北疆二期初可研报告

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F451IIG-A01-01天津北疆发电厂二期工程(2X10OOMW超超临界凝汽抽汽机组)初步可行性研究报告说明书北京国电华北电カ工程有限公司2009年12月

1批准:马安审核:于存亮段冰核:汤晓舒赵同哲张燕生聂恒宽原晓宏周军连艳红曾小超钱丽郭利贾剑丁宁韩小琪刘颖(勘测)写:于存亮段冰刘利彭红文高青孙育文吴冰杜小军赵丽琼韩萍王文臣王惠芸李雅张性慧湛川

2可行性研究报告文件及图纸目录序号文件名称图号张本1可行性研究报告说明书F451IIG-A01-0112厂址地理位置图F451IIG-A01-Z-0113厂区总体规划图F451IIG-A01-Z-0214厂区总平面规划布置图F451IIG-A01-Z-0315678

31概述12电カ系统33热负荷分析104燃料供应125建厂条件186工程设想247环境保护和社会影响428初步投资估算及财务与风险分析549结论及建议59

41概述1.1项目来源北京国电华北电カ工程有限公司(以下简称NCPE)受天津国投津能发电有限公司委托(见北疆电厂二期工程初步可行性研究报告委托函),完成《天津北疆发电厂二期工程(2X1000MW超超临界凝汽抽汽机组)初步可行性研究报告》。天津国投津能发电有限公司(以下简称项目公司)于2004年3月成立,由国投电カ公司、天津市津能投资公司、长芦汉沽盐场有限责任公司按64%:34%:2%的比例合资组建。项目公司负责天津北疆发电厂工程的项目前期工作、工程建设组织和投产后的生产运营。1.2项目概况天津北疆发电厂厂址位于天津市滨海新区东北部的汉沽区双桥子,处于沿海地区和京津唐电网负荷中心,距离天津市外环线56公里。电厂规划容量为4X1000MW机组,并留有扩建的余地。北彊发电厂一期工程是国家循环经济试点项目,建设2X1000MW超超临界燃煤机组,并同步建设日产20万吨淡水的海水淡化工程。2007年5月项目申请得到国家发改委核准批复。目前一期工程两台机组已分别于2009年9月和11月投产。京津唐电网是华北电网的负荷中心,长期以来,京津唐电网的用电量和供电负荷增长一直较快,根据北京市、天津市、河北省近年来经济发展状况和国家“十ー五”规划纲要,京津唐地区经济仍将保持较高的发展速度。天津滨海新区的开发开放已经纳入国家发展战略,目前正处于快速发展的良好态势,用电量相对全国其他区域保持了较高的增长。在充分考虑电カ市场现状和未来影响因素的基础上,“十一五”期间京津唐电网最高发购电负荷年均增长率将达12.3%,2011-2020年期间年均增氏率将达7.3%:2010年京津唐电网最高发购电负荷将达46600MW,2020年将达93900MW。根据负荷预测结果和电源装机安排,2008〜2015年京津唐电网一直处于缺装机局面,2010年京津唐电网电カ缺额约1960MW;2015年电カ缺额ヒ升至7120MW。北疆电厂二期扩建工程的投产,对满足京津唐电网的负荷发展、缓解供电紧张状况将起到积极作用。在华北电网电源规划中,提出了在加快能源基地电源建设的同时,充分利用华北地区铁路四通八达、交通运输方便和环渤海湾地区建厂条件优越的优势,在负荷中心地区尽可能建设一定规模的电厂,对电网提供必要的无功支援和保安电源,确保受电电网不因接受大量外来电カ而降低安全稳定水平。

5北疆电厂位于天津市滨海地区,属于京津唐电网的负荷中心,实现了电力的就地消化,不用远距离送电,可节约电网建设投资、增强负荷地区电源支撑,对保证电网供电质量,提高电网安全稳定水平十分有利。符合华北电网的长期发展规划。二期工程为北疆项目扩建工程,建设场地、水源、煤源及运输等条件基本落实,工程本身采用高效超超临界大容量机组,厂址处于负荷中心,铁路、港口,公路等交通便利,采用海水淡化,不占基本农田,符合国家发改委对火电项目建设安排的“三个标准和六个原则”。特别是该项目按照“电一水ー盐一地”循环经济模式建设,并在一期工程的基础上深化并完善了循环经济产业链条,采取电、水、盐一体化开发运营,燃料、运输、发电、制水、制盐、置换土地和环境保护等综合平衡,符合“高效率,低消耗,低排放”的要求,是典型的循环经济项目、高效节能减排项目和生态环保工程(将比一期更加全面、高效、充分的利用余热和其他废弃物)。符合国家的产业政策和经济政策,对我国经济的可持续发展模式进行了有益的探索,项目优势明显,具有重要的示范意义。1.3工作过程项目主体设计单位为NCPE,负责初可报告的编制。按照《火力发电厂初步可行性研究报告内容深度规定》DL/T5374-2008,主要包括电カ系统,热负荷分析,燃料供应,建厂条件(包括交通运输,水文气象,水源,贮灰场,厂址区域稳定与工程地质),工程设想,环境和社会影响,厂址方案与技术经济比较(本工程为扩建工程,无此部分内容),初步投资估算及财务与风险分析,结论及存在问题。相关的支持性附件由委托方负责获得,NCPE根据获得的政府有关部门的支持性文件完成报告并将附件内容整理入本初可报告。1.4工作组织NCPE作为报告的编制方,参与工作的相关专业如下:热机、电气、水工、总图、输煤、除灰、技经、系统、环保、岩土。2电カ系统2.1电カ系统现状2.1.1华北电网现状华北电网由京津唐电网、河北南部电网、山西电网、内蒙西部电网和山东电网组成,供电区域包括北京、天津两直辖市和河北、山西、山东三省及内蒙古自治区西部地区。2008年,华北500kV电网已形成以京津冀区域为受端负荷中心,以内蒙西部电网、山西电网为送端,省网间西电东送有11回500kV线路(不包括托克托、岱海、

6上都等直送线路)的较坚强电网;山东电网电カ供需基本自平衡,通过辛安〜聊城双回500kV线路与主网相联。华北电网内主要电力走向为西电东送、北电南送。华北电网共有七个西电东送通道:内蒙古电网外送通道由丰〜万〜顺双回路、汗海〜沽源〜太平双回路组成:托克托电厂外送通道由托克托〜浑源〜安定(霸州)4回路组成;山西电网外送通道由大房双回、神保双回、侯石单回、潞辛双回共计7回组成。上都电厂〜承德的双回500kV线路开辟了一条独立的北电南送通道。在华北电网内部,京津唐电网、河北南网、山西电网、蒙西电网和山东电网均已形成各臼较强的500kV主干电网。山西电网以大同至运城的南北之间500kV双回线路组成华北电网西部纵向通道;河北南网以保北至辛安的南北之间500kV双回线路组成华北电网中部纵向通道,并通过房保双回向北延伸至京津唐电网;由京津唐电网的姜家营〜安各庄〜芦台〜滨海线路和河北南部的黄骅〜沧西〜武邑〜辛安线路逐渐形成华北电网南北之间的第三纵。华北电网“七横三纵”主网架格局已初具规模。截止2008年,华北电网已有500kV变电站79座,变压器151台,总变电容量约119660MVA,全网500kV线路229条,线路总长约21996.99km。其中京津唐电网已有500kV变电站23座,变压器52台,总变电容量约44910MVA。截止2008年,华北电网网调及各省调直调装机容量达152016.4M肌其中火电146763.4MW,水电(含抽水蓄能)4529.9MW,风电723.1MW,直调装机容量中直接接于500kV系统的容量达49090MW。其中京津唐电网直调装机容量达38219MW,其中火电36999MW,水电1220MW,直调装机容量中宜接接于500kV系统的容量达19960Mk2008年华北电网从东北电网净受电52.56亿kWh;华北电网从华中电网受电〇亿kWhS京津唐电网向山东电网送电29.54亿kWh〇2008年华北电网最高发电负荷为114020MW,同比增长1.22%,2008年华北500kV电网现状见图2.1-1,2.1.2京津唐电网现状京津唐地区属华北经济发达地区,京津唐电网供电区域包括北京、天津两市和河北省北部的张家口、廊坊、唐山、承德和秦皇岛五区(市)。按供电地区可划分为北京地区电网、天津地区电网、唐山地区电网、秦皇岛地区电网、承德地区电网、张家口地区电网和廊坊地区电网。

7京津唐电网作为华北电网的负荷中心之一,已形成以500kV双环网,通过高天双接受东北电网电カ;通过内蒙外送通道接受内蒙古电カ(丰万双+汗海一沽源双回):通过京津南部断面(大房双+房保双+保霸双)接受山西外送电カ,并与河北南网、山东电网进行电カ交换。北京环网、天津环网与安各庄〜芦台〜滨海双回、姜安双、姜顺双回线共同组成京津唐500kV双环网;经房保双、保霸双、吴霸双形成京津冀500kV环网。昌顺双、顺通双、通安一回、安房一回、房门线、昌门线构成北京500kV环网:北吴线、滨吴线、盘芦线、芦滨线、盘北线构成天津500kV环网,天津地区通过盘通线、安北线、安芦双线及吴霸双回线与北京、唐山和廊坊联络。京津唐内各地区电网220kV网架由220kV线路构成地区紧密的环网结构。截至2008年底,京津唐电网220kV及以上变电所196座,变压器449台,总容量约108160MVA。其中500kV变电所23座,变压器52台,容量约44910MVA;220kV变电所173座,变压器397台,容量约63250MVA。截至2008年底,京津唐电网直调装机容量为38219MW,其中:火电机组容量为36999MW,水电1220MW:直接接于500kV系统的容量达19960M肌直接接于220kV系统的容量达17059MW。2008年京津唐电网最高发电负荷为35531MW,同比增长7.63%。2.1.3京津唐电网电カ负荷预测京津唐地区属华北经济发达地区,目前京津唐电网电カ供需基本平衡。预计今后十年,京津唐地区经济将继续保持平稳发展,用电量也将稳定增长。近年来,京津唐地区夏季持续高温高湿天气,使空调制冷负荷增势迅猛,导致夏季负荷水平升高,出现夏、冬两个用电高峰季。近几年,京津唐电网最高供电负荷均出现在夏季。今后气候对供电负荷的影响将增大。根据华北各地区国民经济发展目标,分析电网历史情况、特别是1990年以来的用电量情况,对京津唐电网全社会用电量和发购电负荷进行了预测。根据国家电网总体规划设计(2008年版)中负荷预测的中方案,2010年京津唐电网全社会用电量预计达2710亿kWh,最高发购电负荷预计达42600MW,2015年京津唐电网全社会用电量预计达4080亿kWh,最髙发购电负荷预计达66800MW。2.1.4京津唐电网电源建设原则华北地区一次能源分布与电カ负荷分布存在较大的不平衡性。东部京津冀经济

8发展较快,是华北电网的负荷中心。西部的山西、蒙西煤炭储量极其丰富。根据华北地区的资源及负荷分布特点,华北地区电源规划的基本方针是在能源基地建厂向负荷中心送电以及在负荷中心建设港口和路口电厂。由于煤炭、水利等资源的限制,京津唐电网无法依靠本地区电源建设来满足电网电カ负荷的需求,从西部能源基地山西、内蒙及西北地区接受电カ来满足本地区电カ负荷的需求已成必然趋势。根据国家发改委批准和列入优选的电源项目,以及华北电网规划电源项目,列出京津唐电网2009~2015年电源装机安排见下表2.3-1所示。表2.3T京津唐电网201〇〜2015年电源装机安排单位:単项目201020112012201320142015京津唐电网合计646712001500150025303530京津唐电网合计(核准)4967600600600(-)水电/蓄能600600丰宁抽蓄600600(二)火电516712001500150019302930A核准和列入优选36676001北疆10002军粮城五期3003003唐山新区热电3004张家口热电3005胜利电厂6606首钢冃备507

9项目2010201120122013201420157开滦古冶煤肝石3008唐山西郊三期300300B规划电源项目150060015001500193029301上都三期6002唐山北郊热电3003003北京三热3006004陈塘庄四期6005天津东北郊二期3303306髙井电厂6006007大港二站6006008蔚州电厂一期6006009王滩电厂100010北疆二期10001000(三)其他电源合计1300风电机组13002.1.5京津唐电网电カ平衡根据前面负荷预测和装机安排,对京津唐电网作出相应的电カ平衡。京津唐电网电カ平衡结果见表2.3-2。电カ平衡计算中,考虑以下原则:1)考虑到联网效益,京津唐电网的备用容量按最高发电负荷的18%计。2)对于电源中的燃机、油机、小水电等按受阻容量计入。因各种原因不能按额定容量发电的机组的少发部分按受阻容量考虑,在平衡中扣除。3)新投产机组当年不能完全发挥作用,在平衡中当年投产容量计入1/2。4)凡电カ直送京津唐电网的电厂,均计入京津唐电网平衡。5)风电机组不参加电カ平衡。表2.3-2京津唐电网2009~2015年电カ平衡表单位:MW序号项目2010201120122013201420151最髙发购电负荷4260046604525005743562834668002需耍发电装机502685499361950677737414478824序号项目201020112012201320142015

