广东陆丰甲湖湾电厂新建工程
(2×1000MW)可行性研究报告
前言
广东宝丽华新能源股份有限公司（以下简称“公司”或“宝新能源”），是1997年1月在深圳证券交易所上市的新能源电力公司(证券代码：000690，证券简称：宝新能源)。公司上市18年以来，秉承立足主业求规模、稳健经营求效益的经营方针，发扬“精品意识、人文关怀”的企业文化精髓，持续完善公司法人治理结构，提高规范运作与制度创新、管理创新水平，努力提升公司核心竞争力和可持续发展能力，获得了快速健康高效发展。
发展资源综合利用、高效清洁能源和可再生能源，是公司做大做强新能源电力核心主业的两大主线。自2003年开始，公司累计投资67亿元，建设全国最大的资源综合利用电厂——梅县荷树园电厂。2007年，公司成立全资子公司陆丰宝丽华新能源电力有限公司，负责陆丰甲湖湾清洁能源基地的开发与建设。根据规划，公司拟在广东省汕尾陆丰湖东镇建设8台100万千瓦级别的超超临界发电机组，建成后，公司陆丰甲湖湾电厂将成为全国最大的发电厂之一。
本次投资项目为：广东陆丰甲湖湾电厂（以下简称“电厂”）新建工程(2×1000MW)（以下简称“本工程”）。
本工程能够有效满足广东地区电力需求快速发展的需要，符合国家产业导向和珠三角地区发展低碳经济的政策，对促进粤东及汕尾地区经济发展，贯彻公司新能源电力“221”发展规划、实现规模化扩张，具有重要意义。
本工程已委托广东省电力设计院编制《广东陆丰甲湖湾电厂新建工程(2×1000MW)可行性研究报告》，并经中国国际工程咨询公司审查通过，已获广东省发展和改革委员会《广东省发展改革委关于广东陆丰甲湖湾电厂新建工程项目核准的批复》（粤发改能电函[2015]590号）核准。现本可研报告，依据广东省电力设计院编制的《广东陆丰甲湖湾电厂新建工程(2×1000MW)可行性研究报告》而编制，供公司投资决策使用。
第一章 概 述
1.1项目背景
随着广东进入社会经济发展新阶段,电力需求持续快速增长,根据2013年《广东电网滚动规划研究》等研究成果，预计 2020年，广东全社会用电量和全社会用电最高负荷分别为7350亿kWh和135500MW，“十三五”期间年均增长率分别为5.8%和6.0%；
预计2025年，全社会用电量和全社会用电最高负荷分别为8550亿kWh、160000MW，“十四五”年均增长率分别为3.0%、3.4%；预计2030年全社会用电量和全社会用电最高负荷分别为9600亿kWh和180000MW，“十五五”年均增长率分别为2.3%和2.4%。
在省内已明确电源全部按规划建成投产的情况下，预计 2015有电力盈余2868MW，但随着负荷的快速增长，自2017年开始，全省开始出现电力缺额，2017年和2020年，广东在充分接受西电的条件下，仍分别有约6343W和19978MW电源空间（利用容量）。
由珠江口以东地区电力平衡可以看出，在考虑备用容量和陆丰甲湖湾发电厂一期1、2号2×1000MW机组所发电力在珠江口以东地区消纳的情况下，珠江口以东地区仍存在较大的电力缺口。由此可见，广东陆丰甲湖湾发电厂(2×1000MW)工程的建设投产能够有效满足广东尤其是深莞惠地区电力需求快速发展的需要，推动经济的发展。
另外，在今后的经济发展中，广东东西两翼将根据各自的产业特色、地域特点和资源优势，承接和发展相关产业，实现珠三角资金、管理、信息、品牌与山区及东西两翼土地、自然资源等方面优势互补。通过推动珠江三角洲产业向山区和东西两翼梯度转移，缩小欠发达地区与发达地区的差距，以促进区域经济协调发展。根据《广东省东西两翼地区经济发展专项规划》的相关意见，要充分发挥东西两翼良好的沿海港口条件，以电力建设为中心，在东西两翼地区建设一批沿海大型骨干电厂，把两翼发展成为广东省电力供应基地。
根据广东省政府提出在珠三角实施最严格的大气污染管理措施，未来，珠三角地区新增常规火电难度较大。珠江三角洲地区环境污染严重，电力需求较大。外区供电可以有效抑制该地区内 SO、NO等污染物的排放，降低污染，改善空气质量。外区建设 2 X
2×1000MW燃煤机组向珠三角地区供电，每年可减少本地区SO、 NO排放大约为5000 2 X
吨，在提高区域供电能力的同时，对保护生态环境，促进社会经济的可持续平衡发展有极大的帮助，符合国家产业导向和珠三角地区发展低碳经济的政策。
本工程向珠三角地区输送电力，在提高地区电力供应能力的同时，可有效满足珠三角地区环境管理要求。适时建设陆丰甲湖湾电厂对提高广东省内电力供应能力，促进省政府“区域协调发展战略”，改善珠三角环境、加快粤东经济发展具有积极的意义。
汕尾市陆丰属于粤东地区，自然资源丰富，具有较好的运输和港口建设条件。项目所在地有16km的海岸线，既有很好的风力资源，又有优越的深水港海岸线，经炸礁后可通行 15万吨船舶，属于天然良港，具备建设大型燃煤电厂的条件。项目位于南中国对外开放的前沿地区，依海而建，是我国进口东南亚和澳大利亚煤炭海运运距较短的港口之一。基地火电项目原煤的供应依托于海运，有利于统筹安排国内国外两个市场，有效降低燃煤综合成本。但该地区工业经济非常落后，是一片待开垦的处女地，急需引进有实力的知名企业到当地开发建设，带动当地经济的发展，促进和谐社会的建设。
宝新能源拟建设的陆丰甲湖湾(陆上)风电场、陆丰甲湖湾(海上)风电场和大型百万级超超临界火电机组，正是顺应了这种能源政策的要求，在沿海地区，充分利用沿海风力资源，一方面建设大型风力发电机组，同时，在陆丰充分利用天然的深水港条件，建设超超临界大型火力发电机组，是落实提高资源利用效率和实现节能减排目标的重大举措。
宝新能源是中国证券市场中的新能源电力龙头上市公司，具有丰富的电力运营经验和较高的电力运行技术能力，在资源、机制、文化等方面有着自身独特而鲜明的特色优势。根据宝新能源的新能源发展奋斗目标，发展资源综合利用、高效清洁能源和可再生能源，是宝新能源做大做强新能源电力核心主业的两大主线。宝新能源拟利用陆丰市优越的海域资源优势规划建设10万吨级的运煤专用码头、陆丰甲湖湾(陆上)风电场、陆丰甲湖湾(海上)风电场及陆丰甲湖湾电厂，规划总装机容量达到 954万千瓦，将建成全国最大的风电及高效节能燃煤发电并举、煤电储运一体化的新能源基地—汕尾市陆丰甲湖湾清洁能源基地。这是宝新能源上市 17年来，在中央、省、市、县各级政府的大力支持下做精做优山区经济之后，积极实施蓝海战略、做大做强清洁新能源基地的重大战略部署，也是公司未来几年投资计划的重中之重。
汕尾市陆丰甲湖湾清洁能源基地的建设，是广东省、汕尾市的重点建设项目，不仅将使宝新能源的新能源电力主业加速腾飞，而且将对汕尾市、陆丰市的地方经济的快速发展起到极大的推动作用，同时对广东省电力建设和国民经济发展也具有积极意义。
根据汕尾市发改局要求，宝新能源委托广东省电力设计研究院于 2007年 8月底完成《汕尾市陆丰宝丽华清洁新能源基地建设工程总体规划报告》，并上报汕尾市发改局。
根据该报告，宝新能源在陆丰地区的能源发展规划如下：
(1)陆丰宝丽华新能源电力有限公司甲湖湾(陆上)风电场一、二期总投资10亿元的装机 9.9万千瓦机组已通过核准。一期核准4.95万千瓦，实建 4.8万千瓦已建成投产，二期4.95万千瓦正在全面建设中。
(2)汕尾市陆丰甲湖湾(海上)125万千瓦风电场，经广东省、汕尾市有关部门批准，已开展前期测风、可行性报告的立项等准备工作，目标建成为全国最大的海上风电场。
2013年，根据国家批准的《广东省海上风电场工程规划》，该风电厂建设规模调整为144万千瓦。
(3)同时拟建汕尾市陆丰甲湖湖湾码头和陆丰甲湖湾电厂8×1000MW超超临界机组。一期1、2号(2×1000MW)燃煤机组已于2012年10月取得国家能源局《关于同意广东陆丰甲湖湾电厂新建工程开展前期工作的复函》(国能电力[2012]320号)，并委托广东省电力设计研究院开展前期工作，配套煤码头前期工作亦委托中交第四航务工程勘测设计院开展相关工作,并取得相关批复文件。
在广东省委、省政府的优先支持和关怀下，在汕尾市委、市政府，陆丰市委、市政府的关心指导下，在梅州市委、市政府，梅县县委、县政府和各有关部门的鼎力支持下，在各有关部门的大力协助下，宝新能源和汕尾市、陆丰市人民携手奋斗，努力把汕尾市陆丰建成全国最大的清洁新能源基地，并成为国家清洁新能源的样板基地。这对增进两地人民友谊、加强区域间经济合作、实现两地社会经济的双赢发展，具有积极的重要的现实意义！
广东陆丰甲湖湾电厂新建工程(2×1000MW)(以下简称本项目)为新建燃煤机组，厂址位于汕尾市陆丰湖东镇海岬山西约2km的范围。本电厂近期装机容量按4×1000MW国产燃煤机组规划，分期建设，一期先建设1、2号机组。电厂在远期总体规划布置上考虑具备再扩建4×1000MW机组的场地条件，最终规模容量达到8×1000MW，计划在8-10年内陆续建设投产。1、2号机组计划于 2017年陆续投产。设备年利用小时数按 5500小时考虑。
1.2投资方及项目单位概况
广东陆丰甲湖湾电厂新建工程(2×1000MW)超超临界燃煤发电机组由宝新能源投资,由宝新能源全资子公司陆丰宝丽华新能源电力有限公司负责建设。
1.3项目概况
1.3.1工程概况
广东陆丰甲湖湾电厂新建工程(2×1000MW)(以下简称本项目)为新建燃煤机组，厂址位于汕尾市陆丰湖东镇海岬山西约2km的范围。厂址距陆丰市约40km，西距湖东镇约5.5km，东北距甲子镇约8km，南临南海。根据建设厂址的自然条件、广东电力需求发展趋势以及宝新能源公司的发展要求，本项目近期电厂装机容量按4×1000MW国产燃煤机组规划，分期建设，先期建设1、2号机组。电厂在远期总体规划布置上考虑具备再扩建4×1000MW机组的场地条件，最终规模达8×1000MW，初步计划在8至10年内，按照“世界第一流发电厂”水平完成8台机组的建设投产，尤其是在节能环保、建筑外观、去工业化设计、性能先进性方面要按高标准建设。
本期工程拟建设2×1000MW超超临界燃煤机组，同步建设烟气脱硫、脱硝设施，公用设施按照4×1000MW统一规划，土建一次建设，设备分期安装。
本期工程1、2号机组分别计划于2017月6月和10月陆续投产。
本项目的煤炭主要考虑由神华集团供应。燃煤海上运输在黄骅港装船，并与中远航运股份有限公司签订了运输协议，由万吨级海轮经黄海、东海、南海运至广东陆丰甲湖湾电厂新建工程专用煤码头泊位。
1.3.2主要设计原则
1)总体规划指导思想：遵循近期为主、远近结合、统筹规划协调发展的原则，本项目近期电厂装机容量按4×1000MW国产燃煤机组规划，分阶段建设，先期建设1、2号机组，电厂在远期总体规划布置上考虑具备再扩建4×1000MW机组的场地条件，最终规模达8×1000MW。
2)本期工程建设2×1000MW高效超超临界燃煤机组，同步建设烟气脱硫、脱硝设施，公用系统按4台机组统一规划且尽可能分批建设，以节省本期工程投资。
3)贯彻2000年燃煤示范电厂的设计思路：以“成熟、可靠、先进、实用、环保、安
全”的原则为指导思想,设法降低工程造价,提高电厂设备质量水平、控制技术管理水平,提高工程建设经济效益,为电厂运行管理“减员增效”创造条件。
4)主机选型及装机方案：
主机选型：优化选用提高初参数的高效超超临界机组，从根本上提高机组的热经济性，实现节能减排，有利于经济调度。
装机方案：本工程安装的2×1000MW国产高效超超临界燃煤发电机组，按带基本负荷考虑,但应具有一定的调峰性能，以便必要时参与调峰运行。机组设计年利用小时为5500h。
5)各生产系统及其设备的选择要贯彻可靠安全、高效、节能的原则。
6)电厂设计煤种及校核煤种均为神华混煤，并考虑进口煤的可能性。
7)燃煤及运输：海上运输方式，电厂近期燃料以国产煤为主，远期不排除进口可能性。
神府东胜煤从矿区通过南线第二通道——神黄铁路至黄骅港下海，运至陆丰电厂专用卸煤码头。
卸煤码头及港池：专用码头设置一个 10万 t卸煤泊位，结构按 15万 t级考虑，同时预留扩建泊位的位置和条件，由码头设计单位统筹考虑。
8)电厂水源：
电厂的冷却水取自海水,直流供水，码头港池取水，深取浅排。
临时施工用水源接自附近能源基地生活区淡水供应系统；
电厂生活及生产服务水均采用海水淡化。
9)贮灰场：拟建贮灰场位于电厂厂区东北角的山边三角地带，包括部分陆域及海域。
灰渣100%综合利用，事故备用灰场征地面积按贮存火力发电厂本期设计容量2×1000MW机组1年灰渣量(含脱硫副产品)确定。
10)根据项目《地震安全性评价报告》，工程场地 50年超越概率10%的地表水平地震动峰值加速度为115gal(0.117g)，特征周期为0.50s，工程建筑抗震设防烈度为Ⅶ度。
建筑场地类别为Ⅱ类。按规范要求进行抗震设防。
11)1号、2号机组工程电厂出线电压为500kV，出线2回，升压站按户内式GIS考虑。
12)环保措施
干式低低温静电除尘器+MGGH+湿式除尘器：为充分体现宝丽华公司节能环保要求，建设低碳环保、技术领先、世界第一流数字化电站，本工程每台锅炉设2台三通道五电场干式低低温静电除尘器，2套 MGGH装置和 2台湿式除尘器，粉尘排放控制按照高于最新国家标准执行，无论燃用设计煤种还是校核煤种，均优于目前环保的排放要求。
烟囱采用双管钢内筒式,高度暂定为240m,两炉共1座；
配套烟气脱硫设施及选择性催化还原脱硝设施，脱硝采用液氨脱硝吸收剂。
工业废水及生活污水集中处理，按4台机组统一规划，分期建设。
13)采用机炉电集中控制，两机一控设计，采用现场总线技术及一键式启停技术，提高自动化水平，实现减员增效。电气监控全面采用以 IEC61850标准为基础的全数字化控制技术，取消部分硬接线。
14)在设备选型时除考虑高效节能外,宜尽量考虑运行时具备调节能力,使设备能随主机变工况运行,以降低运行成本。
15)编码系统采用《电厂标识编码标准》(GBT50549-2010)进行编码标识。
16)电厂定员及机构设置参 1998年国家电力公司颁发的火力发电厂劳动定员标准执行，暂定280人。
17)电厂生活区由业主单独规划建设。
1.3.3投资规模及主要技术经济指标
1)投资规模
工程项目计划总资金为883111万元
其中:发电工程静态投资为827434元，静态单位投资4137元/千瓦；
发电工程动态投资为874743万元，动态单位投资4374元/千瓦；
2)主要技术经济指标
厂区用地面积(一期工程用地) 31.58hm2
全厂热效率 46.64%
供电标准煤耗 274g/kW.h
厂用电率 3.743%
百万千瓦耗水指标 0.076m3/s·GW
SO排放量 2×0. 31 t/h
2
NO×排放量 2× 0. 28 t/h
烟尘排放量 2×0.06 t/h
1.4主要结论及建议
本工程的各项建设条件优越；主机采用采用提高初参数的超超临界机组，技术先进；
建设的环保设施齐全，环境保护治理措施同步建设投产，满足国家环保标准。本工程将建设成为节地、节水、节能、环境洁净的优质工程。
由于本工程推荐厂址建厂条件优越，可有效较低初投资和运行成本。项目资本金内部收益率达到10%的前提下，测算出含税上网电价为408.781/MWh(含脱硫脱硝)，低于广东省统一核定新投产机组的标杆上网电价 502元/MWh(含脱硫脱硝除尘)；在标杆电价下，项目资本金内部收益率达到31.94%，项目的经济效益显著。同时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，具有较强的盈利和偿债能力，也具备一定的竞争力。在经济方面，本项目是可行的。
综上所述，本工程建设是十分必要，完全可行和效益显著的。
第二章 电力系统
2.1工程建设必要性
（1）满足广东尤其是深莞惠地区电力需求快速增长的需要
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。
根据《广东电网滚动规划研究》等研究成果，预计 2020年，广东全社会用电量和全社会用电最高负荷分别为7350亿kWh和135500MW，“十三五”期间年均增长率分别为5.8%和6.0%；预计 2025年，全社会用电量和全社会用电最高负荷分别为 8550亿kWh、160000MW，“十四五”年均增长率分别为3.0%、3.4%；预计 2030年全社会用电量和全社会用电最高负荷分别为9600亿kWh和180000MW，“十五五”年均增长率
分别为2.3%和2.4%。在省内已明确电源全部按规划建成投产的情况下，预计2015有电力盈余2868MW，但随着负荷的快速增长，自 2017年开始，全省开始出现电力缺额，2017年和2020年，广东在充分接受西电的条件下，仍分别有约6343W和19978MW电源空间（利用容量）。由珠江口以东地区电力平衡可以看出，在考虑备用容量和陆丰甲湖湾发电厂一期1、2号2×1000MW机组所发电力在珠江口以东地区消纳的情况下，珠江口以东地区仍存在较大的电力缺口。由此可见，广东陆丰甲湖湾发电厂(2×1000MW)工程的建设投产能够有效满足广东尤其是深莞惠地区电力需求快速发展的需要，推动经济的发展。
（2）促进电源布局在两翼的发展
在今后的经济发展中，广东东西两翼将根据各自的产业特色、地域特点和资源优势，承接和发展相关产业，实现珠三角资金、管理、信息、品牌与山区及东西两翼土地、自然资源等方面优势互补。通过推动珠江三角洲产业向山区和东西两翼梯度转移，缩小欠发达地区与发达地区的差距，以促进区域经济协调发展。根据《广东省东西两翼地区经济发展专项规划》的相关意见，要充分发挥东西两翼良好的沿海港口条件，以电力建设为中心，在东西两翼地区建设一批沿海大型骨干电厂，把两翼发展成为广东省电力供应基地。
根据广东省政府提出在珠三角实施最严格的大气污染管理措施，未来，珠三角地区新增常规火电难度较大。珠江三角洲地区环境污染严重，电力需求较大。外区供电可以有效抑制该地区内 SO、NO等污染物的排放，降低污染，改善空气质量。外区建设 2 2 X
×1000MW燃煤机组向珠三角地区供电，每年可分别减少本地区 SO、 NO排放大约 2 X
为 5000吨，在提高区域供电能力的同时，对保护生态环境，促进社会经济的可持续平衡发展有极大的帮助，符合国家产业导向和珠三角地区发展低碳经济的政策。
陆丰甲湖湾发电厂位于广东东翼沿海地区，具有较好的运输和港口建设条件。本工程向珠三角地区输送电力，在提高地区电力供应能力的同时，可有效满足珠三角地区环境管理要求。适时建设陆丰甲湖湾发电厂对提高广东省内电力供应能力，促进省政府“区域协调发展战略”，改善珠三角环境、加快粤东经济发展具有积极的意义。
（3）加快电源结构优化进程，节约能源，改善环境
陆丰甲湖湾发电厂一期1、2号2×1000MW机组的建设可以加快大容量高效率低
煤耗机组在广东的发展，加大了大容量、高效率机组在系统中的比重，促进广东电源结构的优化，节约一次能源消耗，改善环境质量。
（4）发挥港口经济作用，促进粤东及汕尾地区经济发展
陆丰市是广东省经济欠发达的革命老区，地处汕尾市东南沿海地带，具有良好的港口条件，建设陆丰甲湖湾发电厂，一方面有利于促进当地港口经济的发展，另一方面是可以促进汕尾地区的基础设施建设，充分运用港口进行资源配置，调整当地产业结构，推动区域经济发展；另一方面电厂的建设，可以促进汕尾地区沿江公路等基础设施建设力度，为港口充分发挥辐射作用打下基础，对促进粤东及汕尾经济发展具有重大战略意义。
2.2工程在系统中的地位和作用
陆丰甲湖湾电厂建成以后，对缓解远期广东电网的供电压力，提高电网供电可靠性，推进系统电源结构优化进程，具有十分重要的作用，该电厂将属广东电网骨干电源之一。
本工程建成投产后，其电力主要送往深莞惠地区进行消纳。
第三章 燃料供应及运输
3.1燃料来源
根据广东省委省政府的有关文件，广东省内的所有煤矿已全部关闭，因此本项目所耗煤炭资源需全部外购。
根据 2008年 6月宝新能源与神华能源签订的长期供煤协议，本项目以神华煤为设计煤种和校核煤种，同时将进口煤作为备用煤源。
3.1.1神府东胜矿区概况
神华集团有限责任公司(简称神华集团)于 1995年 10月经国务院批准，按公司法组建的国有独资公司，是中央直管的 53家国有重要骨干企业之一，我国最大的煤炭企业之一，在国民经济中占有重要地位。神华集团以能源为主业，主要负责统一规划和开发经营神府东胜煤田的煤炭资源和与之配套的铁路、电厂、港口、航运船队等项目，实行矿、路、电、港、航一体化开发，产运销一条龙经营。2008年，神华集团商品煤销售3.08×108t，煤炭产销量稳居全国首位，居世界第五位。2012年其原煤产量再创新高，以
4.0708×108t的绝对优势位列全国第一。神华集团2013年原煤产量3.181×108t。
神府东胜煤炭有限责任公司是神华集团的全资子公司，主要负责开发经营神府东胜煤田骨干矿井及其配套项目。神府东胜矿区位于内蒙中部包头市黄河以南东胜地区，以及陕西北部榆林、神木和府谷地区。煤田总面积3.12×104km2，探明储量2236×108t，远景储量高达6000～10000×108t，属世界上八大煤田之一，煤田地质构造简单，煤层稳定，煤质属低灰、特低硫、特低磷、中高发热量，为高挥发分的长焰煤和不粘结煤，是优质动力煤、化工和冶金用煤。
神东矿区位居中国大型煤炭基地之首，由神华集团负责经营。神府东胜矿区规划面积3481km2，地质储量354×108t。，矿区地质总储量和可采储量、生产能力巨大。矿区1997年二期工程完成后已形成年生产能力3000×104t的规模，三期工程建设规模为年产能力3000×104t。截止2011年底，矿区现有生产和在建矿井1317对，生产能力超过1.5×108t。2013年生产商品煤达到1.961×104t。
神东矿区主要生产矿井情况如下：
1)
榆家梁矿：该矿于2001年1月投产，设计能力800×104t/a，规划矿井生产规模1600×104t/a，矿井服务年限34.2a。截止2011年12月31日，保有资源储量26517.3×104t，保有可采储量14547.8×104t。2013年原煤产量达1829×104t，外运商品煤达1744×104t。
2)
大柳塔矿：该矿规划矿井生产规模1000×104t/a，矿井服务年限75a。截止2011年12月31日，保有资源储量105500.4×104t，保有可采储量53855.4×104t。2013年原煤产量3796.2×104t。
3)补连塔矿(一号井)：现核定生产能力为1000×104t/a，规划矿井生产规模2000×104t/a，矿井服务年限56a。截止2011年12月31日，保有资源储量49590.9×104t，保有可采储量31278.4×104t。
4)
上湾矿：现核定生产能力为1000×104t/a，规划矿井生产规模1000×104t/a，矿井服务年限45.1a。截止 2011年 12月 31日，保有资源储量37128.8×104t，保有可采储量22973.7×104t。
5)
石圪台矿：现核定生产能力为1000×104t/a，规划矿井生产规模1000×104t/a，矿井服务年限43.6a。截止 2011年 12月 31日，保有资源储量75191.7×104t，保有可采储
量32756.7×104t。
3.1.2进口煤源
广东陆丰甲湖湾电厂新建工程(2×1000MW级)地处东南沿海，港口具有良好的辐射国内外的海运条件。近年来国外进口煤炭日益增多，煤炭来源日趋多元化，印尼煤、澳大利亚煤等国外进口煤炭已成为广东省电煤重要供给来源。本项目在利用国外煤源上具有较好的便利条件。因此将国外进口煤作为用备用煤源。
3.2燃料消耗量
电厂规划装机规模4×1000MW超超临界燃煤机组，一期工程建设规模为2×1000MW机组。机组燃煤量见表3.2-1。
表3.2-1 机组耗煤量表
|||||||||
|-|-|-|-|-|-|-|-|
|机组容量数量项 目||1×1000MW|||2×1000MW|||
|||设计煤种|校核煤种1|校核煤种2|设计煤种|校核煤种1|校核煤种2|
|||神华煤|神府东胜煤|印尼煤|神华煤|神府东胜煤|印尼煤|
|小时耗煤量|t/h|406.60|412.29|442.01|813.2|824.58|884.02|
|日耗煤量|t/d|8132|8845.8|8840.2|16264|16492|17680.4|
|年耗煤量|104t/a|223.63|226.8|243.11|447.26|453.52|486.22|

注:日耗煤量按20小时计，年耗煤量按5500小时计。
3.3燃料运输
本工程燃煤拟由矿区经铁路运至黄骅港装船，海运至电厂专用卸煤码头。
3.3.1铁路运输
我国有着丰富的煤炭资源，在今后相当长的时期内，以煤炭为主体的能源结构不会发生大的变化，由于主要产煤区集中在我国西北部，而能源市场需求偏重于东南、华南沿海地区，因而形成了煤炭必须经“西煤东运”、“北煤南运”的局面，其中“三西”(山西、陕西和蒙西)作为我国煤炭主要产区，承担了大部分的煤炭调出任务。
我国自“八五”开始，先后对铁路运输系统进行了一系列的新建和扩建改造，特别是
80年代后期建设的“大秦线”、“朔黄线”两条煤炭专用铁路大通道，加上秦皇岛港，黄骅
港，天津港等煤炭装船港运设施，构成了煤炭外运的第一和第二大通道。
南线第二大通道包括包神线和神黄线，神黄线包括神朔铁路和朔黄铁路，是我国西煤东运第二大通道，其中神朔铁路270km于1996年建成投入试运营，2000年底建成电气化，运输能力为4000×104t/a；朔黄铁路2001年9月底与黄骅港全线贯通，全长588km，神府煤炭可通过神朔铁路从神木经府谷到朔县，再通过朔黄铁路运至黄骅港。2012年，神朔、朔黄铁路的运输能力均达到2.2×108t/a。
3.3.2海上运输
目前，北方沿海运煤港口主要有天津港、秦皇岛港、黄骅港、青岛港等，根据本工程煤源情况，本工程拟将黄骅港作为煤炭的下水港口，煤炭从煤矿经铁路运输到港口后通过海轮直接运到电厂专用煤码头，中间不设中转港口。
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。2006年黄骅港输出能力达8000×104t/a。黄骅港在
2006年后共有 7个泊位。2011年外运煤炭10000×104t/a。2012年黄骅港煤炭港区生产运营再创历史新高，共完成吞吐量 10564万吨，同比增长5%，其中煤炭完成10201万吨，同比增长6.2%。
广东陆丰甲湖湾电厂新建工程(2X1000MW)用煤的运输路径是通过铁路与海船联运，相关铁路以及海路运输的装船码头、运输船均有能力承担运输任务，故神华煤、神府东胜煤均拟采用铁海联运方式直接用大型货船运至电厂的专用煤码头。
3.3.3黄骅港至电厂的海运距离、船型及航路气象影响。
海运距离约：1260海里；
运煤船型：7～10万吨；
3.3.4结论
公司于2008年6月与中国神华能源股份有限公司(供方)正式签署了长期供煤协议，供方承诺自2×1000MW机组投产之日起，为电厂连续提供原煤约500×104t/a。
公司与中远航运股份有限公司(供方)正式签署了长期煤炭运输协议，供方承诺自2×1000MW机组投产之日起，已方每年负责将所需煤炭由装船港运到甲方广东陆丰甲湖湾发电厂码头。
因此广东陆丰甲湖湾电厂2×1000MW级机组的煤源及燃煤运输路径是可行的。
第四章 建厂条件
4.1厂址概述
陆丰市位于广东省东南部，北和陆河县、普宁市交界；东与惠来县接壤；西与海丰县和汕尾市城区为邻。总面积 1681
km2，总人口
157万人。陆丰市辖 3个街道(东海、城东、河西)、17个镇。陆丰市濒临南海，自然条件优越，全市海岸线116.5km。市区距广州330km，距香港300km，距深圳280km，距汕头140km。地处北回归线以南，属亚热带季风气候，气候温和，雨量充沛。
可行性研究报告阶段在陆丰市域内选取了海岬山、麒麟山2个厂址，审查推荐了海岬山厂址为优选厂址。
4.1.1海岬山厂址
1）厂址地理位置
海岬山厂址位于陆丰市东南部海岬山的西南侧(22°49'45.70"N，115°58'42.73"E)，海岬山山顶标高214.88m(1985年国家高程，下同)，厂址距陆丰市约40km，西距湖东镇约5.5km，东北距甲子镇约8km，南临南海。
2）厂址自然条件
厂址东北邻海岬山，南面面海，场地现状主要有木麻黄、稀疏林地和少量农田。厂址属沿海丘陵平原地带，场地比较平坦，陆域标高在0～10.2m，海域标高在0～-6.6m(当地理论海平面基准线以下)，5m水深线平行海边约250m，10m水深线最近处约1100m。
厂址地块较为开阔平坦，长约1600m，宽约1000m，用地可规划布置6×1000MW燃煤机组电厂，并留有再扩建的条件。
3）厂址周边环境
厂址西侧是陆丰宝丽华风电场及其办公区，在厂址东北面的海岬山山脚是规划的陆丰湖东港口作业区，除此之外，拟用厂址场地及附近无其它工业、民用设施,仍处在待开发的自然状态,无任何拆迁。
在厂址北侧 200m处有规划的沿海公路(湖东镇至甲湖镇)和港湖公路(G324国道至沿海公路)。
厂址地理位置图
4.2交通运输
4.2.1交通现状
陆丰市交通非常方便，主要以公路和水路为主。
1） 公路
全市共有公路93条，其中国道1条，高速公路2条，省道5条。G324国道、G15国家高速公路东西方向横贯陆丰市辖区，S17省高速公路连接南北，形成了以高速公路、国道、省道为骨架，县、乡公路为支线的公路网络。
2） 水路
陆丰市海岸线长116.5km，海湾曲折，港湾众多，主要有乌坎、甲子、碣石、湖东、金厢5个港口。乌坎港位于碣石湾顶部，历史悠久，该港距市中心城区东海镇仅9km，目前建有1000t级码头2座，还有可建3000-5000t级码头泊位100多处，已于1997年3月3日正式对外通航，是省口岸办批准的二类进出口岸；甲子港是一个泻湖港，航道水深3-4m，是国务院批准的对外开放口岸装卸点和广东省10大渔港之一；碣石港海域面积达5500km2，有可建万t级以上码头、泊位多处，现投资4000多万元建设的5000t级碣石港成品油专用码头已经投入使用。
3） 铁路
陆丰市现无火车站，建设中的厦深铁路客运专线横贯陆丰市，将在陆丰市设有车站。
4） 航空
附近有潮汕揭阳国际机场，距离厂址约95km，潮汕揭阳机场现可起降大型客机并已开通国内、国际 40多条航线，同时办理部分货运业务，国内可直达北京、天津、上海、广州等30多个城市，国际可直达香港、泰国、新加坡、马来西亚等地。
4.2.2厂址交通条件
海岬山厂址附近的公路有 S338省道、港湖公路和规划建设中的沿海公路，互为连接，沿海公路厂址段已修好，港湖公路和沿海公路均为4车道混凝土道路，路况较好，现有简易公路从沿海公路接入厂址，距离约250m。
厂址位于海边，5m水深线平行海边约250m，10m水深线最近处约1100m，建港条件较好。
4.2.3电厂交通运输设想
根据厂址的自然条件与现状以及电厂的规划，厂址交通运输的原则是：大件运输、燃料(煤)运输以水路为主，公路为辅，不考虑铁路；人员出入、建设材料、施工设备运输以公路为主，水路、铁路为辅。
燃料煤运输由海上运至电厂的运煤专用码头，通过卸煤机及输煤皮带运至厂区煤场。大(重)件设备从生产厂家通过铁路、水路运至电厂自建的大件运输码头，上岸后用大型平板车运至施工区的设备堆场。其它设备或建设期间的材料运输等可视具体情况采用铁路转公路或公路、水路联运方式运抵电厂。
a、进厂道路
主进厂道路由沿海公路厂址段接至厂区，是人流主要进出口通道，次进厂道路，由港湖公路连接厂区，是灰渣运输和后期施工的出入口。2条进厂道路总长约1185.80m。
b、码头
电厂拟建 1个 10万 DWT级运煤专用码头泊位，10万 DWT级运煤专用码头港池和航道按10万t级开挖，结构按15万t级预留，同时建设一个3000t级大件运输码头，预留1个10万 DWT级运煤专用码头泊位。
4.2.4大件设备运输条件
因本工程三大主机及其主要设备厂家还未确定，大件设备按同类型机组考虑。
大件设备主要采用水路运输，运输到电厂自备大件运输码头后进行现场转运。
本工程所安装的主设备，由生产厂家通过水路运至厂内重件码头上岸，再通过平板车运至施工场地；其它设备或建设期间的材料等可视具体情况采用公路或水运运抵厂区。
4.3气象水文
4.3.1气象条件
4.3.1.1气候特征
海岬山厂址位于陆丰市湖东镇东南，背靠海岬山，面向南海。厂址地处北回归线以南，属亚热带季风气候，光热充足，气候温和，雨量充沛，但降雨量的年内分配很不均匀，其中汛期的4～9月约占全年降雨量的85.6%，降雨多属锋面雨和热带气旋雨，前汛期(6月以前)以锋面雨为主，雨面广，降雨量大后汛期以台风雨为主，降雨强度大。季风盛行，全年盛行偏东风，年内风向随季节转换明显，大致4～8月盛行东南
风，9～次年 3月盛行东北偏北风。每年的夏、秋季节常受强烈热带风暴的影响，是当地主要的灾害性天气之一；而冬季则受北方强冷空气的侵袭，北部、中部山区、丘陵区会出现短暂的霜冻和结冰现象。
4.3.1.2气象要素
厂址处无长期的气象观测站，距离厂址约35km有陆丰市气象站，位于东海镇东风路尾后壁洋“郊外”，北纬22°57′，东经115°39′，于 1959年 10月开始记录整编资料，观测项目有气压、绝对湿度、相对湿度、风速和风向、气温、降水量、日照、蒸发量等，仪器设备和资料整理等均符合国家规范。
厂址50年一遇厂址处基本风压为0.90kN/m2，地面粗糙度为A类。
厂址处10m高度100年一遇风压为1.00kN/m2，地面粗糙度为A类。
陆丰气象站主导风向是E，占18%，静风频率占12%。历年10m高度十分钟平均最大风速29.3m/s，相应风向E，发生日期1990年7月31日。
4.3.2水文条件
除特殊说明外，本小节一律采用1985国家高程系。
4.3.2.1潮汐
1)潮汐特征
厂址处无验潮资料，暂参考厂址西面的汕尾海洋站的验潮资料，潮汐类型属不正规日潮。
在陆丰市境内查测得的最高风暴潮水位为发生于1953年9月2日，系5315号台风所致，最高暴潮水位达2.65m。
2)设计潮位
按汕尾海洋位站和厂址处周年潮水位观测站同期低潮位资料，点绘汕尾海洋站与厂址处周年观测站低潮位相关图，推算得厂址保证率P=97%的最低潮位为－2.14m；保证率P=99%最低潮水位－2.20m。换算至厂址之设计低潮位拟于下一设计阶段进一步复核。
4.3.2.2海流
厂址附近海域的潮流主要受太平洋潮波的作用。太平洋潮波自巴林塘海峡和巴士海峡进入南海后，以前进波的形式向广东沿岸传播，由于地形、地貌复杂，对潮波运动产生各种影响。在广东沿海浅海范围内，潮波分布复杂，潮波性质、大小、运动形
式均因地而异。
参考该海域 2005年 7月、2006年 1月两次短期调查结果，本海域潮流性质属不正规半日潮流，且运动形式大都呈往复流，近岸流速较小，远岸较大。涨、潮流速差别不明显，夏季落潮流稍大于涨潮流，而冬季涨潮流速稍大于落潮流速。夏季海区的余流流速最大值为0.41m/s；小潮期的余流流速比中潮期大、中潮期比大潮期大；冬季海区的余流流速最大值为0.35m/s；中潮期的余流流速最小。夏季余流流向小潮期以东向为主，中潮期表层以东向为主，中、底层以西向为主，大潮期趋势不明显；冬季的余流流向以偏西向为主。在垂直方向上，上层的余流流速比中层大、中层比下层大；在水平方向上，远岸余流流速比近岸大。
4.3.2.3波浪
厂址附近无长期波浪观测资料，厂址西南面约45km的遮浪站长期测波，据遮浪站1971～1990年测波资料统计得该海区以风浪为主，常浪向为ENE－ESE，出现频率共占61%；强浪向为偏南向。年平均波高(H)为1.4m，年平均周期为4.2s，最大波高 1/10
9.5m，系 1979年 8月 2日在深圳登陆的 7908号台风所产生，波向SE，H8.5m，周 1/10
期9.1s，当时风速大于40m/s，系岸用测波仪定时观测。
4.3.2.4温度
由于厂址附近地区没有水温观测资料，因此借用厂址西南面约45km的遮浪海洋站的水温资料。
遮浪海洋站历年最高表层水温 32.7℃，发生于 1986年 9月 14日，9月 15日；历年最低表层水温9.9℃，发生于1973年12月25日。
4.3.2.5泥沙及岸滩稳定性
本海区没有较大的河流来沙影响，水体含沙量不大，潮流流速很弱，螺河等远距离的高含沙量的水体不易随潮流运移到本海域，本海域活动的泥沙只能是滩面泥沙在波浪的作用下的再搬运。经现场勘查，本海区岩石裸露，且附近无大江大河输沙入海。
4.4电厂水源
电厂的供水水源包括循环冷却水供水水源和淡水供水水源两部分。
4.4.1循环冷却水水源
电厂机组冷却水采用直流供水系统，冷却水水源为海水。
厂址位于陆丰市湖东镇东南，背靠海岬山，面向南海。由于水域宽阔，水量充沛，近岸水深条件较好，5m水深线离岸约300m，10m水深线离岸约1000m，不仅对电厂的温排水扩散和冷却都颇为有利，且厂区已处在6～7m水深线，缩短了深水区与岸边的距离，具备良好的取水条件。经现场勘查，本海区岩石裸露，且附近无大江大河输沙入海，可初步判断其岸滩基本稳定。
本海域潮流性质属不正规半日潮流，且运动形式大都呈往复流，近岸流速较小，远岸较大。涨、潮流速差别不明显，夏季落潮流稍大于涨潮流，而冬季涨潮流速稍大于落潮流速。
厂址处无长期验潮资料，暂参考厂址西面的汕尾海洋站的验潮资料。
在陆丰市境内查测得的最高风暴潮水位为发生于1953年9月2日，系5315号台风所致，最高暴潮水位达2.50m。
4.4.2淡水水源
依据合理利用水资源和节约用水的原则，参考同类型工程估算，当装机容量为2×1000MW时，淡水平均时用水量约为549m3/h，年用水量约314万m3；
据现场踏勘及到当地水利部门调查收资了解的初步情况判断，厂址淡水水源方案为：生活及施工用水由陆丰市龙潭灌区龙潭水库和巷口水库供给，两水库水量通过输水干渠向南部输水，进入其结瓜水库－尖山水库，电厂可从尖山水库取水；电厂工业用水采用海水淡化。
为了保证龙潭灌区满足电厂用水的要求，应调整水库的功能规划，包括农田灌溉面积、灌溉定额，且需得到水行政主管部门的批准。但即使如此，客观上仍然存在不可避免的供需矛盾。如果将龙潭水库从年调节水库扩容为多年调节水库，将要研究解决扩容的工程费用，以及水库淹没、迁安等问题。因此为了保证电厂安全可靠用水，电厂淡水用水本阶段按照海水淡化供给考虑。
4.4.3海水淡化
目前，海水淡化技术已渐趋成熟，国内也有滨海电厂采用淡化海水作为淡水水源。
厂址濒临南海，水深条件良好，具备海水淡化的地理条件，可作为电厂工业用水水源。
4.5贮灰场
本期工程建设规模为：本期建设2×1000MW超超临界燃煤机组，同步建设烟气脱
硫、脱硝设施。
本工程采用干除灰方式，2×1000MW机组年灰渣量约为66.90×104m3/a，年石子煤量2.24×104m3/a。脱硫石膏量18.54×104m3/a，当脱硫石膏无法综合利用时也将占用灰场堆放。
《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660-2011中规定：“……当灰渣(含脱硫副产品)确能全部利用时，可按贮存1年灰渣量(含脱硫副产品)确定征地面积并建设事故备用贮灰场。”
根据调查，厂址附近周边地区灰渣销售很好，供不应求，综合利用情况较好。灰渣综合利用既能变废为宝，节约能源，节省投资，同时还减少环境污染，减少贮灰场占地面积，符合相关国家产业政策。
本工程业主已与广东塔牌集团股份有限公司签订了1、2号机组粉煤灰、渣及脱硫石膏销售及综合利用协议，尽可能保证电厂1、2号机组所排粉煤灰、渣及脱硫石膏零排放。同时结合珠三角灰渣综合利用现状，灰渣将100%被综合利用。因此本期按照贮存1年左右灰渣量(含脱硫副产品)确定事故灰场征地并建设。
4.5.1海岬山厂址贮灰场
事故灰场按贮存年限1年左右征地和建设。
本期事故备用贮灰场选用海边灰场，位于现有厂址东侧，利用排水明渠、护岸和进厂道路之间形成的边角区域就近建设灰场。该区域地形上呈狭长的三角形，不利于作为其他功能使用，本着节约土地的宗旨，选用该区域作为贮存灰渣的灰场是比较适合的。
该区域由陆域部分和海域部分组成，陆域部分灰场内的地面标高1.1m~7.3m(1985国家高程，下同)，海域部分灰场内的海床面标高-2.0m~-1.0m(1985国家高程，下同)，多年平均潮位为0.50m，可将灰场内开挖或回填至0.65m，利用低潮位时期进行防渗土工膜的干施工。陆域部分占地面积为 10.12
hm2，开挖至
0.65m高程开始堆灰，至最终堆灰高度6.10m时，形成库容为51.2万m3的灰场。海域部分占地面积为8.52hm2，填土至 0.65m高程开始堆灰，至最终堆灰高度 6.10m时，形成库容为 39.1万m3的灰场。陆域和海域两部分共同使用，占地面积为18.64hm2，可形成库容为90.3万m3的灰场，可以满足2×1000MW机组贮存灰渣和脱硫石膏1年的要求。
灰场库底铺设土工膜进行防渗处理，以避免灰水外渗。石膏与灰渣分区堆放，二者
之间筑土石坝隔离，并铺设土工膜防渗漏。
干灰(渣)调湿后采用密闭罐车运送至灰场碾压堆放，由于本期初期贮灰场紧邻厂区，故暂不设立灰场管理站，灰场内喷淋可以采用洒水车，也无需建设运灰道路。
4.6地震、地质及岩土工程
4.6.1区域地质概况
4.6.1.1地层岩性
根据区域地质资料及岩土工程勘测资料所揭示，厂址场地广泛出露第四系地层，上覆第四系主要有冲积层、海积层、海陆交互沉积层及坡、残积层，厚度较大，下伏基岩主要为白垩世二长中粗粒斑状花岗岩(Kηγ)。
1
4.6.1.2近场区断层
在海岬山厂址东面附近的海岬山上，有一组北西向断层组，定名为 F1北西向断层组。根据断裂活动性调查及能动断层鉴定海岬山附近范围内没有发现晚更新世以来活动断裂，近区域的断裂与海岬山附近范围的地表断层不存在构造上的联系，海岬山附近范围内未发现能动断层。可不考虑其对海岬山厂址稳定性的影响。
4.6.2地震地质
4.6.2.1区域地震活动情况
根据1995年国家地震局震害防御司编《中国历史强震目录》(公元前23世纪至1911年)、1999年中国地震局震害防御司编《中国近代地震目录》(1912年至1990年Ms≥4.7)、国家地震局地球物理研究所编《中国地震年报》(1991年至 2000年)、国家地震局地球物理研究所编《中国数字地震台网观测报告》(2001年至 2004年)、中国地震局分析预报中心汇编《中国地震详目》(1970至 2005年)等地震资料，编制了区域范围内破坏性地震(Ms≥4.7)(1067年～2004年)和现代小震(1.0≤Ms≤4.6)(1970年～2005年 4月)目录。
区域范围内Ms≥4.7级历史地震目录列于表2.2.1-1，现代微震数目较多不以表格形式列出。区域范围内1067～2004年共记录到Ms≥4.7级破坏地震(包括余震)37次，其中7.0～ 7.9级地震 2次；6.0～6.9级地震 9次；5.0～5.9级地震 12次；4.7～4.9级地震 14次。
区域范围内1970～2005年4月共记录到1.0≤MS≤4.6级现代小、微震4809次。
4.6.2.2地震基本烈度
本工程建筑场地地震安全性评价报告已由广东省地震工程勘测中心完成，并经国家
的结论意见。指出：“该报告结果为广东陆丰甲湖湾发电厂工程的抗震设防要求，供建设工程抗震设计使用。”
按该报告工程场地 50年超越概率10%的地表水平地震动峰值加速度为115gal(0.117g)，特征周期为0.50s，工程建筑抗震设防烈度为 7度。建筑场地类别为Ⅱ类，属建筑抗震不利地段。
4.6.2.3厂址稳定性分析
推荐的海岬山厂址区域范围内虽然有破坏性地震分布，但是厂址近场区未曾有地震地质灾害的历史纪录，现今的地震活动较弱，活动频度也低。推荐的海岬山厂址与各断裂直线距离均大于10km，处于地质构造稳定地带。
推荐的海岬山厂址东侧海岬山分布有一规模较小的北西向断层组，该断层组属于非全新活动断裂，对厂址稳定性无影响，该厂址区适宜建设大型发电厂。
4.6.3岩土工程特征
4.6.3.1地形地貌
推荐的海岬山厂址位于甲子港西面的海岬山西侧，南面临南海。地貌单元主要为海积平原和海岸地貌两大类。海积平原地形平坦宽阔，高程约4m～8m，部分为小沙丘。
海岸地貌主要有沙堤、滩涂和水下岸坡。临海地域多为海积砂堤、砂地和浅滩，往外为海域。砂堤内侧相对低洼、平坦，局部分布小鱼塘、盐田等。
4.6.3.2地层岩性
根据钻孔揭露，推荐的海岬山厂址上覆第四系主要有：人工填土、冲洪积粘性土、海积砂土、海积粘性土和残积粘性土；下伏基岩为白垩世二长中～粗粒斑状花岗岩(Kηγ) 1和煌斑岩岩脉。
4.6.4水文地质条件
推荐的海岬山厂址场地地下水为潜水型地下水，水位较浅，主要埋藏于第四系孔隙及白垩世风化基岩裂隙中，地下水主要靠大气降水和地表径流的补给，地下水与南海相通，并与南海海水有一定的水力联系。地下水位的变化随季节性气候变化而变化。
根据水质分析结果，勘测场地陆域地段的地下水对混凝土结构、钢筋混凝土结构中钢筋均为微腐蚀性。海水对混凝土结构有中等腐蚀性，腐蚀介质为 SO
2¯；在干湿交替 4
条件下对钢筋混凝土结构中钢筋有强腐蚀性，长期浸水条件下对钢筋混凝土结构中钢筋有弱腐蚀性，腐蚀介质均为Cl¯。
工程设计、施工需考虑地下水的影响，深基坑要采取降排水措施。
4.6.5不良地质作用
勘测场地局部地段有砂土液化现象，根据建筑抗震设防类别，应采取有效的抗液化措施。由于本次勘测点间距较大，所进行的标准贯入试验次数有限，不排除其它地段存在砂土液化的情况，建议下阶段对砂土层做进一步的液化判别工作。
厂址区揭露的淤泥质土层(包括⑤、⑦层)地基承载力特征值≤80kPa，在场地遭受Ⅶ度地震时，存在软土震陷的可能性。
除此以外，场地暂未发现海蚀沟(洞)、地下洞穴、采空区、塌陷等不良地质作用。
也未发现压矿、保护的古文物等情况。
4.6.6岩土工程分析与评价
勘测场地分为海积平原地段(陆域)和海域地段两部分，根据波速测试成果数据和《建筑抗震设计规范》(GB50011-2010)对场地土的类型划分标准，勘测场地内地基土可划为五种类型，即坚硬土或岩石、中硬土、中软土和软弱土。根据地震安全性评价报告，建筑场地类别为Ⅱ类，属建筑抗震不利地段。
4.6.7结论与建议
1)拟选厂址区大地构造上处于粤东断块区内，区域断裂构造发育。厂址附近主要区域性断裂构造有：东西向的高要～惠来深断裂带、北东向的潮州～普宁深断裂和汕头～惠来深断裂带。厂址与各断裂直线距离均大于10km，处于地质构造稳定地带。
厂址东侧海岬山分布有一规模较小的北西向断层组，该断层组属于非全新活动断裂，对厂址稳定性无影响，该厂址区适宜建设大型发电厂。
2)厂址近场区历史上未发生过破坏性地震，地震活动相对微弱。根据厂址区的地震安全性评价报告，按该报告工程场地 50年超越概率10%的地表水平地震动峰值加速度为115gal(0.117g)，特征周期为0.50s，工程建筑抗震设防烈度为7度。
4)未经处理的松散状的人工填砂①及中砂③层、淤泥质土⑤、⑦层，不能直接作 1
为地基基础持力层。
5)陆域地段区：中密状砂土层埋深较浅地段，建议布置在该地段荷载较轻、沉降变形要求不高的附属建筑(构)物的基础型式可以采用天然地基，中密状砂土作为天然地基的持力层，对于存在下卧软弱层的地段，应对软弱下卧层进行强度和变形验算。其它地段建议采用桩基，主要建(构)筑物宜采用中等风化、微风化岩层作为桩端持力层；荷载较轻的附属建(构)筑物可采用残积土、全风化及强风化岩层作为桩端持力层。
6)海域地段区：布置在该地段的建(构)筑物宜采用桩基，主要建(构)筑物宜采用中等风化、微风化岩层作为桩端持力层；荷重较轻的附属建(构)筑物可采用残积土、全风化及强风化岩层作为桩端持力层。若考虑采用上部的人工填土层作为某些荷载较轻沉降变形要求不高的附属建(构)筑物的基础持力层，需对上部土层(人工填土、松散状中砂)进行人工处理，处理后经检测满足设计要求后才能使用。
7)勘测场地陆域地段的地下水对混凝土结构、钢筋混凝土结构中钢筋均为微腐蚀性。海水对混凝土结构有中等腐蚀性，在干湿交替条件下的钢筋混凝土结构中的钢筋有强腐蚀性，长期浸水条件下对钢筋混凝土结构中钢筋有弱腐蚀性考虑。由于地下水与南海海水有密切的水力联系，而海水的化学成分受季节、气候、海潮等因素影响变化较大。
建议下一阶段勘测过程中对岸边地下水进行长时间的观测，进一步查明地下水与海水的水力联系，确定海水渗透岸边陆域的范围，最终对地下水和海水的腐蚀性进行分区评价。
8)场地地下水位较浅，工程设计、施工需考虑地下水的影响，深基坑要采取降排水措施。
9)勘测场地局部地段有砂土液化现象，根据建筑抗震设防类别，应采取有效的抗液化措施。由于本次勘测点间距较大，所进行的标准贯入试验次数有限，不排除其它地段存在砂土液化的情况，建议下阶段对砂土层做进一步的液化判别工作。
10)场地未发现海蚀沟(洞)、地下洞穴、采空区、塌陷等不良地质作用。也未发现压矿、保护的古文物等情况。
11)预测工程建设引发的地质灾害类型有砂土液化和水土流失，工程建设可能遭受的地质灾害有地基不均匀沉降、桩基失稳、地下水和海水的腐蚀，其处理措施详见地质灾害危险性评估报告。
第五章 工程设想
5.1全厂总体规划及厂区总平面布置
5.1.1电厂总体规划
厂址是不可多得的资源，根据可研阶段选定的 2个厂址均具备建设4×1000MW级燃煤发电机组的条件，均有再扩建的条件，因此厂址总体规划遵循近期为主、远近结合、协调发展的原则，统筹规划，分期建设。本期建设2×1000MW超超临界燃煤机组，同步建设烟气脱硫、脱硝设施，公用设施按照4×1000MW级统一规划，土建一次建设，设备分期安装。
1）电厂总体规划原则
a、执行基本国策，节约和合理利用土地资源；
b、符合当地土地利用规划要求；
c、与城市(镇)总体规划相协调；
d、以厂区为中心，厂内外工艺流程合理，尽量缩短各种管线；
e、处理好厂内外道路、码头、管线的连接；
f、处理好厂内与厂外、生产与生活、生产与施工之间的关系；
g、合理利用自然地形、地质条件，实现土石方量平衡；
h、方便施工，有利扩建。
海岬山厂址西侧是陆丰甲湖湾能源基地生活区、陆丰宝丽华风电场及其办公区，在厂址东北面的海岬山山脚是规划的陆丰湖东港口作业区，除此之外，拟用厂址场地及附近无其它工业、民用设施,仍处在待开发的自然状态,，无任何拆迁。根据可行性研究报告审查意见，海岬山厂址做了2个厂址总体规划方案。
a、海岬山厂址总体规划图(方案一)
本方案为码头方案一A(码头推荐方案)对应厂区总平面规划布置方案一进行厂址总体规划，其主要特点是电厂由东北向西南扩建，详见图F3071T-A02-Z03。
电厂主厂区：位于海岬山西南的岸滩上，南面面海，陆域标高在0～10.2m，海域标高在0～-6.6m(当地理论海平面基准线)，厂址地块较为开阔平坦。电厂一期工程建设2×1000MW级燃煤机组，公用设施按4×1000MW级燃煤机组规划，电厂固定端朝东北，由东北向西南扩建。
码头及航道：本工程燃煤及大（重）件设备运输采用海上运输，电厂专用码头及港池位于电厂一期工程主厂区的南侧，码头前沿线距离电厂护岸100m，入港航道向南偏西接入外海航道。电厂拟建 1个 10万 DWT级运煤专用码头泊位，码头结构按 15万 DWT级预留，一个 3000t级大件运输码头。防浪堤为单环抱式，防浪堤从海岬山尖咀引出，向西南伸出2509.6m，对码头(港池)和电厂厂区形成掩护。
电气出线及走廊规划：电厂规划暂以 500kV一级电压接入系统，本期工程建设 2回500kV线路接入规划建设的500千伏城西开关站，电气出线从厂区的西北部接出，出线走廊规划在厂区的西北部。城西开关站位于厂址西面约 247km处，出线长度约为2×247km，采用6×630mm2耐热型导线。
水源：电厂施工用水接自陆丰甲湖湾能源基地生活区，能源基地生活用水由陆丰市龙潭灌区龙潭水库和巷口水库供给，两水库水量通过输水干渠向南部输水，进入其结瓜水库－尖山水库，电厂从尖山水库取水，输水管线长度约20.30km，能源基地生活区淡水供应不属于本项目范围；电厂生活用水及电厂工业用水均采用海水淡化，海水淡化设施规划布置在电厂厂区内。
循环冷却水系统：电厂采用直流供水系统，循环冷却水为海水。采用明渠取水和排水，取水口位于厂区的东南角的码头港池内，排水口位于东面海岬山的入海处、防浪堤外。
进厂道路规划：主进厂道路由厂区接至沿海公路厂址段，是人流主要进出口通道，路宽为12m混凝土道路，长度为237.70m。次进厂道路，由厂区连接港湖公路，是灰渣运输和后期施工的出入口，路宽为9m混凝土道路，长度为948.10m。
厂址竖向及防排洪(防浪)规划：厂址东北高西南低，周边标高在6.0m~11.0m之间，南面面临南海，厂址二百年一遇设计高潮位为2.95m.。考虑与周边地区的衔接及充分利用码头港池疏浚砂石填海的土石方平衡的等因素，电厂厂区场地地坪标高初定为4.50m，有利于排水通畅与防洪排涝。另外，电厂主厂区的东、北面规划了2道防排洪屏障，在沿海公路的东北侧(循环冷却水排水明渠外侧)设排洪沟，作为厂址北面和东面防排洪的第1道屏障，在主厂区的北侧和东侧有循环冷却水取水和排水明渠，可作为第2道屏障。
电厂主厂区的南面也规划了2道防浪屏障，第1道防浪屏障是码头东防浪堤，第2道防浪屏障是厂区护岸。
灰场规划：本工程根据现有规定只需建设事故灰场，事故灰场按贮存年限1年左右征地和建设，位于电厂固定端东面的滩涂上。事故灰场占地面积为18.64hm2，可形成库容为90.3万m3的灰场，可以满足2×1000MW机组贮存灰渣和脱硫石膏1年的要求。
施工场地：施工区及施工单位生活区初步考虑布置在厂区扩建端，一期工程的西南侧，该用地是二期工程3、4号机组的规划用地，施工场地采用租地，面积为22.16hm2。
电厂生活区：规划布置在厂区西面1300m的陆丰甲湖湾能源基地生活区内。
厂址条件一览表详见表5.1-1
表5.1-1 海岬山厂址总体规划图(方案一)厂址条件一览表
||||||||
|-|-|-|-|-|-|-|
|序号|名 称|||单 位|数量|备 注|
|1|电厂总用地面积|||hm2|271.3073||
||其中|一期工程厂区用地面积(征地)||hm2|31.58|其中海域17.06hm2|
|||施工区用地面积(租地)||hm2|22.1616|其中海域15.02hm2|
|||取、排水明渠用地面积(征地)||hm2|24.2445|其中海域7.30hm2|
|||事故灰场用地面积(征地)||hm2|18.6397|其中海域8.52hm2|
|||厂外道路用地面积(征地)||hm2|3.2815|其中海域1.73h|
|||码头、防浪堤、港池及航道面积(海域)||hm2|171.40|其中码头4.48hm2，和防 浪 堤 面 积 为16.5254hm2|
|2|主进厂道路线长度(红线宽30m)|||m|237.70||
|3|次进厂道路长度|||m|948.10|北段(红线宽 50m) 长度112.67 m，南段(红线 宽 24m) 长 度835.43 m。|
|4|桥梁(宽16m)|||m|70||
|5|排洪沟|||m|1900||
|6|土石方工程量（土方）||挖方|万 m3|125.00|欠方由厂外工程余方和港池开挖余方补充|
||||填方|万 m3|177.90||