103新增装机容量49676006006004年末可用装机4715049284495844958449884504845网对网送受电合计4650465046505650565056506装机盈亏2847255-6402-10943-17013-21093京津唐电网电カ平衡结果显示,仅计入发改委已核准的和列入优选的电源项目,并考虑从蒙西电网、山西电网、东北电网受电,扣除转送山东电网和河北南部电网电カ后,京津唐电网2010年电カ平衡并盈余装机约2800MW:“十二五”期间,随着京津唐电网负荷快速增长,从2011年电カ装机略有盈余逐渐发展到2015年缺装机约21000MW,1.1.6电厂接入系统方案设想北疆发电厂作为渤海湾沿岸的大型火力电厂,主要向京津唐地区供电,规划装机容量为4X1000MW,--期工程2X1000MW机组已于2009年投产;本期工程建设2X1000MW机组,计划分别于“十二五”期间投产。本期工程2X1000MW机组宜以500kV一级电压接入系统,考虑新建1〜2回500kV线路接入周边的500kV变电站,电カ可在京津唐电网消纳。电厂并网点及接入系统方案待接入系统设计报告审查后最终确定。2.1.7工程建设必要性1)满足京津唐电网负荷发展的需要京津唐电网是华北电网的负荷中心,长期以来,京津唐电网的用电量和供电负荷增长一直较快,预计到2010年最高发购电负荷将达到42600MW,“十一五”期间年平均增长约10.3%;2015年最高发购电负荷将达到66800M肌“十二五”期间年平均增长约9.4%。考虑目前在建或已核准、同意开展前期工作的电源项目后,并计入华北电网“西电东送’’等外受电カ,2010年京津唐电网装机平衡;由于“十二五”期间负荷发展迅速,电カ市场空间逐渐增大,上述电源项目相继投产后,并计入华北电网“西电东送”、特高压交流和区外直流等外受电カ,2014、2015年京津唐电网仍分别有市场空间17000MW和21000MW。可见,北疆电厂二期工程的建设对满足京津唐电网负荷发展将起到积极作用。2)增强受端电网电源支撑的需要由于华北地区的一次能源分布不均衡,电カ负荷集中在东部京津冀鲁地区,煤炭资源分布在山西和蒙西地区,因此形成了华北电网“西电东送”的基本格局。在“西电东送”容量增加的同时,为提高受端电网的供电可靠性和增强抵御电网大事故的能力,特别是防范意外灾害(例如地震、暴风雪、人为破坏、战争)造成

11“西电东送”某ー通道全部断开的极端情况,需要负荷中心建设一定规模的电源基地,为受端电网提供电压支撑,提高电网整体稳定水平。可见,北疆电厂二期工程的建设是十分必要的。3)北疆电厂二期工程的建厂条件优势北疆电厂位于环渤海湾中心地区,铁路四通八达、交通运输方便,具有港口、路口电厂的区位优势;运用循环经济的技术优势充分保证了环保空间和水资源;二期工程作为扩建项目可以充分利用已有设备和资源,具备建厂条件优势;临近负荷中心地区,实现电カ就地消纳,具备明显的电网送出优势。可见,北疆电厂二期エ程具备明显的建厂条件优势。综上所述,北疆电厂二期工程的建设是十分必要的。

12隼电何西响沙消)古兰太4湃陕西省包头北内蒙占自治区1込将将水圣城怔;セ特网叫>日和托克:ビ城M眼界.『和浩特岱向伸头!析例忻都山西省石北至河南河南省图2.1-12008年华北500kV电网地理接线图张家口秦皇岛拝能”谷落与日ズヰ至冽凿曲保定霸州沧州河北邕W)城电I唐山西ク唐山ヽ,一な各H・二渤海外一***^\<«金川.山东省

133热负荷分析、淡水及土地盐化等其他资源需求3.1热负荷分析3.1.1溟海新区供热现状!'求海新区建成区供热普及茎83.9%,以燃煤锅炉层供热为主,约占总热源的.ガ[73.6%,热电联产供热占20.5%。滨海新区各类热源所占比例图滨海新区现有供热锅炉房55座,锅炉153台,其中单台容量在7兆瓦以下的小锅炉60台,现有供热锅炉效率低,相应的除尘、脱硫装置效率也较低,7兆瓦以下的小锅炉除尘器效望一般在90%以下,大部分无脱硫设施,7兆瓦以上的小锅炉除尘器效率・可达90%,脱硫效率仅为50%-60%o滨海新区2270平方公『区内,承担向社会供热的公用热电联产おL组仅7台,总容量约16_万千瓦,最大单台容量为6万千瓦。供热区名称锅炉房座数锅炉总容7MW以7MW以锅炉台捌沽城区15723321348双沽区10253101528次港城区840313814开发区东区224111015开发区西区157305天津港79259,临空产业区68141947,临港工业区18.402遊沽区550.40917MW及以上小锅炉房数状统计也删除的内容:带格式的:字体:(默认)黒体,(中文)黑体,小四,非加粗,(国际)宋体带格式的:字体:(默认)家体,(中文)宋体,小四,带格式的:缩进:首行缩进:2字符,行距:1.5倍行距,不対齐网格带格式的:四,非加施字体:宋体,小带格式的:缩进:首行缩进:9字符,行距:1.5倍行距带格式的:字体:(默认)宋体,(中文)宋体,小四,非加粗带格式的(...[11带格式的(...L2]带格式的(...[3]]带格式的(...时带格式的丨…⑸!带格式的1...[6]1带格式的(...T7T带格式的1...1811带格式的1...[叫带格式的「…G叫带格式的(...[11]J带格式的L..[12])帯格式的(...[13]]面格式的ー(...[141j、带格式的•...[15]J[带格式的(...1⑹!带格式的(...ロ7]]带格式的r...[is]带格式的(...[1911〔带格式的ゝ1...[20]J带格式的(...[211I带格式的(…[22])带格式的(...[23]1带格式的(,...12411带格式的(...[25]]带格式的(...[26]1带格式的1…[27]]带格式的(...[28]1带格式的[...[29]带格式的{...[30])带格式的(...[31]1、带格式的[...[32]J带格式的(...[33])、带格式的(...[34]1[带格式的[...[35]]//Z/"

14总计5526429360153带格式的:字体:宋体,小四带格式的:缩进:泞行缩进:2.25字符,行距:1.5倍行距带格式的:字体:(默认)宋体,(中文)宋体,小四带格式的:缩进:苜行缩进:2字符,行距:1.5倍行距ノ带格式的:字体:(默认)仿1_GB2312,(中文)仿宋一GB2312,四号,(国际)TimesNewRomanA—采暖建筑物的建筑面积,m2;3.1,4-2设计热负荷天津北疆发电厂二期工程拟建设2台1000MW超超临界机组将提供海水淡化抽汽、真空制盐抽汽和采暖供热抽汽。供热结构的不合理造成能耗高、煤耗高、污染荊,烟囱林立,与国家对滨海新海区建设成宜居生态新城定位极不适应。在《滨海新区总体规划》的基础上搞好城市供热规划,用集屮热源代替分散小锅炉供热,已成为势在必行的发展方向。实现热电联产リ第中供热,在节约能源改善环境等方面均具有明显的效益,按照天津市滨海新区供热规划,北疆电厂作为滨海新区汉沽供热分区的采暖热.一[惠髓典:2%患专如源点,为汉沽供热分区内汉沽城区、休闲旅游度假区、中新生态城、中心渔港等提供集中采暖热源。二期扩建丄程投产有利于滨海新区调整供热结构,积极推进环保供热方式,有计划、有步骤地淘汰小型燃煤采暖锅炉,改善大气环境。,3.1.2供热原则根据中国电カ工程顾问集团东北电カ设计院和天津市热电设计院的《天津市热电联产规划(2008-2020年)初稿》(以下简称《热电联产规划》),天津北疆发电厂将向滨海新区的汉沽区和海滨休闲旅游区北部供热1200万平方米。1.1.p热负荷3.1.^.!采暖热负荷天津市滨海新区的采暖室外计算温度ー9℃,采暖期122日,2928小时。采暖热指标取值为:住宅:40W/m2公共建筑:5〇〜60W/m,工业厂房:80W/m2采暖综合热指标:50W/m2采暖热负荷按下列公式计算Qn=qXAX10J式中Qn一采暖最大设计热负荷,kW:

15q一采暖热指标,W/m2;

16经济技术开发区。目前三个地区的用水情况、供水能力、需水量等情况如下表:供水区域现状及规划供水情况ー览表水厂名称设计产水能力(万mツ日)2012年需水2020年需水货2012淡化缺口(万mツ日)2020淡化缺1」(Cmン日)埴(万mツ日)(万m3/日)龙达水务(汉沽水厂)16.6316.6329.6610.123.16府达市为(井ki每台机组初步考虑可共提供采暖抽汽量500t/h,折采暖供热量318MW,满足采暖供热面积约600m2,两台机组满足采暖供热面积约120(W,可满足滨海新区的汉沽区和海滨休闲旅游区北部供热热负荷需要。采暖蒸汽参数取值为:蒸汽压カ0.40MPa,蒸汽温度250℃。2台机组将共提供海水淡化抽汽800t/h,满足日产30万吨淡水的制水能力;另外提供真空制盐抽汽600t/ho海水淡化及真空制盐的加热蒸汽参数均取值为:蒸汽压カ0.40MPa,蒸汽温度250℃。采暖加热蒸汽参数与海水淡化及真空制盐加热蒸汽参数基本相同。二期工程2台机组的设计热负荷:非采暖季节海水淡化抽汽800t/h真空制盐抽汽600t/h合计1400t/h采暖季节海水淡化抽汽800t/h真空制盐抽汽600t/h采暖抽汽lOOOt/h合计2400t/h3.1次水需求分析1.L天津市淡水资源现状・\天津的人均淡水资源占有量只有160立方米,比世界上最缺水的以色列还要少ヾ'、、60立方米,不足全国平均水平的1/14,现年总缺水近13亿吨。即使南水北调入津セ、'解决10亿立方米/年水量后,全市仍有6・1亿立方米/年的缺口,现在南水北调工程\\计划通水年份已经推迟至2014年,这势必加而淡水紧缺局面ー,今年“引黄”工程不\得不再次启动。根据天津市总体规划,北疆电厂淡化水主要供应周边汉沽区、塘沽区及天津市带格式的:字体:(默认)黑体,(中文)黑体带格式的:定义网格后不调整イ】缩进,行距:1.5倍行距,不对齐网格,制表位:6.86字符,左对齐带格式的:字体:加粗带格式的:定义网格后不调整右缩进,行距:L5倍行距,不对齐网格带格式的:字体:(默认)宋体,(中文)宋体,小四带格式的:缩进:百行缩进:2字符,定义网格后不调整右缩进,行距:1.5倍行距,不对齐网格,制表位:6.86字符,左对齐

17水厂)小计6.5开发区水厂.373758.41132.4开发区岳龙地上水10新水源海水淡化厂126塘沽区新河水厂323241.409.4新区水厂10新村水/二8海水试验ノ1小・32合计64.585.63129.4621.164.96::;:![:1:•::当2.2二期发电工程设计淡水产能从上表屮可以看出,2012年上述区域尚缺少21.1万咆/日的水量,2020年缺口[.J将达到64.96万皿3川I。根据天津市仃关淡化水发展规划,」匕疆二期工程拟建设30ヽ万吨/日海水淡化工羯:期工程可以为天津市提供9300万吨/年的淡水资源,有利へ、ぐ、、ベ、缓解滨海新区淡水紧缺局面。3.3.土地、ー盐及盐化工需求分析三期发电工程为エ业制盐装置提供抽汽,满足天津ホ盐化产业发展需要,并大マ、、、、面积节省盐HI,为滨海新区提供宝贵的建设用地。フ3.エ渓海新区发展需要大量建设用地,而盐田占用了大量面栓目前天津范围内有两家大型制盐制产企业——海品集团和汉沽盐场,现有田1田:八、、1生产总面积337.8、働公里(海晶集团公山204、|出公里,汉沽盐场J33.8平オ公、ベ;里),约占滨海新区总面枳的15除原盐产能约200万吨(不包括15万吨精制盐);氯化镁、氯化钾和澳素产品产能约30万吨。占地面积大、土地だ值低、盐碱化程度面、生态环境恶劣エ严重制约着滨海新区的开发开放。带格式的:缩进:首行缩进:2字符,定义网格后不调整右缩进,行距:1.5倍行距,制表位:6.86字符,左对齐带格式的:ア体:川I粗带格式的:字体:(默认)朿体,(中文)宋体,小四帯格式的:字体:加粗常符式的:字体:(默认)乘体,(中文)宋体,小四带格式的:定义网格后不调整君缩进,行距:1.5倍行距,制表位:6.86字符,左对齐董格式的:字体:加利带格式的:字体:(默认)宋体,(中文)宋体,小四带格式的:缩进:首行缩进:2字符,定义网格后不调整右缩进,行距:1.5倍行距,制表位:6.86字符,左对齐带格式的:字体:(默认)栗体,(中文)宋体,小四,非上标/下标带格式的:字体:(默认)宋体,(中文)宋体,小四带格式的:字体:(默认)宋体,(中文)宋体,小四,非上标/ド标带格式的:字体:(默认)乘体,(中文)宋体,小四带格式的:字体:(默认)宋体,(中文)宋体,小四带格式的:字体:(默认)宋体.(中文)宋体,小四带格式的:字体:(默认)家体,(中文)宋体,小四带格式的带格式的带格式的带格式的带格式的:字体:加粗]带格式的…m'rTTTnri卷;带格式的,山带格式的:字体:加粗)"j带格^」厂j中[带格式的:字体:加粗|p.3.2溢田用地不断减少,原盐产能逐渐下隹,同时下游产业发展迅速,原盐缺口、、承格式的—_.…3一———二,H一"一・ー屮ニセ-ユヨ丄",ーーve-ミ、'带格式的J、、'I带格式的:字体:加粗J随着天津滨海新区的飞速发展,盐田用地不断被征用,两企业凰盐产能逐生上+、、、'''停車-…⑼—S13~ー、、、、带格式的…16不断加入降。按照天辛も市区域发展规划,近期要求提供44.2土方公里建设用地(其中海晶集S10平方公里,汉沽盐场_34.2包公里),原盐产能将从现在200万吨下隆为,170ヾ、带格式的:字体:加粗J、く带格式的….疝I帯格式的wj

18」带格式的:字体:(默认)/宋体,(中文)宋体,小四,非加粗一一二带格式的:字体:(默认)宋体,(中文)宋体,小四万吨。,,盐被成为“化工之母”,是化工行业的最基础原料。以盐业优势资源为基础,天津海洋化丄在“卜五.”期间得到了快速发展:烧碱、聚氯乙烯产品牛.产装置能力已经位居全国首位,エ艺技术始终保持全国领先地位。“十・五”期间,天津市将结合天津国家级イI化基地和大乙烯工程建设,加强海洋化工,Jイi油化工、煤化工的结合,加快氯碱等べ统产、ル改造,完成天碱搬迁改造,实现天津海洋化工的跨越发展。到“十一五”末,天津海洋化工预计实现销售收入278亿元,利税50亿元,年消费原盐达到334万吨/年左右,缺ロ达到164万吨/年。天津地区周边盐场有南堡盐场、黄骅盐场、大连复州湾盐场、营U盐场,南堡盐场年产160万吨原盐,全部供应三友碱丿.(二友碱丿.年消耗原盐300万吨):黄骅盐场年产100万吨原盐,大部分供应沧州化工集团以及石家庄双联化肥丿ー;大连复州湾盐场是大连化工厂原料基地,营ロ盐场年产50万吨,全部供应东北地区食用和小工业用盐。因此,难以从周边地区采购大量的原盐供应天津地区。井矿盐生产企业位于华发、西南地区,运距较远,运输成本150元/吨,两碱企业难以承受;我国内蒙古湖盐地区新建了较大规模的两碱企业,内蒙湖盐基本日用,青海湖盐到津运输成本在400元/吨左イi,且存在质量问题,不能满足天津地区两碱企业的需要。.3.0.3需要解决海水淡化排出浓盐水途径,保护渤海环境ッ:一渤海与外海的自然交换差,自净能力弱。据2006年《国家海洋环境质量公报》,く''.天津近岸海域污染面积增加I,污染程度加重。未达到淸洁海域水质标准的面积约、、、、'2870km2,严重污染海域(劣四类海水水质)面积较2005年增加570km2,且严重污、,染区主要集中在塘沽ー北塘ー汉沽ー带。保护渤海湾环境已到了刻不容缓的地步。作为环渤海缺水地区的天津市,推广海水淡化面临的.主要问题,就是海水淡化带格式的:字体:加粗带格式的:定义网格后不调整看缩进,行距:1.5倍行距,制表位:6.86字符,左对齐带格式的:字体:(默认)宋体,(中文)宋体,小四带格式的:缩进:首行缩进:2字符,定义网格后不调整右缩进,行距:1.5倍行距,制表位:6.86字符,左对齐排放浓海水对海水交换能力较差的渤海湾的牛态环境的影响。无论是反渗透法淡化海水还是低温多效蒸微、多级闪蒸淡化海水,海水的40%或更多变成淡水,・座仃万吨级的海水淡化厂的高盐分浓海水全部排入大海,渤海湾的盐度将每卜年增加0.2个百分点。这将给渤海湾地区带来严重的生态和环境影响,也制约着天津地区海水淡化产业的进一段推广。L..rギ3.3.4北疆二期循环经济项目采用工业制盐,由发电工程提供蒸汽,解决上述问题,グ/全国乃至世界范围内解决浓海水排放问题的唯一行效途径就是浓海水综合利・'.带格式的:7体:加粗‘带格式的:缩进:首行缩进:〇字符带格式的:缩进:首行缩进:2字符,定义网格后不调整右缩进,行距:1.5倍行距,制表位:6.86字符,左对齐

19用,即对排放后的浓海水进行化学资源提取及深加工,形成海水综合利用产业链,发展循环经济。,,甘匕疆:期扩建丄程拟利用海水淡化排出的高浓度海水进行「业化制盐,利用发ー电工程抽汽供真空制盐厂生产精制盐,从根本上.改变用地制盐的传统模式,可以大面积节约盐田用地。北疆二期扩建工程年产150万吨精制盐,不仅可以为天津市传统优势产业和支柱产业一盐化工和氯碱化工企业提供可靠的原料保证,推动产业的发展,升级产业结构,带动相关产业发展,同时还可以置换出200平方公里的盐田用地。促进天津市工业布局和社会经济平衡发展。带格式的:字体:(默认)染体,(中文)宋体,小四,非加粗带格式的:字体:(默认)耒林,(中文)宋体,小四带格式的:字体:(默认)宋体.(中文)宋体,小四4燃料供应3.1燃料来源本期工程2X1000MW机组,年耗原煤量约500万吨。本工程设计煤种与一期一致,采用山西平朔煤。平朔煤炭工业公司隶属于中煤能源股份有限公司(原中煤进出口公司)负责平朔矿区的开发、建设、管理、成立于1982年。平朔矿区开采范围178.3平方公里,煤炭地质储量61.4亿吨。目前平朔煤炭工业公司现包括安太堡露天矿(年设计生产能力1535万吨)、安家岭露天矿(设计生产能力达1500万吨)和东露天矿(年设计生产能力1500万吨),年产原煤4500-5000万吨,出口精煤将达到2000万吨。山西平朔煤炭工业公司2007年计划生产煤炭4500万吨,到2009年总产量可达7000万吨/年,电厂已与中国中煤能源股份有限公司签定二期500万吨/年供煤协议,供应煤种为平朔安太堡煤(详见供煤协议),可以满足电厂本期工程(2X1000MW)的年耗煤量。因此,对于本期工程(2X1000MW)煤源是有保证的。根据天津国投津能发电有限公司已取得的供煤协议,以及国投电カ关于天津北彊发电厂燃料来源及燃料品质的确认意见函(待补),本工程设计煤种为山西平朔安太堡煤,校核煤种为晋北烟煤和山西国投云峰混煤。3.1.煤质分析资料天津北疆发电厂二期工程设计煤种为山西平朔安太堡煤,校核煤种为晋北烟煤和山西国投云峰混煤。其煤质及灰分分析资料见表4.2-1。

20表4.2-1煤质分析及灰成份分析资料项目符号单位设计煤种平朔安太堡煤校核煤种1晋北煤校核煤种2云峰混煤全水分Mt%7.39.612.6干燥基水分MkI%2.42.851.25收到基灰分Aar%21.319.7729.16干燥无灰基挥发分Vdar%37.732.3136.23收到基低位发热量Qnct.arkj/kg220002244120990收到基碳Car%57.3758.5653.94收到基氢Har%4.193.363.44收到基氧Oar%7.577.289.52收到基氮Nar%1.40.790.87收到基硫Sar%<0.870.630.47可磨性指数HGI5657.6458灰成分分析二氧化硅SiOz%52.3150.4145.05三氧化二铝AI2O3%33.515.7339.68二氧化钛TiQ%0.71.590.63三氧化二铁Fe203%3.6023.465.81氧化钙CaO%4.653.933.80氧化镁MgO%0.811.271.08氧化钾K2O%0.672.330.67氧化钠Na20%0.490.46五氧化二机V205%无三.氧化硫S6%1.671.282.24二氧化镒MnO2%0.020.001其它%1.580.579变形温度DT℃>15001110>1500软化温度ST℃1190半球温度HT℃项目符号单位设计煤种平朔安太堡煤校核煤种1晋北煤校核煤种2云峰混煤熔融温度FT℃1270

21非常规数据煤种干基游离二氧化硅(SiO..)d%1.09煤中氣Farug/g142煤中氯Clar%0.038煤的磨损指数Ke1.323.1.燃料耗煤量燃料消耗量见表4.3-1〇表4.37燃料消耗量项目单位设计煤种校核煤种1校核煤种2小时燃煤量t/h2X393.12X384.92X415.8日燃煤最t/d2X78622X76982X8316年燃煤量万t/a2X248.92X243.62X263.1注:1、考虑供热后,锅炉设备年利用小时数按6328小时考虑。2、日平均运行小时数按20小时考虑。3、燃煤消耗量按每台锅炉BMCR工况下的燃煤量考虑。3.2.石灰石品质及耗量4.4.1石灰石品质本期工程同步建设烟气脱硫设施,拟毎台炉安装ー套100%容量的石灰石一石膏湿法脱硫装置。吸收剂采用外购粒径キ20mm的石灰石块,石灰石品质暂按照CaC03》90%(或CaO含量不小于50%);MgO<2%考虑。4.4.2石灰石耗量烟气湿法脱硫石灰石耗量见表4.4.2-1»

22表4.4.2-1石灰石耗量表项目单位设计煤种校核煤种1校核煤种2小时耗量t/h2X11.42X8.12X6.5日耗量t/d2X2282X1622X130年耗最t/a2X721392X512572X41132注:1、考虑供热后,锅炉设备年利用小时数按6328小时考虑。2,日平均运行小时数按20小时考虑。4.5油品及油质资料本工程点火及低负荷助燃用油采用0号轻柴油,油质资料见表4.5T。表4.5T油质分析资料种类单位〇井轻柴油运动粘度mm"/s3.〇〜8.0灰分%>0.025硫分%>0.2水分痕迹闭口闪点℃255凝固点℃WOC比重t/mJ0.8低位发热量kj/kg425704.6燃料运输燃煤考虑由铁路运输,来煤可由山西大同经丰沙大铁路线转京山铁路线由汉沽站经南堡铁路支线至电厂铁路专用线进厂;或由山西大同经大秦铁路线转津蓟铁路线再转京山铁路线由汉沽站经南堡支线至电厂专用线进厂。5建厂条件5.I厂址概述5.1.1电厂地理位置天津北疆发电厂厂址位于天津市汉沽区南部沿渤海区域。汉沽位于天津市东部,渤海西北岸,蓟运河下游,地处东经11707'40"-11803*35",北纬3907’40"〜39019’56"。东临河北省丰南县,距胥各庄45.8km:北接宁河县,距芦台镇8.45km;西与塘沽区接壤。区中心距天津国际机场50km,距天津港

2321km,距天津外环线56km,距唐山市50km,距北京天安门广场约185km。汉沽地处京津唐三角地带,是天津对外开放的前沿,是天津滨海新区的重要组成部分。蓟运河由北向南穿越本区,总长28km。4.1.2厂址周围环境及场地条件电厂位于汉沽区东南部,双桥子乡、万根村以东,大神堂渔港以西,汉南路以南,海滨大道(海挡)以北的区域,厂址与万根村之间由南北向冲沟及虾池相隔,规划的112国道南北向穿越电厂与冲沟之间的区域,南与海滨大道相接。电厂西北距汉沽城区约9km,南距海挡约0.40km。电厂周围均为盐场储水池,池壁顶标高约2.0m(1985国家高程基准,下同),池深约2.0m。本工程为扩建工程,扩建场地位于电厂一期工程的北侧,扩建场地大部分为ー期施工用地,已进行回填,回填标高3.0m〜4.0m,少量的场地为盐池。厂址场地完全满足建设2X1000MW+30万吨/日海水淡化燃煤机组的用地肅要。5.2交通运输5.2.1公路运输6.2.1.1公路交通现状目前,汉沽境内拥有干线公路2条、区级公路5条、高速公路1条。各级道路纵横交错,构成了汉沽区公路运输网,交通运输极为便利。主要交通道路情况如ド:(1)干线公路芦汉公路:起于京山铁路汉沽立交桥,止于芦台,与津榆公路衔接,全长8.713km,境内长3.4km。此道路为本区重要交通出口,经芦台东北方可达唐山、山海关,西南方向抵天津。津汉公路:天津合成桥至汉沽大桥,全长66.013km,境内长9.363km。此道路经清河农场过永和大桥,直达天津市区。(2)区级公路汉(沽)北(塘)公路:起于天津化工厂南门,止于蓟运河防潮闸,全长15.158km。汉榆公路:起于本区新华路至宁河县境与津榆公路衔接,全长13.70km。汉南公路:起于本区新华路天津市家具十八厂东侧至丰南县南堡。本区辖段止于毕家区西桥,途径思家坨、前大坨、双桥子、九棚、大神堂、汉沽盐场一分场、洒金坨,全长27.086km。芦堂公路:起于京山铁路芦台站西道口,入本境后经辛庄、桃园、魏庄、杨家泊、东李自沽、傅庄至小神堂与汉南公路相接,全长15.85km。塘汉公路:由大辛村经京山铁路金溪河废桥、北塘大桥至杨北公路,全长12.70km,境内4.85km。