||||||||
|-|-|-|-|-|-|-|
|序号|名 称|||单 位|数量|备 注|
||其中|厂区土石方工程量|挖方|万 m3|18.00||
||||填方|万 m3|127.50||
|||施工区土石方工程量|挖方|万 m3|5.00||
||||填方|万 m3|15.00||
|||厂外道路土石方工程量|挖方|万 m3|0.50||
||||填方|万 m3|15.40||
|||事故灰场土石方工程量|挖方|万 m3|60.00||
||||填方|万 m3|20.00||
|||取、排水明渠土石方工程量|挖方|万 m3|41.50||
||||填方|万 m3|0.00||
||||填方|万 m3|47.80||

b、海岬山厂址总体规划图(方案二)
本方案为码头方案二对应厂区总平面规划布置方案二进行厂址总体规划，其主要特点是电厂由西南向东北扩建，详见图F3071K-A02-Z04。
电厂主厂区：位于海岬山西南的岸滩上，南面面海，陆域标高在0～10.4m，海域标高在0～-8.2m(当地理论海平面基准线)，厂址地块较为开阔平坦。一期工程建设2×1000MW级燃煤机组，公用设施按4×1000MW级燃煤机组规划，电厂固定端朝西南，由西南向东北扩建。
码头及航道：本工程燃煤运输采用海上运输，电厂专用码头及港池位于电厂一期工程主厂区的南侧，码头前沿线距离电厂护岸100m，入港航道向南偏西接入外海航道。
电厂拟建 1个 10万 DWT级运煤专用码头泊位，码头结构按 15万 DWT级预留，一个 3000t级大件运输码头。防浪堤为双环抱式，东防浪堤从海岬山尖咀引出，向西南伸出2509.6m，西东防浪堤从厂区西南角取水明渠接出，向东南伸出384.63m，对码头(港池)
和电厂厂区形成掩护。
电气出线及走廊规划：电厂规划暂以 500kV一级电压接入系统，本期工程建设 2
回500kV线路接入规划建设的500千伏城西开关站，电气出线从厂区的西北部接出，出线走廊规划在厂区的西北部。城西开关站位于厂址西面约 247km处，出线长度约为2×247km，采用6×630mm2耐热型导线。
淡水水源：电厂施工用水由能源基地生活区供应，能源基地生活区淡水水源由陆丰市龙潭灌区龙潭水库和巷口水库供给，两水库水量通过输水干渠向南部输水，进入其结瓜水库－尖山水库，电厂从尖山水库取水，输水管线长度约21.30km，该管线不属于电厂建设范围；电厂生活及电厂工业用水均采用海水淡化，海水淡化设施规划布置在电厂厂区内。
循环冷却水系统：电厂采用直流供水系统，循环冷却水为海水。采用明渠取水和排水，取水口位于厂区的西南角的码头港池内，排水口位于东面海岬山的入海处、防浪堤外。
进厂道路规划：主进厂道路由厂区接至沿海公路厂址段，是人流主要进出口通道，路宽为12m混凝土道路，长度为180.00m(其中有桥梁50m)。次进厂道路，由厂区连接港湖公路，是灰渣运输和后期施工的出入口，路宽为9m混凝土道路，长度为1250.00m。
厂址竖向及防排洪(防浪)规划：厂址东北高西南低，周边标高在6.0m~11.0m之间，南面面临南海，厂址二百年一遇设计高潮位为2.95m.。考虑与周边地区的衔接及充分利用码头港池疏浚砂石填海的土石方平衡的等因素，电厂厂区场地地坪标高初定为4.50m，有利于排水通畅与防洪排涝。另外，电厂主厂区的东、北面规划了2道防排洪屏障，在沿海公路的东北侧(循环冷却水排水明渠外侧)设排洪沟，作为厂址北面和东面防排洪的第1道屏障，在主厂区的北侧和东侧有循环冷却水取水和排水明渠，可作为第2道屏障。
电厂主厂区的南面也规划了2道防浪屏障，第1道防浪屏障是码头东防浪堤，第2道防浪屏障是厂区护岸。
灰场规划：本工程根据现有规定只需建设事故灰场，事故灰场按贮存年限1年左右征地和建设，位于电厂扩建端东面的滩涂上。事故灰场占地面积为37.06hm2，可形成库容为90.3万m3的灰场，可以满足2×1000MW机组贮存灰渣和脱硫石膏1年的要求。
施工场地：施工区及施工单位生活区初步考虑布置在厂区扩建端，一期工程的西南侧，该用地是二期工程3、4号机组的规划用地，施工场地采用租地，面积为22.76hm2。
电厂生活区：规划布置在厂区西面300m的陆丰甲湖湾能源基地生活区内。
厂址条件一览表详见表5.1-2
表5.1-2 海岬山厂址总体规划图(方案二)厂址条件一览表
||||||||
|-|-|-|-|-|-|-|
|序号|名 称|||单 位|数量|备 注|
|1|电厂总用地面积|||hm2|290.33||
||其中|一期工程厂区用地面积(征地)||hm2|30.91|其中海域22.88hm2|
|||施工区用地面积(租地)||hm2|22.76|其中海域15.56hm2|
|||取、排水明渠用地面积(征地)||hm2|30.16|其中海域11.07hm2|
|||事故灰场用地面积(征地)||hm2|37.06|海域|
|||厂外道路用地面积(征地)||hm2|3.04||
|||码头、防浪堤、港池及航道面积(海域)||hm2|166.40|其中码头和防浪堤面积为33.60hm2|
|2|主进厂道路线长度(宽12m)|||m|180||
|3|次进厂道路长度(宽9m)|||m|1250||
|4|桥梁(宽16m)|||m|120||
|5|排洪沟|||m|1900||
|6|土石方工程量||挖方|万 m3|171.20|欠方由厂外工程余方和港池开挖余方补充|
||||填方|万 m3|382.30||
||其中|厂区土石方工程量|挖方|万 m3|27.90||
||||填方|万 m3|92.50||
|||施工区土石方工程量|挖方|万 m3|19.30||
||||填方|万 m3|106.30||
|||厂外道路土石方工程量|挖方|万 m3|4.00||
||||填方|万 m3|2.80||
|||事故灰场土石方工程量|挖方|万 m3|0.00||
||||填方|万 m3|105.00||
|||取、排水明渠土石方工程量|挖方|万 m3|120.00|包括规划容量取、排水明渠的工程量。|
||||填方|万 m3|0.00||

3)海岬山厂址总体规划图方案比较
海岬山厂址总体规划图(方案一)在电厂用地、土石方工程量、防浪堤、施工及生活区用水管线、桥梁等方面都优于海岬山厂址总体规划图(方案二)，其中电厂总用地少了19.03hm2，土石方工程量少了46.20万m3（填方不足部分由港池开挖余方补充，暂不计列），防浪堤长度短了384.63m，桥梁短了50m。同时，在电厂的施工工期、海域使用、岸线使用等方面的条件海岬山厂址总体规划图(方案一)都具有优势，所以，总体规划推荐采用海岬山厂址总体规划图(方案一)。
5.1.2厂区总平面布置
1）总平面布置原则
a、工艺流程合理，交通运输方便；
b、根据电厂运煤专用码头的布置及航道走向、厂址的自然地形地貌等，进行合理布局，确定厂区固定端朝向，合理规划厂区总平面布置格局；
c、处理好厂内与厂外、生产与生活、生产与施工的关系；
d、公用设施按4×1000MW级规模统一规划，分期建设，公用设施要尽量合并，如生活设施、办公设施、供水及废水处理等设施都要统一考虑，减少重复建设的辅助建构筑物等；
e、根据厂址地形及本工程的特点，合理确定厂区竖向布置形式，尽量减小场地平整土石方量；
f、方便施工，有利扩建
g、节约用地，工程造价低，运行费用少，经济效益高。
2 )海岬山厂址
a、厂区总平面规划布置图(方案一)
厂区总平面采用三列式布置的格局形式，与北向偏了45°，从西北至东南依次为配电装置—主厂房区—煤场，其他辅助车间布置在主厂房的固定端。
主厂房区：主厂房采用机务专业推荐的顺煤仓布置形式，本期机组固定端朝东北，往西南扩建。主厂房A排柱至烟囱由西北向东南布置了汽机房、除氧间、煤仓间、锅炉、脱硝装置、送风机支架、电除尘器、引风机室、烟道、脱硫塔、烟囱等；A排柱外布置了主变压器、启动/备用变压器、厂用变压器、变压器事故油池、循环水进排水管等。集
控楼布置在2炉之间，本期考虑2机一控。
输煤系统：煤场采用圆形封闭煤场，布置在厂区的东南部，靠近电厂运煤专用码头，T1、T2、T3、T4、转运站布置在一条直线上，上煤路径短捷。
升压站：本期机组采用500kVGIS配电装置，布置在汽机房A排外；变压器与配电装置之间采用架空进线方式。
循环冷却水系统：机组循环冷却水采用一次循环，采用明渠取、排水，取水明渠从电厂的东南港池取水，沿厂区东北边沿往北转西接到500kVGIS配电装置西北侧，循环水泵房布置在取水明渠东南侧，循环水进水管道从这里接到主厂房，循环水排水管道从主厂房出来后接入取水明渠西北侧的排水明渠，排水明渠往东北转东接入大海。取水明渠长度约1080m，排水明渠长度约2050m。
除灰(渣)系统：除灰采用干出灰系统，干灰库、气化风机房设在圆形封闭煤场的西北侧；除渣系统采用机械排渣，渣仓布置在锅炉侧；电厂灰(渣)可采用汽车外运到电厂专用贮灰场或进行综合利用。
辅助生厂区：辅助生厂区主要布置在厂区固定端，由西北向东南布置了运行维护楼、水务中心、污水站、制氢站、启动锅炉房、检修楼、氨站、材料库；在主厂房区与煤场间布置了石膏脱水楼、脱硫废水处理站、油库区、灰库等。其中部分公用设施按4×1000MW级机组统一考虑，就近预留扩建场地、分期建设。
办公楼、食堂、值班宿舍、消防车库设在厂区主入口西面约1300m的陆丰甲湖湾能源基地生活区，港监楼设在厂区南部码头附近。
电厂出入口：厂区设2个出入口，一个为主入口，位于厂区西北角，主要用于人流进出，该出入口为临时出入口将随着电厂的扩建一路西迁；另一个次入口，位于厂区东南角，主要用于运灰渣进出。
土石方工程量：厂址二百年一遇设计高潮位为2.95m，厂区场地标高暂定为4.50m，建筑物室内外高差基本为0.30m。厂区及施工区土石方工程量挖方约23.00万m3，填方约142.50万m3，考虑到电厂建筑的基槽余土挖方约18万m3，取、排水明渠挖方约41.50万m3，消纳码头港池和航道疏浚挖方90万m3。
厂区道路：厂区道路把电厂各功能区域分开，在厂区设人流的绿化景观通道和灰渣运输通道，做到人货基本分流，互不干扰，路面宽度及坡度须符合规范要求。厂区主
干道宽为12m、9m、7m，厂区次要道路宽为4m，各主要生产车间四周设有环形通道，方便运行人员检修巡视和消防车通行，道路转弯半径大部分为12m。
厂区管线布置：厂区管线布置力求顺畅、短捷，减少交叉，小管让大管，压力管让自流管。管线沿道路两侧布置，部分采用架空综合管廊，节约用地。靠近架空综合管廊的压力管线、电缆尽量上管架，循环水进、排水管采用直埋；气力除灰管道、油管、化水管采用架空或沟内敷设。
厂区绿化：绿化是改善生活、生产、生态环境的重要措施，结合电厂和亚热带地区的特点进行厂区绿化规划布置，选种适宜亚热带地区生长的、具有抗污染、吸收有害气体、防尘和杀菌性能的树种以及观赏性植物或果树，因地制宜，以点带面，突出重点，按功能分区绿化，将不同功能的建筑群体分隔成若干小区，厂区绿化率控制在20%。在主厂房区的西南侧、主厂房A排外、煤场的南面规划了绿化景观通道。
厂区技术经济指标：厂区总平面规划布置图(方案一)的各项指标详见表5.1-4。
表5.1-4 厂区技术经济指标表
||||||||
|-|-|-|-|-|-|-|
|序号|项 目|||单位|数量|备 注|
|1|厂区范围用地面积|||hm2|31.58||
||其中|陆地面积||hm2|14.52||
|||海域面积||hm2|17.06||
|2|本工程围墙内用地面积|||hm2|29.35||
|3|厂区建(构)筑物用地面积|||m2|116500||
|4|单位容量用地面积|||m2/kW|0.147||
|5|建筑系数|||%|38.60||
|6|厂区内场地利用面积|||m2|208000||
|7|利用系数|||%|70.87||
|8|厂区道路及广场面积|||m2|41100||
|9|道路系数|||%|14.00||
|10|厂区和施工区土石方工程量||挖 方|万 m3|23.00|欠方由取 排水明渠工程余方和港池开挖余方补充|
||||填 方|万 m3|142.50||

||||||
|-|-|-|-|-|
|序号|项 目|单位|数量|备 注|
|11|厂区围墙长度(2.2m)|m|1370||
|12|围栅(1.5米高)|m|600||
|13|硬化地面面积(150mm厚混凝土)|m2|30000||
|14|人行道|m2|3000||
|15|厂区绿化面积|m2|60360||
|16|绿化系数|%|20||
|17|综合管廊|m|980||

b、厂区总平面规划布置图(方案二)
厂区总平面采用三列式布置的格局形式，与北向偏了45°，从西北至东南依次为配电装置—主厂房区—煤场，其他辅助车间布置在主厂房的固定端。详见附图(F3071K-A02-Z07)厂区总平面规划布置图(方案二)。
主厂房区：主厂房采用机务推荐的顺煤仓布置形式，本期机组固定端朝西南，往东北扩建。主厂房A排柱至烟囱由西北向东南布置了汽机房、除氧间、煤仓间、锅炉、脱硝装置、送风机支架、电除尘器、引风机室、烟道、脱硫塔、烟囱等；A排柱外布置了主变压器、启动/备用变压器厂用变压器、变压器事故油池、循环水进排水管等。集控楼布置在2炉之间，本期考虑2机一控。
输煤系统：煤场采用圆形封闭煤场，布置在厂区的西南部，靠近电厂运煤专用码头，T0、T1、T2、T3、T4、转运站布置在一条直线上，上煤路径短捷。
升压站：本期机组采用 500kV GIS配电装置，布置在汽机房 A排外；变压器与配电装置之间采用架空进线方式。
循环冷却水系统：机组循环冷却水采用一次循环，采用明渠取、排水，取水明渠从电厂的西南港池取水，沿厂区西南边沿往北转东接到500kVGIS配电装置西北侧，循环水泵房布置在取水明渠东南侧，循环水进水管道从这里接到主厂房，循环水排水管道从主厂房出来后接入取水明渠西北侧的排水明渠，排水明渠往东北转东接入大海。循环水
系统这样布置循环水管道最短、厂用电最省。取、排水明渠从西南往北转东围绕厂区布
置，既掩护了厂区，同时电厂的景观也较好。取水明渠长度约1080m，排水明渠长度约
2550m。
除灰(渣)系统：除灰采用干出灰系统，干灰库、气化风机房设在圆形封闭煤场的北侧；除渣系统采用机械排渣，渣仓布置在锅炉侧；电厂灰(渣)可采用汽车外运到电厂专用贮灰场或进行综合利用。
辅助生厂区：辅助生厂区主要布置在厂区固定端，由西北向东南布置了淡水供应站、海水淡化站、锅炉补给水处理间、检修楼、污水站、制氢站、氨站、材料库、输煤集控楼；在主厂房区与煤场间布置了石膏脱水楼、启动锅炉房、油库区、灰库等。其中部分公用设施按4×1000MW级机组统一考虑，就近预留扩建场地、分期建设。
办公楼、食堂、值班宿舍、消防车库设在厂区主入口西面约200m的陆丰甲湖湾能源基地生活区，港监楼设在厂区南部码头附近。
电厂出入口：厂区设2个出入口，一个为主入口，位于厂区西北角，主要用于人流进出；另一个次入口，位于厂区东北角，主要用于运灰渣进出。
厂区道路：厂区道路把电厂各功能区域分开，在厂区设人流的绿化景观通道和灰渣运输通道，做到人货基本分流，互不干扰，路面宽度及坡度须符合规范要求。厂区主干道宽为12m、9m、7m，厂区次要道路宽为4m，各主要生产车间四周设有环形通道，方便运行人员检修巡视和消防车通行，道路转弯半径大部分为12m。
土石方工程量：厂区竖向布置采用平坡式布置，根据厂区二百年一遇设计高潮位为2.95m，厂区场地标高暂定为4.5m，建筑物室内外高差基本为0.30m。厂区及施工区土石方工程量挖方约 47.20
m3，填方约
274.50万m3，基槽余土约
18万m3，厂区土石方挖、填不平衡，但厂区能消纳码头港池和航道挖方 200万m3，减少码头港池和航道外抛余方的工程量。
厂区管线布置：厂区管线布置力求顺畅、短捷，减少交叉，小管让大管，压力管让自流管。管线沿道路两侧布置，部分采用架空综合管廊，节约用地。靠近架空综合管廊的压力管线、电缆尽量上管架，循环水进、排水管采用直埋；气力除灰管道、油管、化水管采用架空或沟内敷设；大量电缆在沟内敷设，部分直埋或架空。
厂区绿化：绿化是改善生活、生产、生态环境的重要措施，结合电厂和亚热带地区的特点进行厂区绿化规划布置，选种适宜亚热带地区生长的、具有抗污染、吸收有害气体、防尘和杀菌性能的树种以及观赏性植物或果树，因地制宜，以点带面，突出重点，
按功能分区绿化，将不同功能的建筑群体分隔成若干小区，厂区绿化率控制在20%。在主厂房区的西南侧、主厂房A排外、煤场的南面规划了绿化景观通道。
厂区技术经济指标：厂区总平面规划布置图(方案二)各项指标详见表5.1-5。
表5.1-5 厂区技术经济指标表
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|序号|项 目|||单位|数量|备 注|
|1|厂区范围用地面积|||hm2|30.91||
||其中|陆地面积||hm2|8.03||
|||海域面积||hm2|22.88||
|2|厂区围墙内用地面积|||hm2|30.18||
|3|厂区建(构)筑物用地面积|||m2|116500||
|4|单位容量用地面积|||m2/kW|0.151||
|5|建筑系数|||%|38.60||
|6|厂区内场地利用面积|||m2|228160||
|7|利用系数|||%|75.60||
|8|厂区道路及广场面积|||m2|46100||
|9|道路系数|||%|15.3||
|10|厂区土石方工程量||挖 方|万 m3|47.20|欠方由取 排水明渠工程余方和港池开挖余方补充|
||||填 方|万 m3|274.50||
|11|厂区围墙长度(2.2m)|||m|1370||
|12|围栅(1.5米高)|||m|305||
|13|硬化地面面积(150mm厚混凝土)|||m2|30000||
|14|人行道|||m2|3000||
|15|厂区绿化面积|||m2|60360||
|16|绿化系数|||%|20||
|17|综合管廊|||m|980||

c、厂区总平面规划布置方案比较
厂区总平面规划布置方案比较见表5.1-6。
表5.1-6 厂区总平面规划布置方案比较表
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|-|-|-|-|
|序号|比 较 项 目|方案一|方案二|
|1|总平面规划|因地制宜，结合电厂工艺的特点进行厂区总平面规划，以达到投资省、运行及施工方便的目的。本方案各功能分区明确，有利于施工和扩建。主厂房主立面面对对外联系的港湖公路，电厂景观较好。|基本同方案一，只是固定端与扩建方向与方案一相反。|
|2|厂区用地|厂区范围内用地 31.58hm2，厂址场地平坦开阔，厂区用地基本是林地和近岸海域，陆域和海域的面积相差不大，是当地规划的独立工矿区，没有基本农田和拆迁。|厂区围墙内用地面积基本同方案一，厂区用地基本是林地和近岸海域（海域较多），是当地规划的独立工矿区，没有基本农田和拆迁。|
|3|主厂房区|主厂房A排朝西北，固定端朝东北，向西南扩建。主厂房采光、通风条件较好，有利扩建，煤仓间采用顺煤仓布置。汽机房坐落在地基较好的场地上。|主厂房A排朝西北，固定端朝西南，向东北扩建。其它基本同方案一。|
|4|升压站|500kV 配电装置采用 GIS 屋内式布置，布置在主厂房A排外的西北面，节约用地，出线方便。|基本同方案一。|
|5|输煤系统|煤场采用封闭圆形贮煤场，靠近煤码头，对厂区的影响较小，输煤距离短捷顺畅。贮煤场处于厂区较小风频上风向，对厂区影响较小。|基本同方案一。|
|6|循环冷却系统|电厂机组冷却水采用一次循环冷却系统。从港池取水，采用明渠取、排水，排水明渠较短，循环水泵房布置在主|排水明渠较长，取水明渠长度约1080m，排水明渠长度约 2550m。投资比方案一高约2400万元。其它基本|

|||||
|-|-|-|-|
|序号|比 较 项 目|方案一|方案二|
|||厂房A排柱外，这样循环水管道最短、厂用电最省，电厂的景观也较好，同时对厂区形成保护。取水明渠长度约1080m，排水明渠长度约2050m。|同方案一。|
|7|除灰(渣)系统|灰库设在煤场的北侧，灰(渣)输送距离适中，远离电厂人流密集区域，靠近灰渣运输通道，灰渣外运方便。|基本同方案一。|
|8|脱硫系统|采用石灰石湿法脱硫，脱硫岛区位于烟道和烟囱附近，工艺流程合理。脱水楼位于脱硫岛区东侧，靠近灰渣运输通道，石膏外运方便。|基本同方案一。|
|9|厂内道路|各功能分区都有环行道路，在厂区设人流的绿化景观通道和灰渣运输通道，做到人货基本分流，互不干扰。|基本同方案一。|
|10|厂区及施工区土石方工程量|挖方(实方)为 23.00 万 m3，填方为142.50万m3。除消纳部分厂外工程开挖的余方外，还可消纳港池和航道开挖余方约90.00万m3，减少港池和航道开挖余方的外抛压力。|挖方(实方)为 47.20 万 m3，填方为274.50万m3。除消纳部分厂外工程开挖的余方外，还可消纳港池和航道开挖余方约 200.00 万 m3，减少港池和航道开挖余方的外抛压力。|
|11|码头|防波堤为单环抱布置，防波堤长度为2509.62m，疏浚工程量为679万m3，炸礁工程量17.43万m3。|防波堤为双环抱布置，防波堤长度为2894.25m，疏浚工程量为622万m3，炸礁工程量 9.62 万 m3。码头投资比方案一高了约3500万元。|
|12|施工条件|施工场地位于一期工程的扩建端，3、4 号机组的场地上，占地 22.16hm2，施工条件较好。由于厂区用地的陆地|施工场地位于一期工程的扩建端，3、4 号机组的场地上，占地 22.76hm2，施工条件较好。|

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|-|-|-|-|
|序号|比 较 项 目|方案一|方案二|
|||面积较大，关键路经建(构)筑物的施工场地都在陆地上，受海潮和海浪的影响较小，项目立项后可以马上施工。施工用水、用电：施工用水、用电从陆丰甲湖湾能源基地生活区引接，施工用水、用电较为方便。|由于厂区用地的海域面积较大，关键路经建(构)筑物的用地有部分在海域，受海潮和海浪的影响较大，所以电厂的施工周期较方案一长。其他基本同方案一。|