24海滨大道:横跨天津沿海全境,全长153km,境内彩虹桥至河北丰南31.9km。5.2.1.2公路交通远期规划汉南公路:规划拓宽为18m宽ー级公路。芦堂公路:规划拓宽为16m宽ー级公路。112国道:112国道天津东段项冃西起武清区石各庄,接拟建的京沪高速公路,止于厂址西侧海滨大道。路线全长92.3km,采用六车道高速公路标准,路基宽35米。具体施丄进度尚未确定。5.2.2铁路运输京山铁路横贯全区,在本境段为复线运行,双程计长为29km。汉(沽)南(堡)铁路,始建于1958年,由京山铁路汉沽车站接轨,延伸至南堡铁路,全长31.80km,境内20.60km。此铁路主要运输汉沽、南堡两场海盐,并兼客运。5.2.3燃煤外部运输通路及电厂铁路专用线电厂燃煤采用铁路运输,运输径路有两条:ー为京包线〜丰沙线〜京沪线〜天津北环线〜京山线〜南堡支线〜电厂专用线:二为大秦线〜津蓟线〜天津北环线〜京山线〜南堡支线〜电厂专用线。一期工程对京山线汉沽站(含)至南堡支线付庄站(含)进行了改造,同时预留满足二期工程燃煤运输的铁路改造条件,一期已新建电厂铁路专用线,专用线线路长度约5.0km。原一期工程大件运输方案发生较大变化,致使二期工程无法引用一期工程大件设备运输方案。2007年10月27日收到北疆电厂委托天津国投津能发电有限公司及中海石油基地集团物流渤海石油运输公司编制的北疆电厂二期2X1000MW机组工程《大件运输可研报告》电子版。提出两个方案,一方案发电机静子,海水淡化设备全部采用海运方案。二方案发电机静子采用海运方案,海水淡化设备采用公路运输方案。该报告中无论ー方案还是二方案发电机静子均采用水路运输到电厂重件码头,在电厂重件码头卸船后通过公路运输到现场。5.3水文气象在一期工程阶段,我院水文气象专业对北疆发电厂100年•遇高潮位下50年一遇波浪对厂址的影响进行了分析,具体内容如下:北疆发电厂厂址与海洋之间有滨海大道相隔,滨海大道宽28m,顶面标髙3.83m,在100年一遇高潮位(3.74m)下,波浪在向岸转播过程中,由于受到滨海大道的阻挡消能,波浪产生破碎,能量不会传递到厂址区域,只会形成越浪,在厂址区域形成越浪积水。在滨海大道的南侧建有电厂的取水沥水池和沉淀池,该池向海长3.5km,沿滨海大道长2km。在水工设计时,该池临海的三面围堤均按防100年一遇高潮位下50年一遇波浪考虑,防浪堤顶高程5.08m。所以,能够发生越浪的滨海大道长度为1.2km。

25经计算,在100年一遇潮位下,50年一遇波浪的越浪量为0.917n?/in.s。厂址北侧为汉南路,滨海大道与汉南路之间地势平坦,平均宽度2.0km,两条大路基本平行,越浪海水在高潮位时会存积在该区域内,按最大高潮持续时间1小时考虑,计算得到两条大道之间的总越浪量为396X10W,汉南路与滨海大道间的积水面积为7.0km2,越浪积水深度为0.56m,电厂厂址区域自然地面标高约为0.40m〜2.0m,故越浪积水水位为〇.96m〜2.56m,因场地拟平整标高为4.0m,所以越浪积水对厂址无影响。由上述计算和分析可知,外海波浪在厂址处只产生积水,外海波浪不可能传递到厂址处,滨海大道与厂址区间产生的波浪对厂址会产生影响。由于厂址围墙距滨海大道300m左右,在50一遇最大风速31m/s的作用下,采用小风区波浪计算公式,其所产生的可能最大浪高为0.37m,所以厂区防洪水位为:100年一遇潮位下50年一遇越浪积水位2.56m+50年一遇波波高0.37m=2.93m。由于电厂场地整平标高为4.0m,所以厂区不受越浪所产生的积水影响。根据上述分析,将厂区场地标高填高至4.0m时,厂区不受洪水(高水位)影响,厂区是安全的。5.4水源5.4.1海水水源电厂冷却水系统与一期相同,为带海水冷却塔的二次循环供水系统,循环水系统补充水及海水淡化制水采用海水。电厂取水采用高潮位取水方式。电厂一期工程设计补充水量为6.7mソs,本期工程需补充水量约6.91mシs,电厂ー、二期工程设计总取水量约13.61m3/s。取水工程在电厂一期工程中已按ー、二期工程需水总量建设。本期需新建2根DN1200厂外补充水管线。海水淡化冷却水源取自电厂循环水系统。5.4.2淡水水源北疆发电厂厂址地处滨海地区,淡水资源极为匮乏。根据一期工程论证,为解决电厂及地区的淡水供应问题,电厂本期工程将同步建设30X10'm7d海水淡化制水站,全部供应城市生活、生产所需淡水,电厂自用工业及生活用水均由二期海水淡化水提供。本期工程淡水用量为668mソh。5.5贮灰场目前粉煤灰综合利用前景广阔,旦粉煤灰利用效果较好,故一期工程中取消了事故灰场。为了应对事故情况下灰渣的存放问题,二期工程拟在周边区域选择有条件的灰场做好备用灰场,并计划签订租用协议,目前相关工作正在沟通中。5.6厂址区域稳定与工程地质汉沽区在地质构造上位于黄骅拗陷东北部的北塘凹陷内。区内及临近地区主要有:沧东断裂、蓟运河断裂、宁河一昌黎断裂、茶淀断裂、汉沽断裂等。所选厂址位置与区域地质构造关系见图1:汉沽区域地质构造示意图。

26由图1所示,厂址位置附近1km范围内无活动性断裂通过,厂址处于相对稳定地段,可以建厂。

275.6.1工程地质条件5.6.1.I地形地貌厂区位于天津汉沽区东南部,距离汉沽城区IL0km左右,西北临双桥子村,北侧为汉南公路,南临规划的滨海大道。厂区场地在地貌单元上属滨海平原地带,地势平坦。原场地为晒盐池,勘测期间正在进行回填整平,原地表形态已被完全改变。本次勘测期间地面标高约为2.30〜3.60m=5.6.1.2地层岩性厂区地层为第四系陆相、海相、海陆交互相沉积层,本次勘测钻探最大深度70m。根据土层的沉积成因、物理力学性质,将本次勘测所揭露的土层自上而下分为6层,主要以粉质粘土、淤泥质粉质粘土和粉细砂、细砂组成。场地内浅部场地土条件满足不了上部结构对地基土的要求,需要采用桩基础。天津北疆电厂二期工程场地内场地上主要由回填士和②1层软塑状态两部分组成,具有承载カ低,高压缩性的特点。二期工程场地土厚度在18.0m左右,其中回填土厚度3.6m(软土厚度约14.0m〇鉴于电厂占地面积较大,建筑物荷载重,对地基变形要求严格,为电厂建设创造良好的场地条件,使建筑物的地基处理能取得较好的效果,减小建筑物在施工期间和后期的沉降量,本工程

28进行场地预处理很有必要。5.6.1.3地下水条件场地地下水为第四系孔隙潜水及由于场地回填形成的上层滞水,本次勘测在钻孔中实测水位埋深为0.8〜2.6m,相应标高为0.95~1.05m«0按长期浸水状态考虑,由水样化验结果判定地下水对混凝土结构具强腐蚀性,对钢筋混凝土结构中的钢筋具有弱腐蚀性,对钢结构具中等腐蚀性。地下水在有干湿交替作用的情况下对混凝土结构具强腐蚀性,对钢筋混凝土结构中的钢筋具有强腐蚀性,对钢结构具中等腐蚀性。由土样化验结果,判定土样对混凝土结构具中等腐蚀性,对钢筋混凝土结构中的钢筋具有强腐蚀性,对钢结构无腐蚀性。5.6.2场地地震效应5.6.2.1建筑场地类别根据《建筑抗震设计规范》(GB50011-2001),判定建筑场地类别为W类。5.6.2.2场地地震动参数根据中国地震局地震工程研究中心所完成的《天津北疆发电厂工程场地地震安全性评价报告》,50年超越概率为10%的场地设计地震动峰值加速度为0.195g,対应地震烈度为VI。度。5.6.2.3地震液化本场地无地震液化问题。6工程设想6.1建设容量及规模6.1.1装机方案6.1.1.1建设规模天津北疆发电厂规划4X1000MW,一期已经建设投产2X1000MW,二期工程机组发电容量为2X1000MW,同时建设日产30万吨淡水的海水淡化装置,并留有再扩建的条件。本期工程拟建设2X1000MW超超临界、一次中间再热、抽汽凝汽式燃煤发电机组,同步建设烟气脱硫装置和脱硝装置,建设日产30万吨淡水的海水淡化工程,厂内建设城市采暖ー级换热站,向天津市汉沽供热分区提供采暖热负荷636MW。6.1.1.2装机方案天津北疆发电厂位于天津市汉沽区。一期工程建设2X1000MW超超临界燃煤机组,并同步建设日产20万吨淡水的海水淡化工程,是集发电一海水淡化ー浓海水制盐一体化运营

29模式建设的高效大型火力发电厂,是典型的“电一水ー盐ー地”循环经济模式建设项目。该项目已列入国家循环经济试点项目中。目前,一期工程两台机组已顺利地通过168进入商业运行。二期工程将建2X1000MW超超临界抽凝机组,每台机组的额定采暖抽汽量为500t/h«汽轮发电机组在采暖期额定抽汽(TMCRエ况的进汽量和背压)エ况下的出力约为819.7MW,此时额定抽汽量为1200t/h。在非采暖期额定抽汽(TMCRエ况的进汽量和背压)エ况下的出力约为912.9M肌此时额定抽汽量为700t/h。向天津市汉沽供热分区提供采暖热负荷,同时每台机组向海水淡化装置提供400t/h加热蒸汽量,满足日产30万吨淡水的海水淡化装置的需求,另外每台机组提供真空制盐加热蒸汽量300t/ho因此二期工程每台机组采暖季节的额定抽汽量为1200t/h,非采暖季节的额定抽汽量为700t/h。蒸汽压カ0.40MPa(范围0.30〜0.50MPa),蒸汽温度250ヒ。北疆电厂一期工程的1000MW机组,在正常运行时是带对外抽汽的机组,已属供热机组范畴。汽轮机由上海汽轮机厂设计制造供货,其原型机为德国西门子的1000MW级抽汽供热机组。就百万机组的抽汽供热能力,我们向国内汽机厂进行了咨询:其中上海汽轮机厂的汽机中压缸排汽压カ为0.3〜0.55MPa,对于一台1000MW的汽轮机组,中压缸排汽的最大抽汽量可达到800t/h~1200t/h„本期工程机组如果采用一期工程的中压缸,中压缸下部考虑海水淡化、采暖抽汽再加上5段抽汽,那么两个内径为ゆ1020抽汽ロ,将提供1179.5t/h的抽汽量,此时蒸汽流速已经超过100m/s,大大超出了允许流速。对于本期工程每台机组抽汽1200t/h的需求,上海汽轮机厂建议:采用黑泵电厂中压缸模式,将中压3段,4段抽汽口向汽缸两侧移动,同时在中压外缸中部开ー个直径2m的抽汽口来满足抽汽要求。另外,由于3段、4段抽汽口的外移以及中压外缸抽汽ロ的更改,在一期的基础上需要对中压内缸、中压外缸重新设计。由此可知!000MW机组对外抽汽1200t/h是可行的,具体实施方案还有待汽机厂开展进ー步深入的工作。利用本期工程的机组对外供热,可不必再新建供热锅炉或其它供热电站,减少烟气排放点,有利于城市环保。而北疆电厂1000MW超超临界机组本身已是国内各项排放指标最先进的大型电站机组,它的建设是更加符合我国节约能源,降低污染的电カ发展方向。6.1.1.3供热方案本期工程厂内设置热网换热站,经过二次热交换,向供热分区提供热网循环水。根据《供热专项规划》的要求,换热站热网循环水回水温度按70℃(热网循环水供水温度按130℃。全厂热网循环水量约9100t/h,两台机组的热网加热器采用并联形式,加热器的进出口温差为60℃。

30电厂出口热水参数:供水温度:130"C供热压カ:1.6MPa回水温度:70℃回水压カ:0.20MPa6.1.2主机主要技术条件根据一期工程经验,主设备的参数暂定如下,待下ー阶段主机招标时,再进行详细的技术比较,最终确定机组的技术参数和生产厂家。6.1.2.1锅炉型式:n型或塔式布置、超超临界变压运行螺旋管圈或垂直管圈、一次中间再热、单炉膛、前后墙对冲燃烧或切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、钢炉架、半露天布置燃煤直流锅炉。主耍技术规范(BMCR工况)(1)锅炉最大连续蒸发量(BMCR)3102t/h(2)过热器出口蒸汽压カ27.46MPa(g)(3)过热器出口蒸汽温度605℃(4)再热蒸汽流量2563t/h(5)再热器进口蒸汽压カ6.31MPa(g)(6)再热器出口蒸汽压カ6.11MPa(g)

31(7)再热器进口蒸汽温度379℃(8)再热蒸汽出口温度603℃(9)省煤器进口给水温度299.8(10)锅炉保证热效率293.86%(11)6.1.2.2排烟温度(修正后)汽轮机124℃型式:超超临界、一次中间再热、单轴、机。主要技术规范额定纯凝エ况四缸四排汽、双背压抽汽凝汽式汽轮(1)额定功率1000MW(2)高压主汽阀前主蒸汽压カ24.67MPa(a)(3)高压主汽阀前主蒸汽温度600℃(4)主蒸汽流量2746t/h⑸中压主汽阀前再热蒸汽压カ5.868MPa(a)(6)中压主汽阀前再热蒸汽温度600℃(7)凝汽器背压5.2kPa(a)¢8)转速3000r/min(9)(10)设计冷却水温度给水加热级数218级℃(11)额定转速采暖期额定抽汽丄况3000r/min(12)抽汽压カ0.40MPa(a)(暂定)(13)额定抽汽量1200t/h(14)采暖期额定抽汽エ况功率非采暖期额定抽汽エ况819.7MW(15)抽汽压カ0.40MPa(a)(暂定)(16)额定抽汽量700t/h(17)非采暖期额定抽汽エ况功率912.9MW6.1.2.3发电机