通过上表的比较，厂区总平面规划布置图(方案一)在下列几个方面比方案二更具有优势：
方案一的取、排水明渠可分期建设，投资比方案二低约2400万元；
方案一电厂厂区距离厂址西侧的陆丰甲湖湾能源基地生活区及风电场的最东面的风机较远，本期工程对陆丰甲湖湾能源基地生活区、陆丰甲湖湾风电场的影响较小；
方案一码头的投资比方案二低了约3500万元，比方案二更符合海洋和岸线使用要求；
方案一电厂的施工周期比方案二短。
方案一在上述几个方面条件都明显优于方案二，目前阶段本专业推荐方案一为优选方案。
5.2 装机方案
5.2.1机组选型原则
改革开放以来，广东社会经济快速、稳定发展，电力需求也同步快速增长，电力市场迅速扩大，用电需求缺口很大。但因为广东省火电机组本身的结构不合理,严重影响广东电网的整体经济效益和社会效益，故降低机组供电煤耗和改善环境条件势在必行。
并且广东煤炭运输距离远，环境容量有限，需要建设技术先进、高效、节能、环保的大型电厂。
提高参数能提高机组热效率，相当于降低单位发电量的煤耗和污染物排放。参数越
高，容量越大，单位造价越低，因此本工程拟选用超超临界参数大容量机组。
我国三大动力设备制造集团对发展超超临界参数机组做了长期大量的技术储备工作，包括技术引进、人员培训及超临界技术开发、科研攻关等。另外近年来各制造厂都引进了大量先进加工设备,包括数控机床等，大大提高了加工制造能力。目前国内三大主机厂已有多台超超临界参数机组的成功运行业绩。因此，建议本工程主机采用国产机组。
根据上述要求，拟定本工程机组选型的原则如下：
1)主机采用引进技术制造的国产超超临界大容量火电机组；
2)辅助设备选用技术先进，具有高可靠性和可用率的产品；
3)机组发电净功率要大，发电净热耗要低，具有良好的热经济性；
4)机组的调峰性能好；
5)交货及时，安装方便，有利于缩短建设工期；
6)供货商信誉好，价格合理、售后服务优良。
5.2.2机组选型
经国内三大主机厂论证，当前的 1000MW超超临界主机略经调整即可用于高效超超临界一次再热机组主机，其本体结构和性能基本不变。
5.2.2.1机组参数的选择
1)锅炉
主蒸汽压力：提高主蒸汽压力锅炉设计的应对策略主要是提升壁厚适当增大规格，技术上基本没有困难。对材料本身也没有特殊需求，可以沿用常规方案的材料。目前东锅执行中压力最高的项目为万州、寿光、罗源湾等项目，锅炉过热器出口压力29.4MPa，很快将设计建造完成。
主蒸汽温度：对于目前汽温600℃参数的超(超)临界锅炉而言，常规材料的运用刚好可以满足需求，并且接近材料的使用界限。尤其对于 T92和 P92而言，600℃左右的温度已经是其许用应力快速下降的区间。主蒸汽温度提升5℃增加的材料用量比压力增加 1MPa多出一倍以上，且随着温度上升，每提升1℃导致的壁厚增加都比前1℃要更多，兼顾流通内径后，会使得受热面规格整体放大，材料用量大大增加。同时，由于常规机组的集箱规格已经较大(如过热器集箱壁厚就达到了147mm)，再进一步增加规格势必造成制造、加工的难度和运行风险。故提升过热器汽温虽然可行，但技术难度和风险
均较大，并且成本上升的幅度远高于提升压力造成的成本上升。因此，600℃参数水平的机组在现有的材料体系下，不建议采用提升过热汽温的方式来提高机组效率。
再热蒸汽温度：如再热器出口汽温由常规的603℃提高到623℃，高再出口集箱、管道、受热面的壁温有较大提升，接近部分材料的许用温度。因此材料的安全性是首先需要解决的问题。再热器出口蒸汽温度采用623℃参数的项目目前国内还没有运行业绩，但相关厂家已经针对再热器蒸汽温度提高做了相关研究，确定623℃是可行的。各锅炉厂的控制策略主要有：调整主蒸汽和再热蒸汽吸热比例、增加再热器系统换热面积和加大材料壁厚、减少烟气偏差。
2)汽轮机
根据目前的技术发展现状，过热器出口压力最高可达到29.4MPa(国内有加工制造经验)，过热器出口温度最高可达到603℃(有国内运行经验)，再热器出口温度最高可达到623℃(国内有加工制造经验)。本阶段综合考虑选取参数28MPa/600/620℃。
5.2.2.2回热级数
考虑到，如采用增设1级高加的9级回热方案，将导致设备初投资较多，且导致锅炉排烟温度高，降低锅炉效率，因此暂推荐高效超超临界一次再热机组采用增加1级低加的九级回热系统。
5.2.2.3关于一次再热和二次再热
与传统的一次再热循环比较，二次再热有如下主要三个优点：
a)降低低压缸的排汽湿度，减少末级叶片的腐蚀。
b)降低再热器的温升。一次再热循环的温升为280℃左右，而二次再热通常在每个再热器中的温升为200℃左右，这使得锅炉出口蒸汽温度更加均匀。
c)降低了高压缸的焓降。在二次再热循环中，通常高压缸的焓降在300kJ/kg，而一次再热循环的焓降通常要在400kJ/kg。因此，二次再热循环使得高压缸更短，刚性更好，提高了转子的稳定性。
根据三菱公司提供的资料：二次再热与一次再热相比，其热效率一般提高1.3%~1.5%。而机组的造价却要高10~15％。机组的投资一般约占电厂总投资的40~45％左右，经折算电厂投资约要提高4~6.8％。由此可见，二次再热所带来的总体经济性并不十分明显。同时，由于采用了二次再热，还对锅炉的受热面布置以及再热汽温的控制提
出了新的要求。当既要满足一次再热汽温，又要满足二次再热汽温时，调温手段较为复杂。此外，二次再热循环系统复杂，压力损失也增加了。
故采用二次再热的超超临界机组，除了早期美国的三台机组、日本川越两台(1989年)和丹麦外，日本及欧洲均趋向于采用一次再热。
由此从电厂投资以及热经济性角度考虑，本工程采用一次中间再热更为合适。
5.2.2.4锅炉选择
由于本工程地处沿海地区，风荷载较大，以采用全悬吊结构Π型煤粉锅炉为宜，具体炉型可在设备招标时根据经济技术比较确定。
5.2.2.5大容量汽轮发电机组的布置型式(单轴和双轴)
近年来，随着末级长叶片的迅速发展以及低压缸排汽面积的增大，使得在常规背压下 1000MW容量的汽轮机可以做到四缸四排汽，因此就为该等级的汽轮机组实现单轴布置提供了条件。国内已经确定的百万机组项目均为单轴全速布置。
因此，在本工程机组推荐采用单轴全速布置。
5.2.2.6发电机
与锅炉、汽轮机相比，发电机的技术比较成熟。各大制造厂大致都认为按现有技术条件，对于1000MW全速汽轮发电机的设计、制造等方面不会存在很大的困难。除了少数关键技术，一般均能实现国产化。原来认为运输条件是制约发电机容量大型化的一个阻碍，但从目前情况来看，各制造厂均有一套完整的运输方案。
对于百万等级单轴全速汽轮发电机一般需要24~27kV电压。上电、哈电及东电均引进并消化了该电压等级的绝缘系统，技术上是成熟的并已经应用到实际工程中。从发电机大容量的要求以及长远发展的角度来看，电压等级以选择26~27kV为佳。对于额定电压26~27kV来说，防晕体系将采用一次成型防晕或者涂刷型防晕，关键绝缘材料将采用进口。
发电机冷却方式采用目前国际上较为普遍的“水氢氢”方式，即定子绕组水冷、定子铁芯、转子绕组氢内冷。
励磁系统为自并励静止可控硅励磁或旋转励磁系统。
5.2.3推荐意见
根据上述几个方面的论证分析，推荐本工程2×1000MW机组采用高效超超临界一
次再热机组，装机方案如下：
主机参数：28MPa/600/620℃参数
热力系统：采用增加1级低加的九级回热系统。
锅炉：采用一次再热、单炉膛、平衡通风、固态排渣、全悬吊钢结构直流锅炉。
汽轮机：采用单轴四缸四排汽全速汽轮机。
发电机：采用水氢氢冷自并励磁发电机。
5.3主机技术条件
主要技术规范如下：
5.3.1锅炉
炉型：超超临界变压运行直流炉、一次再热、采用前后墙对冲或切圆燃烧方式、烟气挡板调节再热汽温、平衡通风、固态排渣、全钢结构、全悬吊结构Π型锅炉，锅炉露天布置。锅炉采用等离子点火方式。
锅炉BMCR工况主要技术参数暂定如下：
||||
|-|-|-|
|项 目|单 位|数 值|
|最大连续蒸发量|t/h|2919|
|过热器出口压力|MPa(a)|29.4|
|过热器出口温度|℃|605|
|再热蒸汽流量|t/h|2395|
|再热器进口压力|MPa(a)|6.13|
|再热器进口温度|℃|363|
|再热器出口压力|MPa(a)|5.94|
|再热器出口温度|℃|623|
|锅炉NOx排放浓度|mg/Nm3|200|
|最低稳燃负荷||30％BMCR|
|锅炉保证效率(暂定)|％|94.60|

5.3.2汽轮机
型式：超超临界参数、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、九级回热抽汽、双背压凝汽式汽轮机
额定功率：1000MW
转速： 3000r/min
凝汽器压力： 5.1kPa(a)
回热系统：9（3+1+5）（三级高加、五级低加、一级除氧）
保证热耗：7230kJ／kW.h(暂定)
汽轮机VWO工况
主要技术参数暂定如下：
||||
|-|-|-|
|项 目|单 位|数 值|
|主蒸汽流量|t/h|2919|
|主汽门前蒸汽压力|MPa(a)|28|
|主汽门前蒸汽温度|℃|600|
|再热蒸汽流量|t/h|2395|
|中联门前蒸汽温度|℃|620|

5.3.3发电机
型式：水氢氢冷汽轮发电机，自并励静止励磁
额定功率：1000MW(对应THA工况)
最大功率：1057.427MW(发电机具备能力，对应VWO工况)
功率因数：0.9
频率：50Hz
额定转速：3000r/min
短路比：0.53
额定电压：27kV
额定氢压：0.52MPa(g)
保证效率：99%
冷却方式：水－氢－氢
励磁方式：自并励静止励磁
定子净重：409t
5.4热力系统
5.4.1系统说明
1)主蒸汽、再热蒸汽
主蒸汽及高、低温再热蒸汽系统采用单元制系统。主蒸汽管道从过热器出口联箱的两侧引出，两路主蒸汽管道平行接到汽轮机机头前的主汽门，在靠近主汽门的两路管道上设压力平衡连通管。高温再热蒸汽管道从再热器的出口联箱的两侧引出，两路蒸汽管道分别接入中压缸左右侧的中压联合汽门，在靠近中压联合汽门的两路管道上设压力平衡连通管。低温再热蒸汽管道从高压缸的两个排汽口引出，在机头处汇成一根总管，到锅炉前再分成两根支管分别接入再热器入口联箱。这样既可以减少由于锅炉两侧热偏差和管道布置差异所引起的蒸汽温度和压力的偏差，有利于机组的安全运行，同时还可以选择合适的管道规格，节省管道投资。
再热器的进、出口管道上设置水压试验隔离装置，锅炉侧管系可隔离做水压试验。
主蒸汽管道上不装设流量测量装置，主蒸汽流量根据汽轮机调速级后的蒸汽压力计算。
给水泵汽轮机备用汽源采用低温再热蒸汽，在进入高压进汽阀之前，设有电动隔离阀，在正常运行时处于开启状态，使管道处于热备用。
低温再热蒸汽系统除供给2号高压加热器加热用汽之外，还为辅助蒸汽系统提供汽源。
在高压缸排汽总管的端头有蒸汽冲洗接口，以供在管道安装完毕后进行冲洗，在管道冲洗完成后用堵头堵死。
主蒸汽管道，高、低温再热蒸汽管道均考虑有适当的疏水点和相应的动力操作的疏水阀(在低温再热蒸汽管道上还设有疏水罐)以保证机组在启动暖管和低负荷或故障条件下能及时疏尽管道中的冷凝水，防止汽轮机进水事故的发生。
2)汽机旁路系统
为了协调机炉运行，改善整机启动条件及机组不同运行工况下带负荷的特性，适应快速升降负荷，增强机组的灵活性，每台机组设置一套汽轮机旁路系统。系统的设计按以下功能考虑：
a)调节工况：在各种启动工况下，使蒸汽温度和金属温度相匹配，缩短启动时间；
满足汽机冲转启动方式要求。
b)安全保护：跳机时快开功能；机组滑压运行时，旁路系统配合汽轮机实行压力跟踪；防止机组启动时锅炉及管道中固态颗粒对汽轮机调速汽门、喷嘴及叶片的侵蚀的功能。
c)回收工质：在机组启动、停运、事故甩负荷、停机不停炉等工况中，可以通过旁路系统回收工质，减少汽水损失。
d)保护再热器。
旁路型式与汽机的启动方式有关。如采用高压缸启动，可选用一级大旁路等系统简单的旁路系统；如采用高中压缸联合启动必须配高、低压二级串联旁路系统。
根据上述旁路功能要求及汽轮机启动方式和旁路型式要求，机组的旁路暂按35%BMCR容量的高、低压二级串联旁路系统设置。
汽机的高压旁路每台机组安装一套，从汽机入口前主蒸汽联络管接出，经减压、减温后接至再热(冷段)蒸汽管道，高压旁路的减温水取自给水泵出口的高压给水系统。低压旁路每台机组安装二套，从汽机中压缸入口前高温再热蒸汽两根支管分别接出，经减压、减温后接入凝汽器。减温水取自凝结水精处理装置出口的凝结水系统。高、低压旁路包括蒸汽控制阀、减温水控制阀、关断阀和控制装置。系统设置中已考虑了旁路阀的预热，保证高、低压旁路蒸汽管道在机组运行时始终处于热备用状态。
3)抽汽系统
机组采用9级非调整抽汽(包括高压缸排汽)。一、二、三级抽汽分别供给高压加热器；四级抽汽供汽至除氧器、锅炉给水泵汽轮机、引风机汽轮机和辅助蒸汽系统等；五级～九级抽汽分别供给#5～#9低压加热器用汽。
为防止汽机超速，除了最后两级抽汽管道外，其余的抽汽管上均装设强制关闭自动逆止阀(气动控制)。四级抽汽管道去除氧器，一旦机组汽轮机突然甩负荷或停机时，抽
汽压力突降，给水箱中的饱和水快速汽化，产生大量蒸汽倒流入抽汽管内，造成汽轮机超速的危险性最大，因此设有双重气动逆止阀。其他凡是从抽汽系统接出至其它系统的管道都装有逆止阀。抽汽逆止阀的位置尽可能的靠近汽轮机的抽汽口，以便当汽轮机跳闸时，可以尽量降低抽汽系统能量的贮存。同时该抽汽逆止阀亦作为防止汽轮机进水的二级保护。
汽机的各级抽汽，除了最后三级抽汽外，均装设具有快关功能的电动隔离阀作为汽轮机防进水的一级保护。在各抽汽管道低位管段的顶部和底部分别装有热电偶，作为防进水保护的预报警，便于运行人员预先判断事故的可能性。
四级抽汽去除氧器管道上除设有上述双重逆止阀外，在除氧器进口处还安装一个电动隔离阀和一个逆止阀。除氧器还接有从辅助蒸汽系统来的蒸汽，用作启动加热和低负荷稳压及防止前置泵汽蚀的压力跟踪。
给水泵汽轮机的正常工作汽源从四级抽汽管道上引出，装设有流量测量喷嘴、电动隔离阀和逆止阀。逆止阀是为了防止高压汽源切换时，高压蒸汽串入抽汽系统。当给水泵汽轮机在低负荷运行使用高压汽源时，该管道亦将处于热备用状态。当主机负荷重新上升时，调节器又能自动地将汽源切换到工作汽源。小汽机排汽进入小机凝汽器。
按 ASME TDP-1的要求，在抽汽系统的各级抽汽管道的电动隔离阀前后和逆止阀后，以及管道的最低点，分别设置疏水点，以保证在机组启动、停机和加热器发生故障时，系统中不积水。各疏水管道单独接至凝汽器疏水扩容器。
4)给水系统
每台机组设置 1台50%容量的汽动给水泵。每台机组设 1台25%~30%容量启动用的电动定速给水泵，既节省投资，又满足启动要求。
高加采用单列形式。每台机组共设置3台卧式、双流程高压加热器。由于目前高压加热器的可靠性明显提高，因此三台高加采用大旁路系统。
给水泵出口设有最小流量再循环管道并配有相应的控制阀门等，以确保在机组启动或低负荷工况流经泵的流量大于其允许的最小流量，保证泵的运行安全。每根再循环管道都单独接至除氧器水箱。
给水总管上装设25%~30%容量(根据锅炉最小直流负荷确定)的启动旁路管道，旁路管道上设置气动调节阀，以增加机组在低负荷时的流量调节的灵敏度。机组正常运行时，
给水流量由控制给水泵汽轮机转速进行调节。
给水系统还为事故情况下的过热器减温器、再热器减温器提供减温喷水。锅炉再热器减温喷水从给水泵的中间抽头引出；过热器减温喷水则从省煤器出口联箱引出。
5)凝结水系统
系统采用2·100%容量的立式变频调速凝结水泵,按配一台高压变频器考虑，一台轴封冷却器，五台低压加热器，一台内置式除氧器。5、6、7、8、9号低压加热器为卧式、双流程型式；其中8、9号低压加热器采用双列组合式，置于凝汽器接颈部位与凝汽器成为一体。
凝结水泵一台运行，一台备用，当任何一台泵发生故障时，备用泵自动启动投入运行。凝泵进口管道上设置电动隔离阀、滤网及波形膨胀节，出口管道上设置逆止阀和电动隔离阀。
凝结水系统采用中压凝结水精处理系统。凝汽器热井中的凝结水由凝结水泵升压后，经中压凝结水精处理装置、汽封冷却器、五台低压加热器后进入除氧器。
经精处理后的凝结水进入汽封冷却器。汽封冷却器为表面式热交换器，用以凝结轴封漏汽和低压门杆漏汽。汽封冷却器依靠汽封抽吸风机维持微真空状态，以防蒸汽漏入大气和汽轮机润滑油系统。
凝结水系统设有最小流量再循环管路，自汽封冷却器出口的凝结水管道引出，经最小流量再循环阀回到凝汽器，以保证启动和低负荷期间凝结水泵通过最小流量运行，防止凝结水泵汽蚀。同时也保证启动和低负荷期间有足够的凝结水流过汽封冷却器，维持汽封冷却器的微真空。最小流量再循环管道按凝结水泵、汽封冷却器所允许的最小流量中的最大者进行设计。
考虑到低加设备与机组参数无直接关系且具有较高的可靠性，5、6、7号低压加热器采用电动大旁路系统，8、9号低压加热器采用电动大旁路系统。
在5号低加出口阀前设有凝结水放水管，当安装或检修后再启动冲洗时，将不合格的凝结水放入地沟。在除氧器入口管道上设有逆止阀，以防止除氧器内蒸汽倒流入凝结水系统。
系统中不考虑设置锅炉上水泵，机组启动前除氧器水箱和凝汽器热井的上水工作由化学补水母管来完成。
凝结水补充水系统的管道和阀门均采用不锈钢材料。
凝汽器为单流程双背压表面式、双壳体、横向布置。
凝汽器能接受主机排汽、本体疏水，还具有接受旁路排汽、高、低加事故疏水、除氧器溢流水及锅炉启动疏水等的能力。其喉部除小汽机排汽管外还设置有 8号、9号低压加热器、汽机旁路的减温减压器和锅炉启动疏水的减温减压器。
6)加热器疏水及放气系统
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|-|
|正常运行时，高压加热器的疏水均采用逐级自流疏水方式，即从较高压力的加热器|
|排到较低压力的加热器，3 号高压加热器出口的疏水疏入除氧器；低压加热器的疏水采|
|用逐级自流疏水方式，由5号低压加热器依次流向9号低压加热器，再疏入凝汽器热井，|
|系统简单。|
|除了正常疏水外，各加热器还单独设有危急疏水管路，当发生下述任何一种情况时，|
|开启有关加热器危急疏水阀：|
|a) 加热器管子断裂或管板焊口泄漏，给水(或凝结水)进入壳体造成水位升高或者正|
|常疏水调节阀故障，疏水不畅造成壳体水位升高；|
|b) 下一级加热器或除氧器水箱高水位后事故关闭上一级的疏水调节阀，上一级加|
|热器疏水无出路；|
|c) 低负荷时，加热器间压差减小，正常疏水不能逐级自流时。|
|高压加热器疏水接入疏水扩容器扩容后进入凝汽器，每个加热器的疏水管路上均设|
|有疏水调节阀，用于控制加热器正常水位。危急疏水管道上的调节阀受加热器高水位信|
|号控制。除 1~3 号高加及 5、6 号低加正常疏水调节阀后未装设隔离阀外，其余调节阀|
|前后均装有隔离阀。|
|加热器疏水系统按 ASME TDP-1标准(汽轮机防进水的推荐措施)进行设计。|
|每台加热器(包括除氧器)均设有启动排气和连续排气，以排除加热器中的不凝结气|
|体。所有高压加热器的汽侧启动排气排大气，连续排气均单独接至除氧器。低压加热器|
|汽侧的启动排气和连续排气均单独接至凝汽器中。所有加热器的水侧放气都排大气。除|
|氧器排气不分连续排气和启动排气均排大气。加热器及除氧器的连续排气均设有节流孔|
|板，其容量按能通过0.5%加热器最大加热蒸汽流量选取。|

7)辅助蒸汽系统
辅助蒸汽系统为全厂提供公用汽源。
本工程采用辅汽母管制。启动汽源来自启动锅炉，本期工程设一台 50t/h燃油启动锅炉。机组正常运行后，辅助蒸汽来源主要为运行机组的低温再热蒸汽(减压后)和至除氧器抽汽。机组投入运行时，机组的启动用汽、低负荷时辅助汽系统用汽、机组跳闸时备用汽及停机时保养用汽都来自全厂辅汽母管。当高压缸的排汽参数略高于辅助蒸汽系统用汽的参数时，即可切换到由本机高压缸排汽供给。
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|-|
|辅助蒸汽系统供除氧器启动用汽、汽机轴封、锅炉空气预热器吹灰、磨煤机灭火用|
|汽及炉后烟气换热器的补充热源等用户，其供汽参数需满足这几个用户的要求。|
|每台机组辅助蒸汽系统设置了一台5m3的辅汽疏水箱以回收辅汽系统的疏水。辅助|
|蒸汽系统的所有疏水全部送至疏水扩容器。水质合格时疏水排入凝汽器，水质不合格时|
|排入机组排水槽。|

8)厂内循环水及开式冷却水系统
循环水采用海水作水源的一次升压直流供水系统，为凝汽器、开式循环冷却水系统提供冷却水，按单元制设计。两根来自厂房外的循环水管道分别经各侧凝汽器后排入厂房外的循环水管。在凝汽器水侧进、出口的循环水管道上设有电动蝶阀，以便隔离凝汽器。凝汽器管子采用钛管。在循环水管上装设二次滤网和胶球清洗装置。
开式循环冷却水系统由水水热交换器以及连接管道阀门等组成。供水管取自主厂房 A列外凝汽器循环水进水管，冷却水回水接入 A列外凝汽器循环水出水总管。2×100%容量的闭式循环冷却水热交换器布置在露天 A排外循环水进出水管的侧上方，管路简捷，不再设置开式冷却水升压泵。
开式循环冷却水系统由水水热交换器以及连接管道阀门等组成。供水管取自主厂房 A列外凝汽器循环水进水管二次滤网后，冷却水回水接入 A列外凝汽器循环水出水总管。2×100%容量的闭式循环冷却水热交换器布置在露天 A排外循环水进出水管的侧上方，管路简捷，不必设置开式冷却水升压泵。
因冷却介质为海水，系统中闭式水水热交换器传热管材料采用钛管，其他管道及附件也采用耐海水型或应用相关防腐措施。闭式水水热交换器进出口管道上装设可调节的
电动蝶阀。真空泵冷却器采用开式循环冷却水冷却，相应的真空泵换热器传热管材料采
用钛管或钛板。
9)闭式循环冷却水系统
由于本工程地处海滨，淡水资源缺乏，如果直接用海水对部分设备进行冷却，则冷却器需全部采用钛材。为了节约淡水、减少设备投资，并考虑到用水设备的材质，除凝汽器、闭式循环冷却水热交换器、水环式真空泵冷却器直接采用海水冷却的开式冷却水系统外，其余设备全部采用闭式循环冷却水系统(单元制)。一次水为循环水(海水)，二次水为除盐水。闭式循环冷却水系统采用除盐水作为冷却介质，可减少对设备的污染和腐蚀，使设备具有较高传热效率。同时又可防止流道阻塞，提高各主、辅设备运行的安全性和可靠性，大大减小设备的维修工作量。
系统设2×100%容量的闭式循环冷却水泵和2×100%容量的全钛水—水热交换器。
系统设有一只高位布置的膨胀水箱，其作用是对系统起到稳定压力，消除流量波动和吸收水的热膨胀等作用，并且给冷却水泵提供足够的净正吸水头。闭式循环冷却水系统的补水和启动前对系统的充水都通过膨胀水箱进行。在运行时，膨胀水箱的水位由补水调节阀进行控制，补水自凝结水系统中凝结水精处理设备出口接出。启动前系统的充水来自凝结水储水箱，由凝结水输送泵输入。
对温度调节要求较高的冷却用户，如汽轮机和小汽机的润滑油冷却器、发电机氢气冷却器、发电机水冷系统等，在其进口管道设有单独的温度调节阀。采用进水调节，可降低冷却设备的工作压力，使水压小于油压，有利于设备的安全运行。
2台机组闭冷水系统均能向锅炉取样冷却器提供冷却水，互相满足事故供水。
10)抽真空系统
该系统在机组启动初期将主凝汽器汽侧空间以及附属管道和设备中的空气抽出以达到汽机启动要求；机组在正常运行中除去凝汽器空气区积聚的非凝结气体。
凝汽器汽侧抽真空系统设置3套50%容量的水环式真空泵。正常运行时，一套真空泵作为备用。在机组启动时，所有真空泵可一起投入运行，这样可以更快地建立起所需要的真空度，从而缩短机组启动时间。
凝汽器水侧还设有水室真空泵，能连续抽除凝汽器水室中积存的空气，以保证循环水的虹吸功能，提高热交换效率。
每台凝汽器壳体上还设置1只带有滤网和水封的真空破坏阀，以便应急手动破坏真空。
此外，尚有许多辅助系统与机组配套，如汽机轴封疏水放汽系统、锅炉疏放水系统、服务水系统、压缩空气系统和汽轮机润滑油系统等。
5.5燃烧制粉系统
5.5.1制粉系统
本工程煤种具有易燃、易爆炸的特性，因此不适合采用中储仓式制粉系统，应采用直吹式制粉系统，制粉系统采用抗燃爆压力(0.35MPa)设计。随着设备密封技术的提高，本工程直吹式制粉系统采用正压系统。每台锅炉配2台50％容量的3分仓回转式空气预热器，具备采用冷一次风机系统的条件。每台炉设置6个圆筒形原煤仓，每台磨煤机对应一个原煤仓。原煤仓采用钢结构，圆筒仓形，下接双曲线小煤斗。煤斗内衬不锈钢，表面光滑耐磨，可有效防止堵煤。煤仓布置在输煤皮带层与运转层之间，5个煤仓的储煤量可满足锅炉B–MCR工况下8小时的燃煤量(设计煤种)。
综合运行费用和设备价格方面考虑，采用中速磨煤机。每台锅炉设6台中速磨煤机， 6台电子称重皮带式给煤机，2台轴流式一次风机。磨煤机的密封风从冷一次风管来，采用母管制，设2台离心式密封风机，1台运行，1台备用。6台中速磨煤机和6台给煤机，其中5台磨煤机的总出力按磨制设计煤种，就可满足锅炉最大连续出力的需要，并留有10％的裕量。给煤机按磨煤机设计最大出力的110％选取。
原煤通过电子称重皮带给煤机输送到磨煤机，进行碾磨和干燥后，由干燥剂(一次风)带入磨煤机出口分离器进行分离，细度合格的煤粉由干燥剂送入炉膛燃烧，不合格的煤粉将返回磨煤机继续进行碾磨，不易磨碎的外来杂物进入石子煤收集系统。
制粉系统的干燥剂由2台一次风机提供，分为2路，一路经空气预热器加热后，作为热一次风，另一路作为压力冷一次风。通过磨煤机入口前热一次风调节风门和冷一次风调节风门调节热风和冷风的混合比例，获得所需要的制粉干燥剂温度和流量。磨煤机入口前风管道上装设有风量测量装置，用来测量一次风量以便于风煤比调节。磨煤机出口分成4根送粉管道，每根送粉管再一分为二分别进入对应的8个燃烧器，每台磨煤机分别对应1层燃烧器。
5.5.2烟风系统
烟风系统采用平衡通风的方式，通过匹配送风机与引风机的出力平衡炉膛的压力，
送风机送出的冷风经过空预器加热后，提供锅炉燃烧和燃烬的二次风，燃烧后的烟气经过烟气换热器（MGGH）的放热段降温后到静电除尘器除尘后由引风机送至脱硫系统进行脱硫后再经过湿式除尘器进一步去尘、烟气换热器（MGGH）的吸收段将烟气温度升高后送入烟囱排放，脱硫系统的阻力由引风机克服，取消脱硫增压风机。
由于大容量机组的风机可靠性已大为提高，部分风机的检修周期甚至比锅炉检修周期还长，因此送风机与引风机均不设备用。
1)送风机
动叶可调轴流式送风机具有调节灵活、高效率区范围广、体积小、重量轻等优点，对参与调峰的机组，可有效地降低运行成本，国内在建的 1000MW机组的送风机绝大多数采用动叶可调轴流式。本工程送风机也按动叶可调轴流式考虑。每台锅炉设2台50％容量送风机，2台运行，不设备用。
两台送风机出口设有联络管，以便短时内可单风机(或单台空气预热器)运行。
2)干式低低温静电除尘器+湿式除尘器
按照国家标准《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223–2011)规定，重点地区的火力发电燃煤锅炉的标准烟尘允许排放浓度限值将为20mg/Nm³(6%O，干基)，为充分体 2
现宝丽华公司节能环保要求，在环保措施方面的超前意识，并与国际接轨（欧盟国家环保标准允许排放浓度限值为 10mg/ Nm³(干基)），本工程建议烟尘出口排放浓度限值为10mg/Nm³(6%O，干基)。烟气从空预器排出后首先进入烟气换热器（MGGH）的放热段， 2
将烟气温度降低，经过干式低低温静电除尘器除尘后，此时粉尘浓度小于 30mg/Nm³(6%O，干基)，再进入喷淋塔脱硫，经过喷淋洗涤后烟气的粉尘量会进一步减 2
少，脱硫后的烟气进入湿式除尘器，进一步除尘、脱汞等重金属后，烟尘的排放浓度小于10mg/Nm³(6%O，干基)，继而烟气进入烟气换热器的吸热段，将烟气温度提升是80 2
℃后排入烟囱，烟囱出口的烟气粉尘浓度远低于除尘器出口。按照本工程煤质情况，考虑湿法脱硫的除尘效果(按洗涤除尘效率30%考虑)，考虑湿式除尘器的除尘效果(按除尘效率50%考虑)，低低温干式静电除尘器的设计效率暂定99.85%，以满足燃用设计煤种和校核煤种的排放要求。
3)引风机
本工程按脱硫系统取消增压风机，由引风机克服整个脱硫系统的阻力设计。合并后
的引风机采用电动机驱动，选用动叶可调轴流式风机。
此外，每台锅炉还分别配有火焰检测冷却风系统。
5.5.3燃油系统
本工程点火油和助燃油均按0#轻柴油考虑。燃油系统作为等离子点火系统的备用。
本工程油罐区设两台500m³钢制拱顶油罐。泵房内布置3台供油泵，在锅炉最大用油量时(1台机组启动助燃、另1台机组投油助燃) 2台运行，1台备用。
本工程推荐机组冲管和调试期间采用等离子点火装置点燃煤粉，不投燃油系统，机组的启停过程也尽量采用等离子点火装置，最大限度的节约电厂用油量。
厂区油系统采用压缩空气吹扫系统，用于吹扫油枪喷嘴和管道积存的燃油，吹扫压缩空气压力0.6～0.8MPa。锅炉范围内油系统配有蒸汽吹扫系统，用于吹扫油枪喷嘴和管道积存的燃油，蒸汽参数为250°C，0.6～1.0MPa，来自辅助蒸汽系统。
5.6电气部分
根据电厂接入系统设计，电厂规划一期工程2×1000MW机组，初步考虑以500kV一级电压等级接入系统，出线 2回，接入 500kV城西开关站（提前建设），新建线路总长度约247km，途经远期拟建的 500kV梅蓄开关站，新建线路导线截面暂考虑选用6×630mm2；最终接入系统方案以接入系统报告的审查意见为准。
5.7燃料输送系统
5.7.1电厂专用煤码头
电厂规划建设 2个 10万吨级卸煤泊位。一期工程时先建设 1个 10万吨泊位，靠泊 10万吨级船，码头结构按 15万吨级船设计，满足电厂1～4号机组营运卸煤需求。
二期工程时，再建设一个 10万吨泊位。
一期工程1、2号机组建设时，采用 2台额定卸船能力1800t/h、最大外伸距40m、轨距 26m的桥式抓斗卸船机；电厂 3号、4号机组时再增加 1台卸船机。码头带式输送机按 2路设计。带式输送机参数B＝2000mm、V＝3.15m/s、额定出力Q＝3600t/h(最大出力Qmax＝4200t/h)。
5.7.2厂内运煤系统
厂内运煤系统按2×1000MW机组规划进行设计。预留3、4号机组运煤系统接口。
与码头设计院设计分界线为码头T1转运站出口。
现国家对环保要求越来越高。现有很多已投产运行的电厂，根据环保要求，对露天煤场进行封闭，或改造成圆形煤场。国华粤电台山电厂已投产近10年，根据环保要求，现正在对原露天煤场进行封闭及新建封闭圆形煤场。
圆形煤场具有设计新颖、布局美观、粉尘污染少、占地面积小的特点，在运行、环保、节省场地等方面具有明显优势。
条形露天煤场占地面积大，露天煤场的扬尘容易对周边环境造成污染，不满足环保要求，而条形封闭煤场又由于封闭区域大，造价高，经济性较差。
故本工程煤场推荐采用圆形煤场，满足环保要求。
本期工程新建两个全封闭式圆形煤场，煤场直径Φ120m，挡煤墙高为20.0m，煤堆高度约34m，顶部直径Φ81.30m，堆积角为38º。每个煤场贮煤容积约为20×104m3，贮煤量约为18×104t，2个煤场总贮煤量为36×104t，可满足2×1000MW机组燃用设计煤种20.9d的耗煤量。此外在圆形煤场内留有供推煤机或装载机出入的通道。
每个圆形煤场内各安装 1台圆形堆取料机，其中堆料出力3600t/h，与厂外来煤系统出力一致；取料出力1500t/h，与厂内运煤系统出力相一致。
在每个煤场内考虑了一个固定煤斗的位置，煤斗下安装1台活化给料机，在圆形堆取料机故障时，用该固定煤斗和推煤机仍可继续向原煤斗供煤。
贮煤场配置有 2台 TY220型推煤机、2台 ZL50型装载机、1台挖掘机进行辅助作业。
5.7.2.1燃煤防自燃措施
鉴于本工程燃煤的挥发份较高，圆形煤场容易发生燃煤自燃现象，圆形煤场在工艺及管理上应设置严格的防自燃措施。
(1)工艺措施
1)煤仓内的煤必须要做到“先进先出”，严格控制贮存时间。煤种挥发份越高，更要缩短贮存时间。采用专人管理圆形煤仓堆料情况，对煤种挥发份、堆放时间等严格监控。
2)应严格控制供应到电厂的燃煤的挥发份。
3)堆煤的同时要对煤堆压实。应根据实际情况，至少对高约1~1.5m的底煤进行压
实，同时尽量压实到更高的煤堆。
4)电厂在取煤的时候，要将靠近煤仓底部和墙角边的煤取净，防止燃煤堆放时间过长，增加自燃发生几率。在挡煤墙角边浇注混凝土倒角，并购置小型挖掘机，提高清理死角的效率。
(2)电气专业措施
1)增加煤仓内的工业电视摄像头数量，消除死区，便于运行人员监视。
2)在1.5m、4.5m、7.5m、10.5m、13.5m标高处装设五圈铠装感温光纤，监测0m～15m墙体全高范围内煤堆温度变化情况。在输煤控制室设置一台光纤测温主机，增加一台工作站，包括显示器，以便运行人员能实时监测。当某处光纤温度异常报警后，应优先取用该位置的煤，情况严重时，运行人员人工判断是否要启动消防水炮灭火。
(3)消防专业措施
挡墙顶部设置消火栓箱，其主要目的针对局部区域发生小范围火情时进行喷水灭火。
(4)结构专业措施
1)煤场挡煤墙内壁全部衬耐火材料。
2)挡煤墙与地面交汇处采用倒角过渡，防止煤堆“死角”。
3)煤场地面采用防火、透水性能好的材料。
对贮煤场的管理，预防为主是关键，一旦发生原煤自燃事故，需采用行之有效的措施，将事故消灭在萌芽状态：
（5)自燃后对策
a.当局部或表层(深度不超过1m)煤层发当局部或表层(深度不超过1m)煤层发生自燃时，用水喷淋降温扑灭；煤堆较深部位自燃，用淋水处理后又死灰复燃时，可用镀锌管直接插入煤层深部，连接水源灌注，以达到降温的目的；隐患区域较大，用淋、注无法消患时，要用推土机进行翻堆处理，并配合喷淋降温；
b.煤堆由于贮存时间太长，而产生更大面积的自燃时，要果断采用隔离处理措施，即用推土机把患区断开一道4～5m宽的“壕沟”，防止自燃蔓延，然后安排“患区”的煤优先取用，并配合做翻堆处理。
c.若原煤在煤卸煤时已经发生自燃，需就地处理后才能通过带式输送机运走。
5.7.2.2噪声防治
噪声也是一种污染，需加以控制。具体措施如下：
1）减少现场值班人员
运煤系统采用程序控制、闭路电视监控后，主要生产场所如运煤栈桥、转运站、碎煤机室、煤仓层等均无人值班，由工业电视监视系统运行情况，并将信号反馈到运煤集中控制室内，运行人员可不定期循环检查，防止了粉尘、噪声对人员的伤害。
2）从源头上采取措施
设备订货时，根据《工业企业噪声卫生标准》的要求，向辅机制造厂家提出对设备限制噪声的要求，并作为设备考核的一项重要指标。主要采取以下防噪措施：
所有转动设备在距离机组1米处测得的噪声声压值应不超过85dB(A)；
碎煤机基础设隔振平台；
通风机与风管连接处，水泵与水管连接处均加设软接头；
空调系统的风管上设有消声装置；
所有空调设备均采用低噪声设备。
5.7.2.3动安全
本项目采取下列措施保证劳动安全：
1）运煤系统采用程序控制，主要场所如煤场、转运站，筛、碎设备、带式输送机头部、中部、落料点等，均设有监控摄像头。能在运煤控制室监视和控制大部分设备。
排污水泵采用高、低水位自启停。运行人员除巡视外，一般不需要就地操作(卸船机、斗轮堆取料机除外)，以减少在噪声较大、粉尘较多的环境中停留的时间。
2）凡转动部分如驱动及改向滚筒、液力偶合器、联轴器均设护罩或遮拦；带式输送机两侧全程设活动栏杆，垂直拉紧装置重锤箱下设护栅。需检修维护的设备，如电动三通、电动犁式卸料器、排污水泵等设备，均考虑了检修平台及安全栏杆。
3）转运站及煤仓层吊物孔，设置了活动钢盖板和活动栏杆，在布置通道楼梯时，尽量远离吊物范围。栈桥内运行、检修通道净宽满足规程要求，其他设备的检修通道都在布置上予以充分考虑。
4）重要且单重大的设备如煤筛、碎煤机、带式输送机驱动装置、除铁器等，选用电动检修设备，并预留适当的检修场地；一般设备如转运站内的排污水泵、尾部滚筒、
垂直拉紧重锤箱、自动取样装置等设备上方，布置手动检修设备，尽可能减少劳动强度，增加安全系数。
5）长距离运煤栈桥中部考虑了跨越梯。
5.8除灰渣系统
5.8.1主要设计原则
本工程除灰渣系统按2×1000MW机组容量设计。系统设计以安全可靠、经济合理适用为原则，充分考虑节水、少占地、并为灰渣综合利用创造条件。
本工程的厂内除灰渣系统拟采用灰渣分除方式。干灰和干渣主要考虑综合利用，采用灰渣分除系统，即干式除渣系统、干式气力除灰系统。
除灰渣系统由以下三部分组成：
·飞灰部分：省煤器灰斗及电除尘器灰斗的飞灰，采用正压气力输送系统将飞灰集中到灰库。灰库设置干灰分选系统。设计范围为省煤器灰斗及电除尘器灰斗出口起至灰库出口干、湿灰装车外运止。
·锅炉底渣部分：采用钢带式干除渣系统。设计范围为锅炉排渣口起至渣仓出口装车外运止。
·石子煤部分：采用简易机械+人工转运方式处理，从磨煤机石子煤出口下法兰为设计界线起，到缓冲石子煤斗出料口下的移动石子煤斗（石子煤斗由磨煤机配套），及电瓶叉车运输到装车点外运。
5.8.2电厂灰渣量及灰分析资料
表5.8-1 灰渣量及石子煤量表。
|||||||||
|-|-|-|-|-|-|-|-|
|机组容量数值项 目||1×1000MW|||2×1000MW|||
|||设计煤种|校核煤种1|校核煤种2|设计煤种|校核煤种1|校核煤种2|
|||神华煤|神府东胜煤|印尼煤|神华煤|神府东胜煤|印尼煤|
|小时灰渣量|t/h|60.82|54.52|30.16|121.63|109.05|60.32|
|小时灰量|t/h|54.74|49.07|27.14|109.47|98.14|54.29|
|小时渣量|t/h|6.08|5.45|3.02|12.16|10.90|6.03|
|小时石子煤量|t/h|2.03|2.06|2.21|4.07|4.13|4.42|
|小时总量|t/h|62.85|56.59|32.37|125.70|113.18|64.74|
|日灰渣量|t/d|1216.34|1090.49|603.20|2432.68|2180.97|1206.41|
|日灰量|t/d|1094.71|981.44|542.88|2189.42|1962.87|1085.77|
|日渣量|t/d|121.63|109.05|60.32|243.27|218.10|120.64|
|日石子煤量|t/d|40.66|41.29|44.20|81.32|82.58|88.40|
|日总量|t/d|1257.00|1131.78|647.40|2514.00|2263.55|1294.81|
|年灰渣量|104t/a|33.45|29.99|16.59|66.90|59.98|33.18|
|年灰量|104t/a|30.10|26.99|14.93|60.21|53.98|29.86|
|年渣量|104t/a|3.34|3.00|1.66|6.69|6.00|3.32|
|年石子煤量|104t/a|1.12|1.14|1.22|2.24|2.27|2.43|
|年总量|104t/a|34.57|31.12|17.80|69.14|62.25|35.61|