32发电机的冷却方式为水、氢、氢。发电机的励磁型式为自并励静止励磁或无刷励磁系统。主要技术规范¢1)额定容量1111MVA(2)额定功率1000MW(3)额定功率因数0.9(滞后)(4)定子额定电压27kV(5)定子额定电流23778A(6)额定频率50Hz(7)额定转速3000r/min(8)额定容量1111MVA(9)额定功率1000MW6.2总体规划6.2.1丿.区总平面规划布置6.2.1.1一期工程厂区总平面布置简介一期工程厂区总平面布置按4X1000MW+50万吨/日海水淡化同类机组进行总体规划,辅助生产、附属建筑均按4X1000MW+50万吨/日海水淡化机组一次建成或预留了扩建条件。・期工程采用四列式布置格局,主厂房固定端朝南,扩建端朝北,汽机房朝西。具体布置方案为:厂区自西向东依次为500kV配电装置区、水塔区及海水淡化设施、主厂房及脱硫设施区、贮卸煤设施区。主厂房区自西向东依次布置为汽机间、除氧间、煤仓间、锅炉房(集中控制楼布置在两炉之间)、电气除尘器、引风机、烟囱及烟道、脱硫设施场地。海水淡化设施区布置在主厂房区的西侧,西临500kV配电装置,南临自然通风冷却塔。500kV配电装置采用GIS形式,采用电缆出线。循环水系统为单元制,每台机组设一座1200Omユ的自然通风冷却塔。冷却塔布置在海水淡化设施区的南侧,两台机公用一座循环水泵房(循环水加药间及循环水泵房配电间与循环水泵房建成联合建筑),进、回水管由A列接入厂房。石灰石浆液制备车间、脱硫废水处理车间、石膏脱水车间布置在脱硫区域与贮煤场之间。灰库气化风机房、灰库布置在脱硫本体设施的北侧。电厂铁路专用线布置在贮煤场的东侧,由南堡支线付庄站接轨,从厂区北侧进入厂

33区。铁路卸煤采用翻车机方式,厂内设置2条重车线、2条空车线、1条机车走行线、1条边修线、1条电カ机车机待线、1条内燃机车机待线。辅助及附属生产设施按功能划分成相对独立的小区布置在主厂房固定端以南,自西向东依次为海水预处理装置、淡水池及综合给水泵房、化学水处理站、雨水泵房及生活污水处理站、エ业废水处理站、燃油设施区。厂前建筑包括综合办公楼、综合服务楼及汽车库构成独立分区,布置在淡水池及综合给水泵房、化学水处理站的南侧。厂区主入口朝南,进厂主干道由厂区南侧进入厂区,电厂主、次进厂道路均由汉南路引接。6.2.1.2二期工程厂区总平面规划二期工程遵循一期工程总体规划,在ー期预留条件的基础上进行设计。二期厂区总平面布置方案如ド:本方案仍采用四列式布置格局,厂区自西向东依次为500kV配电装置区、水塔区及海水淡化设施、主厂房及脱硫设施区、贮卸煤设施区。主厂房固定端朝南,扩建端朝北,汽机房朝西。二期主厂房在一期主厂房扩建端向北连续扩建,主厂房区自西向东依次布置为汽机间、除氧间、煤仓间、锅炉房(集中控制楼布置在两炉之间)、电气除尘器、引风机、烟囱及烟道、脱硫设施场地。贮煤场布置在一期贮煤场的北侧,其间为已建6m宽道路相隔。铁路卸煤采用翻车机方式,厂内设置2条重车线、2条空车线、1条机车走行线,有效长均满足1050m。二期厂内铁路线布置在一期厂内站的东侧。二期共设计9套海水淡化设施,每套海水淡化设施比・期海水淡化设施长约30m,均布置在一期海水淡化设施的北侧,为利于管线的连接,ー、二期海水淡化设施东侧平齐。ー、二期海水淡化设施之间脱开25m,用于布置二期500kV等电缆沟及蒸汽管道支架。二期海水淡化设施北侧布置2座自然通风冷却塔。淋水面积均为12000m2«两台机公用一座循环水泵房(循环水加药间及循环水泵房配电间与循环水泵房建成联合建筑),进、回水管由A列接入厂房。500kV配电装置仍采用GIS形式,在ー•期配电装置基础上向北连续扩建。供热站布置在500kV配电装置的北侧,北临施工临时电源35kV配电装置。海水淡化预处理设施布置在一期自然通风冷却塔以西,供氢站以南的区域,西邻丿区围墙。二期工程厂区用地面积约为48.43hm2»

346.2.1.3竖向布置根据厂址地形条件,厂区竖向布置采取平坡式布置。根据本报告防排洪部分的分析,厂区防洪按照厂址不受风浪影响考虑。本工程采取将厂址场地标高填高至高于100年一遇高水位的防洪措施,根据《火力发电厂总图运输设计技术规程》(DL/T5032-94)中规定“主厂房区域的场地设计标高应高于频率为1%的高水位加0.5m,厂区其他地段的设计地面标高也不应低于频率为1%的高水位。”及该地区频率为1%的高水位为3.74m,同时考虑进厂道路的引接、厂区土方量等因素,确定厂址场地设计标高为4.00m。本工程场地填方量为90.OX10M,挖方量为15.OOXlO'm',(包含清淤工程量、厂区护坡土方量)。结合厂区地势,厂区排水主要采用城市型道路和地下雨水管网相结合的方式,雨水从场地汇集至周围道路,经雨水口进入雨水管网,升压后排出厂外。6.2.1.4施工场地施工生产区布置在二期主厂房扩建端,占地20応2。施工生活区布置在二期冷却塔北侧,占地7.0加ユ。6.3烟气脱硫与脱硝天津北疆发电厂距北京、天津城市中心较近,需要严格控制污染物的排放。本工程拟同步建设烟气脱硫装置和脱硝装置。6.3.1烟气脱硫6.3.1.1脱硫エ艺烟气脱硫主要有湿法、干法、半干法三种脱硫エ艺。考虑到湿法脱硫所用设备简单,操作容易,脱硫效率较高。同时技术成熟,应用广泛,湿法脱硫占世界安装烟气脱硫机组总容量的85%,其中石灰石法占36.7除其他湿法脱硫技术约占48.3%。故本期工程与一期工程一致,采用石灰石一石膏湿法脱硫エ艺。石灰石一石膏湿法脱硫丄艺采用价廉易得的石灰石作脱硫吸收剂,石灰石粉与水混合搅拌制成吸收剂浆。在吸收塔内,吸收剂浆液与烟气接触混合,烟气中的S02与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应,最终反应生成石膏。脱硫后的烟气经除雾器除去烟气中的细小液滴,排入烟囱。脱硫石膏浆脱水后回收。由于吸收剂浆的循环利用,脱硫吸收剂的利用率很高。脱硫工艺主要包括:吸收剂制备系统:吸收塔系统;烟气系统;石膏处理系统;吸收塔浆液排放与返回系统;工艺水系统;废水回收及排放等系统。6.3.1.2脱硫系统

35本期工程脱硫系统拟与一期工程一致,采用ー炉ー塔,脱硫系统烟气阻カ由引风机克服,取消增压风机,烟气系统不设GGHo脱硫吸收剂采用キ20mm粒径的石灰石块,厂内设湿磨制备系统。脱硫副产品石膏考虑综合利用。脱硫石膏产量见表6.3.1-E表6.3.1-1脱硫石膏产生量(含10%的表面水分)项目单位设计煤种校核煤种1校核煤种2小时t/h2X18.52X13.22X10.5日产量t/d2X3702X2642X210年产量t/a2X1170682X835302X66444注:1、锅炉设备年利用小时数为6328小时。2、日平均运行小时数按20小时考虑。6.3.2烟气脱硝本工程同步建设烟气脱硝装置。6.3.2.1脱硝エ艺选择本工程拟采用选择性催化还原法SCR脱硝技术。采用还原剂方式的脱硝エ艺可分为选择性非催化还原法(SNCR)和选择性催化还原法(SCR)。选择性非催化还原法(SNCR),是以尿素或氨作为基本还原材料,加入到炉内不同部位的高温烟气中,氮氧化物与氨发生还原反应,生成风和HQ,适宜的还原反应温度为800T000℃。由于很难将反应剂全部送到800T000℃的烟气中,故SNCR的脱硝效率较低,且随锅炉负荷变化较大;锅炉容量越大,技术的难度也越大。选择性催化还原法(SCR),是在催化剂存在的条件下,采用氨、CO或碳氢化合物等作为还原剂,在氧气存在的条件下,将烟气中的N0还原为N”其中以氨作为还原剂得到的N0脱除效率最高,可达90%,且氨的逃逸率较低,不影响炉内燃烧,是适用于大型燃煤锅炉的脱硝技术。对于大型燃煤锅炉,在锅炉的高温、高含灰量烟气区段,设置选择性催化还原脱硝装置(SCR),其设计和制造技术已趋成熟,国外已有十余年的使用经验,应当是目前首选的推荐方案。6.3.2.2脱硝エ艺简介SCR装置包括如下主要组成部分:SCR催化反应器,氨气注入系统,烟气旁路系统,还原剂储存及制备系统等。本工程脱硝装置采用氨触媒法。烟气脱硝装置反应塔布置在锅炉构架内,锅炉尾部省煤器出口至空预器入口烟道间。脱硝效率目前阶段暂按在B-MCRエ况下,脱硝效率80%考虑,经过脱硝装置后的NOx排放浓度不大于lOOmg/Nm、最终脱硝效率以环评为准。脱硝装置暂按不设省煤

36器旁路烟道,不设SCR旁路烟道。根据制氨原料的不同,还原剂制备エ艺方法可分为:纯氨法,氨水制氨法和尿素制氨法。三种方法中,使用尿素制氨的方法最安全,但是,其投资、运行总费用最高:纯氨的运行、投资费用最低,但是,纯氨的存储需要较高的压カ,安全性要求较高。氨水介于两者之间。根据国内外制造厂商的介绍,在日本和中国台湾均采用纯氨法,在欧洲根据不同地区的情况三种方法均有应用。纯氨法应用广泛,贮运量小,有利于布置,同时考虑到国外应用的情况和电厂较高的管理水平,本工程现阶段暂按纯氨法设计。脱硝系统用的反应剂暂按纯氨,浓度为99.6%,其品质符合国家标准GB536-88《液体无水氨》技术指标的要求。脱硝剂消耗量如下:表6.3.2ー脱硝剂(液氨)消耗量项目单位数量每小时液氨的消耗最(BMCR)kg2X500每天液氨的消耗量(20小时)kg2X10000每年液氨的消耗量(6328小时)t2X31646.4电气主接线6.4.1老厂电气简介电厂一期工程2X1000MW机组以500kVー级电压接入系统,出线两回接入天津滨海500kV变电站,出线电厂侧不装电抗器,电厂母线装设1组电抗器。2X1000MW级机组均采用发电机ー变压器组单元接线,发电机经主变升压接至500kV配电装置,发电机出口不设断路器。500kV配电装置采用3/2断路器接线,一期2回主变进线和2回出线,构成2个完整串,500kV配电装置采用屋内GIS。2X1000MW机组的主变压器均采用三台单相变压器组,不设备用相。500kV先通过降压变压器(额定容量150MVA)降压至llOkV,厂内设置!lOkV配电装置,起动/备用变压器再由llOkV配电装置供电,llOkV配电装置采用屋内GIS。5OOkV配电装置与主变压器采用5OOkV电缆连接。7.4.2电厂接入系统设想(1)方案ー二期2X1000MW机组不接入一期5OOkV配电装置,建设2回500kV线路接入周边500kV变电站。(2)方案ニ二期2X1000MW机组接入一期配电装置,扩建1〜2回500kV线路接入周边500kV变电站。

37目前,二期电厂接入系统方案还没有审定,本次初可研暂按方案ー,即2X1000MW机组不接入一期500kV配电装置,建设2回500kV线路接入周边500kV变电站。6.4.3发电机及其附属设备发电机暂定主要技术参数:(1)额定功率1OOOMW⑵额定容量1111MVA⑶额定电压27kV(4)额定频率50Hz⑸额定功率因数(COStp)0.97.4.4电气主接线本期2X1000MW级机组均采用发电机ー变压器组单元接线,发电机经主变升压接至500kV配电装置。本期(二期)2X1000MW机组不接入一期500kV配电装置,以500kVー级电压接入周边500kV变电站,本期2回500kV出线,出线电厂侧暂不考虑装设电抗器。电厂母线是否装设电抗器,待电カ接入系统审查后确定。500kV配电装置接线考虑以ド3个方案:•方案一:3/2断路器接线和一期工程一样,500kV配电装置采用3/2断路器接线,本期2回主变进线和2回出线,构成2个完整串,每串接1回进线和1回出线,同名回路分别接入不同侧母线。发电机出口不设断路器。•方案ニ:双母线接线500kV配电装置采用双母线接线,本期2回主变进线和2回出线。正常运行时,两组母线同时工作,通过母线联络断路器并联运行,每组母线接1回主变进线和1回出线。发电机出口不设断路器。•方案三:发电机ー变压器ー线路组单元接线本期2X1000MW级机组均以发电机ー变压器ー线路组单元接线形式,连接到周边500kV变电站。发电机出口装设断路器。本阶段主接线暂考虑采用方案ー、即3/2断路器接线。6.4.5主变压器选择考虑变压器运输问题和制造水平,本期工程暂推荐主变压器选择单相变压器,暂不考虑设置备用相。