说明:以上数值按以下原则进行计算
1)日运行按20h、年运行按 5500h计。
2)灰量按灰渣总量90%计，渣量按灰渣总量10%计。
3)石子煤量按锅炉耗煤量0.5%计。
5.8.3除灰渣系统
5.8.3.1干除灰系统
除灰系统采用正压气力输送系统将省煤器及电除尘器灰斗排出的飞灰集中到灰库，厂外采用汽车运输方式，干灰采用密闭罐装汽车送至综合利用用户处，多余部分经加湿搅拌后采用密闭自卸汽车送至灰场。
厂内单台炉气力除灰系统设计出力不小于88t/h，满足燃用设计煤种排灰量150%及校核煤种排灰量120%。在省煤器及电除尘器灰斗下装设输灰发送器，由空气压缩机提供压缩空气作为输送动力,通过输灰管道将飞灰输送至灰库。
为便于干灰综合利用,除灰系统采用粗细分排。省煤器、电除尘器一、二电场的排灰作为原灰集中至原灰库，当原灰库储满或维修等情况时切换到粗灰库，二电场的灰也可直接输送至细灰库；第三、四、五电场的细灰集中至细灰库，当细灰库储满或维修等情况时切换到原灰库。原灰库的灰经过分选系统分选出的粗灰送入粗灰库、细灰送入细灰库。当一电场故障时，二电场的气力输送系统可以100%的替代一电场输送系统工作，保证整个系统安全可靠运行。
本工程二台炉共用 3座灰库和 1座灰库气化风机房。灰库分为 1座原灰库、1座粗灰库和 1座细灰库，均采用钢筋混凝土结构，每个灰库有效容积约2000m3，原灰库和粗灰库可以满足两台炉约 25h的存灰要求(按设计煤种计)。灰库气化风机房内设 4台气化风机，3台运行1台备用,此外每座灰库配有1台电加热器,向灰库提供热风。各灰库顶部设有除尘器。灰库设置2套分选系统，每套分选系统出力为60t/h。
粗灰库和细灰库出口各设置 2台干灰装车机、1台加湿搅拌机，原灰库出口设置 1台干灰装车机、1台加湿搅拌机，并设置 2个分选接口。厂外采用汽车运输方式，干灰采用密闭罐装汽车送至综合利用场地，多余部分经加湿搅拌后采用密闭自卸汽车送至灰场。
本工程除灰渣专业不单独设置空压机，二台炉干除灰系统输灰用压缩空气及仪表控制(包括灰库)用压缩空气由热机专业统一提供。经过初步估算，每台锅炉的飞灰输送耗气量的最大值为75Nm3/min，每台炉除灰系统仪表控制(包括灰库)用压缩空气耗气量约6Nm3/min。
5.8.3.2干除渣系统
本工程炉底渣处理系统拟采用干除渣系统，干式排渣方案按2×1000MW机组容量设计，一台炉为一单元。该系统主要采用钢带式干式输渣机。高温炉底渣在一级钢带输渣机输送钢带上被空气冷却，连续将炉底渣排出，经过碎渣机及二级输渣机将渣送至渣仓中。
除渣系统连续运行，依据《大中型火力发电厂设计规范》GB50660-2011的规定，采用风冷式排渣机方案时，设备的最大出力不宜小于锅炉连续最大蒸发量时燃用设计煤种排渣量的250%，且不宜小于燃用校核煤种锅炉吹灰时排渣量的110%。由于暂无锅炉吹灰量的数据，现阶段除渣设备出力暂按6.5t/h~30t/h设计，最大出力为30t/h。每台锅炉设置1座渣仓，渣仓直径Φ8m，有效容积175m3，可贮存一台锅炉在MCR工况下设计煤种约24h的渣量。干渣用密闭自卸汽车送至综合利用用户处，多余部分经加湿搅拌后送至灰场。每台炉设置1台干式排渣机(一级钢带输渣机)、1台碎渣机、1台二级钢带输渣机和1座贮渣仓。
5.8.3.3石子煤系统
本工程二台炉石子煤处理系统共设 12台缓冲石子煤斗及 12个移动石子煤斗(均由磨煤机设备配套)，并配 2辆电瓶叉车，设置就地控制箱。由缓冲斗排出的石子煤外运至灰场或者综合利用。
5.8.3.4地面冲洗、排污系统
本工程两台炉的石子煤斗、干渣机及渣仓地面、灰库区域、电除尘器地面均设有冲洗、排污设施，地面冲洗后的污水分别由排污水泵输送至水工专业的沉淀池统一进行处理，处理后的水由水工专业输送至除灰专业各冲洗水用水点，循环使用。
5.8.3.5控制系统
本系统采用程序自动控制，系统设有集控室，除灰渣系统等设备均在控制室控制，为便于除灰集控室能掌握整个系统的运行情况，灰库、渣仓设备运行信号纳入到集控室，以便集控室能观察到装灰、渣运行状态。
系统运行方式有就地手动控制和集控室自动或手动控制方式。本系统除控制室能操作外,就地尚设有启停、事故按钮等开关。有关控制部分详见热控专业说明。
5.9化学部分
5.9.1概述
本工程位于陆丰甲湖湾，宝丽华风电场海边。电厂总规划容量为近期4×1000MW，远期8×1000MW，本期先建2×1000MW超超临界燃煤发电机组。
本工程全厂工业用水及锅炉补给水系统用水水源为海水，凝汽器冷却方式为海水直流冷却。
5.9.5海水淡化处理系统
5.9.5.1海水淡化预处理系统工艺的选择
砂滤投资及运行费用低、化学药剂用量少、有机废水排放量少、有利于环保等优点，但出水水质较超滤差，会在一定程度上增加反渗透装置的负担，从而缩短反渗透装置的化学清洗周期，综合考虑推荐双室细砂过滤器工艺方案。
5.9.5.2建设规模
全厂所有工业用水、生活用水所用淡水全部由海水淡化制取，本期工程海水淡化系统按2×1000MW机组建设，并预留3、4号机组扩建场地。
5.9.5.3系统设计出力
海水反渗透装置出水用于脱硫用水，淡化水反渗透装置出水用于锅炉补给水处理系统供水、其他工业用水、消防用水和生活用水。海水反渗透系统设计出力3×219m3/h；
淡化水反渗透系统设计出力为3×95m3/h。
5.9.5.4海水淡化系统出水质量
1)海水反渗透系统出水质量为：
TDS：300～500mg/L；
氯离子≤220mg/L；
2)淡化水反渗透系统出水质量为：
TDS≤15mg/L；
氯离子≤7mg/L；
硼≤ 0.5mg/L
5.9.5.5设备布置
本工程将海水淡化系统、锅炉补给水处理系统联合布置，建立水务中心。水务中心(包括化验楼、室外设施)总占地103.5m×82m，其中厂房占地103.5m×19m+19.5×24m。
海水淡化设备、除盐设备、水泵等布置在厂房内，水箱、酸碱贮存设备、废水池等布置于室外。
5.9.6锅炉补给水处理系统
5.9.6.1建设规模
锅炉补给水处理站按4×1000MW级机组一次建成。
5.9.6.2系统工艺流程
锅炉补给水处理系统来水采用淡化水反渗透装置出水，进水水质非常好，悬浮物、有机物少，含盐量低，故采用如下工艺流程：工业、消防水池来水→除盐系统给水泵→逆流再生阳离子交换器→逆流再生阴离子交换器→混合离子交换器→除盐水箱→除盐水泵→主厂房及其它除盐水用户。
5.9.6.3系统出力
按规定，锅炉补给水处理系统的出力应满足全厂全部正常水汽损失并在一定时间内累积机组启动或事故一次非正常用水量。根据全厂水汽损失及系统自用水率，本工程拟设2×132t/h的锅炉补给水处理系统，并配置 2
台4500m3的除盐水箱，以满足4×1000MW级机组启动、事故和正常运行的补水需求。
5.9.6.4系统出水质量
硬度： ≈0µmol/L
电导率(25℃)： 标准值≤0.15µS/cm，期望值≤0.10µS/cm
二氧化硅： ≤10µg/L
TOC： ≤200µg/L
5.9.6.5设备布置
锅炉补给水处理系统设备布置在水务中心。
5.9.7凝结水精处理系统
凝汽器采用海水直流冷却。为保证机组的水汽品质和安全运行，须对全流量凝结水进行处理。拟每台机组设置 1套中压凝结水精处理系统，2台机组共用 1套体外再生装置。
每套凝结水精处理系统除铁过滤器按2×50％容量配置，高速混床按4×33.33％容量配置，另设除铁过滤器旁路和混床旁路。设备布置在汽机房内。
5.9.8热力系统的化学加药
5.9.8.1凝结水、给水加氨系统
为防止热力系统的酸性腐蚀，需对凝结水、给水加氨处理。
2台机组共用 1套凝结水、给水加氨装置，配置 2台电动搅拌溶液箱、3台凝结水加氨计量泵和 3台给水加氨计量泵。
5.9.8.2给水、闭冷水加联氨系统
在机组启动阶段或给水水质恶化时(不能采用加氧工况运行时)，为降低热力系统的氧腐蚀，需对给水加联氨辅助除氧。同时，对闭冷水进行加联氨处理，增加缓蚀效果。
2台机组共用 1套给水、闭冷水加联氨装置，配置 2台电动搅拌溶液箱、3台给水加联氨计量泵，给水加联氨备用泵兼作闭冷水加联氨用。
5.9.8.3凝结水、给水加氧系统
氧气可使金属表面形成致密坚固的保护性氧化膜，对金属进行钝化，降低给水的含铁量，防止炉前系统发生流动加速腐蚀，延长锅炉化学清洗周期，需对凝结水、给水加氧处理。
两台机组共用 1套凝结水加氧装置和 1套给水加氧装置，每套装置包括氧气汇流排和控制盘。
加氨装置、加联氨装置和加氧装置集中布置在主厂房内。
5.9.9热力系统的水汽取样及监测
为了监督热力系统的水汽品质，保证机组安全、经济运行，每台机组设置一套水汽集中取样分析装置，由高温架、仪表盘(包括人工取样盘)组成，样水采用闭式循环冷却水冷却。取样点和仪表按《火力发电厂化水设计技术规程》(DL/T 5068-2006)中直流炉机组的要求配置。
2台机组的水汽集中取样分析装置集中布置在主厂房内。
5.9.10冷却水处理系统
5.9.10.1建设规模
凝汽器采用海水直流冷却，单台机组冷却水量为108589m3/h。为防止海洋生物在冷却水系统内附着和滋长，保证冷却水系统的通流能力以及凝汽器和热交换器的传热效果，须对冷却水进行杀菌灭藻处理。冷却水处理用杀菌剂采用次氯酸钠，通过电解
海水制取，电解海水制氯系统按2×1000MW级机组规划建设。
5.9.10.2系统工艺流程
电解海水制氯系统工艺流程为：原海水→海水预过滤器→海水升压泵→自清洗过滤器→次氯酸钠发生器→次氯酸钠贮存罐→循环水加氯点。
5.9.10.3加药方式及设备出力
电解海水制氯装置连续运行，对直流冷却水进行连续加氯处理，加药点设在循环水泵房进水前池，设计加药量为1.0mg/L。
根据直流冷却水量及加药方式计算得出本次建设2×1000MW机组电解海水制取次氯酸钠设备出力为2×120kg/h，次氯酸钠贮存罐 1
台，V=45m3。
5.9.10.4运行控制方式
电解海水制次氯酸钠装置为连续运行，对循环冷却水进行连续加氯处理。本系统为自动化控制，无人值班，运行人员只需定期巡检进。
5.9.10.5设备布置
电解海水制氯站布置在循环水泵房附近，制氯厂房占地18m×12m，室内布置次氯酸钠发生器和化学清洗设备，并设有配电间、变压器间、电子设备间。次氯酸钠贮存罐则布置于室外。
5.9.11氢气供应及贮存系统
发电机冷却方式为水--氢--氢，需对发电机氢冷系统补氢。
氢气供应一般有水电解制氢和外购氢气两种方式，现阶段未查到厂址附近有可靠性氢源。建议业主方对本工程周边地区氢气生产情况进行调查，以便下阶段确定合理的氢气供应方案。
现阶段，本工程拟采用水电解制氢方式。制氢站厂房按4×1000MW级机组一次建成，设备分期建设。本工程设置 1套 10Nm3/h的水电解制氢装置，满足2×1000MW级机组正常补氢和启动充氢的需求，并预留1套10Nm3/h的水电解制氢装置扩建位置。
5.9.12变压器油净化
设 1套移动式的变压器油净化装置，对变压器油进行净化处理。不设变压器油贮油箱。
5.9.13化验室及仪器
化验室设在水务中心，毗邻除盐间布置，配置完整的水、煤、油、气体化验室及仪器设备，满足4×1000MW机组化验的需要。
5.9.14废水集中处理系统
5.9.14.1废水来源
本工程工业废水分为经常性排水和非经常性排水。经常性排水主要包括：锅炉补给水处理系统排水、凝结水精处理系统排水、汽机房冲洗排水等。非经常性排水主要包括：锅炉酸洗冲洗排水、空预器冲洗排水等。
5.9.14.2系统出力
废水集中处理站按最终容量统一规划，分期建设。本工程废水集中处理站按4×1000MW机组规划容量规划建设。废水处理设施设计出力处理能力按为1×100
m3/h设计。本工程设置1套100m3/h的废水处理设施，并预留1套100m3/h的废水处理设施扩建位置。
5.9.14.3系统流程
废水集中处理站用于处理电厂内经常性和非经常性工业废水，采用絮凝、澄清、过滤、中和的处理工艺，经处理后的排水水质可以满足回收利用的要求，回用于煤场喷淋和脱硫工艺用水等，配套建设相应的污泥处理设施。
5.9.14.4系统出水质量
经废水处理系统处理后水质应达到广东省《水污染物排放限值》（DB44/26-2001）的第二时段二级标准排放或者达到《城市污水再生利用—城市杂用水水质标准》（GB/T18920-2002）标准回用。
5.9.14.5系统运行及控制
加药系统计量泵均采取变频控制调节，并设置在线 pH测量仪，对废水和回用清水的 pH实行监测。在清净水池上设置浊度仪，回用水泵出水管设置流量计，满足环保对废水处理达标回用或排放实行水质监测的要求。
废水集中处理系统控制方式：控制系统具备设备运行状态、液位、仪表测量信号的集中监控及加药自动调节控制等功能，系统阀门采用手操与控制远操相结合方式。
机组排水槽、废水贮存池、最终中和池等废水池内均设有液位计，并与相应的废水泵连锁，通过液位控制水泵启停。
5.9.14.6设备布置
废水集中处理设备分室内和室外两部分布置。废水贮存池、pH值调整槽、混合槽、反应槽、立式斜板澄清器、无阀过滤器、最终中和池、清净水池、污泥浓缩池等布置在室外，离心脱水机、加药装置、配电设备及电子设备等均布置在室内。
5.9.15脱硫废水处理系统
5.9.15.1系统出力
脱硫废水处理系统按2×1000MW级机组容量规划建设。设计处理能力为1×30m3/h。
脱硫废水的水量及水质与脱硫工艺、燃料成分、烟气条件及石灰石等多种因素有关，脱硫废水处理系统的废水入口参数由以上因素确定。脱硫废水进入脱硫废水处理系统，经中和、絮凝、澄清等处理后，出水收集后回收利用。
5.9.15.2终出水水质
经废水处理系统处理后水质应达到广东省《水污染物排放限值》（DB44/26-2001）的第二时段二级标准排放或者达到《城市污水再生利用—城市杂用水水质标准》（GB/T18920-2002）标准回用。
5.9.15.3备布置
脱硫废水处理设备布置在脱硫废水处理站内，设备分室内、室外布置。调节曝气池、初沉池和清水箱布置在室外，其他设备均为室内布置，占地约41m×21m。
5.10热工自动化部分
5.10.1热工自动化水平
1)厂级信息系统
本工程拟设置厂级生产监控信息系统(SIS)及厂级管理信息系统(MIS)。SIS系统设有与各单元机组的分散控制系统(DCS)、辅助车间控制网(BOP)及电网监控系统(NCS)的网络通讯接口，收集和处理工艺系统生产过程数据，同时通过MIS系统，向其提供所需的全厂生产过程信息。从而实现全厂生产过程的统一管理，优化管理，提高全厂安全、经济运行的水平。
厂级信息系统将按集团公司的统一规划进行建设。
2)机组热工自动化水平
本工程安装的2·
1000MW国产超超临界燃煤发电机组是按带基本负荷考虑，但考虑电网建设规模及发展，机组将具有较好的调峰性能，能适应夜间低负荷运行，能在冷态、温态、热态、极热态几种方式启动和升负荷，并有“快速减负荷(RUNBACK)”的能力，可在定压和滑压方式下运行。
自动化水平可望达到：
(1)在极少量就地人员的配合下，在集控室内实现机组的自启停控制；
(2)机组运行人员在集控室内以 LCD操作员站和数字化仪表墙上的等离子或液晶显示器为主，监视机组的运行工况，并可以通过LCD/键盘对机炉的大多数辅机和各种阀门、挡板进行控制，需要时可对这些对象进行远方手动控制，确保机组安全经济运行；
(3)完善的模拟量控制系统及顺序控制系统设计，实现机、炉、电协调控制和机组自凝结水系统清洗到带满负荷范围内全自动启/停控制，以减少运行人员的劳动强度；
(4)异常工况时，联锁保护控制系统自动切投相应的系统或设备，使机组能在安全工况下运行或停机；
(5)根据中调(或SIS系统)或值长发出的负荷指令进行机组的自动发电控制(AGC)；
(6)在自动化水平提高的基础上，实现单元值班。1个主值班员在1~2个副值班员和1~2个现场巡检人员的配合下，完成对机组的监控与管理。
3)辅助车间热工自动化水平
辅助车间的控制拟采用分散控制系统(DCS)实现，通过数据通讯接口分别与机组分散控制系统(DCS)和两台机组分散控制系统(DCS)的公用控制网或辅助车间控制网(BOP网)连接，在机组集控室或辅网控制室集中监控。
5.11主厂房布置
5.11.1主厂房布置主要原则
1)主厂房设计符合有关设计技术规程和规定,并借鉴 2000年燃煤示范电厂的设计思路，拟采用可用率高，经济效益良好、技术先进的设计方案，为电厂参与“竞价上网”创造良好条件，做到工艺流程顺畅,布置合理，安排好检修设施、检修场地和通道,解
决好厂房内通风、采光、照明、落实排水措施,为电厂安全运行、维护检修提供良好的工作环境；
2)汽轮发电机组采取纵向顺列布置，汽轮机头部朝固定端；
3)汽机房中间层和运转层采用大平台布置，两机之间设中间检修场地；
4)锅炉为全钢架结构，岛式露天布置；
5)主厂房为右扩建方式，主厂房为混凝土结构，按汽机房、除氧间、煤仓间、锅炉房排列方式。
6)集中控制综合楼布置在1，2号机组中间。
7)锅炉同步建设脱硝装置，且布置在锅炉框架内。
5.11.2主厂房布置
主厂房布置顺序依次为：汽机房→除氧间→煤仓间→锅炉房→除尘器→烟囱。
5.12建筑结构部分
5.12.1工程地质条件
厂址位于甲子港西面的海岬山西侧，南面临南海。地貌单元主要为海积平原和海岸地貌两大类。海积平原地形平坦宽阔，高程约4m～8m，部分为小沙丘。海岸地貌主要有沙堤、滩涂和水下岸坡。临海地域多为海积砂堤、砂地和浅滩，往外为海域。砂堤内侧相对低洼、平坦，局部分布小鱼塘、盐田等。
根据钻孔揭露，上覆第四系主要有：人工填土、冲洪积粘性土、海积砂土、海积粘性土和残积粘性土；下伏基岩为白垩世二长中～粗粒斑状花岗岩(Kηγ)和煌斑岩岩脉。
1
5.12.2地下水腐蚀性评价
根据水质分析结果，勘测场地陆域地段的地下水对混凝土结构、钢筋混凝土结构中钢筋均为微腐蚀性。
海水对混凝土结构有中等腐蚀性，腐蚀介质为 SO
2¯；在干湿交替条件下对钢筋混 4
凝土结构中钢筋有强腐蚀性，长期浸水条件下对钢筋混凝土结构中钢筋有弱腐蚀性，腐蚀介质均为Cl¯。
5.12.3厂区抗震设防烈度及场地土类别
根据《广东陆丰甲湖湾电厂工程场地地震安全性评价报告》，工程场地 50年超越
概率10%的地震动峰值加速度为0.117g，对应抗震设防烈度Ⅶ度。厂址建筑场地类别属于II类。
5.12.4结构设计主要参数
基本风压(W)： 0.90
kN/m2(50年一遇)；1.00kN/m2(100年一遇)
0
地面粗糙度： A类
抗震设防烈度： 7度(抗震设计基本地震加速度0.117g)
地震设计特征周期为： 0.45s（多遇地震）
建筑场地类别为： Ⅱ类
主厂房安全等级： 二级
主厂房建筑抗震设防类别： 乙类
5.12.4主厂房建筑结构设计
5.12.4.1主厂房建筑设计
主厂房为顺列煤仓布置，控制方式为两机一控，集控楼布置在两炉之间；主厂房为钢筋混凝土框排架结构，以下是主厂房建筑指标：
主厂房主要建筑指标
||||||
|-|-|-|-|-|
||项 目|单位|推荐方案|备注|
|主厂房指标|总指标||||
||A列至烟囱中心线距离|m|259.8||
||主厂房长度|m|203.4||
||主厂房占地面积|m2|52843.32||
||主厂房体积||||
||汽机房|m3|234927||
||除氧间|m3|50240||
||毗屋|m3|4365||
||煤仓间|m3|136080||
||集控楼|m3|13193||
||合计体积|m3|438805||
||每千瓦主厂房体积|m3/kW|0.219||

||||||
|-|-|-|-|-|
||项 目|单位|推荐方案|备注|
|主厂房布置|汽机房、除氧间||||
||汽机房柱距|m|9/10||
||汽机房抗震缝轴线间距|m|1.4||
||汽机房跨度|m|33||
||除氧间跨度|m|9.5||
||毗屋跨度|m|6.5||
||汽机房底层标高|m|±0.000||
||汽机房夹层标高|m|7.100||
||汽机房运转层标高|m|15.500||
||除氧间屋面标高|m|26.000||
||除氧器层标高|m|26.000||
||吊车轨顶标高|m|29.400||
||屋架下弦标高|m|32.500||
||煤仓间||||
||柱距|m|9/10||
||跨度|m|14||
||总长度|m|194.4||
||磨煤机层标高|m|±0.000||
||给煤机层标高|m|17.000||
||输煤皮带层标高|m|43.000||
||煤仓间屋顶标高|m|50.000||

注：1.本表数据按轴线算。
2.上煤头部转运站算入输煤系统。
3.体积指标不包括锅炉房。
5.12.4.2主厂房结构设计
土建结构根据工艺布置的每个模块的性质和特点，进行结构体系优化，使结构体系
达到最优，从而减少土建工程量，缩短施工周期，使工程投资效益最大化。
1)主厂房布置
本工程为 2台 1000MW超超临界燃煤机组，主厂房采用顺煤仓方案，依次为汽机房、除氧间、煤仓间、锅炉岛顺列布置方式。汽机房跨度33m，纵向柱距10.0/9.0m，7.5m夹层主要布置管道及架空电缆，运行层15.50m，采用大平台布置，配置2台130t/35t桥式吊车，吊车轨顶标高约29.40m，屋架下弦面标高32.50m。除氧间跨度9.5m，在7.50m、 15.50m层分别布置高低压加热器，26.00m层布置除氧器层；煤仓间跨度14.0m，底层配置磨煤机，17.00m层为给煤机层，43.00m层为运煤皮带层，煤斗为支承式圆形钢煤斗。
主厂房横向A～D轴宽度56.50m，纵向长度203.40m(柱中心线距)，汽机房A列至烟囱中心线距离259.80m。为满足伸缩和抗震要求，在每台机组之间设一道伸缩(防震)缝，柱距1.4m(柱中心线距)，使每台机组厂房成为一个独立的单元结构体系。
5.12.5其他主要建筑物结构设计
烟囱采用双钢管内筒式钢筋混凝土外筒烟囱，高度暂定240m(最终以环评批复报告
为准)，钢内筒直径8.5m。烟气采用湿法烟气脱硫工艺，烟气脱硫后设湿式除尘器和烟气加热系统(MGGH)，根据烟气腐蚀性推荐钢内筒采用耐硫酸露点钢内涂防腐涂料方案。
电除尘器支架采用钢结构，由制造厂家设计和供货。
送风机，除与空压机房、电除尘配电室合并的部分外，其余采用敞开式布置；引风机采用敞开式布置；送风机、引风机上部结构采用现浇钢筋混凝土框架结构。送风机、引风机基础采用大块式钢筋砼结构。
烟道采用现浇钢筋混凝土框架结构，钢烟道。
灰库为钢筋混凝土筒仓结构，气化风机房采用钢筋混凝土框架结构。
渣仓上部采用钢结构，由设备供应商设计供货，采用带保温压型钢板封闭围护。
石膏脱水楼、脱硫循环泵房等建(构)筑物均采用现浇钢筋混凝土框架结构，吸收塔为钢结构。石灰石粉仓支撑结构采用钢结构，粉仓由制造厂家设计和供货。
输煤系统地上部分输煤栈桥采用钢筋混凝土或钢支架，钢桁架混凝土走道板，压型钢板围护；地下部分采用钢筋混凝土箱型结构(地下隧道)。转运站、碎煤机室采用现浇钢筋混凝土结构，砖墙围护。碎煤机基础采用弹簧隔振基础，布置于碎煤机室框架大梁上。
圆形煤仓平面直径为Φ120m，挡墙高20m，下部：钢筋混凝土圆形底板及钢筋混凝土扶壁。上部：球形钢网架。
500kVGIS楼采用钢筋混凝土框架结构。
500KV进出线架构采用钢结构柱和钢桁架横梁结构，所有钢构件均需热镀锌、热喷锌或冷喷锌复合涂层防腐处理。
主变压器基础、厂高变、备变等基础均采用钢筋混凝土基础，其油池内铺卵石，主变与备变间设钢筋混凝土防火墙。
水务中心（化水车间、海水淡化车间）、制氢站、循环水加药间均采用钢筋混凝土框架结构。
启动锅炉，露天布置，启动锅炉基础采用筏板基础，预应力管桩。
厂区综合管架采用钢桁架，局部管道少的则采用钢筋砼T型架。
5.12.6钢结构防火
根据《建筑设计防火规范》(GB50016-2006)及《火力发电厂与变电所设计防火规范》(GB50229-2006)的规定，对各建(构)筑物的钢结构构件根据耐火极限，刷防火涂料。
5.12.7钢结构防腐
钢构件均考虑采用防腐性能良好无机锌或环样富锌配丙烯酸聚氨酯面漆的配套防腐油漆，保证室内15年、室外10年免维护使用年限。
5.12.8厂区附属及辅助建筑
(1)厂前附属建筑
根据标书及可研报告意见要求，本工程生产附属及厂前公共设施建筑面积（生产行政综合楼，含环保监测站、电气及热工实验室，MIS机房等；生活综合楼，含检修及夜班宿舍、职工食堂、浴室、招待所；材料库及检修间；汽车库及消防设施；警卫传达室等）参照“国电电规（1998）438号”文及《火电工程限额设计参考造价指标》（2011年水平）的标准，其中办公楼、生活综合楼、食堂、招待所、消防车库布置在厂区西面的生活区内，运行维护楼布置在厂区的东北角，材料库及检修间、港监楼等布置见总平面布置图，本工程附属及辅助建筑面积暂按19200m2计列。
(2)厂前建筑、厂区辅助及附属建筑物装修做法
厂前建筑、厂区辅助及附属建筑物装修标准按《火力发电厂建筑装修设计标准》及
标书技术规范书要求执行，建筑物装修因地制宜，根据各车间不同的用途采用相应的装修材料，一般无人值班的建筑物内装修以简单实用为原则，有人值班的场所，强调人性化设计，适当提高装修标准，以体现“以人为本”的精神。在建筑材料的选择上，着重体现节能、环保及国家可持续发展的原则，积极应用新技术、新材料；对空调房间围护结构加强隔热、保温性能，以节约能耗；同时，选用的建筑材料均结合当地气候的影响，以延长建筑材料使用的免维护期，有效降低维护检修费用。
5.13供排水系统及冷却设施
5.13.1冷却水供排水系统
电厂本期建设2×1000MW级机组工程。机组冷却水拟采用单元制直流供水方式，冷却水水源为南海海水。
根据厂区总体平面布置和扩建要求以及电厂所在区域机组冷却水数模计算成果，本工程拟采用“东取东排”的取排水布置方案。取水口布置在电厂东侧煤码头港池内，排水口布置在东护岸外侧海域。取水口与循泵房进水前池之间采用取水明渠连接。循环水泵房与汽机房、汽机房至虹吸井的压力管用预应力钢筒砼管连接。从虹吸井至循环水排水明渠之间采用现浇钢筋混凝土自流暗沟连接。
本期2×1000MW级机组工程冷却水系统按拟采用单元制直流供水系统(每台机组拟设置3台循环水泵，其中2台为双速泵，循环水泵运行按月份进行配置)。
5.13.1.1机组冷却需水量
本期工程建设2×1000MW级国产超超临界燃煤机组，机组冷却水量见表5.13-1。
表5.13-1 机组冷却需水量表
||||||||
|-|-|-|-|-|-|-|
|机组容量(MW)|TMCR工况凝汽量(t/h)|冷却水量 (m3/h)|||总冷却水量(m3/s)||
|||凝汽器||辅机|夏季|冬季|
|||夏季|冬季||||
|1×1000|1×1761.7|114510.5|88085|6000|33.48|26.13|
|2×1000|2×1761.7|229021|176170|12000|66.96|52.26|
|4×1000|4×1761.7|458042|352340|24000|133.92|104.52|
|6×1000|6×1761.7|687063|528510|36000|200.88|156.78|
|8×1000|8×1761.7|916084|704680|48000|267.84|209.04|

备注：根据冷却水系统初步优化计算成果，冷却倍率采用夏季m=65、冬季m=50，进出水温升8.3℃，背压5.1kPa。
5.13.1.2供水系统方案
本工程位于位于陆丰市海岬山南麓，东北距甲子港9km，西南距湖东5km。厂址南面紧邻南海，部分厂区坐落在填海区，厂址附近水深条件较好，本期2×1000MW级机组工程冷却水系统拟采用海水直流供水系统。
本工程同期建设煤码头及防波堤，煤码头港池内波浪较小，且煤码头港池内自然水深达8m，取水条件较好，本工程冷却水取水口拟布置在煤码头港池内。
根据《陆丰甲湖湾通用码头工程潮流数学模型研究报告》，码头及防波堤建设前潮差从北向南逐渐增大，北部高潮位比南部早出现而低潮位比南部晚出现，呈现出从北向南涨潮历时逐渐增长而落潮历时逐渐缩短的现象。本海区的潮流状况以往复流为主，具有一定的旋转性质。流速总体较小，采样点的最大流速一般不大于0.3m/s，平均流速一般不大于0.15m/s。工程区域东侧的浅水区流速较大，与岬角有关。沿航道方向，外海流速大于近岸。西防波堤附近流速小于东防波堤流速。码头及防波堤工程实施后，受防波堤阻挡作用，总体流场结构在港口周围发生重大变化。原顺岸的涨落潮流变成绕流，使口门外附近水域流速增加。流场的变化同时还受港池、调头区和航道的开挖的作用，使口门外附近开挖水域流速减小。口门外航道流速减小，港池内各点流速显著减小，防波堤中段流速也显著减小。由于双环抱防波堤的岬角作用，潮流在防波堤堤头附近流速明显增加，其中东防波堤堤头外侧流速显著增加，但在航道内W3流速减小，这是由于航道开挖的作用。
本海区没有较大的河流来沙影响，水体含沙量不大，潮流流速很弱，螺河等远距离的高含沙量的水体不易随潮流运移到本海域，本海域活动的泥沙只能是滩面泥沙在波浪的作用下的再搬运。经现场勘查，本海区岩石裸露，且附近无大江大河输沙入海。根据夏季大、中、小潮三个航次含沙量资料统计，水体含沙量基本上在0.01kg/m3以下。
厂址附近水温垂向分布特征为：在大、中、小潮期各站的水温都是表层比中、底层的要高，且表、底层温差大都大于1℃，夏季由于海水混合较弱，温跃层较浅，在表、中层间形成温度跃变，其跃变强度多数达到浅海温跃层标准(0.2℃/m)，总体而言，中潮期间各站位层结现象明显，表、底层温差较大。
根据总平面布置及扩建方案，取水口布置在电厂东侧煤码头港池内，采用明渠取、排水方式，按近期规划容量4×1000MW机组建设方案。
5.13.1.3冷却水系统优化
根据温排水数值计算和取排水方式推荐方案，对冷却水系统进行冷端优化计算。优化计算时，根据汽机参数和标准煤耗，主要对凝汽器面积、凝汽器压力、冷却水管径、循环水泵配置和运行费用等参数进行优化计算。在优化计算中考虑了汽轮机微增功率因素。由于取排水明渠按最终规划机组容量建设，且对于水量的增减，影响因素不敏感，因此不参加优化计算。循环水泵房土建费用对于优化计算不敏感，也不参加优化计算。
根据国内同类机组，冷凝器型式为双背压、双壳体、单流程、表面式、钛管。
根据优化计算成果，按照年费用最低考虑，本工程推荐冷却倍率采用 65倍，设计冷却水温升为8.3℃，设计背压 5.1 kPa，冷却水供排水压力管管径为DN3800，冷凝器面积为52484m2。
5.13.1.4供水系统主要设备
机组冷却水拟采用单元制直流供水系统，按满足机组夏季时最大计算用水量考虑，循环水泵不设备用。为降低扬程，节省电耗和运行费用，循环水泵房布置在汽机房前，按本期2×1000MW级机组容量建设。为最大限度的考虑节能降耗运行，结合广东省同类工程经验，本工程每台机组拟设置3台循环水泵，其中2台为双速泵，循环水泵4、5、6、7、8、9、10月份采用三泵高速运行；1、2月份采用双泵低速运行，3、11、12月份采用双泵高速运行。循环水泵采用固定式叶片的立式混流泵，泵站内每条流道内均设置了检修闸门门槽、拦污栅、清污机及旋转滤网。每台循环水泵流道配一块钢闸门。循环水泵房露天布置，循环水泵、旋转滤网、拦污栅及清污机、平板钢闸门、液控蝶阀、门式起重机均采用户外及防海水型。
5.13.1.5冷却水系统主要建构筑物
1)取水口
本工程取水口布置在电厂东侧煤码头港池内，由于得到防波堤掩护，波浪相对较小。
取水口处海床自然标高-3.1m，但煤码头港池需开挖至-19.7m，取水口附近同时开挖至-9.0m，可满足取水要求。且港池内水域较为封闭，表、底层水温分层不太明显。但由于取水口位于港池东北角，漂浮物及悬浮物均较多，根据本地区其他电厂运行经验，本
工程拟采用箱式取水口。
根据经济比较及《大中型火力发电厂设计规范》(GB 50660-2011)，取水口考虑按4×1000MW机组容量建设。取水口采用8孔钢筋混凝土箱涵，单孔尺寸为4.5m×4.5m，设计流速1.0m/s。在取水口处设有不锈钢粗格拦污栅，间距为0.3m，直径为0.05m。取水口底标高为-8.0m，顶标高为-3.5m。
由于本工程取水口处于防波堤与电厂交界处，相对整个港池来说属于泥沙淤积较严重的地区，为防止泥沙淤积，取水口处海床标高开挖至-9.0m，预留1.0m的淤积高度。
下阶段将根据泥沙模型试验结论，进一步优化取水口型式，减少泥沙对取水的影响。
2)引水明渠
本工程拟采用明渠引水，引水明渠按4×1000MW机组容量建设。引水明渠底宽10m，渠底标高-6.50m，渠顶标高4.50m，渠顶宽43m(边坡1：1.5)，在多年平均低潮位条件下设计流速V=1.0~1.2m/s。取水明渠总长为1094m，其中海域部分长303m，陆域部分长791m。考虑到本期工程运行期间，明渠流速为V=0.5m/s，属于极易淤积的流速，因此需通过泥沙试验研究取水口型式，避免泥沙对引水明渠的影响。
3)进水箱涵
根据总平面布置引水明渠与循环水泵房进水前池有90°的转角，且流速较大，为保证循环水泵能获得均匀稳定的水流，拟采用箱涵从引水明渠引水至前池。
按2×1000MW级机组考虑，进水箱涵长10m，为现浇钢筋砼结构 6孔箱涵，单孔尺寸为4m×2.5m，孔底标高为－5.5m，过孔流速为V=1.1m/s。箱涵上部设挡墙。
4)进水前池
为使进水箱涵与循环水泵房有良好的衔接，保持良好的流态，于两者之间设置有进水前池，本期2×1000MW级机组进水前池采用敞开式，平面为梯形布置，其几何尺寸为：长(沿水流方向)×短边×长边(垂直水流方向)=24m×26m×43m，前池进水端与引水涵管衔接处底标高为-5.5m，出水端与泵房衔接，并考虑一定的泥沙沉降容积，底标高为-9.0m。
5)循环水泵房
冷却水采用一机三泵的供水方式，循环水泵与其附属设备(滤网、清污机及起重设备)采用露天布置。
根据循环水泵及附属设备布置要求，泵房下部结构：长(沿水流方向)×宽(垂直水流方向)×深=36.0m×46.0m×13.5m；泵房地坪尺寸：长(沿水流方向)×宽(垂直水流方向)=36.0m×58m，其中包括36.0m×12.0m的维修场地。进水流道按6.5m宽考虑。
6)压力供排水管
循环水泵出水管由3根DN2400mm焊接压力钢管合并进入单根DN3800mm压力干管向主厂房供水。循环水泵房至汽机房前、汽机房前至虹吸井之间的压力管道，均采用预应力钢筒砼管(即 PCCP管)，设计流速V=2.95m/s，管顶复土2.5m。主厂房内每台机组的凝汽器进出水管采用焊接压力钢管，每 2根 DN2800mm焊接压力钢管分别进入单根DN3800mm压力供、排水干管内。
7)虹吸井
两台机组共设一座虹吸井，几何尺寸：长×宽×高=29m×27m×10m。虹吸井底板内底标高-2.5m，堰顶标高2.1m，夏季堰上水位为3.2m。
虹吸井出口设闸板井，用于将每台机的冷却水系统与总排水明渠断开。
8)排水暗涵
虹吸井后排水管沟跨过引水明渠后连接至排水明渠，长100m。排水管沟采用 4孔4m×1.5m现浇钢筋砼箱涵。
9)排水明渠
排水明渠布置在电厂厂区东侧，沿海甲山脚至电厂东侧防波堤外，排水明渠按4×1000MW机组容量建设。排水明渠底宽20m，渠底标高-3.50m，渠顶标高4.50m，渠顶宽41m(边坡1：1.5)，在多年平均低潮位条件下设计流速V=1.5m/s。排水明渠排水明渠总长2049m，以天然海岸线分界分成陆域段和海域段2段，陆域段从虹吸井后排水管沟出口至原海岸线，长1259m，海域段从原海岸线至排水口，长790m。
10)排水口
排水口拟布置在电厂东防波堤外侧、海甲山以南的护岸外侧。排水口按本期机组容量建设，预留规划机组容量排水口接口条件。排水口穿过防波堤处采用8孔混凝土箱涵型式，单孔混凝土箱涵尺寸宽×高=4.5m×4.5m，设计流速为1.25m/s，箱涵总宽度为42m。
本期排水口穿过防波堤后采用两根4.5m×4.5m的钢筋混凝土箱涵从防波堤引至-8.0m附近，排水口前开挖至-8.0m。单根混凝土箱涵长约290m。排水口附近区域采取抛填石块
等措施减少出水对周边基础的冲刷破坏。
由于本工程主波向为E向，可能对本工程排水产生一定影响，因此下阶段将根据波浪模型试验或计算，进一步优化排水口结构形式，减小波浪对排水的影响。
5.13.2淡水供水系统
5.13.2.1淡水用水量
电厂淡水主要用于化学水处理系统补给水、工业辅机冷却用水、脱硫系统用水、空气预热器冲洗用水、煤场喷淋及输煤系统冲洗用水、除灰系统用水、空调补充水、消防用水及生活用水等。本工程2×1000MW级机组淡水需水量见表5.13-2。
表5.13-2 2×1000MW级机组全厂淡水设计用水量 单位：m3/h
|||||||
|-|-|-|-|-|-|
|序号|项 目|需水量m3/h|回用水量m3/h|耗水量m3/h|备 注|
|1|厂区生活用水|3|2|1|海水淡化|
|2|厂区绿化清扫等|10|0|10|海水淡化+回用水|
|3|煤船补给水|10|0|10|海水淡化|
|4|空调补充水|10|0|10|海水淡化|
|5|锅炉补给水处理系统|68|2|66|海水淡化|
|6|储油罐冷却水|5|4|1|海水淡化|
|7|湿式除尘用水|50|50|0|海水淡化|
|8|湿法脱硫工艺用水|320|24|296|海水淡化＋回用水|
|9|调湿灰及灰库冲洗用水|22|0|22|回用水|
|10|主厂房杂用水|5|0|5|海水淡化|
|11|输煤系统除尘用水|20|0|20|海水淡化|
|12|输煤系统轴封用水|5|0|5|海水淡化|
|13|卸船机喷淋水|12|0|12|海水淡化|
|14|煤码头冲洗水|5|0|5|回用水|
|15|煤场喷淋水|20|0|20|海水淡化|
|16|输煤系统冲洗水|20|15|5|海水淡化＋回用水|
|17|工业废水处理站用水|1|0|1|回用水|
|18|脱硫废水处理站用水|4|0|4|回用水|
|19|含煤废水处理站用水|1|0|1|回用水|
|20|管网渗漏及未预见用水|55|0|55|海水淡化|
|21|合 计|646|97|549|海水淡化|

注：1)表中所列数据为平均小时用水量和耗水量，部分间断运行的用水量折合成连续的平均小时用水量进行水量平衡。
2)机组启动、施工、检修等的非正常工况用水量不参与水量平衡。
本工程2×1000MW级机组的耗水指标见表5.13-3。
表5.13-3 2×1000MW级机组全厂淡水耗水指标
|||||
|-|-|-|-|
|项 目|单 位|指标|备 注|
|平均小时用水量|m3/h|549|湿法脱硫干除灰干除渣|
|年用水量|106m3/a|3.14||
|百万千瓦容量耗水量|m3/s·GW|0.076||

注：工业用水按年运行小时数按5500考虑，生活用水按8760小时考虑。
5.13.2.2海水淡化取水系统
电厂生产用水采用海水淡化水。为保证海水淡化站用水，在本期工程在水务中心旁设置一座海水淡化取水泵房，从冷却水引水明渠内取水。
海水淡化取水泵房土建部分按4×1000MW级机组容量一次建成，设备分期安装。
海水淡化站用水通过两根宽×高＝2.0m×2.4m的管涵引入海水淡化取水泵房。海水淡化取水泵房采用半地下式结构，地下部分：长×宽×深=18m×15m×11.5m，地上部分：长×宽×高=18m×10m×6.5m。
泵房进水流道内设有，粗格拦污栅、平板滤网和钢闸门，泵房内本期安装3台卧式离心泵，2用1备，预留1台安装位置，单台水泵流量Q=700m3/h，扬程H=30m。
海水淡化取水泵房后采用 2根 DN600的给水用聚乙烯管接至海水淡化站，单根长度约300m。
5.13.2.3厂内淡水供水系统
本工程2×1000MW级机组淡水平均用水量为549m3/h，均来自海水淡化水。为确保供水安全可靠，本工程在水务中心设置2座工业、消防水箱和1座生活水箱。厂内淡水供应系统包括淡水贮存池、淡水供水泵和厂区供水管网，淡水供水系统按4×1000MW级机组设计，预留设备安装位置。
1)本期工程按4×1000MW级机组容量建设2座容积为5000m3的工业、消防水箱，其中消防水箱容积不小于1500m3，1座容积为200m3的生活水箱，水箱均为地上式钢制结构，内衬防腐材料。
2)淡水供水泵
本工程工业水泵、生活水泵及消防泵部分均布置在水务中心内，不单独设置泵房。
水务中心内安装电动消防水泵 1台流量Q=600m3/h(165L/s)，扬程H=1.20MPa；柴油机消防水泵 1台，流量Q=600m3/h(165L/s)，扬程H=1.20MPa；消防稳压给水设备 1套，流量Q=18m3/h(5L/s)，扬程H=1.25MPa；工业水泵3台，Q=350m3/h，扬程H=0.60MPa，其中2台工业水泵设置变频控制器，实行变频控制，以满足水泵低负荷运行要求；脱硫水泵 2台，流量Q=320m3/h，扬程H=0.5MPa；变频恒压生活给水设备 1套，流量最大Q=200m3/h，H=0.60MPa；LD型电动单梁桥式起重机1台。
3)厂区供水管网
厂区给水按分质供水、阶梯使用、循环使用，提高水的重复利用率，合理利用电厂排水，最大限度的减少补给水用量，做到“废”尽其用的原则设置。分为生活供水管网、生产用水管网和回用水管网。
生活用水从位于水务中心的生活水箱内吸水，经变频恒压生活给水设备加压后，经 1根 DN200mm管道送至厂区支状生活给水管网，从管网上接管供给各用水点。生活水供水管网在主厂房四周采用 DN200的环状管网。生活给水系统室外管道拟采用建设部推荐使用的钢塑复合给水管或其它塑料管，保证饮用水水质及节约能耗。
工业用水分为化学用水、湿式除尘用水、脱硫用水和其他工业用水，均为海水淡化水。其中化学用水从海水淡化站自流至化水处理车间；湿式除尘用水和脱硫用水由脱硫水泵从一级反渗透出水水池内取水加压后送至各用水系统。其他工业用水从2座工业、消防水箱吸水，经工业水泵加压后，经2根DN350m的管道送至厂区环状工业给水管网，从管网上分别供水至含煤废水处理站清水池、除灰冲洗水泵房清水池、空压机冷却用水、气化风机房用水、锅炉启动疏水冷却水、油罐区夏季淋水等各用水点。脱硫给水管道采用衬塑钢管，化学和工业给水管道采用焊接钢管。
回用水系统由生活污水回用系统、工业废水回用系统、湿式除尘废水回用系统、含煤废水回用系统组成。生活废水回用系统由安装在生活污水处理站清水池上的提升泵，将经处理合格的回用水加压后送至支状管网，供厂区绿化、冲洗用水。工业废水回用系统由安装在工业废水处理站最终中和池上的提升泵，将经处理合格、适合回用的出水加压，输送至煤码头冲洗水系统。湿式除尘废水回用系统，由回用水泵将经处理合格的出水加压输送至脱硫水量，供脱硫工艺用水。含煤废水回用系统由安装在含煤废水处理站清水池上的提升泵加压后直接接入输煤系统冲洗水管网。脱硫系统废水由脱硫岛统一收
集、经脱硫废水处理站处理达标后用于灰库调湿灰用水。
5.13.3厂区排水系统
厂区排水采用完全分流制，清污分流的原则，分为生活污水排水、工业废水排水和雨水排水三个系统。
生活污水排水系统主要排除主厂房及辅助、附属建筑物卫生间排水。从高效环保、以人为本的角度出发，厂区建筑物不设置化粪池，盥洗污水自流排入厂区生活污水管网。
生活污水管网通过自流方式汇集至生活污水提升泵井，经提升后输送至废污水集中处理站的生活污水处理系统进行处理。生活污水管道分自流管、压力管两种。污水自流管拟采用聚乙烯缠绕结构管，管径为DN200～DN300；污水压力管拟采用钢塑复合排水管，管径为DN100~DN150。
工业废水排水系统主要收集各工艺系统产生的废水。锅炉化学清洗排水、空预器冲洗排水、凝结水精处理等排水，由各工艺专业收集后排入机组排水槽，容积500m3，通过3台废水提升泵加压后送至工业废水集中处理系统的废水储存池。超滤装置和离子交换系统排放的工业废水收集至位于化水区的废水调节池，容积200m3，通过安装在池顶的2台废水提升泵加压送至工业废水集中处理系统的废水储存池。各含油污水就近收集、加压后送至含油污水处理站处理。输煤系统各转运站冲洗排水、码头冲洗和初期雨水排至煤水沉淀池，容积1000m3，经提升加压后进入含煤废水处理设备。
雨水排水系统充分利用厂区地势高度，分区分片自流排水，取短捷路线，自流排入海域，不设雨水泵房，大幅度降低了投资和运行费用。厂区主要建筑物四周设有小型排水沟，各处道路路面均设有雨水口，道路一侧设有雨水管道，未污染的地面及道路雨水经雨水口排入独立的雨水管网，通过单独设置的雨水排水口排入南海。
5.13.4污废水处理系统
废污水实行分质处理，处理系统包括生活污水处理系统、工业废水处理系统（详见化学水部分）、含油污水处理系统、含煤废水处理系统和脱硫废水处理系统（详见化学水部分）。
5.13.4.1生活污水处理系统
本工程厂内生活污水主要包括主厂房、辅助/附属车间等建筑物的生活污水排水等。
本工程建设 1座生活污水处理站对生活污水进行集中处理，生活污水处理系统按
4×1000MW级机组容量设计，系统处理能力为2×10m3/h。
生活污水采用曝气生物处理工艺，流程为：生活污水→格栅→污水调节池预曝气→初沉池→生物曝气滤池→反冲洗水池→接触消毒池→升压供厂区绿化。处理过程是在池内设置填料，经过充氧的污水以一定的流速流过填料，使填料上长满生物膜，污水和生物膜相接触，在生物膜生物的作用下，降解污水中的有机物，使污水得到净化。处理后水质可以满足回收利用的要求，用作厂区绿化部分用水。
5.13.4.2含油污水处理系统
本工程新建 1座含油污水处理站，布置在工业废水集中处理站内。按4×1000MW级机组容量设计，系统处理能力为2×5m3/h。
含油污水处理工艺流程：隔油池—管路过滤器—真空重力分离—高效斜层分离—高分子分离—达标水排放。隔油池起到收集含油污水的作用。真空薄膜层系统将经隔油调解池预处理后的含油污水再进入波纹板分离让含油污水中的油及乳化液在真空状态下充分暴露出来，将油珠颗粒的粒径增大，增大其上升速度，从而可以提高含油污水的分离率。然后再进入高分子分离，使排放水含油量达到广东省排放标准。
5.13.4.3含煤废水处理系统
含煤废水处理系统主要处理本期输煤系统冲洗排水及码头地面冲洗水及初期雨水。
本工程新建1座含煤废水处理站，按2×1000MW级机组容量设计，处理能力为2×10m3/h。
含煤废水处理工艺拟采用电子絮凝工艺，处理设备可采用2套煤水净水器，设备底部排泥堆至附近干化场并定期回收，处理后的煤水回用。
5.13.4.4湿式除尘废水处理系统
湿式除尘废水处理系统主要处理本期湿式除尘排水。本工程湿式除尘按2×1000MW级机组容量设计，处理能力为2×30m3/h。
湿式除尘废水处理设备采用2套空气擦洗滤池，布置在脱硫废水处理站，设备底部排泥送至脱硫废水处理站的浓缩水池，处理后的水回用至脱硫用水系统。
5.13.5水工主要建筑物的结构设计方案及地基处理方案
5.13.5.1循环水系统
循环水系统结构包括取水口、引水明渠、前池、循环水泵房、压力进水管、虹吸井、
虹吸井后排水箱涵、排水明渠、排水口。
本工程取水口布置在电厂东侧煤码头港池内，采用箱涵结构。取水口处天然海床标高-3.10m左右，基面为砾质粘性土，其下为强风化花岗岩，取水口底面标高-8.00m，底面采用水下挖土，抛填块石护底。取水口两侧边坡采用砼栅栏板护面。
引水明渠底宽10m，渠底标高-6.50m，渠顶标高4.50m，两侧边坡为1：1.5，取水明渠总长为1094m。取水明渠施工方法：先施工高压注浆的防渗墙将海水截断，后进行明渠的干施工。取水明渠采用混凝土面板护面。取水明渠采用天然地基。对于局部地段可塑粘土层可以通过超挖的方式给予清除。
进水箱涵从引水明渠引水至前池，按2×1000MW级机组考虑，进水箱涵长10m，为现浇钢筋砼结构 6孔箱涵，单孔尺寸为4m×2.5m，孔底标高为－5.5m，箱涵上部设挡墙。
进水前池采用敞开式，平面为梯形布置，其几何尺寸为：长(沿水流方向)×短边×长边(垂直水流方向)=24m×26m×43m，前池进水端底标高为-5.5m，出水端底标高为-9.0m。
前池采用挡墙支护，底板为现浇钢筋砼结构。前池基础坐落在砾质粘性土上，采用天然地基。
循环水泵房采用露天布置，下部结构尺寸为：长(沿水流方向)×宽(垂直水流方向)×深=36.0m×46.0m×13.5m，采用支护开挖，现浇钢筋砼结构。泵房基础坐落在砾质粘性土上，采用天然地基。
压力供排水管道均采用预应力钢筒砼管(即 PCCP管)，管道基础坐落在粉质粘土或砾质粘性土层上，采用天然地基。
虹吸井及后面排水箱涵：两台机组共设虹吸井 1座，尺寸为=29m×27m×10m(长×宽×高)，虹吸井底板内底标高-2.5m。虹吸井采用现浇钢筋砼结构，基础坐落在淤泥质土层上，该层仅1m厚，采用超挖换填方式。虹吸井后排水管沟跨过引水明渠后连接至排水明渠，长100m。排水管沟采用4孔4m×1.5m现浇钢筋砼箱涵。基础坐落在稍密中砂层上，采用PHC预制管桩基础，大开挖施工，施工时需要做好降排水措施。
排水明渠底宽20m，渠底标高-3.50m，渠顶标高4.50m，边坡1：1.5。排水明渠总长2049m，以天然海岸线分界分成陆域段和海域段2段，陆域段从虹吸井后排水管沟出口至原海岸线，长1259m。海域段从原海岸线至排水口，总长790m。陆域段排水明渠
护面采用混凝土面板，施工采用大开挖干施工；海域段排水明渠护面采用块石护面，施工采用陆上推进方式筑堤，水上开挖渠底成型。排水明渠采用天然地基。局部区域对松散状中砂层进行人工处理(振冲加密、置换等)后作为地基基础持力层。
排水口布置在电厂东防波堤外侧、海岬山以南的护岸外侧。排水口穿过防波堤处采用 8孔混凝土箱涵型式。单孔混凝土箱涵尺寸宽×高=4.5m×4.5m。本期排水口穿过防波堤后采用两根4.5m×4.5m的钢筋混凝土箱涵从防波堤引至-8.0m附近，排水口前开挖至-8.0m。单根混凝土箱涵长约290m。排水口附近区域采取抛填石块等措施减少出水对周边基础的冲刷破坏。
5.13.5.2给排水部分
淡水系统、生活污水处理系统、工业废水处理系统及处理系统、含煤废水处理系统、脱硫废水处理系统里的建构筑物包括水池、沟道、泵房等，池体、沟道均采用现浇钢筋混凝土结构，地基处理采用 PHC预制管桩或天然地基。泵房等构筑物下部采用钢筋混凝土现浇结构，上部采用钢筋混凝土框架结构，地基处理采用 PHC预制管桩，中等风化、微风化岩层作为桩端持力层。以上建构筑物均采用大开挖施工。
5.13.5.3护岸
护岸按照2×1000MW机组容量一次建成，分为南护岸和西护岸两部分。南护岸紧邻码头北侧，延伸至排水明渠，对厂区和事故灰场起保护作用。西护岸位于厂区西侧，对厂区起保护作用。
护岸采用斜坡式结构型式，陆上推进施工。护岸采用抛石斜坡堤结构，堤顶路面高程4.50m，挡浪墙顶高程为6~8m，内外侧坡度均为1:1.50。南护岸和西护岸均采用扭王块护面。
5.14 贮灰渣场设施
5.14.1事故灰场
事故灰场原始地面标高为-2.0m~7.3m，首先将灰场内回填或开挖至0.65m，堆灰高度6.10m，占地面积为18.64hm2，贮灰场容积为90.3×104m3。该事故灰场为海边灰场，位于现有厂址东侧，利用排水明渠、护岸和进厂道路之间形成的边角区域就近建设灰场。
是由南面护岸和排水明渠护堤和本期进厂道路的回填区的边坡共同围护形成的区域，因
此本期初期灰场不需要新建灰坝。
5.14.2贮灰场防渗设计
根据《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》(GB18599-2001)要求，灰场底部需做防渗工程措施：首先沿南面护岸堆石堤、排水明确护堤、本期回填区的边坡内坡铺一定厚度的粘土层，在库底铺填土层至0.65m，然后在其上铺设一层复合土工膜，膜厚不小于0.5mm，土工膜之间接缝相互焊接，土工膜铺设完成后，库底部分在其上覆盖 0.3m厚的土层作保护，边坡部分在其上铺设 300厚的碎石层和 300厚的干砌块石护面。堤后堆灰面标高为6.10m，当堆灰至设计高程时，顶面覆土保护。
灰场内的灰水和雨水主要贮存在经过防渗处理的灰场内，通过自然蒸发和供灰场喷淋使用，即使灰场不投入使用，灰场内贮存一定的雨水，也可以保护灰场内的土工膜，避免吹蚀和老化。
5.14.3灰场内的排水设施
事故灰场内设置一座灰水回用水池（包括灰水沉淀池和清水池），灰水沉淀池预留溢流口，将灰场内的雨水收集在其中，沉淀后的清水分别集中泵送至灰场作为喷洒用水和厂区作为煤码头冲洗用水。
5.14.4堆灰方式
电厂采用干除灰系统，干灰加湿搅拌调匀后用汽车运往灰场，避免了在装、运、卸等环节上出现飞灰。灰渣运至现场后,应及时用推土机及压路机铺平碾压，可大大提高抗风能力。当转换堆填区时，原堆填区灰面可作固化处理，达到防止飞灰，节省喷淋用水的目的。
本工程干灰堆放从灰场底部开始分层从下而上进行碾压填埋，逐渐加高。当堆至设计高程后，应及时覆土并进行绿化，防止雨水冲刷和控制扬灰对周边环境的污染。
5.14.5扬尘污染防治措施
a)本工程由于距离厂区较近并且为事故灰场，可以根据运行情况，临时设立干灰场管理站，配备人员及租借机具。临时设立冲洗点，保证运行车辆车身清洁。
b)与当地气象部门建立密切的合作关系，根据中期和近期的大风预报情况制订并调整贮灰场运作程序。如在特大风时，可利用厂内储罐和贮灰场中站储罐贮灰，暂停贮灰场运作，并在大风来临之前加强贮灰场洒水作业；在大风期间，要缩短洒水的时间间
隔，适当增加调湿干灰的水量，以防扬尘的发生。
c)在大风、干燥季节来临前，贮灰场应备用苫布或草帘等遮盖物，以便于在大风、干燥季节对未进行碾压的灰渣临时苫护，避免扬尘的产生。
d)制定严格的干灰场运行规章制度，加强岗前和岗中培训，培养工作人员的高度责任心和环保意识，严格按操作规程作业，并将责任落实到人。加强贮灰场的运行管理和环境管理，建立管理制度，在现场要有专人管理灰场，加强扬尘的监视和防治。特别是贮灰场扬尘发生的主要季节，更应加强防治与管理。
e)在贮灰场下风向设监测点，每年对总悬浮微粒和降尘监测两次，为贮灰场环境管理提供数据。在贮灰场周围进行植树造林，可由乔木、灌木组成，形成高中低立体防护林，降低风速，减少飞灰污染。
f)在事故灰场堆灰达到设计标高时，应及时覆盖耕植土，保护灰面，待整个灰场达到设计堆灰标高时，可以移交厂区煤场使用。
5.15消防系统
消防系统主要设计原则是“预防为主，防消结合”，根据《火力发电厂与变电所设计防火规范》(GB50229-2006)、《自动喷水灭火系统设计规范》(GB50084-2001)、《火灾自动报警系统设计规范》等国家有关规程、规范、标准，并借鉴了国内大型电厂的经验，本工程消防系统按以下考虑：
1)水消防系统
包括消防供水系统、室内外消火栓系统、自动喷水消防系统和消防水炮等，电厂2×1000MW机组厂内总建筑面积未超过100ha，同一时间内的火灾次数可按1次考虑。
本工程在淡水供应站内建有 2座消防水池，在综合水泵房内设有 2台消防水泵、1套消防稳压给水装置。
a、消防供水系统
为确保电厂消防供水系统的安全可靠及便于管理，保证消防水不作它用，本工程采用独立的临时高压消防给水系统。主要供室内外消火栓、自动喷水灭火设施、水喷雾灭火设施、消防炮及冷却喷水设施等消防设施用水。油罐区采用固定式泡沫灭火系统由。
消防水泵的两路消防出水管接入厂区消防水管网，消防管网在主厂房、煤场、油罐
区、辅助生产区、厂前区生产管理中心等均呈环状布置，在主厂房周围环状布置的消防给水管网干管管径为DN300，在贮煤场四周、油罐区及厂前区的环状给水管网干管管径为DN250，其它区域一般为DN200环管。
b、水喷雾灭火系统
在主变压器、启/备变压器、厂用变压器、汽轮机油箱及管道、氢密封油装置、污油箱和油净化装置、给水泵油装置、磨煤机润滑油装置、锅炉燃烧器区、应急柴油发电机房、柴油消防泵等设备设置水喷雾灭火系统。
c、自动喷水灭火系统
在输煤栈桥、煤仓层等处设置自动喷水灭火系统。
d、水幕灭火系统
在转运站、碎煤机室、运煤栈桥等处设置水幕灭火系统。
e、消防水炮灭火系统
圆型煤场采用固定式消防水炮灭火系统。
2)气体消防系统
主厂房的电缆夹层、电气继电器室、电子设备间、工程师室等采用全淹没IG541气体灭火系统。煤斗内部采用低压二氧化碳惰化灭火系统。
3)移动式灭火器
在主厂房、集中控制楼、运煤建筑物、电厂辅助建筑物和附属建筑物等建(构)筑物内设置一定数量的干粉、二氧化碳和泡沫灭火器。
4)火灾报警
按《火力发电厂与变电站设计防火规范》(GB50229-2006)及《火灾自动报警系统设计规范》(GBJ50116-88)的要求，在机炉电集控室、输煤集控室、化水控制室、高低压配电室、保安柴油机房等装设火灾自动报警装置，以机组为单元，与电缆、主变等火灾报警合用一控制屏，控制屏具有分区声光报警信号，装在集控室内。
5)消防车
由于本工程计划在场外行政生活区设置消防站，并配置消防车。厂区内不再单独设置消防车库。
第六章 烟气脱硫及脱硝
6.1烟气脱硫
6.1.1烟气脱硫工艺选择
烟气脱硫是目前世界上控制SO污染所采用的主要手段，燃煤电厂烟气脱硫采用的 2
脱硫工艺多种多样，主要有石灰石－石膏法、海水法、烟气循环流化床法、氨法等。
对于本工程而言，选择脱硫工艺的原则是：
1）二氧化硫排放浓度和排放量必须满足国家和当地政府的环保要求；
2）脱硫工艺要做到技术成熟、设备运行可靠；
3）投资省，运行费用低；
4）吸收剂要有稳定可靠的来源；
根据上述因素，结合电厂的实际情况，认为石灰石－石膏湿法脱硫工艺和海水法脱硫工艺具有脱硫效率高，工艺成熟、运行可靠，其吸收剂（石灰石或海水）资源丰富的特点。以上两种工艺在世界经过长期的研究与应用，技术成熟、脱硫效率高，都可以达到95%以上。
石灰石-石膏湿法脱硫工艺和海水脱硫工艺各具特点，各有优缺点。石灰石－石膏湿法脱硫是目前世界上技术最为成熟、应用最多的脱硫工艺，特别在美国、德国和日本应用该工艺的机组容量约占电站脱硫装机总容量的90%，在国内和广东省内大部分的火电厂均采用该脱硫工艺；海水法脱硫工艺较简单，投资较低，且无固体废物排放，本工程为海滨电厂，以海水作为电厂循环冷却水，具备海水脱硫的初步条件。从技术先进性和运行可靠性来看，这两种工艺均可作为本工程烟气脱硫方案。
从对外部环境的影响来看，石灰石-石膏脱硫的基本原理是 SO和石灰石反应，生 2
成对环境没有危害的石膏，将硫从对环境造成污染的形态转化为对环境无害的形态，达到保护环境的目的。湿法脱硫有少量废水产生，经过处理后可以回收利用，副产品石膏经过深加工后可以综合利用。而海水脱硫对海洋环境的影响受到人们的关心，主要有排放海水对海洋PH值的影响、海水脱硫排水中有微量的未氧化的SO2-使其COD略有增 3
加、海水脱硫因温排水温升对环境温度的影响、另一个被人们普遍重视的污染是微量重金属对海洋的影响，海水脱硫后飞灰中微量重金属元素溶入海水引起纳污海域的重金属
浓度增加，海水脱硫对海洋环境的影响程度需进行海洋环境影响评价后才能确定。
根据环评结果，本工程采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺。
6.1.2吸收剂来源及消耗量
为保证本工程湿法脱硫系统的性能参数满足要求，吸收剂石灰石粉的品质和用量要求如下：
石灰石粉细度：325目（筛余量小于5%）
CaO含量：≥50%
MgO含量：≤2%
根据地质部门历年来勘探积累的有关资料，广东省石灰石储量丰富且品位较高，主要分布于粤东梅县地区的梅州市、蕉岭县、平远县；粤西肇庆地区的高要县、云浮县；
粤北韶关地区的清远县、英德县。根据电厂的地理位置及电厂周边地石灰石资源分布情况，本着由近及远的原则，综合考虑资源质量，交通条件，开采外部条件及成本等因素，电厂脱硫用石灰石可采用梅县地区生产的石灰石作为脱硫吸收剂供应点。
梅州市地处五岭山脉以南的山地，大多由沉积岩和火成岩构成的山地。整个梅州地区的石灰石储量约 5.3亿吨，石灰石生产能力约为 1500万吨/年。主要产地有梅县石扇矿、隆文石场、松口矿，蕉岭县文福矿、油坑矿，平远县石正采石场等地，以蕉岭蕴藏量最多。梅州地区石灰岩的主要成分为：CaO：50～52%；CaCO3：85～89%；SiO：0.4～3.9%；MgO：0.3～3%，符合电厂脱硫的指标要求。
目前业主已与梅县城东镇县祥石场签订了石灰石粉购销协议，脱硫剂的来源是落实的。
本工程湿法脱硫系统石灰石耗量如表6.1-1所示：
表6.1-1 2×1000MW机组石灰石粉耗量
|||||
|-|-|-|-|
|石灰石耗量|设计煤种|校核煤种1|校核煤种2|
|小时耗量（t/h）|19.2|19.7|20.5|
|日耗量（t/d）|383.1|394.2|409.5|
|年耗量（104t/a）|10.5|10.8|11.3|

注：日利用时数按20h考虑，年利用时数按5500h，脱硫效率97%；
6.1.3吸收剂运输
本工程石灰石粉按罐装汽车运输考虑。进厂公路的路况较简单，接至规划的沿海公路，总长约550m，公路交通方便。
厂区道路布置按建（构）筑物分区环状布置，各主要生产车间四周设有环形通道，方便运行人员检修巡视和消防车通行，确保消防与交通安全顺畅。整个脱硫场地布局将紧凑合理、系统通畅，既相对独立，又和整个厂区有机相连。场地内将合理设置交通道路，满足脱硫吸收剂和石膏运输、设备材料运输、工程施工和设备检修的需要。
6.1.4烟气脱硫副产品处置
从脱硫吸收塔排出的石膏浆固体物浓度含量约为15%～20%，石膏浆经水力旋流器浓缩至固体物含量约40%后进入石膏脱水装置，经脱水处理后的石膏固体物表面含水率不超过10%，脱水石膏送入石膏库中存放待运。
石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺的脱硫副产品为石膏，本工程脱硫石膏拟考虑以综合利用为主。烟气通过高效除尘器处理后，烟气中灰尘的含量较低，采用的脱硫剂品质高，产生的脱硫石膏颗粒细、杂质少，是一种优质石膏，可代替天然石膏使用，主要用作建筑石膏制品、水泥生产的缓凝剂等。目前国内外脱硫石膏的应用已经很普遍，并且在国外脱硫石膏已逐渐替代天然石膏，因此，脱硫副产品有较好的市场前景。
目前业主已与广东塔牌集团有限公司签订了脱硫石膏供需意向协议，确保每年产生的脱硫石膏100%综合利用。
本工程燃烧设计煤种和校核煤种时石膏的产量见表6.1-2。
表6.1-2 2×1000MW机组石膏产量表
||||||||
|-|-|-|-|-|-|-|
|机组容量|1×1000MW机组|||2×1000MW机组|||
|煤种|设计煤种|校核煤种1|校核煤种2|设计煤种|校核煤种1|校核煤种2|
|小时石膏量（t/h）|16.85|17.34|18.02|33.71|34.69|36.04|
|日石膏量（t/d）|337.10|346.87|360.40|674.20|693.73|720.80|
|年石膏量（104t/a）|9.27|9.54|9.91|18.54|19.08|19.82|

6.1.5烟气脱硫系统工程设想
6.1.5.1脱硫工艺系统及设备
1）烟气系统
脱硫系统不设增压风机，由引风机克服 FGD装置及烟道造成的烟气压降。从锅炉引风机后的主烟道上引出的烟气，经管式换热器(MGGH)吸热段，原烟气温度由 116.9℃降至98.8℃后，进入吸收塔内向上流动与喷淋层浆液逆向接触。在此，烟气被冷却、饱和，烟气中的SO被吸收，温度降低。经过喷淋洗涤的冷烟气经除雾器除去水雾后， 2
经吸收塔侧向出口排出，通过烟道一段烟道进入到管式换热器放热段，将原烟气释放出来的热量吸收，使净烟气温度从50℃左右升高至80℃。然后经烟道连接排放至烟囱。
脱硫系统不设置旁路。完整脱硫系统的烟气系统包括管式换热器烟气换热器、烟道、膨胀节等。
2）SO吸收系统
2
SO吸收系统是烟气脱硫系统的核心，主要包括如下设备及设施：吸收塔本体、浆 2
液循环泵、氧化风机、石膏浆液排出泵、吸收塔喷淋层、氧化空气管道、除雾器及其冲洗水系统、搅拌器、吸收塔吸入口滤网等部件，还包括辅助的放空、排空系统等。
在吸收塔内，烟气中的SO被吸收浆液洗涤并与浆液中的CaCO发生反应，反应生 2 3
成的亚硫酸钙在吸收塔底部的循环浆池内被氧化风机鼓入的空气强制氧化，最终生成石膏，再由石膏浆液排出泵送入石膏脱水系统。脱硫后的烟气在吸收塔中经过塔顶的二级除雾器，除去脱硫后烟气带出的细小液滴，使烟气在含液滴量低于75mg/Nm3（干态）下排出。
本工程脱硫装置按一炉一塔设计，采用逆流式喷淋吸收塔。吸收塔为圆柱体，底部为循环浆池，安装有氧化空气分布系统；上部为喷淋除雾区，烟气在喷淋区自下而上流过，经洗涤脱硫后经吸收塔顶部排出。喷淋系统按5层喷淋层设计。
吸收塔体为钢结构，采用内衬橡胶防腐。直径为19.5m，高约34.4m。每个吸收塔系统采用5台离心式浆液循环泵，3台罗茨强制氧化风机（2台运行，1台备用）。吸收塔顶部布置两级屋企式除雾器，可以分离烟气中大部分液雾滴，经收集后烟气夹带出的雾滴均下落到吸收塔浆池中。每套除雾器都安装了喷淋水管，通过控制程序进行冲洗，用以去除除雾器表面上的结垢和补充因烟气饱和而带走的水份，以维持吸收塔内的液位。
在每座吸收塔下部浆液池安装有5台侧进式搅拌器，用于使浆液保持流动状态，从
而使其中的脱硫有效物质（CaCO固体微粒）也保持在浆液中的均匀悬浮状态，保证浆 3
液对SO的吸收和反应能力。
2
在脱硫系统出现事故停机需要检修时，吸收塔内的石膏浆液由吸收塔石膏浆液排出泵排出存入事故浆液罐中，以便对吸收塔进行检修及维修。
3）浆液制备系统
本工程2×1000MW机组两套脱硫装置设一套公用的吸收剂制备系统。采用外购石灰石粉制浆方案。本系统包括石灰石粉贮存系统和石灰石浆液制备系统：石灰石粉贮存系统主要由石灰石粉仓、螺旋称重给料机、流化风系统、布袋除尘器等组成；石灰石浆液制备系统主要由石灰石浆液箱、石灰石浆液箱搅拌器、石灰石浆液泵组成。
本期工程两台机组共设石灰石粉仓2个，每台机石灰石粉耗量为9.92t/h，2个粉仓总有效容积按2台机组设计工况下至少3天的石灰石粉总耗量设计，每个粉仓有效容积约为600m3。石灰石粉仓贮量可供脱硫装置连续运行3天，为便于粉仓内的石灰石粉卸料通畅，粉仓的底部设有空气流化装置；同时在粉仓的顶部设布袋除尘器。
在粉仓内的石灰石粉经粉仓底部的卸料阀、石灰石粉称重给料机均匀地送入石灰石浆液箱内，同时按一定比例加水并搅拌制成一定浓度的吸收浆液（含固浓度为30%（wt）），浆液经石灰石浆液泵送入脱硫吸收塔内。2套脱硫装置共设置一个石灰石浆液箱，石灰石浆液箱按贮存脱硫装置约6h的用量考虑。为使浆液混合均匀、防止沉淀，石灰石浆液箱设置顶进搅拌器1台。
4）石膏脱水系统
本期2×1000MW级机组脱硫系统两套脱硫装置设一套公用的石膏脱水系统。包括两套石膏旋流系统、两台真空皮带脱水机和配套的真空泵、滤液分离系统、冲洗水箱和冲洗水泵、一套废水旋流系统等。
吸收塔产生的石膏浆液通过石膏浆液排出泵经管道送入石膏旋流器浓缩，浓缩后的石膏浆液进入真空皮带脱水机，经脱水处理后的石膏表面含水率不超过10%，脱水后的石膏贮存在石膏仓库待运。石膏旋流器分离出来的溢流液一部分进入废水旋流站，一部分则返回吸收塔循环使用。
为控制脱硫石膏中Cl－等成分的含量，确保脱硫石膏品质，在石膏脱水过程中用工艺水对石膏及滤布进行冲洗。石膏过滤水收集在滤液水箱中，然后用泵送回吸收塔使用。
每台真空皮带脱水机的出力分别按二台锅炉BMCR工况运行时FGD装置石膏总产量的75%设计，并配置水环式真空泵。如遇脱水皮带故障时，可直接将石膏浆液排入事故浆液罐。
两套脱硫装置设置1个石膏仓库，脱硫石膏通过装载车外运综合利用。
石膏库为混凝土结构，设于脱水综合楼最底层。经真空皮带脱水机脱水后的石膏通过落料管落入石膏储仓库，再由铲车将石膏转入石膏运输车外运。
5）排放系统
本工程1、2号机组设置一个两台炉共用的事故浆液箱，直径为15m，高15m，用于储存在吸收塔检修、停运或事故情况下排放的浆液。事故浆液箱配有3台搅拌器，以防浆液发生沉淀。并设置 2台事故浆液返回泵（1用 1备），在吸收塔重新启动前，通过事故浆液返回泵将事故浆液箱的浆液送回吸收塔。
烟囱入口烟道处，设置烟囱凝结水排放口；收集到的凝结水自流到净烟道收集沟槽内，自流到吸收塔区排水坑或收集至烟囱区排水坑，最终通过排水坑泵送回吸收塔循环使用。
脱硫系统内的浆液管道和浆液泵等，在停运时需要进行冲洗，其冲洗水就近收集在附近的排水坑内，然后用泵送至吸收塔或事故浆液罐。
在吸收塔及制浆区域、脱水区及烟囱区分别设置有排水坑，共4个，每个排水坑将分别设置相应的搅拌器和排水泵等设施。
6）工艺水及冷却水系统
(1)工艺水系统
本工程两台机组脱硫装置设置一个工艺水箱，为脱硫工艺系统提供工艺用水，容量按设计工况下两台机组 BMCR工况下 2小时工艺水消耗量考虑。工艺水箱水源从全厂工艺水系统接出，脱硫工艺水主要用户为：
a、吸收塔蒸发水、石灰石粉浆液制备用水、石膏结晶水、石膏表面水。
b、除雾器、真空皮带脱水机及所有浆液输送设备、输送管路、贮存箱的冲洗水。
c、所有循环浆液泵及浆液管道、喷嘴、仪表管、pH计、密度计等的冲洗水。
本工程（2×1000MW）新建工程的烟气脱硫装置工艺水耗量2×160m3/h。
本工程设有 3台工艺水泵（2运 1备），用于将脱硫用水输送至各工艺水用户。同
时设 3台除雾器冲洗水泵（2运 1备），为除雾器提供冲洗水，在事故状态下，除雾器冲洗水泵可由保安电源供电，为吸收塔内热烟气降温提供喷淋水。
2、冷却水系统
FGD装置所用的冷却水来源于电厂主体工程设置的工业冷却系统，两台机组正常冷却水用量为2×20m3/h，设备冷却水的主要用户为：
a、循环泵冷却用水；
b、氧化风机冷却用水；
c、吸收塔区搅拌器冷却水。
7）压缩空气系统
湿法脱硫系统中检修及仪表阀所需的压缩空气由电厂主体工程压缩空气系统供给，本工程不需设置独立的压缩空气系统，但在脱硫岛区域设置仪用压缩空气储罐。
8）废水处理系统
脱硫装置浆液内的水在不断循环的过程中，会富集CL－、F－和重金属元素等，一方面加速脱硫设备的腐蚀，另一方面影响石膏的品质，因此，脱硫装置要排放一定量的废水。
吸收塔的石膏浆液通过水力旋流器浓缩，浓缩后的石膏浆液进入真空皮带脱水机，水力旋流器分离出来的溢流液一部分则返回吸收塔循环使用，另一部分进入废水旋流器，废水旋流器分离出来的溢流液进入脱硫废水处理系统，进行中和、絮凝、沉淀和过滤等处理。
脱硫废水处理后回用于干灰调试或灰场喷洒，不对外排放。
6.1.6脱硫装置总体布置
根据电厂的实际现场条件，本期脱硫岛的总平面布置分为吸收塔区域和脱硫公用区域两个大模块。
吸收塔区模块位于本期工程的烟囱前，两台机组的吸收塔分别布置在烟囱两侧，与锅炉机组位于同一中心线，吸收塔区的装置考虑运行、维修和养护等因素，采用室内和露天布置相结合的方式。吸收塔采用露天布置，循环泵及、氧化风机采取室内布置，两台机组循环泵房分别位于吸收塔内侧。本方案不设置增压风机，使烟道系统布置更为顺畅，阻力减少，同时也减少了设备占地面积。吸收塔排水坑则布置在吸收塔附近，以便
就近收集吸收塔溢流水及管道检修时的冲洗水。
脱硫公用系统包括有石灰石粉仓及浆液制备系统、石膏脱水系统、事故浆液系统等设施，主要设备有称重给料机、真空皮带脱水机、旋流器等。石灰石粉制浆区根据现场情况灵活布置，可与石膏脱水车间可布置在同一块区域，也可布置在吸收塔区域。石灰石浆液箱设在石灰石粉仓下部，滤液箱、石膏浆液返回箱等与石膏脱水楼就近集中设置。
事故浆液罐设置在吸收塔区。
6.1.7 脱硫装置主要技术指标
脱硫装置主要技术指标：在锅炉燃用设计煤种 BMCR工况及烟气参数条件下的主要技术指标如下表（单台炉）：
表6.1-3 脱硫装置主要经济技术指标
||||
|-|-|-|
|序号|指标名称|设计煤种|
|1|FGD出口SO 浓度（mg/Nm3,标态，干基，6％O ）2 2|≤ 46|
|2|FGD可利用率（%）|≥98|
|3|脱硫装置运行脱硫效率（%）|≥98|
|4|Ca/S比|1.03|
|5|石灰石耗量（t/h，BMCR工况）|9.577|
|6|工艺水耗量（m3/h）|160|
|7|脱硫废水产生量（m3/h）|12|
|8|石膏产量（t/h，BMCR工况下）|16.85|
|9|吸收塔出口烟气含水率（mg/Nm3）|≤75|
|10|使用寿命（年）|30|

6.1.8脱硫装置主要进口设备
根据国内脱硫装置的建造模式，脱硫装置关键系统和设备采用引进核心技术建造，脱硫系统关键设备国外进口，其余设备国内配套。
6.2烟气脱硝
6.2.1烟气脱硝工艺选择
在烟气净化技术上控制氮氧化物（NOX）排放，目前主要方法有选择性非催化还原
SNCR、选择性催化还原SCR，和电子束照射法（可同时脱硫）等。选择性非催化还原
SNCR、选择性催化还原SCR等技术已商业化。
烟气脱硝技术经过近三十年的发展，使用比较多的方法是选择性催化还原（SCR）和非选择性催化还原（SNCR）。SNCR的主要优点是技术含量低和运行费用低；缺点是对温度依赖性强，脱硝率只有30％～50％。因此工程中应用最多的是SCR。SCR装置流行的主要原因是运行可靠，脱硝率可达到85％以上，高于 SNCR法。SCR方法成为目前国内外电厂脱硝成熟的主流技术，因此，本工程脱硝技术推荐采用选择性催化还原脱硝工艺（SCR），脱硝效率按85%考虑。
6.2.2脱硝吸收剂供应及吸收剂品质要求
6.2.2.1脱硝吸收剂供应
脱硝吸收剂可采用液氨、氨水、尿素。液氨价格较为便宜，但是液氨运输储备所受限制较多；尿素价格最贵，并且需要一套额外的系统将尿素转化为氨气，氨水所占体积大，运输费用高，综上所述，在满足液氨储存、运输等安全条件下，本项目拟采用液氨作为脱硝吸收剂。
液氨运输分陆路和海运两种运输方式，海运的优点是一次运量大。由于本工程液氨储罐总容积为240m3，无法大规模接纳海运的液氨，因此运输采用陆路运输方式。业主已与揭东县谢记液氨气体有限公司签订了《液氨供应意向协议书》，并由卖方委托具有危险品运输资质的揭阳市平顺运输有限公司负责运输（采用槽车）到厂，脱硝剂供应是落实的。
液氨运输路径为：揭东县谢记液氨气体有限公司—省道S335—汕昆高速—潮惠高速公路—葵潭出口—省道S338—到达甲湖湾电厂。运输路线总长度约300km，液氨运输路线沿线无水源保护区，也无居民集中居住区。
本工程脱硝系统液氨耗量如下所示：
表6.2-1 液氨耗量
||||||||
|-|-|-|-|-|-|-|
|煤种|小时耗量（t/h）||日耗量（t/日）||年耗量（t/年）||
||一台炉|二台炉|一台炉|二台炉|一台炉|二台炉|
|设计煤种|0.287|0.574|5.736|11.472|1577|3155|
|校核煤种1|0.290|0.580|5.804|11.608|1596|3192|
|校核煤种2|0.290|0.580|5.804|11.608|1596|3192|

注：日运行小时按20h计，年运行小时按5500h计。
6.2.2.2吸收剂液氨品质要求
本工程脱硝装置用的脱硝剂为液氨，其品质应符合国家标准GB536-88《液体无水氨》技术指标的要求，如下表6.2-2：
表6.2-2 液氨品质参数
|||||
|-|-|-|-|
|指标名称|单位|合格品|备注|
|氨含量|%|99.6||
|残留物含量|%|0.4|重量法|
|水分|%|－||
|油含量|mg/kg|－|重量法|
|铁含量|mg/kg|－||
|密度|kg/L|25℃时||
|沸点|℃|标准大气压||