38主变压器主要参数:(1)额定容量3x380MVA⑵型式单相⑶变比550/V3-2X2.5%/27kV(4)接线组别丫N,dll6.4.6起动/备用电源接线起动/备用变压器由llOkV配电装置引接,本期扩建llOkV配电装置,形成单母线分段接线,同时再增加1台降圧变压器(额定容量!5OMVA),降压变压器由5OOkV配电装置的ー组母线引接。6.4.7电气设备存置主变压器、高厂变、起动/备用变压器均布置在主厂房A列外的变压器场地。本阶段500kV配电装置布置推荐和一期工程相同的布置型式,即屋内式GIS.本阶段推荐和一・期工程相同的方式,即主变至500kV配电装置连接采用500kV电缆连接。6.5输煤系统6.5.1电厂一期系统概况电厂一期输煤系统担负1、2号机组容量为2X1000MW机组的供煤。铁路来煤卸车设施为2套C型单车翻车机卸车系统,1套运行,1套备用,或2套单车翻车机交替运行,作业方式为折返式。每套额定出力为1200t/h,最大出力为1500t/h。翻车机卸车设施配置重车调车机、空车调车机、迁车台等组成翻车机卸煤自动线。贮煤场共有三个条形煤堆,煤堆高度15m,储煤量约32万吨,可供2X1000MW机组燃用约20天。贮煤场内设置ニ台折返式斗轮堆取料机,可以实现翻车机卸ド的煤既可以到贮煤场,又可将贮煤场的煤运至主厂房的原煤仓。二台斗轮堆取料机为并列布置,每台堆料出力为1500t/h,取料出力为1500t/h,臂长45m。带式输送机全部采用双路系统,一路运行,--路备用。从翻车机到煤场之间的卸煤系统和从煤场到主厂房煤仓间之间的上煤系统的带式输送机均为带宽B=1400mni,出力Q=1500t/h,并具备双路同时运行的条件。上煤系统的出力是2X1000MW机组耗煤量的188%。系统内设置ニ套筛碎设施,每ー套对应ー路带式输送机。筛分设备选用2台1500t/h出力的滚轴筛和2台出力为1000t/h的环锤式碎煤机,碎煤机入料粒度く300mm,出料粒度<30mm。系统内共设置4级电磁除铁器。煤仓间采用电动双侧犁式卸料器向原煤斗配煤。系统运行按三班工作制设计。6.5.2本期锅炉耗煤量项目装机容量、、、煤种小时耗煤最(t)日耗煤量(t)年耗煤最(10't)1X1000MW设计煤种393.17862237.8

39校核煤种1384.97698232.9校核煤种2415.88316251.62X1000MW设计煤种786.215724475.6校核煤种1769.815396465.8校核煤种2831.616632503.2注:其中日燃煤量按20小时计算,年燃煤量按6050小时计算。本期2X1000MW机组年燃煤量约475.6万吨。燃煤由铁路运输进厂。日平均进厂煤量约157001,每日进厂约4.4列车(按60t车,每列60节计)。若考虑来煤不均衡系数为1.2,计算铁路日最大进厂煤量约188401,约5.2列车。6.5.3方案设想根据电厂建设规模,本期扩建2X1000MW超超临界燃煤汽轮发电机组,结合厂址条件和一期工程的规划设计,遵循在保证运煤系统能够安全、可靠、稳定运行的前提下,尽可能降低工程造价,提高经济效益的原则,本期按2X1000MW机组容量建设ー套包括卸煤、储煤、筛碎及上煤等设施的完整的运煤系统。铁路来煤卸车设施:新建2套C型单车翻车机卸车系统(可翻卸C80车辆),1套运行,1套备用,作业方式为折返式。翻车机每套额定出力为1600t/h,最大出力为2000t/ho贮煤设施:共有三个条形煤堆,煤堆高度15m,储煤量约32万吨,可供2X1000MW机组燃用约20天。贮煤场内设置ニ台折返式斗轮堆取料机,二台斗轮堆取料机为并列布置,每台堆料出力为2000t/h,取料出力为1500t/h,臂长45m,另配备有4台型号为TY220的推煤机和1台ZL-50型轮式装载机,煤场周圈设有防风抑尘网。带式输送机系统:带式输送机全部采用双路系统,一路运行,一路备用。从翻车机到煤场之间的带式输送机系统带宽B=1600mm,出力Q=2000t/h,从煤场到主厂房煤仓间之间的上煤系统带宽B=1400mm,出力Q=1500t/h,并具备双路同时运行的条件。上煤系统的出力是2X1000MW机组耗煤量的188%〇筛碎设施:系统内设置ニ套筛碎设施,每ー套对应ー路带式输送机。筛分设备选用2台1500t/h出力的滚轴筛。破碎设备选用2台环锤式碎煤机,每台出力为1000t/h:碎煤机入料粒度く300mln,出料粒度く30mm。煤仓间采用电动双侧犁式卸料器向原煤斗配煤。系统运行按三班工作制设计。输煤系统还设有入炉煤、入厂煤的计量及校验装置和入厂煤的采样装置、入炉煤采样装置、除铁装置、检修起吊装置、控制系统等,并设置采暖通风系统、除尘

40系统、煤场喷洒抑尘系统、带式输送机转运点喷雾抑尘系统和水力清扫系统、消防系统、通讯、照明系统等。6.6供排水系统本期工程采用海水作为冷却水,供水系统为带逆流自然通风冷却塔的二次循环供水系统,冷却介质为海水,补充水取自渤海湾。本期工程按2X1000MW机组容量设计,根据机组的运行工况及水源条件,参照一期工程的优化结果,初步确定循环水系统的冷却倍率夏季为55倍,冬季为40倍,并依此计算出二期工程的循环水量见下表。表5.4.3T循环水量表机组机组容量凝汽量(t/h)凝汽器冷却水量(m7h)辅机冷却水量(m3/h)总计(m3/h)编号MW夏季冬季夏季冬季夏季冬季310001791.51791.598532.5716603460101992.575120410001791.51791.598532.5716603460101992.575120总计2000358335831970651433206920203985150240循环水系统采用单元制或扩大单元制方案,1机3泵方案每件发电机组配1座自然通风冷却塔,3台循环水泵和相应的配套设施以及相应的构筑物,每台机组热季运行3台泵,冷季可运行2台泵,2台机组设置1座循环水泵房;1机2泵方案每台发电机组配1座自然通风冷却塔,2台循环水泵和相应的配套设施以及相应的构筑物,每台机组热季运行2台泵,冷季可采用扩大单元制,2机运行3台泵,2台机组设置!座循环水泵房。每台机组的循环水供水干管由1条DN3600钢套筒混凝土压カ管道送至主厂房凝汽器,凝汽器回水亦由1条DN3600钢套筒混凝土压カ管道送至冷却塔配水竖井。冷却塔至循环水泵房进水前池的循环水输送采用2X3.0X3.5m的双孔钢筋混凝土循环水排水沟。北疆发电厂采用海水作为循环冷却水源,海水及盐雾将对相关设备造成较严繭的腐蚀,为减轻海水及盐雾对金属设备的腐蚀和对水工建(构)筑物的危害,设计中将采用如下措施。(1)合理选择材质在供水系统设计中,尽量采用非金属管道输水。循环水输水干管采用钢套筒混凝土管,可有效地抵御海水腐蚀。循环水排水沟采用钢筋混凝土结构,为增加结构的抗腐蚀性能,可适当加厚钢筋的保护层。对于必须采用金属材料的设备及设施,根据其使用条件及重:要程度,选用不同

41的耐腐蚀材料,如采用不锈钢、锲铭铸铁等。(2)喷涂防腐与电化学联合保护对于长期浸泡在海水中的水泵、阀门、滤网、钢管及其零配件等金属设备和设施,除采用防腐材料外,还须采用喷涂防腐漆和电化学联合保护,以达到防止海水腐蚀的目的,一般防腐保护年限不低于10年。6.7补充水系统根据北疆电厂循环水系统采用海水及海水淡化制水系统需采用大量海水的工程特点,经总补充水供水量初步平衡,海水淡化末级冷却水由循环水系统供给:海水淡化制水由补充水系统直接供给,根据循环水量、气象条件等计算出的本期海水补充水量见下表。表5.4.4-1本期补充水量表(海水淡化容量30X107m3)机组容量冷却塔蒸发损失(m3/h)冷却塔风吹损失(m7h)冷却塔排污损失(用于海水淡化制水)(m7h)海水淡化制水(m3/h)总用水量(m3/h)热季冷季热季冷季热季冷季30X107m3热季冷季1X100014441212513817541477:七1927271X10001444121251381754147732492727调湿灰用水2818总计288824241027634802936218752489324393电厂补充水系统建(构)筑物均在一期工程中,按ー、二期工程的补水要求建设完成,该系统采用高潮位取水的方式,在海挡外设置2级沉淀调节池,由一级沉淀调节池入口设置闸门调节进水水位。6.8海水淡化供、排水系统本期海水淡化系统按3路水源供水。海水淡化冷却用水宜接由电厂循环水系统供水管网接管,冷却水回水至循环水系统回水管或冷却塔;海水淡化制水水源1路由海水补充水取水泵宜接供至海水淡化站,另1路由循环水系统排污水供给。海水淡化制水站本期工程制水量30X104n?/d,需用海水冷却水量:22080mソh,需用海水制水水量:21875mヽ/h。本期海水淡化制水水源亦可全部取用本期循环水系统排水,而原海水直接补入冷却塔,该方案可使循环水系统浓缩倍率由1.8降为1.2,单台机组增加补充水量约1.54m7s»占总循环水量的5.4%,即减少了冷却塔5.4%的负荷。由于夏季原海水温度较冷却塔出水温度低,由原海水直接补入冷却塔将在一定程度上提高凝汽器热效率。但该方案将大量原海水经循环水系统后再补入海水淡化

42预处理站,将增加海水淡化供水管道投资,且夏季海水淡化制水温度将达到41C左右,海水淡化系统能否接受该水温还需与设备供货方进ー步协调配合。对于该方案,在下ー阶段设计中将进行综合技术经济比较,以选择综合效率最高的供水方案。海水淡化后的浓缩海水,本期排水量约8750mVh,该排水为有压排水,将由1条DN1000的钢套筒混凝土管收集后,排至盐场,接管位于电厂围墙外1m。6.9冷却塔结合电厂・期工程的设计成果,本阶段暂按1200的逆流式自然通风海水冷却塔设计,本阶段冷却塔的主要尺寸初步计算如下:塔总高度:165m:出口直径:80m;喉部髙度:127.50m;喉部直径:75.0m;进风口高:11.6m;有效抽风高度:157.90m;塔淋水面积与塔出口面积比:2.50本期工程冷却塔的配水型式根据一期工程论证结果,采用虹吸式竖井配水方案。虹吸装置由虹吸罩与虹吸堰构成。虹吸式竖井配水的运行方式:热季2台循环水泵运行时,竖井水位上升淹没虹吸堰,并快速带走虹吸罩内空气,形成负压区,水流则源源不断地稳定流入供内区配水的卜.主水槽,供给冷却塔内区配水的水量,形成全塔配水的工况;进入冬季工况,为避免冷却塔结冰,全塔配水转入外区配水运行,停运1台循环水泵,可通过打开虹吸罩上的电磁阀,使空气进入虹吸罩内,负压状态破坏,供内区配水的主水槽停止供水,实现仅冷却塔外区配水运行工况。电厂淡水用水量主要包括锅炉补充水、空调补充水、工业用水及电厂生活消防用水等。具体用水量见表3.1-3。在考虑一定节水措施的前提下(脱硫系统按湿法脱硫考虑并考虑脱硝),本期工程需水量约为668m7h,本期工程生产供水将在一期综合水泵房内增泉供水。

43表5.4.6T2X1000MW补给水量表序号用水项目供水最(m3/d)回收最(m7d)备注1化学水处理站、锅炉补充水及闭式冷却水补水48242016含空调及采暖补充水回收水由エ业废水集中处理后用于输煤冲洗水2脱硫用水8280523脱硫系统考虑零排放3主厂房地面冲洗水4032工业废水集中处理后用于输煤冲洗水4输煤系统除尘用水132105回收水经沉煤池及过滤处理后用了输煤冲洗水5贮灰库清扫1006除灰水封槽补水360727运灰道路及运灰车冲洗用水12008道路及绿化用水24009输煤系统冲洗用水150120回收水经沉煤池及过滤处理后用于输煤冲洗水10煤场喷洒用水240011输煤喷雾抑尘266012生活用水12096经二级生化处理后用于绿化13热网补充水2280014调湿渣用水120015化学水处理消耗水403016ェ业废水处理站消耗水297017生活污水处理站消耗水19018沉煤池消耗水57019调湿灰用水283020未预见水量7640用水量的5%21合计19005296422总用水量16041折合668m7h23用水指标0.093m7s.GW注:本表所列为正常连续用水量和耗水量,耗水量为电厂采取了节约用水措施、一水多用、重复利用后与用水量对应的正常连续补水量,不包括机组后动、检修等的非正常工况水量.注:表中水量为日平均流量,单位为m'/d。根据上表可知,二期工程2X1000MW,机组采用湿法脱硫方案时,平均用水量为1604lm7d,小时用水量668m7h(其中:热网补充水95m7h),用水指标为0.093m7s.GW»扣除热网补充水量,则用水指标为0.079mソs.GW。根据本工程的实际情况,为确保电厂长期、经济的安全运行,并达到节约用水、保护环境