6.2.3烟气脱硝工程设想
6.2.3.1脱硝系统设计原则
1）脱硝工艺采用选择性催化还原脱硝工艺（SCR）法，每套脱硝装置处理烟气量为每台锅炉BMCR工况下100%的烟气量。
2）脱硝装置的设计效率按85%设计，并预留增加一层催化剂的空间。氨的逃逸率不大于3ppm，SO /SO转化率小于1%。
2 3
3）脱硝装置不设置烟气旁路和省煤器高温旁路系统。
4）脱硝反应器布置在锅炉省煤器和空预器之间。
5）吸收剂采用液氨。氨的储存、制备、喷射系统以脱硝装置入口NO×浓度300mg/Nm3（6%O）来进行设计。
2
6）脱硝设备年利用小时和投运时间与锅炉一致。
7） 脱硝装置可用率不小于98%。
8）装置服务寿命为30年。
6.2.3.2脱硝工艺系统及设备
液氨从液氨槽车由卸料压缩机送入液氨储槽，再经过蒸发槽蒸发为氨气后通过氨
缓冲槽和输送管道进入锅炉区，与空气均匀混合后由分布导阀进入 SCR反应器内部反应，SCR反应器设置于空气预热器前，氨气在 SCR反应器的上方，通过一种特殊的喷雾装置和烟气均匀分布混合，混合后烟气通过反应器内触媒层进行还原反应过程。
6.2.3.3液氨储存及供应系统
液氨贮存、制备、供应系统包括液氨卸料压缩机、氨贮罐、液氨蒸发器、液氨供应泵、氨气缓冲罐、稀释风机、混合器、氨气稀释罐、废水泵、废水池等。此套系统提供氨气为脱硝反应使用。液氨的供应液氨槽车运送，利用液氨卸料压缩机将液氨由槽车输入氨贮罐内，用液氨泵将槽车贮罐中的液氨输送到液氨蒸发器内蒸发为氨气，由氨气缓冲罐来控制一定的压力和流量，然后与稀释空气在混合器中混合均匀，再送至脱硝系统。
本工程液氨储存及供应系统考虑2×1000MW机组容量设计，卸料压缩机、液氨供应泵、氨气稀释罐、氨气泄漏检测器、压缩空气储罐、氨气吹扫、排放系统等一次建成；
液氨贮罐按照锅炉B-MCR工况，在设计条件下每天运行20小时，连续运行7天的消耗量考虑，单台容积为120m3。氨区按预留3、4号机组考虑。
6.2.3.4SCR的吹灰和灰输送系统。
为了防止飞灰造成催化剂堵塞，必须去除锅炉燃烧而产生的融化、硬而大直径飞灰颗粒。在SCR装置之前设置灰斗，当锅炉低负荷和锅炉检修吹灰时，收集烟道中的飞灰，始终保持烟道中的清洁状态。在每个SCR装置之后的出口烟道上也设置灰斗，由于烟气经过SCR装置，流速降低，烟气中的飞灰会在SCR装置内和SCR装置出口处沉积下来，部分自然落入灰斗中，SCR设置有吹灰装置，根据SCR装置的情况，及时进行吹扫，吹扫的积灰落入灰斗中。
6.2.3.5脱硝系统布置
1）SCR装置布置
SCR系统布置于锅炉尾部，其构架与锅炉构架联成一体，SCR的钢结构考虑和锅炉的钢架做成联合构架。
锅炉空预器拉出布置于SCR反应器下部，反应器布置于锅炉房后部空预器上方。吹灰器平台布置于反应器的两侧，利用锅炉宽度方向副跨的柱和梁设置操作检修平台。
2）氨区布置
氨供应系统主要包括贮罐区域、压缩机和蒸发区、卸载区及卸载操作室。其布置主要
从安全、工艺流程顺畅等几个角度并结合设计的场地规划进行综合考虑。氨区布置符合《建筑设计防火规范GB50016-2006》、《石油化工企业设计防火规范GB50160-2008》、《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50058—1992》等国家规范、规程、规划要求。
氨罐区与装卸区、压缩机和蒸发区及控制室分开布置。氨罐区、压缩机和蒸发区、卸载区均采用敞开式结构，液氨贮罐布置在防火堤内。
本工程脱硝液氨贮存供应系统，厂房按4×1000MW机组一次建成，设备分期安装。
6.2.3 脱硝装置主要技术性能指标
脱硝装置在燃烧设计煤、BMCR工况下，省煤器出口（脱硝装置入口）烟气 NOx含量300mg/Nm3（STP，6%O）条件下，SCR脱硝装置的性能满足表6.2-3要求。
2
表6.2-3 脱硝装置技术性能指标
||||
|-|-|-|
|名称|单位|数值|
|脱硝效率|%|85|
|NH 逃逸率3|PPm|≤3|
|SO /SO 转化率2 3|％|＜1|
|SCR压降|Pa|780（二层催化剂）980（三层催化剂）|
|催化剂寿命|小时|24000|

第七章 环境及生态保护与水土保持
7.1环境概况
7.1.1地理位置及自然条件
陆丰市位于广东省东南部，北和陆河县、普宁市交界；东与惠来县接壤；西与海丰县和汕尾市城区为邻。总面积1681km2，总人口157万人。陆丰市辖3个街道（东海、城东、河西）、17个镇。陆丰市濒临南海，自然条件优越，全市海岸线116.5km。市区距广州330km，距香港300km，距深圳280km，距汕头140km。地处北回归线以南，属亚热带季风气候，气候温和，雨量充沛。
海岬山厂址地处陆丰市东南部海岬山的西南侧（22°49'45.70"N，115°58'42.73"E），
海岬山山顶标高214.88m（1985年国家高程，下同），厂址距陆丰市约40km，西距湖
东镇约5.5km，东北距甲子镇约8km，南临南海。
本工程事故备用贮灰场选用滩涂灰场，位于现有厂址东侧，利用排水明渠、护岸和进厂道路之间形成的边角区域就近建设灰场。该区域由陆域部分和海域部分组成，陆域部分占地面积为9.3公顷，海域部分占地面积为7.1公顷。
7.1.2气象条件
厂址处无长期的气象观测站，距离厂址约35km有陆丰市气象站，位于东海镇东风路尾后壁洋“郊外”，北纬22°57′，东经115°39′，于1959年10月开始记录整编资料，观测项目有气压、绝对湿度、相对湿度、风速和风向、气温、降水量、日照、蒸发量等，仪器设备和资料整理等均符合国家规范。
7.1.3社会经济状况
陆丰市沿海有乌坎、甲子、碣石、湖东、金厢 5个港口，平均 23.3km海岸线有 1个港口，其密度比世界经济大国日本（平均25km海岸线有 1个海港）还要密。因此陆丰市具有发展海洋经济的巨大优势。但由于历史原因，陆丰市工业基础较为薄弱。近年来，陆丰市努力克服各种矛盾和困难，充分依托各种有利条件，着力培育和挖掘新的经济增长点，使全市经济总体上呈现持续稳步增长态势。陆丰市在巩固提高现有各类工业企业的同时，坚持“内外并举，两源同化”，高度重视市场在经济发展中的桥梁作用，着力规范市场管理和服务，广开渠道拓展商贸业务，大力改善工业发展环境，培植上马新的项目。一批具有较大规模项目的建设投产，有力地推进了该市工业生产的稳步发展。2011年陆丰市完成国内生产总值 176.41亿元，比去年增长20%；完成社会消费品零售总额140.19亿元，增长23%；完成工业总产值272.75亿元，增长33.7%。
湖东镇自然资源丰富，是陆丰市主要的渔业产品集散地。其盛产的石斑、龙虾、马鲛、鱿鱼、带鱼等供应全市各大市场，是陆丰较为闻名的“渔米之乡”。湖东海湾沿岸礁石丛生，明暗交错，海水流畅清晰。湖东港是陆丰五大渔港之一。咸度适中，经省市有关部门实地勘查论证，适宜养殖鲍鱼、海胆、西施舌、翡翠贻贝等。近年来湖东镇依照“依港立镇，以港兴镇”的发展战略，大力发展海洋经济。坚持走农工贸一齐发展的路子，积极发展具有湖东特色的“三高”农业，以企业为龙头，大力发展蔬菜、荔枝、鲍鱼、虾、蟹种养等生产基地，采取“公司+农户”的经营模式，有力地推动了全镇的经济发展。2011年全镇实现工农业总产值3亿元。
7.2环境质量现状
7.2.1大气环境质量现状
监测单位于2013年3月26日～4月1日进行了大气环境现状监测，共监测7天。
现状监测结果表明：
各测点SO、NO小时浓度值均满足《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二级标 2 2
准。SO、NO小时浓度最大值分别为0.014mg/m3和0.016mg/m3，占二级标准的2.8％和 2 2
8.0％。各测点SO、NO日均浓度值均满足《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二 2 2
级标准。SO日均浓度最大值为0.012mg/m3，占二级标准8.0％；NO日均浓度最大值为 2 2
0.014mg/m3，占二级标准17.5％；PM日均浓度最大值为0.068mg/m3，占二级标准45.3 10
％；TSP日均浓度最大值为0.071mg/m3，占二级标准23.7％。
7.2.2地下水环境质量现状
2013年3月30日（枯水期）、2013年6月2日各取样一次进行地下水环境质量现状监测。
地下水现状监测表明，地下水的pH、Fe、Mn部分监测点超标，主要是由于地质背景因素造成的；高锰酸指数及大肠菌群部分监测点超标，主要是由于区域生活污水没有集中处理下渗造成的轻度污染。
7.2.3声环境质量现状
2013年3月26日对声环境质量现状进行了监测，结果表明：各厂界测点昼间噪声值范围在49.5dB（A）~52.7dB（A）之间，夜间噪声值范围在40.7dB（A）~45.7dB（A）之间，均符合《声环境质量标准》（GB3096-2008）3类标准。
7.2.4海洋环境质量现状
1）海水质量现状
于2008年8月、2013年4月在项目所在海域进行海水水质现状调查。
2008年8月的监测结果表明，COD、活性磷酸盐、Cu、Cd、As、Cr各测值均符合一类标准要求，无机氮、Pb、Zn、Hg、Ni全部测值符合二类海水水质标准，pH、石油类、DO全部测值符合三类标准。
2013年4月的监测结果表明，pH、DO、COD、石油类、Cu、Cd、Hg、As、挥发 Mn
酚全部测值均符合《海水水质标准》（GB3097-1997）第一类标准，活性磷酸盐、无机
氮、Pb、Zn全部测值符合《海水水质标准》（GB3097-1997）第二类标准。
2）沉积物质量现状
于2008年8月、2013年4月为项目所在海域进行沉积物环境现状调查。两次调查中，Cu、Pb、Zn、Cd、Hg、石油类、有机碳、硫化物各测站测值均符合《海洋沉积物质量》一类标准。
3）生物质量现状
监测单位于2013年4月进行了生物质量调查，调查结果表明，鱼类和甲壳类采集的样品测值均符合《全国海岸和滩涂资源综合监测简明规程》和《第二次全国海洋污染基线监测技术规程》（第二分册）中规定的生物质量标准。贝类采集的样品中Cu、Pb、Zn、Cd、As、Hg、石油烃测值均符合《海洋生物质量》（GB18421-2001）一类标准。
7.3环境功能区划
7.3.1海洋功能区划
2012年 11月，国务院以国函[2012]182号批复了《广东省海洋功能区划（2011-2020）》。2013年2月，广东省人民政府以粤府[2013]9号发布了《广东省海洋功能区划（2011-2020）》。本工程用海区位于湖东-甲子工业与城镇用海区内。
7.3.2近岸海域环境功能区划
根据《关于同意调整汕尾陆丰市甲湖湾部分近岸海域环境功能区划的批复》（粤府函[2013]252号），本项目配套码头工程所在海域主导功能为港口工业用海区，执行《海水水质标准》（GB3097-1997）第三类标准，温排水口所在海域为排污稀释混合区。
7.3.3地下水环境功能区划
根据《广东省地下水功能区划》（粤办函[2009]459号），厂址所在区域属韩江及粤东诸河汕尾沿海地质灾害易发区，水质类别Ⅲ类，执行《地下水质量标准》（GB/T14848-93）中Ⅲ类标准。
7.4大气污染防治
为控制电厂烟气中的 SO、NO、烟尘等污染物排放量，本工程将采用国内外各种 2 X
先进、成熟的大气污染防治措施，以尽可能减少对大气环境的污染程度。
7.4.1大气污染防治措施
（1）烟尘治理措施
本期工程2×1000MW机组每台锅炉配置高效静电除尘器及湿式除尘器，静电除尘效率设计煤种99.85%，校核煤种 1为99.85%，校核煤种 2为99.7%，湿式除尘器除尘效率50%，烟气经过脱硫塔后还可进一步除去烟气中50%的烟尘，在燃用设计煤种及校核煤种时，最终烟尘排放量浓度均小于10mg/Nm3，满足《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)中表1新建燃煤锅炉(30mg/m3)的要求。
（2）SO治理措施
2
本工程燃用低硫煤（S=0.68%），但机组容量大，二氧化硫排放总量也相应较大。
为满足国家对电厂二氧化硫排放总量控制的要求，对机组安装脱硫装置。
为了满足环保要求，本工程脱硫装置设计脱硫效率按97%考虑。烟气经脱硫系统处理后，SO浓度可降低到脱硫装置出口时的46mg/Nm3(设计煤种),47mg/Nm3(校核煤种 2
1)
，49mg/Nm3((校核煤种2)，满足《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)中表1新建燃煤锅炉(100mg/m3)的要求。
（3）NOx治理措施
1）锅炉设备在订货时，要求锅炉采用低氮燃烧技术，以控制 NO的产生量和排放 x
量，严格控制锅炉省煤器出口NO浓度≤300mg/Nm3。
x
2）本工程每台机组在锅炉尾部的省煤器和空气预热器之间同步安装一套烟气脱硝装置，采用选择性催化还原脱硝工艺（SCR），脱硝效率为85%，NO浓度降低到 x
45mg/Nm3，满足《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-
2011)中表 1新建燃煤锅炉排放限值(100mg/m3)的要求。
（4）汞及其化合物治理措施
根据《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）污染物排放控制要求：自 2015年 1月 1日起，燃煤锅炉中汞及其化合物的排放标准为0.03mg/Nm3。目前对于烟气中汞及其化合物的排放浓度无预测模式，只能通过监测取值。
本工程采用烟气脱硝＋静电除尘＋湿法烟气脱硫组合技术对汞进行协同控制，脱汞效率70％，汞排放浓度可控制在0.0053mg/m3(设计煤种)、0.0037mg/m3(校核煤种1)、0.0066mg/m3(校核煤种2)，满足《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)中表1新建燃煤锅炉排放限值(0.03mg/m3)的要求。
（5）采用高烟囱排放
本工程两台炉配一座 240m高，出口直径为 8.5m的双钢内筒烟囱，同时烟囱入口设置有管式换热器。根据计算预测，该高度不仅保证了烟囱足够的几何高度，还可有效地提高烟气的抬升，使污染物在垂直和水平方向得到稀释扩散。
最终烟囱形式及高度由环评批复文件确定。
（6）输煤系统防尘措施
为减少煤尘对周围环境的影响，同时兼顾节水和废水处理，有利于电厂安全、文明生产，在设计中主要采取以下措施：
1）对粉尘较严重的碎煤机室、转运站、煤仓间的转运点装设无动力除尘装置，它的特点为：不消耗电能、不耗水、无需开闭操作、无噪声、无须进行清理，无二次污染。
2）电厂运煤系统的转运站、碎煤机室等用水冲洗。煤仓间地面真空清扫。
3）对于落差大的落煤管加装缓冲锁气器，各落煤管连接处均加衬垫密封，并在导料槽出口加布帘，防止粉尘飞扬。
4）本工程设置圆形封闭煤场，防止煤尘的无组织排放，以满足环保要求。
（7）设置烟气连续监测系统
根据《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）的规定，本工程将设置烟气自动连续监测系统，CEMS的监测点的选取、仪器的安装要求以及采样数据的处理分析等将按照《火电厂烟气排放连续监测技术规范》（HJ/T75-2001）规定进行。监测项目包括烟尘、SO和NOx，以及相应的烟气参数如含氧量、烟气流速、烟温等。为避免造 2
成重复，烟气连续监测装置（CEMS）考虑并入脱硫岛统一设计，与脱硫系统净烟气侧烟气分析监控仪表合设以节省工程建设投资。
7.4.2大气污染影响分析
根据本工程燃用的煤质资料及烟囱出口处的环境状况，烟气经过高效电除尘器、湿式除尘器及吸收塔洗尘后综合除尘效率达到99.925%，85%的脱硝处理、97%脱硫处理后，电厂SO、烟尘、NOx的允许排放速率及排放浓度及实际年排放量见表7.4-1。
2
表7.4-1 2×1000MW机组烟气污染物实际情况与允许排放浓度表
|||||||
|-|-|-|-|-|-|
|污染物|项目|单位|设计煤种|校核煤种1|校核煤种2|
|烟尘|实际排放速率|t/h|0.06|0.05|0.06|
||实际年排放量|t/a|329|297|330|

|||||||
|-|-|-|-|-|-|
|污染物|项目|单位|设计煤种|校核煤种1|校核煤种2|
||实际排放浓度|mg/Nm3|9|8|9|
||允许排放浓度|mg/Nm3|30|||
|SO2|实际排放速率|t/h|0.29|0.30|0.31|
||实际年排放量|t/a|1583|1629|1693|
||实际排放浓度|mg/Nm3|46|47|49|
||允许排放浓度|mg/Nm3|100|||
|NOx|实际排放速率|t/h|0.28|0.28|0.28|
||实际年排放量|t/a|1514|1530|1520|
||实际排放浓度|mg/Nm3|45|45|45|
||允许排放浓度|mg/Nm3|100|||

由上表可见，本工程2×1000MW机组工程经过脱硝、除尘及脱硫处理后，大气污染物的排放速率及浓度完全能满足满足《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)中表1新建燃煤锅炉的要求。
7.4.3大气污染物总量控制
本工程采取高效除尘器、烟气脱硫、脱硝等各项污染治理措施后，能大大降低电厂生产对大气环境的污染，SO、NOx、烟尘的排放浓度均低于国家标准允许的限值。由 2
于拟建电厂厂址位于酸雨控制区,火电厂SO、NO排放除执行《火电厂大气污染物排放 2 2
标准》(GB13223-2011)中表1新建燃煤锅炉的要求外，还须执行所在控制区规定的总量排放标准。本工程大气污染物排放总量控制因子为 SO、NO。本期2×1000MW机组 2 2
SO、NO年排放总量见表7.4-2。
2 2
表7.4-2 烟气污染物年排放总量表
||||||
|-|-|-|-|-|
|污染物名称|单位|排放总量|||
|||设计煤种|校核煤种1|校核煤种2|
|SO2|t/a|1583|1629|1693|
|NO2|t/a|1514|1530|1520|

广东省环境保护厅以粤环函[2014]325号《广东省环境保护厅关于重新审核汕尾陆
丰甲湖湾电厂2×1000MW燃煤发电项目主要污染物总量指标的复函》对本工程总量指
标进行了确认。本工程SO排放总量指标为4070t/a，总量指标来源于“十二五”期间汕 2
尾红海湾电厂1、2号机组和沙角C电厂1、3号机组取消脱硫旁路而形成的削减量；氮氧化物排放总量指标为4070t/a，总量指标来源于“十二五”期间汕尾红海湾电厂2号机组和沙角C电厂2、3号机组降氮脱硝而形成的削减量。
因此本工程总量指标来源落实，SO及氮氧化物排放满足总量指标的要求。
2
7.5废水治理
废污水实行分质处理，处理系统包括生活污水处理系统、工业废水处理系统、含油污水处理系统、含煤废水处理系统和脱硫废水处理系统。
7.5.1生活污水处理系统
本工程厂内生活污水主要包括主厂房、辅助/附属车间等建筑物的生活污水排水等。
本工程建设 1座生活污水处理站对生活污水进行集中处理，生活污水处理系统按4×1000MW机组容量设计，系统处理能力为2×10m3/h。
生活污水采用曝气生物处理工艺，该工艺过程是在池内设置填料，经过充氧的污水以一定的流速流过填料，使填料上长满生物膜，污水和生物膜相接触，在生物膜生物的作用下，降解污水中的有机物，使污水得到净化。处理后水质可以满足回收利用的要求，用作厂区绿化部分用水。
7.5.2工业废水处理系统
本工程新建 1座工业废水处理系统，按4×1000MW容量规划建设，系统处理能力为100m3/h，预留扩建位置。
经常性废水通常情况下仅 pH值不合格，只需酸、碱中和后就能满足排放标准。各种废水通过管道分别进入废水储存池中，池内设有空气搅拌装置，采用罗茨风机鼓风搅拌。经充分搅拌后的废水通过排水泵直接进入最终中和池。
非经常性废水包括锅炉化学清洗排水、空气预热器冲洗排水、设备和场地杂排水等。
不仅pH值不合格，而且含有大量的悬浮物、重金属离子如铁、铜等成份，少数时 COD也可能超标，同时水量较大。因此除了 pH值调整，还要进行凝聚、澄清、过滤才能达标排放。这部分废水进入废水储存池并经空气搅拌、曝气氧化（必要时还应加入氧化剂氧化），然后用泵送入 pH值调整槽，加碱调节 pH值后，依次流入混合槽、反应槽，
分别加入凝聚剂和助凝剂，进一步加强絮凝效果，加药后的废水经过澄清过滤，清水自流入最终中和池，与其它废水汇合后一起中和处理，直至达标回用或排放。pH调整槽、混合槽、反应槽、斜板澄清池底部排出的污泥送入污泥浓缩池、脱水机处理。
7.5.3含油污水处理系统
本工程新建 1座含油污水处理站，布置在工业废水集中处理站内。按4×1000MW机组容量设计，系统处理能力为2×5m3/h。
含油污水处理工艺采用：隔油池—管路过滤器—真空重力分离—高效斜层分离—高分子分离—达标水排放；隔油池起到收集含油污水的作用。真空薄膜层系统将经隔油调解池预处理后的含油污水再进入波纹板分离让含油污水中的油及乳化液在真空状态下充分暴露出来，将油珠颗粒的粒径增大，增大其上升速度，从而可以提高含油污水的分离率。然后再进入高分子分离，使排放水含油量达到国家排放标准。
7.5.4含煤废水处理系统
含煤废水处理系统主要处理输煤系统冲洗排水及码头地面冲洗水及初期雨水。本工程新建1座含煤废水处理站，按2×1000MW机组容量设计，处理能力为2×10m3/h。
含煤废水处理工艺拟采用加药混凝、沉淀、过滤方式，处理设备可采用2套煤水净水器，设备底部排泥堆至附近干化场并定期回收，处理后的煤水回用。
7.5.5脱硫废水处理系统
本工程新建1座脱硫废水处理站，布置在工业废水集中处理站内。脱硫废水处理站按本期2×1000MW机组容量设计，系统处理能力为30m3/h，预留扩建场地。
脱硫废水处理系统采用中和、絮凝、沉淀等工艺，废水处理后供灰渣调湿、灰场抑尘等使用，污泥排至澄清浓缩池经浓缩后通过污泥泵提升至板框式压滤机脱水，泥饼外运至灰场堆放。
脱硫废水的水量及水质与脱硫工艺、燃料成分、烟气条件及石灰石等多种因素有关。
脱硫废水处理系统的废水入口参数由以上因素确定。
脱硫装置内的废水在不断循环的过程中会富集重金属元素Ni、Mg和Cl-等，一方面加速脱硫设备的腐蚀，另一方面影响石膏的品质，因此，脱硫装置排放一定量的废水，进入脱硫废水处理系统，经中和、絮凝、沉淀和过滤等处理过程，达标后排放。
吸收塔的石膏浆液通过水力漩流器浓缩，浓缩后的石膏液进入真空皮带脱水机，水
力漩流器分离出来的溢流液一部分则返回吸收塔循环使用，另一部分进入废水漩流器，废水漩流器分离出来的溢流液进入废水处理系统。
处理工艺如下:
烟气脱硫设备产生的弱酸性废水由脱硫车间的废水输送泵送至中和箱，在中和箱中，废水的pH值通过加入石灰乳调升至9.5±0.3范围以便沉淀大部分重金属。
在沉降箱中，通过加入有机硫进一步沉淀不能以氢氧化物形式沉淀出来的重金属，有机硫的加药量根据废水量按比例投加。
在絮凝箱中，加入絮凝剂（FeClSO）以便使沉淀颗粒长大更易沉降。废水一经流 4
出絮凝箱，即加入助凝剂（PAM），以产生易于沉降的大絮凝颗粒。
在澄清/浓缩池中，悬浮物从废水中分离出来后，沉积在澄清池底部，一部分通过污泥输送泵，直接输送到离心脱水机，制成泥饼外运；一部分污泥作为接触污泥通过污泥循环泵返回到中和箱，以提供沉淀所需的晶核，获得更好地沉降。
出水箱安装有pH值测量装置，如果所测的PH值在范围内，输送至排水口。若pH值超过了上限，需另加盐酸调节pH值至设定范围。如果相反，pH值低于下限，需将废水返回中和箱中进行再处理。
在出水管路上安装有浊度监测装置，如果浊度超出上限，即中止向排水口排放，废水返回中和箱中进行再处理。
对澄清/浓缩池的泥浆高度由污泥高度计进行监测。当超过设定范围时，澄清/浓缩池多余的泥浆经污泥输送泵送入离心脱水机中脱水。澄清池多余的泥浆则经污泥循环泵，送入中和箱，以促进絮凝粒子的形成。
经废水处理系统处理后水质应达到广东省《水污染物排放限值》（DB44/26-2001）的第二时段二级标准排放或者达到《城市污水再生利用—城市杂用水水质标准》（GB/T18920-2002）标准回用。
7.5.6水环境影响分析
本工程除温排水向外环境排放之外其他废污水处理后全部回用。本项目符合近岸海域环境功能区划和广东省海洋功能区划的要求。项目所在海域环境质量现状较好，项目主要污染物为施工产生的 SS和营运期温排水中的温升、余氯等，经采取有效的环保措施后，污染物排放浓度和排放量可得到有效控制。项目对海洋环境的影响主要来自于项
目填海工程、疏浚工程、取水工程、排水工程等。本工程温升4℃全潮最大温升面积不超过0.02km2，温升1℃包络线的最大面积为6.76km2，均在划定的三类水质控制区内，满足修编后的近岸海域环境功能区划的要求。
经过采取相应的生态保护和补偿措施，以及市政府对1度温升范围内高位养殖统一协调处理后，工程的建设对海洋环境的影响是可以接受的。在落实各项海域环境污染防治措施和海域生态保护措施，切实实施工程环境监理的基础上，本项目的建设从海洋环境保护角度考虑是可行的。
7.6噪声治理
7.6.1主要噪声源及噪声水平
火力发电厂是一个噪声源相对集中、噪声辐射量大、噪声种类繁多的场所，按照噪声产生的机理，可分为以下几类：
1）机械性噪声
由机械设备运转、振动、摩擦、撞击等产生的噪声，以中、低频为主。属于这一类型的主要产噪设备有磨煤机、碎煤机，各类泵体等。
2）空气动力性噪声
由气体流动产生的噪声，电厂中各类风机、风管、空压机、汽管、扩容、排汽等均产生空气动力性噪声，它具有低、中、高各种频率成份。
3）燃烧噪声
锅炉内燃料燃烧、气化以及烟气运动对流过程产生的噪声，它以低中频为主。
4）电磁性噪声
由电磁场交变运动产生的噪声，以中、低频为主，主要产噪设备有发电机、励磁机、变压器等。
5）交通噪声（厂内）
厂内运煤火车、汽车、码头轮船以及其它车辆行驶、汽笛噪声，它一般低、中、高各频都有，其中火车汽笛和汽车喇叭多呈高频，轮船汽笛声呈中、低频。
6）其它噪声
其它噪声有人们日常工作、生活产生的社会噪声等，以中高频为主。还有建设期锅炉调试过程中有吹管噪声和锅炉吹扫及降负荷排汽噪声，但是这两类噪声分别属于突发
噪声和偶发噪声。
在电厂的各类噪声中就影响大小而言，机械性噪声、空气动力性噪声、电磁性噪声等，由于能量大且声源相对集中，因而影响力大、影响范围广，产生的后果亦更严重。
电厂噪声源主要来自发电厂设备（如磨煤机、锅炉、汽轮机、发电机等）以及锅炉点火事故时向空排汽过程，根据 2011年版《大中型火力发电厂设计规范》的规定，主要设备噪声值在80～100dB（A）范围。电厂主要设备噪声限值见表7.6-1。
表7.6-1 本期工程主要设备噪声限值 单位：dB（A）
||||
|-|-|-|
|噪声源|位置|声级|
|汽轮发电机组|汽机房|79～118|
|循环泵给水泵|水泵房|82～102|
|磨煤机|煤仓间|82～94|
|送风机|锅炉房|77～87|
|引风机|锅炉房|76～86|
|锅炉排汽|锅炉房|90～98|
|球磨机|锅炉房|86～95|
|氧化风机|脱硫岛|96～99|
|浆液循环泵|脱硫岛|90～95|

7.6.2噪声治理措施
电厂噪声主要来自运行过程中的转动机械、汽水管道、锅炉启停及事故时的高能排汽。电厂噪声控制的有效途径从降低声源噪声、控制传播途径、个人防护三方面入手。
本期工程噪声治理将采取以下措施：
（1）首先从设备选型入手，即声源上控制噪声。设备选型是噪声控制的重要环节，在设备招标中应要求设备制造厂家对高噪声设备采取减噪措施，如对高噪声设备采取必要的消声、隔声措施，以达到降低设备噪声水平的目的。如主变压器3m处声压级不超过75dB（A），汽轮机机组罩外1m处声压级控制在90dB（A）以内，各种给、排水泵1m处的噪声控制在90dB（A）以内，各种风机3m处的噪声控制在90dB（A）以内。
（2）汽轮机、发电机机均安装在主厂房内，采用弹簧基座以减少振动的传播。根
据厂房内混响场计算，厂房内距墙1m处声压级为80～85dB（A）。为保证厂界噪声达
标，厂房的隔声量不应小于30dB（A）。主厂房门窗户应具有良好的隔声效果，隔声量不小于30dB。主厂房及各主要生产车间的内装饰应采用隔声、吸音性能好的材料。
（3）给水泵房、空压机房、启动锅炉房、化学水车间均采用隔声厂房封闭，室外1m处声压级可控制在60dB（A）。
（4）所有转动机械设备安装时采取防振、减振、隔振等措施，加装减振固肋装置，减轻振动引起的噪声。锅炉房内的碎煤机设置减振底座，以降低碎煤机运行噪声的向外辐射。各种泵的进、出口均采用减振软接头，以减少泵的振动和噪声经管道传播。
（5）对噪声值严重超标设备，如送风机进口、锅炉排汽口装设消音器。对高噪声设备，如汽轮机等均由设备厂家提供配套的隔音罩。
（6）尽量使烟风管道布置合理，使介质流动畅通，减少空气动力噪声。汽水管道设计做到合理布置，流道顺畅，并考虑防振措施。合理选择各支吊架型式并合理布置，降低气流和振动噪声。
（7）输煤机固定受料点处采用缓冲托辊组，间距为400mm，煤流中心在两托辊组之间。在落煤管、落煤斗煤流冲击较大的部位，采用抗冲击陶瓷复合衬板，提高耐磨性能、降低噪声。
（8）在PCV阀、汽包、过热器出口、再热器进口、出口等处的安全阀排汽口装设消音器。设备与地面或楼板连接处要采用隔振基础或弹性软连接的减振装置，以减少振动和设备噪声的传播。
（9）优化总平面布置，将高噪声设备尽量布置在远离厂界位置。加强厂区及厂界处的绿化，以提高对声波的吸收，减少反射。
采取上述的一般噪声防治措施后，主要声源设备噪声水平有了显著降低，具体噪声水平见表7.6-2。
表7.6-2 电厂主要设备噪声水平
|||||
|-|-|-|-|
|序号|设备名称|设备噪声指标dB（A）|一般噪声防治措施|
|1|汽轮发电机组|75|隔声罩、厂房隔声|
|2|引风机|80|消音器|
|3|送风机|80|消音器|
|4|循环水泵|80|厂房隔声|

|||||
|-|-|-|-|
|序号|设备名称|设备噪声指标dB（A）|一般噪声防治措施|
|5|碎煤机|85|厂房隔声|
|6|磨煤机|90|厂房隔声|
|7|锅炉排汽口|100|消音器|
|8|氧化风机|85|厂房隔声|
|9|浆液循环泵|75|厂房隔声|

7.6.3噪声影响分析
采用上述噪声治理措施后，能有效降低电厂噪声，减少对周围环境影响。主厂房是构成电厂的主要噪声源，电厂环境噪声主要是主厂房各界面向外辐射的结果。辅助厂房产生的噪声，由于能量较小，在较短距离内衰减很快。因此电厂环境噪声主要分布在主厂房四周。而后随距离的增加，噪声级呈递减趋势。
本工程厂址所处地区为3类噪声环境质量功能区。机组正常运行情况下，昼夜间噪声预测值均能满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB 12348-2008) 3类标准的噪声限值(昼间65dB(A)，夜间55dB(A))。
7.7固体废弃物处理
7.7.1除灰渣系统及石膏脱水系统
7.7.1.1除灰渣系统
本工程为2×1000MW机组的除灰渣系统，按一台机组为一个单元设计(其中灰库、灰库气化风机房、空压机房等为二台炉共用)。系统设计以安全可靠、经济合理适用为原则，充分考虑节水、少占地、并为灰渣综合利用创造条件。
本工程的厂内除灰渣系统拟采用灰渣分除方式。干灰和干渣主要考虑综合利用，采用灰渣分除系统，即干式除渣系统、干式气力除灰系统。
7.7.1.2灰渣输送
本工程炉底渣处理系统拟采用干除渣系统，该系统主要采用钢带式干式输渣机，高温炉底渣在一级钢带输渣机输送钢带上被空气冷却，连续将炉底渣排出，经过碎渣机及二级输渣机、斗式提升机将渣送至渣仓中。钢带输渣机正常出力为4.5t/h~30t/h，最大出
力为30t/h。贮渣仓可贮存锅炉燃烧设计煤种时约24小时的渣量，渣用密闭自卸汽车送
至综合利用用户处，多余部分经加湿搅拌后送至灰场。每台炉设置 1台干式排渣机(一
级钢带输渣机)、1台碎渣机、1台后续冷却器(二级钢带输渣机)、2台斗提机和1座贮渣仓。
7.7.1.3石膏脱水系统
在石灰石－石膏湿法脱硫系统中，吸收塔的石膏浆液通过石膏浆液排出泵送入石膏旋流器浓缩，浓缩后的石膏浆液进入真空皮带脱水机，为控制脱硫石膏中Cl-等成分的含量，确保脱硫石膏品质，在石膏脱水过程中用工艺水对石膏及滤布进行冲洗。经脱水处理后的石膏表面含水率不超过10%，为石膏的综合利用创造条件。脱水后的石膏贮存在石膏仓库待运。
7.7.1.4固体废物产量
本工程固体废物产量见下表表7.7-1。
表7.7-1 电厂固体废物产量表
|||||||||
|-|-|-|-|-|-|-|-|
|机组容量||1×1000MW|||2×1000MW|||
|||设计煤种|校核煤种1|校核煤种2|设计煤种|校核煤种1|校核煤种2|
|年灰渣量|104t/a|33.45|29.99|16.59|66.90|59.98|33.18|
|年石子煤量|104t/a|1.12|1.14|1.22|2.24|2.28|2.43|
|年石膏量|104t/a|9.27|9.54|9.91|18.54|19.08|19.82|
|总量|104t/a|43.84|40.66|27.71|87.68|81.33|55.43|

7.7.2贮灰场概况
7.7.2.1贮灰场容量选择
《大中型火力发电厂设计规范》GB50660-2011中规定：“……当灰渣（含脱硫副产品）确能全部利用时，可按贮存1年灰渣量（含脱硫副产品）确定征地面积并建设事故备用贮灰场。”
根据调查，厂址附近周边地区灰渣销售很好，供不应求，综合利用情况较好。灰渣综合利用既能变废为宝，节约能源，节省投资，同时还减少环境污染，减少贮灰场占地面积，符合相关国家产业政策。
本工程业主已与广东塔牌集团股份有限公司签订了1、2号机组粉煤灰、渣及脱硫
石膏销售及综合利用协议，尽可能保证电厂1、2号机组所排粉煤灰、渣及脱硫石膏零
排放。同时结合珠三角灰渣综合利用现状，灰渣将100%被综合利用。因此本期按照贮存1年左右灰渣量（含脱硫副产品）确定事故灰场征地并建设。
7.7.2.1贮灰场选址及工程方案
本工程事故灰场按贮存年限1年左右征地和建设。本期事故备用贮灰场选用海边灰场，位于现有厂址东侧，利用排水明渠、护岸和进厂道路之间形成的边角区域就近建设灰场。该区域地形上呈狭长的三角形，不利于作为其他功能使用，本着节约土地的宗旨，选用该区域作为贮存灰渣的灰场是比较适合的。该区域由陆域部分和海域部分组成，陆域和海域两部分共同使用，占地面积为18.64hm2，贮灰场容积为90.3×104m3，可以满足2×1000MW机组贮存灰渣和脱硫石膏约1年的要求。
7.7.3贮灰场设施
本工程事故备用灰场的堆灰方式、防渗设计、排水设施、扬尘污染防治措施等详见5.14章节。设计方案满足规范和环保要求。
7.8环境管理、监测及环保投资
7.8.1环境监测机构及职能
环境监测是电厂环境保护工作的组成部分。本工程拟设立环境保护办公室直属厂领导，定额2人，下设环保监测站，监测站面积约100~200m2（可以与化学实验室合并使用），定额3~5人，业务受电力环境监测中心站领导；上述人员中需配备环境工程、热能动力、分析化学专业的技术人员。
其主要工作内容和职责有：建立、健全环境保护监测和管理有关的各项规章制度，完成规定的监测任务，统一监测电厂各排放口污染物排放情况，保证监测质量，收集、分析整理各项监测资料，建立监测档案，并按规定要求编报环境保护有关报表及时向上级有关管理部门汇报。
7.8.2监测项目
监测项目参照火电行业环境监测管理规定（电计[1996]280号）。具体内容见表7.8-1。
表7.8-1 火电厂环境监测项目表
||||
|-|-|-|
|监测系统|监测项目|备注|
|烟气在线监测系统|SO、NO 、烟尘、O 、温度、湿度、压力及烟气量2 X 2||

||||
|-|-|-|
|监测系统|监测项目|备注|
|环境空气质量监测|PM 、SO 、NO10 2 x|每个季度监测一次，每次3天|
|除尘器烟尘监测|除尘器进出口烟尘浓度和除尘效率|大修后测试|
|污水排出口水质|pH、SS、COD 、BOD 、石油类等Cr 5|每月监测一次|
|除灰、除渣系统|定期监测有害元素成分||
|噪声|生产区环境噪声、厂界噪声||

7.8.3环保监测设备及仪器
建立大气环境质量监测系统，每台机组各设一套烟气自动连续监测装置，与烟气脱硫系统合用，并在脱硫系统中考虑。
监测站监测仪器设备基本配置参照《火电行业环境监测管理规定》执行，具体配置仪器设备见表7.8-2。
表7.8-2 监测仪器基本配置表
|||||
|-|-|-|-|
|序号|仪器设备名称|数量|备注|
|1|万分之一分析天平（电子天平）|2|*|
|2|分光光度计|1|*|
|3|紫外分光光度计|1|*|
|4|pH计|1～2|*|
|5|电导仪|1|*|
|6|离子活度计|1|*|
|7|COD测定仪|1||
|8|生化培养箱|1||
|9|BOD 测定仪5|1||
|10|油分测定仪|1|*|
|11|烟尘测试仪|1～2||
|12|精密声级计|1～2||
|13|电冰箱|1～2|*|
|14|大气采样器|1||

|||||
|-|-|-|-|
|序号|仪器设备名称|数量|备注|
|15|计算机|1|*|
|16|电磁射线测定仪|1||
|17|流量测定仪|1||
|18|其它（可根据需要增减有关仪器）|||