44的目的,在设计中按照各エ艺系统对水量及水质的要求,结合水源条件,设计合理的供水系统,尽量做到循环用水、梯级用水,一水多用。根据电厂各排水点的水量及水质情况,合理确定各排水系统及污、废水处理设计方案,尽量做到污、废水收集处理后全部回用。采取的主要节水措施为:1)利用海水做二次循环冷却用水,减少了大量的淡水用量。2)利用海水及脱硫排水供除灰调湿灰用水。3)将本期工程的化学废水、含油废水和含有害物质的废水送至エ业废水集中处理站,经处理达标后用于电厂脱硫及冲洗水系统。4)对厂区生活污水进行处理,处理达标后的污水用于厂区绿地浇洒。5)为节省和充分利用水资源,输煤系统除尘水、输煤系统冲洗水收集处理后回用于电厂冲洗水系统。6)输煤系统冲洗水与煤场喷洒、厂区道路浇洒及绿化用水不同时使用,上述各用水点避开电厂用水高峰时间使用。6.10生产、生活、消防供水系统本期工程生产用水可宜接由一期生产供水管网引接,将在一期综合水泵房内增设生产供水泵2台。本期工程生活用水可直接由一一期管网引接,在一期综合供水泵房内增设生活供水泵1台。电厂一期工程已建有完善的水消防管网,消防水源为海水淡化水,消防水量及压カ均可满足二期工程要求,二期工程水消防管网可直接由一期管网引接。厂区同一时间火灾次数为ー次。特殊消防系统按《火力发电厂与变电站设计防火规范》(GB50229-2006)执行,主要包括:自动喷水灭火系统及气体灭火系统,并在各系统及火灾易发生部位设置火灾探测和自动报警装置,消防集中控制盘设在集中控制室。6.11厂区排水系统电厂排水系统主要包括生活污水排水系统,生产废水排水系统及雨水排水系统。二期工程生活污水可利用一期生活污水管网排至一期生活污水处理站,在ー期处理站位置增设二期工程生活污水处理设施,处理后的排水用于绿地浇洒,二期エ程处理装置将根据・期工程运行情况,增设2套5m7h的地埋式生活污水•体化处理装置。二期工程工业废水,由二期工程工业废水管道直接与一期エ业废水管道连接后排入ー・期エ业废水处理站处理后重复使用。

45二期工程雨水排水将由一期工程已设计的雨水干管汇集后,由一期已建成的雨水排水泵提升后排出。7环境保护和社会影响6.1地理位置及地形地貌汉沽区位于华北平原的东北部,地势低平,海拔均在5m(大沽水准)以下,绝大部分在3m以下,地面起伏甚微,坡度为1/10000〜1/5000,北部略高,南部稍低。蓟运河自北而南蜿蜒曲折,缓缓流动注入渤海。总体来说,汉沽区的地形地貌特征为:地貌形成较晚、平原地貌广阔、地势坦荡低平、河渠洼淀众多。厂址地处汉沽区沿海,厂区位于大神堂村和海沿村之间、防波堤以内,现状大部分为盐田,地势低缓。厂址所在地区属于天津市区范畴,在国务院划定的“二氧化硫污染控制区”范围内。6.2气候、气象汉沽区位于渤海西部,受季风环流控制,气候属暖温带半湿润大陆性季风气候,四季分明;春旱多风,冷暖多变;夏热湿大,雨水集中;秋高气爽;冬寒少雪。统计汉沽气象站1974〜2003年的气象资料成果如下;多年平均气温11.9℃历年极端最高气温39.7℃(2003.7.14)历年极端最低气温-20.7℃(1990.1.31)最冷月(一月)平均气温-4.7℃最热月(七月)平均气温26.0℃多年平均相对湿度65%最小相对湿度l%(2000.4.6)多年平均蒸发量1591.2mm多年平均降水量556.7mm50年•遇10分钟平均最大风速29.7m/s最大瞬时风速31m/s(1974.12.21)历年最大积雪厚度31cm历年最大冻土深度57cm6.3水文特征

46(1)陆地水文汉沽区地处渤海湾沿岸滨海平原区,地势低平,坡度一般在0.3%。〜1.6%。之间。海岸线长度约28.5km。区内仅有一条河流ー蓟运河,在区内的长度约26km,一般宽度为19〇〜300m,蓄水能力为0.5316亿立方米,年均入海水量为5.9亿立方米。(2)海洋水文特征汉沽海域位于渤海湾中部,滩面宽阔,达350〇〜5000m,坡度平缓,为0.58〜1.13%〇,年淤积厚度约为11.5cm。大神堂至蛭头沽段位冲刷型海岸,坡度为1.31〜1.41%。,海岸年蚀退约16〜56m。本区潮汐性质为不正规半日潮,毎日两潮,滞后45分钟,一般涨潮时间为5.5小时,退潮时间为7小时,一般潮差为2〜3m,最大可达4m。6.2社会环境汉沽区下辖4个街、4个镇,45个居民委员会、58个行政村,共17万人口。2008年,全区实现GDP26.07亿元,比上年增长14.5%,区级一般预算内财政收入完成11060万元,比上年增长8%。汉沽区辖区海岸线32km,区内有大片滩涂和水面,现有盐田1.3X10'hm2,全区海淡水养殖面积3万多亩,水产品产量近3X10't。京山铁路横贯全区,并有汉南线铁路和本区工业专线,铁路货站2个,年货物吞吐量500X10't以上。由于地理位置优越,在现有7条公路的基础,还将有多条高速公路建成通车,交通条件优越。汉沽区工业基础比较雄厚,拥有・批工业品牌,已逐步形成以海洋化工为基础,海洋化工、石油化工、精细化工有机结合,其它产业竞相发展的工业体系,成为天津市乃至全国重要的化学工业基地之ー。6.3环境保护对象厂址地区保护对象为天津市的大气环境质量、地下水环境质量、地表水环境质量、声环境质量。6.4建厂地区的环境、生态和水土保持现状6.5.1环境质量现状根据《天津北疆发电厂新建项目ー期2X1000兆瓦机组工程环境影响报告书》6.6.1.I大气环境2004年11月15日到2004年11月21日,对厂址进行了7天的监测。大气监测点共10个,厂址附近的影响主要考虑灰场等无组织排放,所以对厂址地区仅进行TSP的监测,其余9个点则考虑点源高空排放污染物扩散的影响,而进行PM10、S02、N02的监测。

47环境质量现状监测单因子指数统计结果点位IS02IN02IPM10ITSP汉沽城区0.6330.3331.100双桥子村0.2000.3080.573海辛庄村0.2400.3080.540蔡家傢村0.2130.3080.540付庄村0.2330.3080.587洒金坨村0.2130.3500.553大神堂村0.2400.3000.593小神堂村0.2200.3330.567海沿村0.2000.3410.613厂址0.967根据上面的监测统计和计算结果可以看出,SOユ、NO2的小时均值和日均值全部达标,超标率为〇,PM10的日均值在汉沽城区出现略微超标,样本超标率为14.3%、超标倍数为0.1,属于轻度超标,总体来看,汉沽区环境空气质量良好,各项污染物的单因子指数排序为PPM10>PTSP>PN02>PS02,主要污染物为PM10,其次为TSP、N02和S0”7.6.1.2环境噪声2004年11月15日ー16日连续监测2天,在厂址厂界处东、南、西、北4个方位各设1个,每天监测2次(昼间、夜间)。噪声现状统计分析结果单位:dB(A)监测点位时段最大值最小值超标率拟建厂址东厂界昼间44.643.70夜间37.436.90拟建厂址南厂界昼间48.948.20夜间38.936.70拟建厂址西厂界昼间45.643.70夜间37.235.30拟建厂址北厂界昼间45.744.10夜间37.436.50

48从以上统计结果看,厂址地区噪声环境低于《城市区域环境噪声标准》中3类标准昼间和夜间噪声限值。7.6.1.3海洋环境㈠水质环境海水中所有评价因子中BODs,磷酸盐,无机氮100%超二类水质标准,Pb超过二类水质标准的超标率为9%,其余项目均达到二类类水质标准要求,说明渤海湾富营养化状况严重。(二)沉积物环境结论调查海区除除Cu和Cr分别有一个站位超过ー类标准,符合二类标准要求外,其余均达到一类沉积物质量标准,按照海洋功能区的要求,该区海洋环境沉积物质量良好。㈢浮游植物a、浮游植物生态类群特征从本航次调查结果来看,调查区内浮游植物群落组成基本以硅藻类为主,浮游植物群落组成属于较典型的北方海域种类组成,种类多样性较丰富。优势种主要为骨条藻、旋链角毛藻、浮动弯角藻和角状弯角藻,在群落中所占比例较高,表明种类间分布均匀程度一般。b、调查海区浮游植物的数量分布海流、泾流、温度、盐度等是影响浮游植物平面分布的最主要因素,还有浮游动物的摄食差异、水团运动等原因。由于本调查海区水深较浅,整个海区浮游植物呈现明显的团块分布模式,各站位浮游植物细胞数量差异较大。另外,所调查海区藻类细胞数量偏高,已达到赤潮警戒密度。㈣浮游动物a、调査海域浮游动物的种类组成基本反映出我国北方海域浮游动物种类组成单纯,个体数量大的特征。本海域调査共采集到5大类16种浮游动物和7大类7种浮游幼虫和一种仔鱼。浮游动物种类组成正常。b、浮游动物总生物量平均为190nlg/n?,总生物量偏低。强壮箭虫在总生物量中占主导地位,他的数量变化直接影响总生物量的变化。c、本海域浮游动物总密度大型浮游动物和中、小型浮游动物平均分别为175个/n?和2918个/中、小型浮游动物高出大型浮游动物1个数量级,从中可以看出中、小型浮游动物虽然个体小,但是数量大,在浮游动物总生物量中也占有一定的份量。d、本海域主要浮游动物优势种为强壮箭虫和小拟哲水蚤,它们的数量变化直接影响浮游动物总密度的空间分布。e、本海域浮游动物无论种类组成还是数量分布都属于正常的生态群落,未出现异常现象。

49㈤底栖生物(1)调查海域底栖生物种类较丰富,其中具较高经济价值的种类有扁玉螺、绒毛细足蟹、蟠蛭、日本鼓虾、蓝蛤。其中扁玉螺、绒毛细足蟹、蟋蟀的资源量相对较高,栖息密度分别为3个/m'8个/皿ユ和1个/m;生物量分别为2.17mg/m\l.32mg/m2和4.39mg/m2o(2)调查海域底栖生物数量优势种为环节动物多毛类;生物量优势种为棘皮类动物。(3)该海域分布的底栖生物均为黄渤海近岸海域常见种,底栖生物群落结构基本正常。困叶绿素a调査区及其附近海域海水叶绿素a含量属正常范围。(七鱼卵、仔稚鱼本海域本次调查未采到鱼卵,仅采到少量仔鱼,这可能与季节有关,秋季水温较低,大部分鱼类已过了产卵期。但根据历史调查资料,调查区及其附近海域海分布一定数量的鱼卵和仔稚鱼,是渤海湾鱼类产卵场和索饵场的分布区域,在此产卵的鱼类有十几种。(内游泳动物调查区邻近滦河口渔场,主要游泳动物种类有鱼类的小黄鱼、带鱼'妒鱼、働鱼、黄姑鱼、蓝点马鮫、黄鲫、斑餘、钝尖尾緘虎鱼、半滑舌螺、青鳞'鳏鱼、鋪等;头足类有长峭、短峭等;甲壳动物有毛虾、日本鼓虾、脊尾褐虾、口虾站、日本爆、葛氏长臂虾等。但近年来由于环境、人为等方面的原因,大部分品种的渔获量明显减少。W海洋生物质量在检测的三种生物中,除毛蛆和海湾扇贝体内車金属铅、镉含量超国家ー类海洋生物质量标准外,符合二类标准外,其余均达到海洋生物质量的ー类标准的要求。(4)自然景观文化遗产、旅游资源及环境敏感目标汉沽境内原有庙宇、炮台,因自然和人为毁坏,已荡然无存,其他文物也残缺不全。经调查,本项目周围无易受电厂影响而需要保护的文物古迹。根据天津市汉沽区文化局出具的《关于电厂项目选址不涉及历史文化的说明》,经考证,汉沽区32公里海岸线及腹地乡村、盐田范围内无历史、文化保护遗址、古迹。汉沽区旅游资源较少,目前比较看要的旅游资源为天津国际游乐港,位于营城水库东侧的渤海岸边,位于本项目的西南方向,距离本项目厂址约10公里以上,不属于评价范围之内。本项目评价范围内主要为农村居民点、虾池、盐田、海滩等,无特别需要保护的自然景观、自然保护区、防护林等目标。7.6.1.4水土保持现状

50按照《天津市水土保持规划》总体布局,到2020年,天津现有水土流失全部得到高质量治理,将累计减少地表径流量1.4亿立方米,减少土壤流失量1019万吨,林草覆盖度达到30%,城市绿化覆盖率达到45乐人均绿地面积达到10平方米以上。7.7执行的标准本期工程环境质量标准和污染物排放标准拟执行如下标准,最终标准按地方环境保护行政主管部门对本期工程所执行标准的批复为准。7.7.1环境质量标准(1)环境空气质量评价标准执行《环境空气质量标准》(GB3095T996)中二级标准和国家环保总局环发[2000]1号《关于发布〈环境空气质量标准〉(GB3095T996)修改单的通知》的决定:(2)声环境质量评价标准执行《声环境质量标准》(GB3096-2008)中的3类标准。7.7.2污染物排放标准(1)大气污染物排放执行天津市《锅炉大气污染物排放标准》(DB12/151-2003)中火电厂(站)锅炉大气污染物排放标准限值,该项目大气污染物排放参照执行改扩建锅炉排放标准。(2)灰场扬尘无组织排放执行《大气污染物综合排放标准》(GB162977996)中无组织排放监控浓度限值:(3)该项目在正常工况下没有工业废污水外排。特殊工况下,污水排放拟执行《污水综合排放标准》(GB8978-1996)中的ー级标准和天津市《污水综合排放标准》(DB12/356-2008)中的相关标准。(4)厂界噪声执行《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)中的3类标准:(5)施工期噪声执行《建筑施工场界噪声限值》(GB12523-90);(6)固体废物执行《一般固体废弃物贮存、处置场污染控制标准》(GB18599-2001)H类处置场考虑。7.8主要污染物及防治措施设想7.8.1现有工程(一期工程)北疆电厂一期工程建设规模2X1000MW机组。一期工程设计煤种为平朔安太堡煤,校核煤种为晋北煤和云峰混煤。一期工程循环冷却水采用海水冷却塔二次循环,冷却水为海水,厂内其他工业和生活用水采用电厂自产的海水淡化水。一期工程灰场位于厂址东侧约500m,防波堤以内。一期工程设计采用的主要设备、环保设施及情况见表7.8-1.