注：本表所列仪器、设备主要指 2000元/台及以上固定资产，其它如烘箱、高温炉等作为试验室必备设备没有列出。
*：与化学实验室共用仪器。
7.8.4电厂环保投资估算
本工程的环保投资估算列于表7.8-3。由表可以看出，本工程环境保护投资额为 104451.36万元，本工程环境保护投资占工程静态总投资的12.325%，这一比例在同类发电工程中属于较高。
表7.8-3 本工程环境保护投资估算表
||||
|-|-|-|
|序号|项 目|费用（万元）|
|1|除尘器|18481|
|2|贮灰场|3667|
|3|脱硫装置系统|34348|
|4|脱硝装置系统|13226|
|5|烟囱|6207|
|6|全封闭煤场|14222|
|7|水处理设施|3518|
|8|厂区噪声治理（消音器、隔声罩等）|包含在设备中|
|9|除灰渣系统|5438|
|10|绿化费用|160|
|11|环境监测站仪器设备费|100|
|12|水土保持费用|由业主提供|
|13|海洋生态补偿费|4854.35|

||||
|-|-|-|
|序号|项 目|费用（万元）|
||环境保护总投资|104451.36|
||环保总投资占工程静态总投资的比例（%）|12.325|

7.9水土保持
7.9.1水土流失现状
（1）区域水土流失现状
根据《2006年广东省土壤侵蚀遥感调查项目研究报告》，汕尾市水土流失总面积为602.26km2，主要包括：面状侵蚀等自然侵蚀，以及采石取土、陡坡开荒、开发区建设、坡耕地等人为侵蚀。
陆丰市水土流失面积为248.84km2，主要包括：面状侵蚀等自然侵蚀，以及陡坡开荒、开发区建设、坡耕地等人为侵蚀。
根据水利部《关于划分国家级水土流失重点防治区的公告》（水利部公告 2006年第2号）和《关于发布全省水土流失重点防治区通告的通知》（广东省水利厅，粤水农[2003]23号），项目区属广东省水土流失重点监督区和重点治理点，不属于国家级水土流失重点防治区。土壤容许水土流失量为500t/km2·a。
（2）项目区水土流失现状
本工程厂址位于陆丰市东南部湖东镇海岬山西南侧的沿海平原地带，根据实地调查，厂区及周边现状占地为林地、滩涂等，区内自然条件优越，植被覆盖良好，水土流失轻微。事故灰场现状占地为草地、耕地和海域，陆域面积植被覆盖良好，现状水土流失轻微。结合现场水土流失现状调查，项目区现状土壤侵蚀属微度，土壤侵蚀模数在200t/km2·a～500t/km2·a之间，结合《2006年广东省土壤侵蚀遥感调查项目研究报告》进行综合分析，确定项目区现状水土流失侵蚀强度为500t/km2·a。
（3）项目区水土保持现状项目区场址所在地原为滩涂，现部分场地种植有木麻黄。
事故灰场利用厂区东面排水明渠、护岸和次进厂道路之间形成的边角区域就近建设事故灰场，进场道路占地多为草地。根据现场调查，项目区除植物措施外未采取其它水土流
失治理措施。项目区现状水土流失轻微，电厂建设将损坏原地貌和植被，可能引发新增
水土流失，对周围环境造成水土流失影响。为此，务必注重和加强工程建设期间各项水
土保持防治措施的落实，实现工程建设与生态文明的有机结合。
7.9.2水土流失危害分析
通过上述预测可以看出，工程建设对当地水土流失的影响主要表现为施工过程中对地面的扰动，在一定程度上改变、破坏了原有地貌植被，在不同程度上对原有水土保持设施造成了破坏，形成土层松散、地表裸露，使土壤失去了原有的固土能力，从而引起水土流失。在电厂建设与生产过程中如不采取有效的综合防治措施，必然引发和加剧区域水土流失，可能使电厂自身各项工程设施和生产运行的安全受到一定威胁，而且可能对周边生态环境造成不良影响，导致当地生态环境的恶化，给当地工农业生产和群众生活带来不利影响。本工程在建设和运行中可能造成的水土流失危害表现在以下方面：（1）影响电厂建设及正常运行工程建设损坏原地貌植被，改变原有地表土壤结构和水分运动条件，减弱了表层土体抗侵蚀能力，增加了地表径流的冲刷强度，给厂区防洪、排水添加了压力，如不及时采取防治措施，可能造成水土流失，直接危及施工和运营安全。
（2）影响临近海域水质施工期场地填筑土方过程中引起的水土流失，可能增加工程附近海域局部水体浑浊度，含沙量增大，将对临近海域局部水质与环境产生负面影响。
（3）对工程区及周边生态环境的影响拟建工程区海岸沿线生态环境优美，工程场地填筑、碾压等施工活动，使原有的自然景观被施工场地和工程景观所替代，如防护不当，将对生态环境造成不良影响。
（4）破坏土地资源，对当地生产生活造成影响工程建设期间项目区挖填、占压等活动，损坏了耕地、林地、果园等土地资源。对当地的农业、渔业生产生活将造成一定的影响。
（5）生产运行期事故灰场是水土流失的主要物质来源由于本工程电厂所产灰、渣和脱硫石膏全部综合利用，灰场仅作为临时周转和事故备用，灰渣堆放在贮灰场期间，由于灰渣质轻松散，极易在大风和降雨径流作用（尤其是大风影响）下，形成扬尘和流失，影响贮灰场周边的生态环境和生活环境。
7.9.3水土流失防治标准
项目所在区域属于广东省水土流失重点监督区和重点治理点，因此，依据《开发建设项目水土流失防治标准》（GB50434-2008），本项目水土流失防治标准执行等级采
用二级标准。到设计水平年规划的水土流失防治目标为：扰动土地整治率95%，水土流失总治理度87%，土壤流失控制比1.0，拦渣率95%，林草植被恢复率97%，林草覆盖率22％。
7.9.4水土流失分区防治措施
按照厂区、施工生产生活区、取排水明渠区、事故灰场区 4个防治分区进行水土流失防治。
（1）厂区
主体工程已对厂区设计了排雨水管网、绿地区实施绿化等措施。方案拟补充设计以下措施：在施工前对陆域场地可用表土进行剥离、集中堆放，后期作为回填绿化种植土。表土集中堆放至事故灰场，堆土期间沿堆场四周采取编织袋装土临时拦挡、外侧开挖临时排水沟，在地表径流、雨水汇流处布设沉砂池，堆土表面采用土工膜覆盖。施工前期在场地周边及厂内道路两侧开挖临时排水沟和沉砂池，防止雨水冲刷场地带来水土流失。施工过程中在主要建筑物周边采取临时拦挡措施，同时设泥浆沉淀池。施工后期对厂区非硬化场地进行土地整治，为工程绿化及后续使用创造条件。
（2）施工生产生活区
在施工前对场地可用表土进行剥离、集中堆放，后期作为回填绿化种植土。表土堆场与厂区共用，堆土期间沿堆场四周采取编织袋装土临时拦挡、外侧开挖临时排水沟，在地表径流、雨水汇流处布设沉砂池，堆土表面采用土工膜覆盖。施工前期在场地周边开挖临时排水沟和沉砂池，防止雨水冲刷场地带来水土流失。施工结束后对施工场地进行土地整治，并进行植物绿化。
（3）取排水明渠区
施工前进行剥离表土，并将表土运至施工生产生活区集中堆放。施工过程中对渠道开挖临时堆土采取编织袋装土临时拦挡。
（4）事故灰场区
本工程事故灰场利用排水明渠、南侧护岸、次进厂道路共同围护形成的边角区域就近建设，本方案补充事故灰场防渗处理等工程施工期在场地四周布设临时排水和沉沙等水土保持措施。生产运行期事故灰场堆灰过程中加强洒水、碾压堆灰面等管理措施，当电厂灰渣外运利用最不利情况下，灰场达到堆灰设计标高后，应对事故灰场进行土地
整治和植被恢复建设等水土保持措施布设。
7.9.5水土流失监测
水土流失监测目的是适时掌握建设区水土流失状况，了解工程水保措施的实施效果，制定适时有效的防治方案，切实遏制水土流失，为完善水土保持规划、设计提供保证，并为水保方案实施服务。
监测因子包括：地貌变化情况，建设项目扰动地表面积、扰动程度，项目挖方、填方数量及面积，弃土、弃渣量，水土流失情况包括水土流失面积、流失量及项目建设前后变化等，植被恢复面积、植被生长情况以及对周边地区影响情况。
监测方法：采用调查监测法。
监测时段：分为工程土建施工期与电厂运行期初期两个时段。施工期每年两次，每年雨季前一次，雨季后一次，是监测的重点时段；运行期在运行初期（2年）内每年 1次对水土保护设施的实施和运行情况进行监测。
监测机构：选择具有水土保持监测资质和监测经验的专门机构和人员。
监测制度：将水土保持监测计划纳入到全厂安全检查工作总体计划中，从制度上予以保证实施。
7.9.6水土保持投资和效益分析
本项目水保投资包括我院设计范围内的具有水土保持功能的工程措施费、植物措施费、施工临时工程费、独立费用、水土保持设施补偿费和预备费，水土保持总投资共计约2585万元，具体参考概算部分。
工程建设扰动的区域除硬化、建筑物及工程措施占地面积外，其它占地经土地整治后，土壤入渗能力增强，特别是通过采取绿化措施，提高了土地涵养水源的能力，减少了项目区内的水土流失量。通过实施本设计的各项水保措施，使项目各分区水土流失防治指标均可达到设计目标值。
7.10结论
本工程燃烧低硫煤，同时建设石灰石-石膏湿法脱硫系统，锅炉采用低氮燃烧技术，同时建设 SCR烟气脱除氮氧化物装置，高效静电效除尘器及湿式除尘器，同时设置管式换热器，烟气通过240m高烟囱排放；对煤尘、废水、灰渣及噪声等分别采取有效治理措施后，各项指标均能满足有关的环保标准要求，预计本工程运行后对环境影响有限。
本工程建设符合国家产业政策，各项污染物达标排放，符合清洁生产要求。在落实环评报告提出的各项环保措施的基础上，本工程的环境影响可以接受。
第八章 综合利用
灰渣及脱硫石膏是火力发电厂的主要副产品，并且其产量逐年增大，对其处理不当，将严重污染环境，给人们的生活、动植物的生长等造成严重的危害。目前，国内外已经把粉煤灰广泛应用于建材、建工、回填、筑路、农业、化工、环保等众多领域。本工程灰渣及脱硫石膏考虑以综合利用为主，对于无法利用的将全部输送至贮灰场分区存放，同时渣水回收处理，实现闭式循环供水，满足环保要求。
8.1灰渣综合利用
煤炭在锅炉中燃烧后有两种固态残留物——灰和渣。随烟气从锅炉尾部排出的，主要经除尘器收集下来的固体颗粒即为粉煤灰：颗粒较大或呈块状的，从炉膛底部收集出来的成为炉底渣；两者统称为灰渣。
8.1.1灰渣品质及产量
本工程副产物灰渣主要由硅铝玻璃、微品矿物颗粒和未燃尽的残炭微粒所组成，其化学成分见表3.1.3-2，灰渣量见表7.8-1。
8.1.2灰渣的用途
电厂灰渣是电厂生产的副产品，积极开辟灰渣综合利用途径，不仅能变“废”为“宝”，还能获得较好的经济效益和环境效益。
从目前情况看，广东省各电厂灰渣综合利用率一直都较高，粉煤灰主要作为水泥掺和料销路甚好，电厂的颗粒状排渣是建筑砌体的良好材料，目前市场很紧俏，供不应求。
除此之外，粉煤灰综合利用还有如下途径：
1）建筑道路，做道路垫层；
2）制造粉煤灰硅酸盐水泥，根据水泥的不同标号，可掺入粉煤灰20～40%；
3）用于生产轻质建筑砌块，如制成墙板、屋面大瓦，薄壁空心板等制品；
4）生产烧结砖，工艺和设备与普通粘土砖基本相同；
5）可用于生产蒸汽养护砖，在砖体内除配入灰渣外，还需配入适量石膏和生石灰，压制成型，经常压或高压蒸汽养护后烧制成砖；
6）可用于制作泡沫玻璃；
7）可用于制作加气混凝土；
8）利用灰渣为主要原料，加入一定的胶结料和水，经成球、烧结而成的轻骨料为烧结粉煤灰陶粒，灰渣用量可达到原料量的80%左右。
9）建筑工程中，在砂浆中可以替代部分水泥、石灰或砂每立方混凝土可用灰渣50-100kg（主要是用灰）。
电厂灰渣考虑以综合利用为主，对于在现有条件下暂时无法进行综合利用的灰渣采用灰场堆放。
业主单位已与广东塔牌集团股份有限公司签定了灰渣的购销协议，确保灰渣实现综合利用，暂未综合利用的灰渣考虑送到灰场堆放。
8.2脱硫石膏综合利用
据广东省建筑材料局提供的材料，广东省天然石膏资源贫乏，实际开采能力每年不超过100×104t，而需求量每年近1000×104t，大量的天然石膏需从外省购买。脱硫石膏的综合利用不仅解决了长期堆放可能对环境造成的影响，而且作为资源开发利用将获得一定的经济效益。本期工程产生的脱硫石膏首先立足于综合利用，以保护环境，节约土地，避免资源浪费。
8.2.1脱硫石膏品质及产量
石灰石-石膏湿法脱硫工艺的副产品以二水石膏为主。来自吸收塔的石膏浆经脱水系统脱水后，含水率约10%，脱硫石膏的成份（干基）约占90%以上,其中还含有少量的石灰石残留物，因而使得脱硫石膏呈弱碱性（PH=7～8））。
本期2×1000MW机组工程石灰石-石膏湿法烟气脱硫的副产品石膏排出量见表 6.1-3。
8.2.2脱硫石膏的用途
1）生产石膏制品
目前，广东省生产石膏板材的建材公司需要大量的石膏作为生产石膏板的原料，且
需求量远远大于目前电厂所能提供的烟气脱硫石膏量。
2）作水泥缓凝剂
根据调查，广东省地区水泥厂较多，在硅酸盐水泥中必须加入适量的二水石膏用以调节水泥的凝结时间,以达到标准中所规定的要求。广东省天然石膏资源较少，有关行业所需石膏原料均从湖南、广西等地采购，价格较高，因此省内各水泥厂将是电厂脱硫石膏的最大潜在用户。只要脱硫石膏质量稳定、价格合理，用其代替天然石膏作为水泥缓凝剂是电厂脱硫石膏较为理想的出路之一。
业主已与广东塔牌集团有限公司签订了脱硫石膏供需意向协议，确保每年产生的脱硫石膏可以全部综合利用。
第九章 劳动安全
根据《中华人民共和国劳动法》等国家和行业有关规定的要求，为保护劳动者在生产中的安全，本工程充分考虑了各项劳动安全保障措施，分别在各相关专业中实施。
根据《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》等国家有关规定的要求，本工程设计中按照各项规程、规范、标准等充分考虑了防火防爆、防雷、防电伤、防机械伤害、防辐射等劳动安全措施，能够满足电厂安全生产、减少事故发生、方便维护检修、保障职工劳动安全的需要。只要严格执行电厂运行、检修、操作规程，确保劳动安全设施的有效性，本工程在劳动安全保障方面能达到良好的效果。
本工程已委托相关单位完成电厂及码头项目安全预评价报告编制工作，并取得专家意见，取得国家安全生产监督管理总局《关于广东陆丰甲湖湾电厂新建工程（2×1000MW）安全预评价报告备案的函》（管二函[2013]191号）及《关于广东宝丽华新能源股份有限公司<广东陆丰甲湖湾电厂新建工程（2×1000MW）配套码头工程安全预评价报告>备案的函》（管二函[2013]179号）
本工程采取的安全防护措施将在初设、施工图阶段根据《安全预评价报告》及其批复意见的相关要求在各专业中进一步落实。
第十章 职业卫生
根据《中华人民共和国职业病防治法》和《工业企业设计卫生标准》等国家和行业有关规定的要求，保护劳动者在生产中的健康，本工程充分考虑了各项职业卫生保障措施，分别在有关专业中实施。
根据《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》等国家有关规定的要求，本工程设计中按照各项规程、规范、标准等充分考虑了防尘、防毒、防化学伤害、防暑、防寒以及防噪声等职业卫生措施，也考虑了必需的生活、卫生设施的设置,能够保障电厂职工的职业健康。只要严格执行电厂运行、检修、操作规程，确保职业卫生设施的有效性，本工程在职业卫生保障方面能达到良好的效果。
本工程已委托有资质的单位编制完成项目职业病危害预评价报告工作，并取得国家安全生产监督管理总局《建设项目职业病与评价报告审核意见书》（安健项目预审字[2013]64号）。本工程采取的职业病防护措施将在初设、施工图阶段根据《职业病危害预评价报告》及其批复意见的相关要求在各专业中进一步落实。
第十一章 资源利用
11.1能源利用
11.1.1工程项目所在地能源状况分析
广东省的一次能源中，水电资源已基本开发完毕，煤炭资源贫乏，石油、天然气资源储量不大，风能资源还比较丰富，铀矿资源有待探察。广东省煤炭、石油、天然气、核燃料主要还需依靠区外运入和进口。广东省是煤炭消耗大省。近年来，随着经济社会的持续快速发展，能源需求特别是煤炭需求量明显加大，特别是 2006年上半年全省煤矿行业实现整体退出后，100%的煤炭依赖省外调运或进口。
11.1.2本工程项目煤源
广东省煤炭资源贫乏，本期工程采用神府东胜煤为设计煤种及校核煤种。设计煤种
为神府东胜烟煤，校核煤种为神华混煤，并考虑进口煤的可能性，均采用铁海联运方式运输。
神府东胜矿区位于我国内蒙古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。神东煤田是我国罕有的大型煤田。煤田总面积3.12×104km2，探明储量2236×108t，远景储量高达6000～10000×108t，属世界上八大煤田之一，煤田地质构造简单，煤层稳定，煤质属低灰、特低硫、特低磷、中高发热量，为高挥发分的长焰煤和不粘结煤，是优质动力煤、化工和冶金用煤。\
神东矿区位居中国大型煤炭基地之首，由神华集团负责经营。神府东胜矿区规划面积3481km2，地质储量354×108t。，矿区地质总储量和可采储量、生产能力巨大。矿区1997年二期工程完成后已形成年生产能力3000×104t的规模，三期工程建设规模为年产能力3000×104t。截止2011年底，矿区现有生产和在建矿井1317对，生产能力超过1.5×108t。预计 2011年煤炭年产量近可达2×108t。2014年将形成 5.6亿吨的煤炭生产能力。自 1999年以来，集团已连续十一年保持煤炭产销量千万吨级增长，2003年以来连续七年实现两千万吨级增长，2008年至2009年实现四千万吨级增长。原煤产量2003年在全国率先突破 1亿吨。2009年集团生产原煤 3.2亿吨，完成商品煤销售 3.6亿吨。神华集团已连续四年成为全球最大的煤炭供应商。2012年其原煤产量再创新高，以4.0708×108t的绝对优势继续位列全国第一。神华集团2013年原煤产量为3.181×108t。
煤炭运输采用铁海联运方式。神府东胜煤从矿区经神华集团自有的神朔、朔黄、黄万铁路线至黄骅港或天津港下水并由海轮运至电厂10万吨级专用煤码头，海运距离约1500海里。
陆丰甲湖湾电厂已与神华能源股份有限公司煤炭销售中心签订长期供煤协议，并与中远航运股份有限公司签订长期煤炭运输协议，确保本项目煤源充足，煤炭质量稳定，运输可靠。因此，本项目的煤源是落实的。煤源选择合理可行。
另外，本项目濒临南海，距离东南亚运输条件好，海外进口煤的可行性和经济性均存在，项目业主也在积极开拓海外进口煤源，根据广东省沿海电厂的实际用煤情况，本项目在设计上也考虑了进口引进印尼的可行性，作为本项目备用煤源。
以上分析可知，选择上述煤种作为设计和校核煤种是可靠的，也是合理的。
11.2土地利用
本节仅针对推荐厂址的推荐方案进行论述，即海岬山厂址厂区总平面规划布置图(方案一)。
11.2.1厂址土地利用概况
本工程厂址位于陆丰市湖东镇东北面 3.0km处。厂址总用地面积为271.3073hm2。
厂址西南侧现状为陆丰甲湖湾能源基地生活区及陆丰宝丽华风电场用地，东北侧为陆丰湖东港口作业区用地，北侧为基本农田，东南面为海域。根据陆丰市土地利用总体规划，厂址用地概况见表11.2-1。
表11.2-1 厂址用地信息表
||||||||
|-|-|-|-|-|-|-|
|序号|项 目|单位|数量|用地性质|土地类型|拆迁量|
|1|厂区范围内用地|hm2|31.58|征地|独立工矿区(其中海域22.88hm2)|无|
|2|厂外道路用地|hm2|3.2815|征地|建设用地|无|
|3|事故灰场用地|hm2|18.6397|征地||无|
|4|施工区用地|hm2|22.1616|租地|独立工矿区(其中海域15.56hm2)|无|
|5|其他用地(取、排水明渠等)|hm2|24.2445|征地|建设用地、林地|无|
|6|码头、防浪堤、港池及航道面积(海域)|hm2|171.40|海域|海域|无|
||合 计|hm2|271.3073||||

从上表可以看出，本工程用地主要为独立工矿区(建设用地)和海域，而远期灰场可以缓建，目前无需调整土地利用总体规划。
11.2.2节约用地主要措施
土地是不可再生的宝贵资源，节约用地是我国的一项基本国策。近年来随着经济的发展，住宅区建设、工矿企业建设、交通设施等基础建设用地猛增；电力工程建设规模也逐渐增大，占地面积也相当可观。电厂占地多则25hm2~35hm2，少则20hm2~30hm2。
因此，节约用地、少占耕地是我们每个设计者的责任。
我院在本工程设计过程中牢记“节约用地”，在总平面布置和管线布置等方面进行优化设计，节约每一寸土地资源。“节约用地”带来的不仅仅是投资方的经济效益，更有着
深远的社会效益、环境效益。本工程设计中主要通过以下措施，减少厂区用地面积。
1)建筑物联合布置，充分利用空间
采用联合建筑、合并布置手法，压缩单体建筑数量，是节约用地的主要措施。下阶段随着工作的开展，我们可根据主机、辅机配置进一步将建构筑物联合布置。
2)采用综合管架
根据厂区各种管道的性质不同，厂区管线布置利用综合管架形式实行统一规划，立体布置。不仅节约了用地,也为运行检修创造了良好条件。与主厂房之间设置一条2.5m~4m宽的综合管架，在脱硫岛区域设置2m~3m宽多层综合管架。
3)严格控制道路、广场占地面积
严格控制道路、广场占地面积，地下管线将性质相同或相近的管线相邻布置，以节省用地。
4)优化主要工艺系统，合理压缩各车间占地面积
电厂是综合性很强的系统工程，各车间、各模块是组构电厂的基石，因而优化主要工艺系统，合理压缩各车间、各模块占地面积是减少厂区用地的源头工作。设计过程中，经过各专业设计优化，主厂房、配电装置、附属设施等主要建构筑物均可较常规方案用地面积大为减少，从而最大限度的压缩了厂区用地面积。
5)采用用地省的新技术，减少厂区用地
可采用较新颖的设计和新技术，这些新工艺都具备用地省、安全可靠的特点，可以较大地节约厂区用地。
6)依托社会力量，精简本工程辅助、附属生产设施。
11.2.3厂区围墙内用地
根据《电力工程项目建设用地指标(火电厂、核电厂、变电站和换流站)》(2010)的技术规定，并结合本工程2×1000MW燃煤机组、直流供水、燃煤水路运输、码头接卸转皮带运输进厂的火力发电厂的技术条件，厂区围墙内用地限额指标和本工程用地计算如表11.2-2。
表11.2-2 厂区围墙内用地指标计算表
|||||||
|-|-|-|-|-|-|
|序号|项 目 名 称|用地指标(hm2)|||调整原因及依据|
|||基本指标|调整值|调整后指标||
|1|主厂房区|10.49|—|10.49||

|||||||
|-|-|-|-|-|-|
|序号|项 目 名 称|用地指标(hm2)|||调整原因及依据|
|||基本指标|调整值|调整后指标||
|2|配电装置区|2.861|—|2.861||
|3|煤场区|7.293|-1.993|5.30|基本指标为条形煤场，本工程采用圆形封闭煤场|
|4|循环水泵房区|1.05|0|1.05||
|5|化学水处理设施区|0.85|0|0.85||
|6|除灰设施区|0.57|0|0.57||
|7|输煤综合楼及输煤栈桥|0.75|0|0.75||
|8|脱硫设施区|2.50|0|2.50||
|9|脱硝剂贮存设施区|0.40|0|0.40||
|10|工业、生活、消防水设施|0.75|0|0.75||
|11|海水淡化及预处理设施|2.00|-0.30|1.70|采用联合建筑|
|12|废、污水处理设施区|1.50|0|1.50||
|13|制(供)氢站|0.45|0|0.45||
|14|启动锅炉|0.30|0|0.30||
|15|燃油设施区|1.05|0|1.05||
|16|厂前建筑区|1.00|0|1.00||
|17|其他辅助生产设施及附属建筑区|2.52|0|2.52||
||合 计|36.334|-2.293|34.041|厂 区 范 围 内 用 地 为31.58 hm2。|

11.2.4本工程建设场地用地分析
从表11.2-2可以看出，在现有资料前提下初步优化，本工程厂区范围内用地合计为
31.58
hm2，低于《电力工程项目建设用地指标》(2010版)的指标(34.041hm2)约2.461hm2，
满足用地指标的要求，用地不占用农田，不存在拆迁、指标先进。
11.3水资源利用
水资源是人类生产和生活不可缺少和替代的自然资源，充分保护水资源和积极开展水资源的综合利用,具有极其重要的意义，水资源匮缺是当今全球性的生态问题。火电厂是工业用水大户，在设计中做到合理、充分利用水资源，可以达到节水目的，同时可取得了较好的环保效益、社会效益和经济效益。
本工程2×1000MW机组的生活水和生产服务水均采用海水淡化。
11.3.1节水措施
本工程地处淡水资源较缺地区，节水意义更大。本期工程采用了以下节水措施： 1)本厂工业水采用闭式循环系统，污废水经处理达标后回收利用，以节省淡水用量。
2)全厂各类废水处理后综合利用
生活污水经处理后排入生活污水回用水池供厂区绿化和道路浇洒用；含煤废水、工业废水处理达标后回用于运煤系统冲洗及煤场喷淋用水、灰渣调湿等用水。
3)生活给水系统采用节水型卫生器具。
4)采用经济合理可靠的污废水处理工艺。
全厂污废水处理工艺力求可靠，并有实绩。在满足环保要求排放标准的处理系统基础上，不增加更多的处理工艺和系统即可达到回用标准：
(1)各类化学废水如锅炉补给水处理系统排水和凝结水精处理排水排入工业废水处理站集中处理。
(2)生活污水采用生物接触氧化处理工艺系统。目前在国内大部分新建电厂中采用。该处理工艺适用于中等负荷(BOD5=80～200ppm)的生活污水，耐冲击负荷能力强，适应进水BOD5和进水量变化较大的情况，出水水质较为稳定。
(3)油系统含油废水进入含油废水处理系统处理，处理后的水含油浓度小于5mg/L。
(4)各生产建筑物产生的符合排放标准的废水和厂区沟道的积水，经工业废水下水道汇集后排至厂外。
5)加强水务管理
在各供水系统的出水干管及主要用水支管上安装水量计量装置。必要时设调节和控
制流量的装置，并将厂区内主要计量数据送到一个地点，进行统计分析，以便有针对性的控制水量。
加强水务管理和节水的宣传力度，提高全厂人员的节水意识，制定切实可行的规章制度，将水务管理作为电厂运行考核的一项重要指标，使各项节水措施最终得以落实。
11.3.2节水效果
通过各种设计优化，一期1、2号机组(2×1000MW)工程淡水用量耗水指标如下：用水指标(含脱硫)为0.076m3/(s.GW)，小于国家规定的每1000MW机组的耗水指标 0.12
m3/(s.GW)。
11.4建筑材料利用
11.4.1节约土方量
本项目海域吹填使用码头港池及航道疏浚的废弃砂石料，大大减少了土方量的开采。
11.4.2节约和合理利用原材料
1)在混凝土构件中尽量采用预制件及多用钢模板，以减少木材的消耗量。
2)主厂房及主要生产建筑物采用合理的结构形式和轻型墙体材料、屋面隔热材料等，减少了建筑物的荷重，以节约钢材、水泥用量。
3)主厂房结构采用MIDAS及SAP2000三维空间结构分析程序进行联合结构分析计算,较准确地计算出各构件的受力,减少主厂房材料耗量。
4)尽量采用HRB400热扎钢筋，减少钢筋混凝土结构钢筋用量，节约费用。
5)屋面采用压型采光板设计，充分利用天然光线，相比常规采光做法，在不增加投资的基础上，每年可节约大量照明费用。
11.4.3就地取材，节约运输费用
1)设计中优先选用符合要求的当地材料,如砂石、水泥及保温隔热材料等,以节省运输费用。
2)除重要建筑物外,其它建筑物桩基尽量利用当地生产的预应力管桩，节省工程造价。
第十二章 节能分析
1）根据广东省煤炭供应情况，本工程设计和校核煤种均为神府东胜煤优质烟煤，采用清洁高效的 1000MW超超临界燃煤煤机组，在保证工况下发电设计标准煤耗率约为263.74g/kWh，根据国家发展改革委《关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知》(发改能源[2004]864号文件)“需要远距离输燃煤的电厂，原则上规划建设超临界、超超临界机组。在缺乏煤炭资源的东部沿海地区，优先规划建设发电煤耗率不高于275 g/kWh的燃煤电站”。本项目符合能耗准入标准的要求。
选用1000MW高效超超临界机组符合国家产业政策。
本工程采取的各项节能措施，最终体现在供电标准煤耗上，本工程供电煤耗为274gec/kW·h，与2011年广东省60万千瓦及以上电厂供电标煤耗301gec/kW·h相比，供电标煤耗减少了39gec/kw·h，节约标煤 41.3万吨，标准煤价按 950元/吨计算，每年供电1058.8万MWh，从燃煤角度考虑本期工程两台机组每年可节省39228万元的燃料费。
2）本工程采用等离子点火装置，在锅炉点火、低负荷助燃阶段完全无需消耗燃油，真正做到了无油电厂的配置。按照2010年全国同类型同容量火电机组油耗318吨/台·年估算，本工程 2台机组每年可以节省燃油 636吨，轻柴油价格按7800/吨计算，则从燃油角度每年可节省近500万元的燃料费。
3）本项目通过技术方案优化创新，采用石灰石-石膏湿法脱硫、SCR脱硝工艺，干式静电除尘器+湿式除尘器+MGGH的一体化烟尘排放治理方案，计算厂用电率3.743%，比广东省6000千瓦及以发电厂厂用电率平均为5.25%低了1.507%，降低了28.7%以上，供电标煤耗274 g/kWh比项目所在地区广东省平均水平301g/kWh低39g/kWh，降低了13%，节能效果十分显著，因此本项目的建设对当地节能降耗目标的实现意义重大。
4）本项目节能评估报告已通过国家节能中心的专家评审，获广东省发改委以“粤发改资环函[2015]47号”审查通过。
第十三章 人力资源配置
本工程根据 2000年燃煤示范电厂的设计思路，控制水平相应提高，设置了全厂信息管理系统(MIS)和厂级监控信息系统(SIS)等，为电厂实行集约经营和提高企业的劳动生产率与经济效益创造了条件，尽可能减少电厂定员。
本工程劳动定员按2000年燃煤示范电厂要求，并在参照1998年4月国家电力公司颁发的《火力发电厂劳动定员标准(试行)》B型机组的基础上，结合工程特点初步测算人员如下：
全厂生产人员总数： 245人
全厂管理人员数： 35人
全厂定员总数： 280人
全厂定员指标： 0.14人/MW
全厂生产人员指标： 0.122人/MW
1号～2号国产机组工程(2×1000MW)机组劳动定员水平，平均每MW为0.140人/MW，达到新型火力发电厂定员标准的先进水平。
第十四章 项目实施的条件和建设进度及工期
14.1项目实施的条件
14.1.1施工总平面规划
1）布置依据和原则
a、布置依据
《海岬山厂址厂区总平面规划布置图（方案一）》
《火力发电厂施工组织大纲设计规定》
《火力发电工程施工组织设计导则》
国家有关法令、法规、政策及有关设计规程、规范、规定等；
b、布置原则
应本着“有利施工、节约用地、方便运输、保证安全”的原则，合理规划布置施工总
平面。
考虑扩建的连续性，施工用地尽可能布置在扩建的用地范围内。
满足施工需求的前提下，减少施工用地区域的土方平整的工作量，降低本期的工程成本。
施工临建设施宜相对集中布置，考虑施工临建在后期工程扩建时尽量做到不拆迁和少拆迁，同时优化力能通讯布置。
合理组织施工运输，使各施工阶段做到交通方便、畅通，尽量减少对生产厂区的干扰。
土建和安装施工场地合理分区，尽量避免主厂房扩建端土建和安装施工的交叉。
遵循规程规范对安全、防洪、防火的要求。
遵循各项经济技术指标，保证工程施工质量。
2）当地施工条件及施工场地条件
石子、石灰、砖和砂子等建筑材料尽量就地取材，钢材、木材和水泥可通过市场调剂解决。
本工程扩建场地开阔，扩建端场地能满足本期施工用地的需要，规划的本期施工用地将作为后续3、4号机组的规划建设用地。
3）施工场地规划
施工总平面本着“有利施工、节约用地、方便运输、保证安全”的原则进行规划布置，合理占地。
参考《火电工程限额设计参考造价指标》，2×1000MW机组施工用地指标为27.00hm2。根据目前已施工完成和正在施工的2×1000MW机组占地情况，经过综合比较，认为施工用地22.1616hm2可满足工程施工要求。
施工用地主要布置在厂区的扩建端，施工单位生活区考虑布置在厂区扩建端的西北面。施工区布置了锅炉组合场、汽机修配组合场、修配铆焊区、脱硫施工区、砼搅拌站及砂石料堆放场、机械车辆停放区、设备堆放场等。
施工组织设计总布置详见图F3071K-A02-Z09。
施工场地主要包括施工排水和雨季排水，根据本工程范围实际情况，统一规划。主厂房施工场、锅炉组合场、汽机组合场等，均采用场地排水至厂区道路两侧的排水沟，
沉淀处理后排放至厂外，厂外生活区域根据地势另行组织排放。
4）施工交通
本工程的施工运输以公路为主，主要设备进场采用铁路运输或公路方式。厂内施工运输道路需先行修建，以保证场区交通畅通，考虑永临结合方案，先修建 150mm厚混凝土施工用道路，待施工完毕后再修建正式路，以满足整个的现场施工运输和文明施工要求。
5）施工力能供应
a、施工用电
参照同类机组电厂的施工用电情况，本工程施工用电量按8000kW考虑，装设变压器容量9000kVA可满足施工需要。
施工电源从附近变电站引接，施工供电线路采用10kV电压等级，线路长约1.5km。
施工区内变压器采用干式箱变，数量和位置根据施工总平面进行布置，变压器按9台计，变压器都靠近大负荷，有利于负荷分配。从供电质量方面考虑，10KV段引接高压电源，构成10KV高压环网，高压电缆直埋敷设。
b、施工用水
参照同类机组电厂的施工用水情况，本工程施工用水按450t/h考虑。
施工水源从陆丰甲湖湾能源基地生活区接到电厂，管径DN500，压力保持在0.4~0.6Mpa。
c、施工通信
当地已被电讯系统覆盖，施工通讯与电讯系统连接即可。电话单机暂按100部考虑。
d、施工用气
施工期间不设专用的制氧站或乙炔站,依靠外购等方式解决。施工现场采用集中、散瓶相结合的供气方式。施工用的压缩空气由移动式空压机供应，以满足施工期间用气。
6）施工用地
施工区各个区域的施工用地详见表14.1-1：
表14.1-1 施工用地表
|||||
|-|-|-|-|
|序号|项目名称|占地面积(m2)|备 注|
|1|施工区用地|||

|||||
|-|-|-|-|
|序号|项目名称|占地面积(m2)|备 注|
|1.1|混凝土搅拌站区|17000||
|1.2|钢筋加工区|16000||
|1.3|木工模板工区|14000||
|1.4|锅炉施工区|18000||
|1.5|汽机施工区|18000||
|1.6|修配铆焊区|18000||
|1.7|电气施工区|17000||
|1.8|脱硫施工场地|13600||
|1.9|机械车辆停放区|18000||
|1.10|设备物资存放区|20000||
|2|施工生活区及办公用地|||
|2.1|施工管理区|11016||
|2.2|施工生活区|23000||
|3|施工区道路|||
|3.1|施工区道路|17000||
|总 计221616.00||||
|技术经济指标：本工程按2×1000MW容量计算：0.114m2/kw||||

14.1.2主要施工机械配备
根据现有 1000MW超临界机组工程的建设情况和一般施工单位的施工水平及大型机械配备情况，本期工程拟考虑配备下列主要施工机械，全面满足主厂房汽机房、除氧煤仓间、烟囱、冷却塔的土建工程和锅炉钢结构、烟风道、承压部件及其它辅助设备的吊装。主要吊车配置见下表14.1-2：
表14.1-2 主要吊车配置表
|||||
|-|-|-|-|
|序号|机械名称|型号|数量|
|1|塔吊|140t|2|
|2|塔吊|60 t|2|
|3|液压履带吊|600t|1|
|4|液压履带吊|300t|2|
|5|液压履带吊|150t|2|

|||||
|-|-|-|-|
|序号|机械名称|型号|数量|
|6|液压履带吊|50t|2|
|7|塔吊|16t|2|
|8|建筑塔吊|16t|2|
|9|建筑塔吊|12t|4|
|10|混凝土搅拌站|HZNT90|2|
|11|龙门吊|60t/42m|4|
|12|龙门吊|50t/42m|2|
|13|龙门吊|40t/32m|4|
|14|龙门吊|10t/27m|2|

14.1.3交通运输条件及大件设备运输
交通运输条件及大件设备运输详见4.2章节。
14.2项目实施的建设进度和工期
14.2.1建议工程前期工作进度
本工程前期工作主要是完成从可研勘测设计到项目开工之间的相应的工作，主要工作有：①可研阶段②主机设备招标③初步设计④施工图准备⑤项目正式开工
14.2.2项目工程施工轮廓进度
根据要求，本工程初步计划 2015年 06月正式开工，主厂房浇注第一方砼，2017年6月底第1台机组投产，2017年10月底第2台机组投产。总工期为24+4个月考虑。
14.2.3工期保证措施
项目工程的整体工期进度，与很多因素有关，我们本着急工程之所急、想工程之所想的理念，全力以赴、积极创造条件来满足工程要求。尽管从整体工期进度来讲涉及到政府主管部门、业主、设计、监理、制造、施工等各部门方方面面，但经过全体关系部门的共同努力，必将实现工期目标。下面从施工组织的角度，在人、机、料、法、环几个方面采取措施，满足施工工期进度的要求。
1)选则拥有强大实力和具备相应资质的设计、监理、施工单位参与本工程的施工
建设。在人力组织上，配备一个强大的团队。从指挥者到一般现场施工人员对本工程形
成统一的认识，明确工期目标，是干好本项目工程的关键。
2)现场施工采用主要的施工机械，应满足本工程两台机组工程建设相继投产的施工需要。进入现场的主要施工机械必须工况良好，连续使用效率高，优良的机械设备性能是满足本工程施工进度的基础。
3)主要设备、材料，应保证按时到货。其供货质量是制约工程进度的一个重要因素，设备厂必须提供高质量的设备、材料。为保证工期订货要及时，供货商要守合同、保信誉，按时及时供货，为工程项目的施工工期进度提供必要的保证。
4)采用先进的项目工程进度管理理念，运用计算机管理，在工程现场建立计算机局域网络。根据工程要求，在整个施工过程中采用国际流行的P3工程管理计算机软件，对整个工程的施工进度进行有效的科学控制。使用 P3工程管理系统，可使管理层对整个工程各层次的进度及资源情况进行有效监控，及时发现可能影响工期进度的问题，提前提出解决方案和制定有效措施，保证施工工期严格按网络计划进行。
5)建立指挥协调机构，负责各单位间的协调调度工作，定期召开不同等级的现场协调会，及时解决工程施工中的相互协调配合问题，为保证施工进度提供有力的保证。
6)构建和谐团队，天时、地利，最重要的还是人和。项目工程的各参加单位，需协调好同当地政府和群众的关系。从外部好的环境促进本项目工程内部的施工进度满足整体工期的要求。
7)人、机、料、法、环几个方面要做到分析到位，充分考虑地域施工特点，有针对性的制定相应措施，确保本工程按照业主的要求，顺利实现工期总目标。
第十五章 投资估算及财务分析
15.1投资估算
15.1.1工程项目
工程项目计划总资金为883111万元
其中:发电工程静态投资为827434元，静态单位投资4137元/千瓦；
建筑工程费239165万元；
设备购置费353032万元；
安装工程费122096万元；
其他费用113141元；
发电工程动态投资为874743万元，动态单位投资4374元/千瓦；
建设期贷款利息47309万元；
铺底流动资金8368万元。
投资说明：
1)码头投资133045万元由交通部四航设计院提供。
2)厂外电网送出工程投资不含在本项目投资中。
3)锅炉补给水处理系统、直流循环冷却水系统取排水口及箱涵、护岸、工业废水、含油污水处理站、生活污水处理站、海水淡化处理系统、厂区及施工区土石方等项目的建筑工程费按4×1000MW机组一次建成计列在本项目工程中。
15.1.2投资分析
《火电工程限额设计参考造价指标》(2012年水平)(以下简称“参考造价指标”)中，2×1000MW级超超临界机组（海滨厂址）参考造价指标为3536元/kW，根据本工程技术方案，对“参考造价指标”中的基本模块（A模块）的造价指标进行调整，调整后的参考造价指标为3569元/kW，详细对比分析《投资估算及财务分析标》44-F3071K-E01C。
可研收口投资估算静态单位造价4137元/kW，与调整后的参考造价指标静态单位造价3569元/kW相比，单位投资增加568元/kW，主要原因是根据本项目厂址条件码头工程投资较大、采用海水淡化；根据本项目业主主动超前的节能环保要求，热力系统采用９级回热先进工艺，增加ＭＧＧＨ和湿式除尘器、全封闭球形煤场等环保设备；新预规指标调整等等，通过综合对比分析后认为本项目造价水平合理。
15.2财务分析
15.2.1财务评价主要计算参数
||||
|-|-|-|
|参数名称|单位|数 量|
|机组容量|MW|2×1000|
|开工日期||2015 年 6 月开工，建|

||||
|-|-|-|
|参数名称|单位|数 量|
|||设周期28个月|
|第一台机投产期||2017年6月底投入商业运行|
|第二台机投产期||2017年10月底投入商业运行|
|设备年利用小时数|h|5500|
|发电厂用电率（含脱硫脱硝）|%|3.743|
|发电标准煤耗（设计值/财务评价用）|g/kWh|263.74/ 276.93|
|发电标煤价格（含税）|元/ t|950|
|发电标煤价格（不含税）|元/ t|811.97|
|石灰石粉耗量|t/h|19.84|
|石灰石粉价格(含税)|元/t|150|
|排放当量（S0 、NO 、烟尘）2 X|kg/h|554+290+28=872|
|排放标准（S0 / NO 、烟尘）2 X|元/kg|1.26/0.6|
|液氨耗量|t /h|0.698|
|液氨单价|元/t|3900|
|材料费用指标|元/MWh|4|
|其他费用指标|元/MWh|8|
|折旧年限|年|15|
|预提修理费率|%|2|
|定员（含码头）|人|280|
|年人均工资|元/人年|80000|
|福利系数(含养老金、医疗保险、失业保险、住房公积金等)|%|60|

||||
|-|-|-|
|参数名称|单位|数 量|
|所得税率|%|25|
|城市维护建设税|%|7|
|教育费附加|%|5|
|公积金提取率|%|10|
|电厂经营期|年|20|
|贷款年利率|%|6.55|
|流动资金贷款利率|%|6.00|
|贷款偿还年限(投产后)|年|15|

15.2.4财务评价主要经济指标
上网电价的测算根据工程投资和以上计算参数，并按项目资本金财务内部收益率分别为8%和10%时进行测算，计算结果详见下表
||||||
|-|-|-|-|-|
|序号|经济指标项目名称|单位|经济指标||
||||项目资本金财务内部收益率8%|项目资本金财务内部收益率10%|
|1|发电机组容量|MW|2000||
|2|达产年发电量|万MWh|1100||
|3|达产年供电量|万MWh|1058.8||
|4|发电单位生产成本|元/MWh|296.26||
|5|发电单位总成本|元/MWh|315.47||
|6|上网电价(不含税)|元/MWh|344.34|349.63|
||上网电价(含税)|元/MWh|402.60|408.78|
|7|税前项目投资 财务内部收益率|%|8.21|8.93|
||财务净现值|万元|99618|127635|
||投资回收期|年|11.89|11.35|
|8|税后项目投资 财务内部收益率|%|6.74|7.33|
||财务净现值|万元|1302|20518|
||投资回收期|年|12.92|12.42|

||||||
|-|-|-|-|-|
|序号|经济指标项目名称|单位|经济指标||
||||项目资本金财务内部收益率8%|项目资本金财务内部收益率10%|
|9|项目资本金财务内部收益率|%|8|10|
||财务净现值|万元|31349|71308|
||投资回收期|年|16.32|13.49|
|10|投资方 财务内部收益率|%|6.17|7.46|
||财务净现值|万元|-16268|133653|
||投资回收期|年|19.67|18.39|
|11|投资利润率|%|5.25|5.83|
|12|资本金净利润率|%|10.90|13.55|
|13|利息倍付率|倍|1.33|1.58|
|14|偿债倍付率|倍|1.11|1.21|

15.2.5不确定性分析
15.2.5.1盈亏平衡分析
盈亏平衡分析是在一定的生产能力条件下，分析项目成本费用与收益间的平衡关系，找出项目盈利与亏损之间的转折点(盈亏平衡点)，考察项目对市场的适应能力和抗风险能力。
项目资本金财务内部收益率10%为基本方案，对盈亏平衡计算，本项目的生产能力利用率达到71.65％时，项目收入等于总成本费用，达到盈亏平衡，项目盈亏平衡点适中，表明项目有一定抗风险能力。
15.2.5.2敏感性分析及风险分析
以上经济评价指标所采用的经济参数是鉴于目前计算参数进行的，现对这些因素的变化进行以下单因素不确定性计算分析。
当投资、燃料价格、设备年运行小时数等单因素变化，其他参数不变，以投项目资本金财务内部收益率8%和10%，测算上网电价，计算结果详见下表:
1）项目资本金财务内部收益率8%
||||||
|-|-|-|-|-|
|不确定因素项目名称|参数变化率|上网电(不含税)元/MWh|上 网 电(含税)元/MWh|与基本方案相 比(含税)电价增减元/MWh|
|基本方案|利用小时 5500h , 项目资本金财务金财务内部收益率8%|334.34|402.60|0|
|投资|降低 -10%|334.67|391.31|-11.29|
||增加 +10%|354.02|413.90|+11.30|
|设备年利用小时数|降低 -10%|355.90|416.10|+13.50|
||增加 +10%|334.88|391.56|-11.04|
|燃料价格|降低 -10%|321.58|375.97|-26.63|
||增加 +10%|367.10|429.23|+26.63|

2）项目资本金财务内部收益率10%
||||||
|-|-|-|-|-|
|不确定因素项目名称|参数变化率|上网电价(不含税) 元/MWh(基本方案)|上网电价(含税)元/MWh(基本方案)|与 基本方案相比(含增值税)电价增减元/MWh|
|基本方案|利用小时 5500h ,项目资本金财务金财务内部收益率10%|349.63|408.78|0|
|投资|降低 -10%|339.46|396.90|-11.88|
||增加 +10%|359.81|420.66|+11.88|
|设备年利用小时数|降低 -10%|361.75|422.92|+14.14|
||增加 +10%|339.72|397.20|-11.58|
|燃料价格|降低 -10%|326.84|382.11|-26.67|
||增加 +10%|372.40|435.45|+26.67|

3）其他参数不变，煤价变化，上网电价的变化情况见下表
||||||
|-|-|-|-|-|
|项目名称|参数变化|上网电价(不含税)元/MWh|上网电价(含税)元/MWh|与基本方案相比 含税上网电价增减元/MWh|
|基本方案|利用小时数5500h ,燃料价950元/t(含税）, 项目资本金财务部收益率10%|349.63|408.78|0|
|燃料价格|降低 -5%|338.24|395.45|-13.33|
||增加 +5%|361.03|422.11|+13.33|
||降低 -10%|326.84|382.11|-26.67|
||增加 +10%|372.43|435.45|+26.67|

||||||
|-|-|-|-|-|
|项目名称|参数变化|上网电价(不含税)元/MWh|上网电价(含税)元/MWh|与基本方案相比 含税上网电价增减元/MWh|
||降低 -15%|315.45|368.78|-39.98|
||增加 +15%|3883.83|448.78|+39.98|

15.2.6财务评价结论
从本项目的财务评价结果来看，根据以上主要计算参数及项目资本金财务内部收益率达到8%和10%时，测算出上网电价（含税）分别为402.60元/MWh和408.78元/MWh(含脱硫脱硝)，低于广东省统一核定新投产机组的标杆上网电价 502元/MWh(含脱硫脱硝除尘)，同时电厂财务评价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，因此，本项目在经济效益上是可行的。
第十六章 风险分析
本项目在广东汕尾陆丰建设2台国产高效超超临界燃煤发电机组，高效超超临界机组具有高参数、高效率、低煤耗的特点，机组建设符合国家发展改革委《关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知》(发改能源[2004]864号文件)“所选机组单机容量原则上应为60万千瓦及以上，机组发电煤耗要控制在286克标准煤/千瓦时以下。需要远距离输燃煤的电厂，原则上规划建设超临界、超超临界机组，在缺乏煤炭资源的东部沿海地区，优先规划建设发电煤耗率不高于275g/kWh的燃煤电站”的政策要求。
但由于大型发电机组建设是一个复杂的系统工程，在机组建设期间可能受到资金、外部协作条件、工程设计、安装、调试以及设备供应制造技术能力的影响，在机组投产后还有燃料供应、燃料价格、劳动安全、产品销售等风险的影响。
16.1燃料风险分析
16.1.1燃料供应可靠性
广东省煤炭资源贫乏，本期工程采用神府东胜煤为设计煤种及校核煤种。设计煤种
为神府东胜烟煤，校核煤种为神华混煤，并考虑进口煤的可能性，均采用铁海联运方式运输。
神东矿区位居中国大型煤炭基地之首，由神华集团负责经营。神府东胜矿区规划面积3481km2，地质储量354×108t。，矿区地质总储量和可采储量、生产能力巨大。矿区
1997年二期工程完成后已形成年生产能力3000×104t的规模，三期工程建设规模为年产能力3000×104t。截止2011年底，矿区现有生产和在建矿井1317对，生产能力超过1.5×108t。
预计2011年煤炭年产量近可达2×108t。2014年将形成5.6亿吨的煤炭生产能力。自1999年以来，集团已连续十一年保持煤炭产销量千万吨级增长，2003年以来连续七年实现两千万吨级增长，2008年至2009年实现四千万吨级增长。原煤产量2003年在全国率先突破 1亿吨。2009年集团生产原煤 3.2亿吨，完成商品煤销售 3.6亿吨。神华集团已连续四年成为全球最大的煤炭供应商。2012年其原煤产量再创新高，以4.0708×108t的绝对优势继续位列全国第一。因此燃煤供应能满足电厂燃煤需要。
煤炭运输采用铁海联运方式。神府东胜煤从矿区经神华集团自有的神朔、朔黄、黄万铁路线至黄骅港或天津港下水并由海轮运至电厂10万吨级专用煤码头，海运距离约1500海里。
陆丰甲湖湾电厂目前正在于神华集团国华电力洽谈合作，并已与神华能源股份有限公司煤炭销售中心签订长期供煤协议，并与中远航运股份有限公司签订长期煤炭运输协议，确保本项目煤源充足，煤炭质量稳定，运输可靠。因此，本项目的煤源是落实的。
煤源选择合理可行。
另外，本项目濒临南海，距离东南亚运输条件好，海外进口煤的可行性和经济性均存在，项目业主也在积极开拓海外进口煤源，根据广东省沿海电厂的实际用煤情况，本项目在设计上也考虑了进口煤的可行性，作为本项目备用煤源。
以上分析可知，选择上述煤种作为设计和校核煤种是可靠的，也是合理的。
16.1.2燃料价格波动
本工程中，燃料价格是主要风险之一，燃煤电站燃料采用省外原煤，目前到厂址标煤价格约900-950元/吨(含税)在发电成本中燃料费用占60%以上，成本比重大，价格高，按照项目资本金内部收益率10%计算的电价约0.40878元/千瓦时，低于广东目前标杆电价。说明风险较小，但如果实际燃料采购价格涨幅较大，预测电价会超出标杆电价标准，
项目在财务分析上就会出现风险。在投资、燃料、设备利用小时、利率等因素中，燃料价格变化影响电价是最敏感因素。煤碳燃料属于自然资源，他产生的风险属资源风险，随着一次能源紧缺的影响，煤碳总体数量会缩减，价格会不断上涨，因此电价也随之上涨，如果突破市场接受电价的能力，电厂就会出现亏损。目前燃煤电站享受基本负荷电价，电价略低于标杆电价，如果燃料价格上涨幅度很小，企业可以承受，风险影响较小，属于一般风险；如果是长期性的高价位，有优惠政策或财政扶持，企业还可以正常运行，但风险影响较大，属于较大风险；如果燃料价格持续上涨，没有优惠政策、财政扶持或扶持有限，风险影响很大，属于严重风险，可能出现使项目由可行变为不可行。
根据近年来统计数据，自从煤炭市场开放以来，煤炭价格基本上保持着振荡上升的走势，随着国际石油价格的不断上扬，煤炭运输价格也将不断上升，燃料价格和运输费用对电厂运行的经济性影响很大，需要引起充分关注和评估。
16.2技术风险分析
16.2.1本工程采用超超临界机组
我国在二十一世纪初开始发展1000MW超超临界发电技术，截止2013年1月3日，国内已经投产的百万超超临界机组共计59台，这些机组的汽机进汽参数基本为：上海电气产品26.25~27MPa/600℃/600℃，东方和哈尔滨产品25MPa/600℃/600℃，机组的供电煤耗基本在280g/kw.h左右。随着国家提出节能减排的要求越来越高，新建机组如仍采用此类型的主机，将很难适应今后国家能源和环保政策的要求，因此发展更高效的超超临界发电技术势在必行。
目前，1000MW等级初压为25.0～31.0MPa、温度600℃等级，一次或两次再热的高效超临界机组的设计、制造、运行技术已经成熟，国内外多台超超临界机组己投入运行。
国内有关动力厂和辅机设备制造厂通过技术引进和消化，目前己具备相应的配套制造能力。
在运行和管理方面，随着国内大量1000MW超超临界机组的投产，积累了一定的超超临界机组的运行和管理经验，这些经验可供本项目投产后借鉴。
目前欧洲的德国和丹麦是超超临界发电技术发展的前沿阵地，欧洲的1000MW超超临界发展重点一是以27MPa/600/620℃的主机参数发展新项目；二是针对热力系统进行
大量优化，以期在目前参数条件下达到更高的热效率；三是研究700℃材料和发展超高温材料的部件加工制造技术。
然而，当前700℃材料的研究受挫，如何在超高温材料成熟供货前发展1000MW超超临界发电技术是我国现阶段应考虑的问题。
国内的动力集团根据自身的技术实力，提出在维持铁素体材料不变条件下，更高效率1000MW等级超超临界机组的发展方向之一是提高初参数的高效超超临界一次再热机组：提高蒸汽初参数，由25、26.25~27MPa/600℃/600℃提高到27~31MPa/600℃/610(620)℃；对于27~31MPa/600℃/610(620)℃的主机参数而言，主机材料的影响如下：
1)主蒸汽温度维持常规，主蒸汽压力提高后，锅炉受热面及汽机通流部分(高压)材质不升档，只是壁厚的增加，材料不存在问题。
2)因再热压力相对较低，温度提高到620℃后对汽机和锅炉的技术难度相对较小。
ASME规范规定SA335P92最高使用温度为650℃，锅炉超超临界锅炉上高再出口集箱和管道的材质仍选用SA335P92。虽安全裕量减小了，但各锅炉厂通过再热器的高合金钢用量增多以适应再热汽温的升高，同时通过汽温调节，严格控制温度偏差，可保证锅炉的安全运行。汽机采用新10~12%Cr(CB2、FB2)材料即可，高温部件的厚度、转子冷却流量可不增加。FB2和CB2是欧洲COST522计划中研制的两种用于620℃等级的转子和铸件材料。欧洲投入了大量的时间和精力进行FB2和CB2两种材料的材料性能试验。已经有了10万小时的长时蠕变持久试验数据。目前，这两种材料已经应用到日本和德国部分电厂中。
因此，本工程1000MW容量主机可选用更高参数的单轴、高效超超临界一次再热机组，技术上是可行的。就主要辅机配套而言，技术上也不存在问题。
总体而言，本项目在设备制造、系统设计、机组安装调试、机组运行维护等方面不存在技术风险。
另外，本工程设计煤质及校核煤质均为烟煤，推荐采用中速磨煤机直吹式制粉系统。
本工程煤源可靠，机组在出力、安全性、可靠性、燃烧效率及技术经济指标的完成等不存在技术风险。
16.3工程风险分析
本工程在选址过程中，已充分考虑了地震、地质、洪水、台风、气象等自然灾害对本工程的影响，尽量避开自然灾害易发区，本工程在可行性研究阶段已经进行场地岩土工程勘察等工作，地震安全性评价和地质灾害危险性评估已完成并获得批文等工作，对主要自然灾害危险因素进行了辨识和分析，给出相关建议，工程设计中将会采取有效的抗灾防范措施，按照现行设计规范，本工程可以满足相应抗灾要求。厂址及灰场临近无影响项目安全的因素，厂址是安全的。
16.4资金风险分析
本工程静态总投资827434元，投资金额大，资金使用周期长，项目的筹资渠道是否落实可行，直接影响着工程的建设质量和工期。因此项目的资金筹集风险是一个需要重视的因素。
目前国内电源项目的资金来源一般是投资方注入资本金、银行贷款两种主要渠道。
本项目注册资本金占发电工程动态投资20%，注册资本金以外资金全部采用人民币贷款解决。现金流量大、收益稳定、银行信用等级高是电力企业的一个突出优势，其资金风险相对于一般行业较小。但至今为止，人民银行对国内金融机构的准备金率多次提高，信贷资金会呈收紧的趋势，在商业银行贷款存在一定的资金来源风险。
同时燃料价格变化较大，盈利能力呈现一定的不确定性，因此在一定程度上会影响本项目融资，从而面临一定的资金来源中断和资金供应不足的风险，需要积极的拓宽项目融资渠道。
从2010年10月以来，国家对存贷款利率进行了多次调整，五年期以上长期贷款年利率变化较大。本工程通过合理安排筹资结构、降低资金成本、结合项目自身现金流特点安排还贷资金，科学控制运营成本，可将利率风险尽可能降低至可控范围之内。
16.5政策风险分析
本期工程建设2×1000MW超超临界燃煤机组，属于国家发改委第 9号令《产业结构调整指导目录(2011年本)》中明确的鼓励类项目。
本项目在工程技术方案方面：主机采用高参数、高效率、低发电标准煤耗率的1000MW高效超超临界燃煤发电机组，为国家鼓励类燃煤发电项目的首选机型，机组发
电标煤耗为263.74g/kWh，优于同期其他项目指标，节能减排效果显著。有利于促进重大发电装备的技术升级。
同时，该项目建设2台1000MW机组，项目建设目标与广东省的电力需求和空间布局规划一致。
本工程建设符合国家原环保总局、国家经贸委、科技部2002年1月30日联合发布的《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策》要求，本期工程同步建设烟气脱硫设施，脱硫采用成熟的湿法石灰石石膏脱硫工艺和选择性催化还原(SCR)脱硝工艺，同步实施烟气脱硫和烟气脱硝，并同步建设污染物排放在线连续监测装置；脱硫废水、生活污水及其他工业废污水经过处理后重复利用，基本实现趋“零”排放，对电厂周边的水环境影响很小。本期工程通过采取严格的环境治理措施后，各类污染物的排放对环境影响处在可接受范围内。粉煤灰100%综合利用，符合国家发改委等10部位联合发布的2003年第19号令《粉煤灰综合利用管理办法》的规定等。
综上所述，本项目厂址选择、机组选型、资源利用等均符合国家发展和改革委员会令第9号《产业结构调整指导目录(2011年本)》和国家发展和改革委员会《国家发展改革委关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知》(发改能源[2004]864号)的精神，符合国家产业政策。
综上所述，本工程的建设与目前国家产业政策是相符的。
16.6外部协作风险分析
16.6.1不同利益群体对项目态度及参与程度
本项目环境影响评价报告已编制完成，并通过国家环保中心组织的专家评审，正在等待批文。项目选址周围无环境敏感点，厂址位于汕尾港湖东作业区，场地现为浅海滩涂,滨海潮间带及林地，无拆迁；厂址附近无风景名胜区、文物古迹保护区及军事设施，不压覆地下矿藏，无活动断裂通过，项目采用先进的超超临界燃煤环保型机组，配套建设脱硝、脱硫设施，并安装高效的静电除尘器，煤灰、渣、石膏全部综合利用，污水处理后全部重复利用，实现零排放，不形成污染，采用生产用水海水淡化，高度节约用水、保护水资源，是国家鼓励发展的节能环保的项目。本项目的建设对公众利益影响不大。
16.6.2各级组织对本项目支持的程度
本项目作为广东省十二五的重点能源项目之一，汕尾市、陆丰市、广东省、国家能源局等各级政府都非常支持该项目的建设，国家能源局已于 2012年 10月下发了“关于同意广东陆丰甲湖湾电厂新建工程开展前期工作的复函(国能电力【2012】320号)，同意本项目开展前期工作，广东省和汕尾市各级政府也在全力推进加快项目进程。陆丰甲湖湾电厂1、2号机组的建设，将得到厂址所在地各级政府部门的鼎立支持，与工程所在地的地区文化状况无任何不适应之处。
16.6.3施工期大件运输及力能供应条件落实
施工期大件运输：厂址位于海滨，水路运输条件十分优越，大件设备和安装材料、部分土建施工材料通过水运抵厂重件码头后，大件设备通过浮船吊起吊方式上岸，通过平板车运至现场或安装区。
本项目属施工用水、施工用电、施工通讯等均已先期开展相关工作，力能供应有保障。施工期大件运输条件及力能保障条件落实。运行期、燃料燃煤供应及运输由中远航运股份有限公司解决、运行期生产用淡水水源由海水淡化解决，不存在外部协作风险。
第十七章 抗灾能力评价
17.1抗地质灾害
本项目目前正在进行地灾评估、岩土工程勘察等工作，地震安评已完成并通过评审，取得批复文件。厂址区目前没有进行整平。地貌单元主要为海积平原和海岸地貌两大类，海积平原地形平坦宽阔，部分为小沙丘。海岸地貌主要有沙堤、滩涂和水下岸坡。临海地域多为海积砂堤、砂地和浅滩，往外为海域。砂堤内侧相对低洼、平坦，局部分布小鱼塘、盐田等。根据现场地质调查，厂址区没有发现崩塌、滑坡、地面塌陷等地质灾害，后续扩建建设时，可能遭受的地质灾害类型主要为地基不均匀沉降，应采取有效的工程措施予以防范和控制。本工程可以满足相应抗灾要求。
17.2抗洪涝灾害设计
本工程厂址为典型的滨海厂址，根据《火力发电厂设计技术规程》 (DL 5000-2000)、
《火力发电厂总图运输设计技术规程》(DL/T5032-2005)、《防洪标准》 (GB 50201-94)中的相关规定，厂址需考虑洪水及海潮(浪)两个方面的影响，特别是防治来自海上的自然灾害。
厂址200年一遇高潮位为2.95m，100年一遇高潮位为2.80m，常浪向为ENE－ESE，出现频率共占61%；强浪向为偏南向。年平均波高(H)为1.4m，年平均周期为4.2s，最 1/10
大波高9.5m，根据厂址的水文气象条件和厂址地形情况采取了以下抗洪涝灾害措施： 1)厂址场地标高设为4.5m，建筑物室内标高设为4.8m，满足 200年一遇防洪要求，使厂区不受洪水和内涝的影响；
2)在厂址的西北、北、东北方向外围设置排洪沟，防止来自地势较高方向的洪水影响厂址，按100年一遇洪水量设防；
3)在厂址的西南、东南外围设防浪堤对厂址、码头、港池形成掩护，隔绝海浪对厂址的影响；
4)在厂区西南、东南海边设护岸，防止海水倒灌厂区；
5)在厂区西南、西北、北、东北布置了循环水的取、排水明渠，取、排水明渠较为宽大，可作为厂址的第二道屏障，隔断厂址附近区域地表水对厂区的影响。
通过以上的抗洪涝灾害措施，使厂址不受海潮、海浪、洪水和内涝的影响，能确保电厂安全。
17.3抗风灾设计
1)抗风标准
本工程烟囱安全等级为一级，基本风压按100年一遇的风压采用；其它建构筑物按50年一遇的风压采用。
2)主厂房抗风设计
主厂房设计时基本风压按 50年一遇的风压采用，并按《火力发电厂主厂房荷载设计技术规程》要求采用相应的风载体形系数，因此主厂房可抵御50年一遇的风荷载。
3)烟囱抗风设计
烟囱设计时基本风压按100年一遇的风压采用，并按《烟囱设计规范》要求考虑横风向风振，因此烟囱可抵御100年一遇的风荷载。
4)输煤栈桥抗风设计
输煤栈桥的基本风压按 50年一遇的风压采用。输煤栈桥属于特种结构，垂直荷载和水平荷载的作用主要集中在上部。为有效抵御风荷载的作用，栈桥支架采用钢筋混凝土框架结构或钢结构，并严格控制其在风荷载作用下的水平位移。栈桥的楼面采用压型钢板做底模的现浇钢筋砼楼板，屋面设置水平向的钢支撑，上述措施可以保证栈桥在水平方向有足够的刚度来抵抗风荷载的作用。栈桥支架及上部钢桁架设计时，应考虑风压脉动对结构发生顺风向风振的影响。
5)其它主要建构筑物抗风设计
其它主要生产建筑物如烟道、转运站等，由于高度较小，风荷载往往不起控制作用。
设计时采用50一遇的基本风压，可有效抵御50年一遇的风荷载的作用。
6)主要建筑构件抗风设计
幕墙等构件计算时按规定采用适当的阵风系数。
所有建筑外部构件如门、窗、墙板等，必须满足当地抗风压要求和相应的国家标准，确保门、窗、墙板等建筑构件在风荷载作用下不凹、不偏、不变形。门、窗抗风压性能依据GB7106《建筑外窗抗风压性能分级及其检测方法》的规定进行计算。
对于压型钢板屋面板，必须加强边角及边位连接处等应力集中部分的构造处理措施，如增加边位檩条及其位置的螺钉数量，防止因屋面负压的突然增大而造成屋面板边角位置的破坏，采用专用暗扣式屋面板(螺钉受到有效保护，不易生锈)，施工时必须按主导风向逆风方向顺序铺设。
金属板材要求墙板整体挠度不大于 1/200L(L为墙板跨度)，屋面板整体挠度不大于1/300L(L为屋面板跨度)。
7)厂区建筑物抗台风措施
电厂位于台风多发的广东沿海地区，台风登陆时强度经常在 10级以上，而且带来大量的雨水，日降雨量为 300mm以上，给沿岸地区造成巨大的破坏，台风对电厂厂区建筑物造成破坏主要有以下几个方面：门窗幕墙损坏、压型钢板外墙板、屋面板的吹离、附加在建筑物屋面设备倒塌、外墙渗水、雨水倒灌造成室内设备受淹等，为此，我们在设计上将采取如下措施：
（1）采用抗风性能较好的铝合金窗及复合钢大门，门窗的抗风性、气密性、水密
性均应满足或超过国家相关标准。对一般无人值班的建筑物，在满足规范及工艺的采光通风要求前提下，尽量少开窗、避免开大窗、带形窗，并加强门窗安装的构造处理措施如增加门窗与墙体的固定连接点、保证门窗的牢固安装等。
（2）对于压型钢板屋面板、外墙板的设计安装，屋面板必须加强边角及边位连接处等应力集中部分的构造处理措施，如增加边位檩条及其位置的螺钉数量，防止因屋面负压的突然增大而造成屋面板边角位置的破坏。
（3）附加在建筑物屋面或露天平台上的高大设备采取抗风斜拉竿等措施，防止台风时造成的倒塌事故，建筑物外墙上的支架等连接采用焊接及有效的防锈措施，防止受力时突然松脱。
（4）加强外墙墙体的防渗漏措施，墙体产生裂纹因素很多，包括砌块、砂浆、表面批档材料及设计、施工、气候环境等原因，墙体受台风吹袭时，雨水通过缝隙渗入墙体，使室内墙面出现水迹甚至霉菌，而且修补工作非常困难，给电厂的生产维护带来不必要的困扰，要避免出现上述问题，在设计上须加强墙体的整体性和抗剪强度，严格按规范要求设置墙体构造柱、过梁和拉结钢筋，在容易产生裂纹的预留洞和门窗洞等位置加强配筋构造处理；对不同材质基面或受温度应力较大的两种材料之间的缝隙，加钉钢丝网覆盖后才进行抹灰工程，以减少变形缝隙对表面抹灰层的影响；增加外墙面防水层，以加强外墙体的整体防水能力。
（5）保证屋面排水的顺畅，台风的吹袭会带来大量的雨水，设计上对此必须有充分考虑，屋面排水组织合理、雨水管布置均匀、在雨水管数目上留有适当的余量，具体在每根雨水管的排水面积控制在100平方米之内；在封闭屋面、雨水沟设置泄水孔，防止因管道堵塞造成雨水倒灌或结构荷载增加产生破坏。
（6）在厂区的迎风面及海边种植有一定深度的防风林带，煤场边设置挡风墙，有效控制厂区区域及煤场的风速，降低台风的危害程度。
另外，建议电厂建立有效的防台风机制，包括与气象部门密切联系、及时了解天气预报中的台风信息，提前对大型门窗、检修大门等做临时加固措施，检查下水道是否畅通，及时清除淤塞，避免生产设施因排水不畅而受淹。
17.4抗其它自然灾害
台风对电厂所在地区影响很大，常受台风侵袭，并带来大量水汽，造成暴雨或大暴雨；本地区无降雪和结冰。
本工程燃煤拟由矿区经铁路运至秦皇岛港或黄骅港装船，海运至电厂专用卸煤码头。
沿线铁路均为我国西煤东运的主干通道，铁路运输设施完善，不存在海运和公路的自然灾害影响因素，运输可靠性高。
秦皇岛港至陆丰甲湖湾电厂燃煤电厂的海运距离约 1500海里，所经航路是我国沿海气象服务完善、资料完整、船舶安全经济航行状况良好的主干航路。秦皇岛港是我国主要的煤炭外运港，是我国“北煤南运”大通道的枢纽港，港口外运煤装船能力完全满足装船需求。陆丰甲湖湾电厂煤码头是电厂专用煤码头，卸船能力满足电厂用煤的要求。
按照《大中型火力发电厂设计规范》的条文说明，对于水路来煤的发电厂，受气象条件影响较大，如大雾、寒潮、冰冻、台风等，影响来煤受阻的海运为5d～10d。按 2台机组设计煤种的耗煤量计算，电厂已设置贮煤量约21d的贮煤场，达到广东省同类大型电厂煤场贮煤的平均天数；因此，电厂对于因台风等灾害气象因素对航路、码头作业影响所造成的供煤暂时中断，有较强的抵御能力。
因此，经过综合评估，并参照广东省已投产的采用相同煤源、运输路径相同的滨海电厂的供煤情况，陆丰甲湖湾电厂采用铁海联运直达专用煤码头的供煤方式，可以满足相应抗灾要求。
第十八章 经济与社会影响分析
18.1经济影响分析
18.1.1对区域经济影响
本工程动态投资827434万元，年售电量约1059万MWh，经测算，本期工程投产后将年均缴纳税费约3亿元，对增加汕尾市财税总量，提高财税质量，保障经济社会稳健运行有重要意义，对推动汕尾市经济结构调整，优化产业结构，带动相关产业发展，具有积极意义。
18.1.2对行业地区垄断的分析
项目投资方宝新能源截至 2013年底，投资区域为广东省范围，管理和拥有 2家电厂，运营权益装机151.8万千瓦，其中火电147万千瓦，风电4.8万千瓦；资产总额98.24亿元。
根据《广东电力工业发展“十二五”及中长期规划研究》成果，预计到 2015年，广东省全社会用电量和全社会用电最高负荷将分别达到 5553亿 kWh和 101000MW，本工程为陆丰甲湖湾电厂1、2号机组，投产后，宝新能源可控装机容量占广东省发电装机总容量的比例较低，项目建成投产后，作为本工程的投资主体宝新能源不会在项目所在地形成行业垄断。
18.2社会影响分析
18.2.1对地方社会、经济的影响
本工程的建设对当地经济社会发展十分有利，汕尾市可依托陆丰甲湖湾电厂带动运输、建材、加工等相关产业的发展。电厂建设期间需要大量的水泥、石灰等建材可就地供应，所需临时工可以利用附近农村的闲散劳动力。电厂建设不仅带动周边经济发展，农民的文化生活和技术水平也可得到提高。随着电厂建设对肉类、蛋奶、瓜果、蔬菜等食品的需求相应增大，可促进当地改变以粮食作物为主的经济结构，推动地方经济发展。
18.2.2对公共设施和服务的影响
电厂建设期间大多数的雇佣工人要往返在电厂及住地之间，职工上下班的往返班车，运输材料的卡车和电站设备的运输，公路运输流量将会有一些增加，但是这种影响是间断性的，因此对公路的影响是有限的。
电力建设者在电厂建设期间的业余文化生活及活动，给当地的公共设施和服务带来的影响很小，不会因此出现其它社会问题而影响周围居民的正常生活。
施工各阶段所需雇佣的临时工人在当地即可解决，而参加电厂建设的工人均住在厂区职工宿舍，电厂建设不租用当地农民的房屋，对当地农民住房不会产生影响。
18.2.3对土地利用及景观影响
施工期间对现有土地的使用和面貌产生一些影响，届时土地被开掘、堆置，还将要建立设备、材料仓库及围墙。这些建筑活动将造成暂时的景观和视觉影响，为减轻这些
影响和对环境的负作用，施工单位必须采取有效的水土保护措施，包括施工场地地表植被的保持和保护。
减少土壤裸露：适当地进行临时性地表覆盖以减少土壤侵蚀。
粉尘控制措施：电厂施工期间对开挖的现场注意防护，包括道路、施工场地洒水喷淋，防止二次扬尘的影响。
施工垃圾管理：包括施工垃圾和杂乱物质的清除及堆放要进行适当管理。遵守地方和国家的安全卫生条例：包括法定和行政的施工条例。
保持施工场地的景观；要按照设计要求做好绿化园林工作。
18.2.4对生态系统的影响
电厂建设对生态系统的影响主要包括对植物群的破坏和迁移，对自然植被的切隔和间断和干扰，电厂的建设只影响到一些普通的植被，其损失对植被及野生生物栖息种类多样性的改变影响很小。
18.2.5对潜在受益者的影响
本工程主机采用超超临界参数，主蒸汽压力和温度参数分别达到28MPa，600°/620°/620°，项目建设涉及设备制造、工程设计、施工、安装、调试、运行等，本工程的建设，不但为这类潜在受益领域创造了就业机会，所有参与行业也将通过参与本项目开展技术创新、优化等工作，从而把自身企业从管理和技术上迈上新的台阶。
第十九章 结论及建议
19.1主要结论
1)满足广东尤其是深莞惠地区电力需求快速增长的需要
根据广东省电力工业发展规划研究成果，结合广东省近两年电力需求发展实绩，在省内已明确电源全部按规划建成投产的情况下，在考虑西电送入、省内火电退役的情况下，预计 2017年和 2020年，广东在充分接受西电的条件下，仍分别有约 6343W和 19978MW电源空间（利用容量）。由珠江口以东地区电力平衡可以看出，在考虑备用容量和陆丰甲湖湾发电厂一期1、2号2×1000MW机组所发电力在珠江口以东地区消纳的情况下，珠江口以东地区仍存在较大的电力缺口。由此可见，广东陆丰甲湖湾发电厂(2×1000MW)工程的建设投产能够有效满足广东尤其是深莞惠地区电力需求快速发展的需要，推动经济的发展。
2)有利于促进电源布局在两翼的发展，符合国家产业导向和珠三角地区发展低碳经济的政策。
根据《广东省东西两翼地区经济发展专项规划》的相关意见，要充分发挥东西两翼良好的沿海港口条件，以电力建设为中心，在东西两翼地区建设一批沿海大型骨干电厂，把两翼发展成为广东省电力供应基地。
根据广东省政府提出在珠三角实施最严格的大气污染管理措施，未来，珠三角地区新增常规火电难度较大。珠江三角洲地区环境污染严重，电力需求较大。外区供电可以有效抑制该地区内 SO、NO等污染物的排放，降低污染，改善空气质量。外区建设 2 X
2×1000MW燃煤机组向珠三角地区供电，每年可分别减少本地区 SO、 NO排放大约 2 X
为 5000吨，在提高区域供电能力的同时，对保护生态环境，促进社会经济的可持续平衡发展有极大的帮助，符合国家产业导向和珠三角地区发展低碳经济的政策。
陆丰甲湖湾电厂位于广东东翼沿海地区，具有较好的运输和港口建设条件。本工程向珠三角地区输送电力，在提高地区电力供应能力的同时，可有效满足珠三角地区环境管理要求。适时建设陆丰甲湖湾电厂对提高广东省内电力供应能力，促进省政府“区域协调发展战略”，改善珠三角环境、加快粤东经济发展具有积极的意义。
3)加快电源结构优化进程，节约能源，为小火电退役创造条件
根据《广东电力工业发展“十二五”及中长期规划研究》成果，广东省内存在一定比例的小火电机组，这些小火电出力不足，浪费能源、污染严重，需要用大容量、高效率机组进行替代。近年来，随着“上大压小”，关停小火电工作不断深入推进，广东省电源结构有了一定的优化。陆丰甲湖湾电厂一期1、2号2×1000MW机组的建设可以加速这些小机组的退役，加快大容量高效率低煤耗机组在广东的发展，加大了大容量、高效率机组在系统中的比重，节约一次能源消耗，提高电力系统的综合效益，促进广东电源结构的优化，提高能源利用率，改善环境质量。
4)发挥港口经济作用，促进粤东及汕尾地区经济发展。
陆丰市是广东省经济欠发达的革命老区，地处汕尾市东南沿海地带，具有良好的港口条件，建设陆丰甲湖湾电厂，一方面有利于促进当地港口经济的发展，另一方面是可以促进汕尾地区的基础设施建设，充分运用港口进行资源配置，调整当地产业结构，推动区域经济发展；另一方面电厂的建设，可以促进汕尾地区沿江公路等基础设施建设力度，为港口充分发挥辐射作用打下基础，对促进粤东及汕尾经济发展具有重大战略意义。
5)电厂在系统中的地位和作用
陆丰甲湖湾电厂建成以后，对缓解远景广东电网严峻的供电形势，提高电网供电可靠性，推进系统电源结构优化进程，具有十分重要的作用，该电厂将属广东电网骨干电源之一。本工程建成投产后，其电力主要送往珠江三角洲地区消化。
6)各项建设条件优越
海岬山厂址、麒麟厂址均作为本项目的候选厂址，从现阶段掌握资料和情况分析，两个候选厂址区域虽然有区域型断裂构造带，但断裂与候选厂址场地的距离均满足《火力发电厂岩土工程勘测技术规范》(DL/T5074-2006)的相关规定要求，不影响候选厂址场地的稳定性，候选厂址场地位置宜建厂，而且两候选厂址的场地大部分座落在陆地和沙滩，基本不占农田，淡水水源采用海水淡化，冷却水则取自于海水，可靠方便，备用灰渣场利用厂址附近边角滩涂地，电厂出线条件好，不受外界条件制约，总体而言，从两候选厂址的建设条件来看都适应建设大型火力发电厂，但从两候选厂址的技术、经济比较来看，海岬山厂址比麒麟东厂址优越，主要是麒麟东厂址对附近已有鲍鱼养殖场和规划的别墅区有一定影响，旦海域礁石较多，码头建设难度大，场地土石方量较大，灰渣场离厂址较远，而且麒麟东厂址工程投资比海岬山西厂址多64670万元，故本项目推
荐采用海岬山厂址。
7)在经济方面，本项目是可行的
本项目2台1000MW发电机组，发电工程静态投资827434万元，单位造价4137元/kW，动态投资874743万元，动态单位投资4374元/kW。项目资本金财务内部收益率达到8%和10%时，测算出上网电价（含税）分别为402.60元/MWh和408.78元/MWh(含脱硫脱硝)，低于广东省统一核定新投产机组的标杆上网电价502元/MWh(含脱硫脱硝除尘)，同时电厂财务评价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。因此，本项目在经济效益上是可行的。
综上所述，建设陆丰甲湖湾电厂2×1000MW机组是十分必要的。推荐厂址条件优越，技术方案切实可行，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，项目具有较强的竞争力。
19.2主要技术经济指标
19.2.1本期工程总指标
发电工程静态投资 827434万元
发电工程单位造价(静态) 4137元/kW
发电工程动态投资 874743万元
发电工程单位造价(动态) 4374元/kW
年供电量 1058.8万MWh
年利用小时 5500 h
全厂人员 280人
平均上网电价(含税)(10%内部收益率) 408.78元/MW·h
19.2.2用地面积
厂区用地面积(一期工程用地) 31.58hm2
19.2.3本期工程总土石方量
本期土石挖方量 23万m3
本期土石填方量 142.5万m3
场地利用系数 75.6%
厂区绿化系数 20%
19.2.4本期工程运行指标
发电标准煤耗 263.74g/kW·h
厂用电率 3.743%
百万千瓦耗水指标 0.076m3/s·GW
19.2.5全厂污染物排放量
SO排放量 2×0. 31 t/h
2
NO×排放量 2× 0. 28 t/h
烟尘排放量 2×0.06 t/h
生活及工业废水排放量 0
灰渣排放量 87.68t/h（100%综合利用） 19.2.6主要财务指标
项目投资财务内部收益率(税后) 7.33%
项目资本金财务内部收益率 10%
投资方财务内部收益率 7.46%
资本金净利润率 13.55%
利息倍付率 1.58倍
偿债倍付率 1.21倍
发电单位成本费用 296.26元/MWh
附：本项目所取得的支持性文件
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|序号|文件名称|文件编号|来文单位|备注|
|1|关于广东陆丰甲湖湾电厂新建工程项目核准的批复|粤发改能电函[2015]590 号|广东省发展和改革委员会||
|2|关于同意广东陆丰甲湖湾电厂新建工程开展前期工作的复函|国能电力[2012]320号|国家能源局||
|3|转发国家能源局关于同意广东陆丰甲湖湾电厂新建工程开展前期工作的复函|粤发改能电函[2012]2738号|广东省发展和改革委员会||
|4|“十二五”后三年重要基础设施建设项目推进计划表|/|广东省发展和改革委员会||
|5|关于广东陆丰甲湖湾电厂新建工程（2×1000MW）可行性研究报告的审查意见|咨能发[2014]890号|中国国际工程咨询公司||
|6|关于广东陆丰甲湖湾电厂新建工程（2×1000MW）节能评估报告书的审查意见|粤发改资环函[2015]47号|广东省发展和改革委员会||
|7|关于广东陆丰甲湖湾电厂新建工程（2×1000MW）建设用地预审意见的复函|国土资预审字[2014]4号|国土资源部||
|8|广东陆丰甲湖湾电厂建设项目选址意见书|选字第440000201300284 号|广东省住房和城乡建设厅||
|9|关于陆丰甲湖湾发电厂（8×1000MW）项目工程建设用地范围文物考古调查、勘探工作的函|粤文物[2008]368号|广东省文化厅||
|10|关于广东宝丽华新能源股份有限公司8×1000 MW火电及深水港项目建设用地是否压覆矿床的审查意见|粤国土资矿查[2008]106号|广东省国土资源厅||
|11|地质灾害危险性评估报告备案登记证明|粤国土资（地灾）备字[2013]118号|广东省国土资源厅||

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|12|关于对广东陆丰甲湖湾电厂项目选址的审核意见|/|中国人民解放军广东省军区司令部|
|13|关于对广东陆丰甲湖湾电厂新建工程项目选址的意见|/|中国人民解放军海军南海舰队司令部|
|14|对广东陆丰甲湖湾电厂新建项目的意见|司作[2013]79号|中国人民解放军广州军区空军司令部|
|15|关于广东陆丰甲湖湾电厂新建烟囱高度的复函|民航广东监管局函[2013]3号|中国民用航空广东安全监督管理局|
|16|关于广东陆丰甲湖湾电厂新建工程（2×1000MW）项目用海预审意见的函|国海管字[2013]733号|国家海洋局|
|17|关于广东陆丰甲湖湾电厂配套码头工程疏浚物海洋倾倒有关问题的函|海南环字[2013]161号|国家海洋局南海分局|
|18|关于广东陆丰甲湖湾电厂新建工程（2×1000MW）环境影响报告书的批复|环审[2014]122号|环境保护部|
|19|关于广东陆丰甲湖湾电厂（2×1000MW）环境影响报告书初审意见的函|粤环函[2014]512号|广东省环境保护厅|
|20|关于同意调整汕尾陆丰市甲湖湾部分近岸海域环境功能区划的批复|粤府函[2013]252号|广东省人民政府|
|21|关于重新审核汕尾陆丰甲湖湾电厂2X1000MW燃煤发电项目主要污染物总量指标的复函|粤环函[2014]325号|广东省环境保护厅|
|22|关于对陆丰甲湖湾电厂新建工程（2×1000MW）烟尘总量指标审核意见的复函|汕环函[2014]84号|汕尾市环境保护局|
|23|对广东陆丰甲湖湾发电厂工程场地地震安全性评价报告的批复|中震安评[2009]63号|中国地震局|

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|24|关于广东陆丰甲湖湾电厂新建工程（2×1000MW）安全预评价报告备案的函|管二函[2013]191号|国家安全生产监督管理总局|
|25|关于广东宝丽华新能源股份有限公司《广东陆丰甲湖湾电厂新建工程（2×1000MW）配套码头工程安全预评价报告》备案的函|管二函[2013]179号|国家安全生产监督管理总局|
|26|建设项目职业病与评价报告审核意见书|安健项目预审字[2013]64号|国家安全生产监督管理总局|
|27|关于广东陆丰甲湖湾电厂新建工程（2×1000MW）水土保持方案的批复|水保函[2013]308号|水利部|
|28|关于广东陆丰甲湖湾电厂新建工程2×1000MW接入系统设计报告的批复|南方电网计[2013]145号|中国南方电网有限责任公司|
|29|关于报送广东陆丰甲湖湾电厂新建工程接入系统报告评审意见的报告|电规规划[2013]1179号|电力规划设计总院|
|30|贷款承诺书|建集意承[2014]011号|中国建设银行|
|31|长期供煤协议|/|中国神华能源股份有限公司煤炭销售中心|
|32|长期煤炭运输协议|/|中远航运股份有限公司|
|33|煤质检测报告|TPRI/CQ-RA-016-2013|电力工业发电用煤质量监督检验中心|
|34|关于广东陆丰甲湖湾电厂新建工程配套码头工程项目的意见|交规划函[2014]846号|交通运输部|
|35|关于广东陆丰甲湖湾电厂新建工程（2×1000MW）配套码头工程通航安全意见的函|粤海事函[2013]175号|广东海事局|

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|36|关于对广东陆丰甲湖湾电厂运营期固态排放物陆运通道运输能力说明报告的复函|陆交运函[2013]08号|陆丰市交通运输局|
|37|关于上报广东陆丰甲湖湾电厂新建工程（2×1000MW）社会稳定风险评估报告的函|汕府函[2013]220号|汕尾市人民政府|
|38|关于发送广东陆丰甲湖湾电厂新建工程（2×1000MW）水资源论证报告书审查意见的函|珠水政资函[2013]464号|水利部珠江水利委员会|
|39|关于对广东陆丰甲湖湾电厂新建工程（2×1000MW）防洪（潮）要求的复函|汕水建管函 [2013]44号|汕尾水务局|
|40|广东陆丰甲湖湾电厂新建（2×1000MW）工程灰渣销售协议|/|广东塔牌集团股份有限公司|
|41|广东陆丰甲湖湾电厂新建（2×1000MW）工程脱硫石膏销售协议|/|广东塔牌集团股份有限公司|
|42|广东陆丰甲湖湾电厂新建（2×1000MW）工程供、用石灰石粉协议|/|梅县城东镇县祥石场|
|43|广东陆丰甲湖湾电厂新建（2×1000MW）工程供、用液氨协议|/|揭阳县谢记液氨气体有限公司|
|44|危险品运输协议|/|揭阳县谢记液氨气体有限公司|
|45|广东陆丰甲湖湾电厂新建（2×1000MW）供用砂石协议|/|海丰县鹏达建筑材料有限公司|
|46|资本金出资承诺函|/|广东宝丽华新能源股份有限公司|