51表7.8T・期设计采用的主要设备、环保设施及情况项目单位机组r2a出力及开始运行时间出力MW2X1000时间2009年投产间隔2个月锅炉种类超超临界参数变压直流炉、一次再热、平衡通风、半露大布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构n型锅炉.蒸发量t/h2X3102(B-MCR)汽机帥、た超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、抽汽(单抽)凝汽式、ハ级回热抽汽。出力t/h主蒸汽流量2X2670t/h发电机种类水氢氢、静态励磁容最MVA额定2X1111烟气治理设备烟气脱硫装置种类石灰石一石膏湿法烟气脱硫脱除率%95排放量t/a3178(设计煤种)2254(校核煤种1)1808(校核煤种2)排放浓度mg/m916754烟气除尘装置种类高效静电除尘器效率%299.82排放量t/a676(设计煤种)616(校核煤种1)981(校核煤种2)排放浓度mg/m3201930烟囱型式钢筋混凝土单筒内置双管集束烟囱高度米240出口1内径2X7.5mNtX控制措施方式低氮燃烧并预留烟气脱除氮氧化物装置空间效果排放浓度低于450mg/m3冷却水方式海水冷却塔二次循环冷却排水处理方式种类排水采用雨污分流制,エ业废水处理后回用、生活废水进行二级生化处理后回用。循环冷却水排水和淡化站浓水排入盐池。处理量m3/h厂内各系统排水全部进行回用。

52项目单位机组1"グ灰渣处理方式种类除灰渣系统采用灰渣分除、干式除灰渣系统。除灰采用正压气カ输送管道,除渣采用风冷式干排渣机、气カ输渣或刮板捞渣机排渣处理量万l/a灰渣总量108.25、石膏量22.94(设计煤种)灰渣总量98.83、石膏量16.37(校核煤种1)灰渣总量156.36、石膏量13.02(校核煤种2)灰渣综合利用种类灰渣和脱硫石膏由社会的其他企业综合利用用量100%注:一期海水淡化增容后,灰渣处理量比原设计仃所增大.7.8.2本期工程7.8.2.I本期工程空气污染物排放情况本期工程空气污染物排放情况见表7.8-2表7.8-2本期工程空气污染物排放情况(2台炉)项目单位设计煤种脱硫效率校核煤种1脱硫效率校核煤种2脱硫效率S0,实际排放量t/h0.57380.53780.5405t/a347232543271实际排放浓度mg/m1898484烟尘实际排放量t/h0.13140.14450.1894t/a7958751146实际排放浓度mg/m3212329.5NOx实际排放浓度mg/ni'100湿法脱硫%95除尘器效率%不小于99.82湿法脱硫除尘效率%50脱硝%80注1、排放浓度为标态、干烟气浓度(a=1.4)。2、日运行小时数20h,设备年利用小时6050h.7.8.2.2废水排放本期工程的生活污水可利用一期生活污水管网排至一期生活污水处理站,在ー期处理站位置增设二期丄程生活污水处理设施,处理后的排水用于绿地浇洒,用水量77t/do二期

53工程处理装置将根据一期工程运行情况,增设2套5m7h的地埋式生活污水一体化处理装置。本期工程的再生酸碱废水、锅炉酸洗废水、主厂房地面冲洗水、含油废水等各种废水分类收集后送至エ业废水集中处理站,处理达标后进行综合利用,本期工程仅在原一期エ业废水集中处理站内预留位置上增设・套IX100ボ/h絮凝反应设备。烟气脱硫系统的废水处理包含在脱硫岛内,处理达标后冷季283t/d(热季523t/d)回用。本期工程循环水排量冷季3480t/d(热季2936t/d),排至海水淡化预处理水池;海水淡化后排水海水约5833mソh,排至盐场,正常工况下由盐场综合利用。本期工程耗水指标0.093m7s.GW〇7.8.2.3固体废弃物本期工程采用下式除灰渣、灰渣分除系统。炉底渣经碎渣机破碎后被输渣系统送入贮渣仓,渣经卸料机构装车外运至用户综合利用或送往备用贮灰场进行碾压贮存。本期工程除灰方式采用干除灰方式,省煤器和除尘器灰斗飞灰经干灰输送系统送至厂内贮灰库,贮灰库留有综合利用的出口,用户可用汽车装载,运至厂外进行粉煤灰综合利用,贮灰库的灰也可加湿搅拌后用专用汽车运至事故贮灰场进行干灰碾压贮存。本期工程灰渣排放量见表7.8-3。表7.8-3本期工程灰渣排放量煤种装机容量(MW)灰渣最石子煤最合计t/h10't/at/h101t/at/h10't/a设计煤种1X100085.951.9721.2187.953.182X1000171.8103.9442.42175.8106.36校核煤种11X100094.557.1821.2196.558.392X1000189114.3642.42193116.78校核煤种21X1000123.874.902.21.3412676.242X1000247.6149.84.42.68252152.48注:日运行小时数20h,设备年利用小时6050h。7.8.2.4噪声机械在转动时、破碎物体时及运行时等而产生的噪声:气体流动产生的噪声:电磁噪声等。根据《火力发电厂设计技术规程》(DL5000-2000),设备声压级小于下表数值。序号名称噪声限值(dB(A))1引风机(进风口前3m处)85

542送风机(吸风口前3m处)903钢球磨煤机95-1054其他中、高速磨煤机86-955发电机及励磁机(距离声源1m处)906汽轮机(包括注油器,距声源1m处)907排料机(距机壳!.5m处)858汽轮机给水泵1017.9灰渣综合利用我国的粉煤灰综合利用工作正处于大力发展时期,目前对粉煤灰的综合利用项目,多集中在建材生产、建筑、筑路以及粉煤灰制品等方面。而水泥工业、道路建设和市政工程建设等行业,对粉煤灰需求量非常大。因此本工程的粉煤灰在这些领域被利用的潜カ较大。为了在技术上具体落实利用的项目和途径,现对这方面的技术指标要求分述如下。7.9.1在水泥生产中做活性材料用的粉煤灰和粉煤灰水泥由于粉煤灰也属于ー种火山灰质材料,具有一定的活性,因此可用做水泥生产中活性混合材料,根据《通用硅酸盐水泥》(GB175-2007)中的规定,用于生产粉煤灰水泥中粉煤灰掺量按质量百分比计为20%〜40%。7.9.2硅酸盐建筑制品粉煤灰的硅酸盐制品近年来发展很快,种类较多。如:粉煤灰硅酸盐砌块、粉煤灰混凝土小型空心砌块、粉煤灰加气混凝土、蒸压粉煤灰砖、免烧粉煤灰砖等。以粉煤灰为主要原料,掺入粘土或页岩、煤肝石等粘结材料,经配料、成型、干燥利焙烧而成的实心砖或空洞率不大于15%的空心砖统称为烧结粉煤灰砖。7.9.3筑路用的粉煤灰随着我国经济的迅猛发展和交通运输量的快速增长,高等级公路的建设也在快速发展。由于高等级公路是全封闭、全立交的,同时为了减小引桥坡度,都要提高道路标高,从而需要填筑高路基。用粉煤灰代土填筑高路基是粉煤灰大量利用的重要途径。上世纪50年代后期,英国首先将粉煤灰用作道路的路堤和基层材料。随后,法国、德国、芬兰、波兰、美国、加拿大等欧美国家纷纷仿效。我国经过多年试验,积累了大量的成熟经验,近年来在高等级公路的修筑中,大量使用粉煤灰作路堤和基层材料,既使粉煤灰得到了较好的利用,又保护了环境和土地资源。

55用粉煤灰筑路不仅用量大,而且对粉煤灰品质要求较低。其优点是对粉煤灰进行了综合利用,并节约大量粘土,不破坏生态资源。而且粉煤灰含钙量高,碾压后板结效果好。由于粉煤灰渗水能力强,雨季施工受影响也小。缺点是粉煤灰中含有一定的碳,当含碳量(即烧失量)超过15%时板结性能降低。燃煤电厂可以通过控制锅炉燃烧来降低含碳量。7.9.4本工程粉煤灰的适用性分析本工程的煤源:本工程设计煤种为山西平朔安太堡煤,校核煤种为晋北烟煤和山西国投云峰混煤。粉煤灰成份中设计煤种、校核煤种1和校核煤种2的S0ユ含量分别为1.67%、1.28%、2.24%,CaO的含量分别是4.64%、3.93%、3.80%,SiOノ分别是52.31%、50.41%、45.05%,MgO的含量分别是0.81%、1.27%、1.08%。我国国家标准规定用于生产水泥中的粉煤灰的S0」不超过3.5%、用于混凝土中的粉煤灰的SO?不超过3.0%,本工程设计煤种、校核煤种1和校核煤种2均满足规定中用于生产水泥和用于混凝土的要求。硅酸盐建筑制品中IH级要求粉煤灰的SiOユ不大于75%,硅酸盐建筑制品中HI级要求粉煤灰的S0:,不大于15%,本工程设计煤种、校核煤种1和校核煤种2均满足此技术指标。烧结砖用粉煤灰的CaO不大于10%,本工程设计煤种、校核煤种1和校核煤种2均满足此技术指标。故本工程粉煤灰可用于生产水泥和混凝土、沙浆掺拌、烧结砖;可用于生产硅酸盐制品,但用于制做硅酸盐建筑制品时仅满足III级灰的标准:可用于制烧结砖。同时、必须注意到同一地区甚至同一煤矿的煤质具有一定的波动性,因此应注意煤质的变化,根据煤质核实粉煤灰成份,根据实际燃煤的粉煤灰分析其品质特性及其特性进行分析研究,进一步开拓粉煤灰的综合利用途径。7.10水土保持水土流失产生的时段主要在施工期,本工程厂区、施工区、贮灰场可能造成水土流失,详细内容需要通过本工程的水土保持方案确定;本期工程将按水土保持方案审查意见落实水保措施。8.11绿化厂区绿化按功能区分区绿化,办公区绿化以种花、草、灌本为主,并配建筑喷水池,以美化办公前区的环境:围墙周围以种根深叶茂的乔、灌本为主,间种花草,以起到挡风防尘、吸声隔音和美化环境的作用;各生产车间和附属生产车间周围在不影响防火、消防、防雷和其它安全生产要求的前提下,根据场地情况进行绿化。在架空建、构筑物下的空闲场地种植花草,灰场绿化考虑在沟口和灰场的主导风向上风进行绿化。总之,能绿化的地方尽量绿化。

568初步投资估算及财务与风险分析7.1投资估算及经济评价7.1.1投资估算8.1.1.I建设规模及厂址条件电厂规划容量为4X1000MW机组及50万吨/日海水淡化。一期工程已建设2X1000MW超超临界燃煤发电机组,同步建设石灰石一石膏湿法脱硫装置和建设日产20万吨淡水的海水淡化工程,并留有再扩建的条件。本期工程拟扩建2X1000MW超超临界燃煤发电机组,同步建设石灰石一石膏湿法脱硫装置、脱硝装置和建设日产30万吨淡水的海水淡化工程,并承担天津市滨海新区的汉沽供热分区部分供热负荷和真空制盐的供汽。8.1.1.2投资估算计列范围包括电厂围墙内全部工艺设备安装及建筑工程、脱硫工程、脱硝工程、海水淡化工程、厂内换热站、厂外铁路改造和其他费用。不包括厂外电カ送出工程、厂外淡化水输送工程、厂外浓盐水输送及制盐工程、厂外供热、供汽工程、脱碳工程、一期供热改造工程。8.1.1.3编制原则根据中华人民共和国国家发展和改革委员会批准(发改办能源[200711808号文)颁布实施的2006年版《火力发电建设工程预算编制与计算标准》进行项目及费用性质划分。执行中国电カ企业联合会(中电联技经[2007]138号)文批准颁布实施的《电カ建设工程概算定额》(2006年版本):《建筑工程》、《热カ设备安装工程》、《电气设备安装工程》,不足部分套用《电カ建设工程预算定额》(2006年版本):中国电カ企业联合会颁布实施的《电カ建设工程预算定额》第六册《调试》(2006年版本)。本工程三大主机及主要辅机参考电カ规划设计总院《火电工程限额设计参考造价指标(2008年水平)》设备价格,其他设备采用中电联技经中心颁发的《2003年设备价格汇编》,同时计列设备相关费用。8.1.1.4工程投资发电工程静态投资为807183万元,单位投资4036元/千瓦,海水淡水工程静态投资389524万元。单位投资!948元/千瓦。工程静态总投资为1196707万元;建设期贷款利息75105万元,工程动态投资为1271812万元,铺底流动资金7053万元,可抵扣的进ロ设备增值税56438万元,工程计划总资金1335303万元。发电工程总估算表表一甲建设规模200万千瓦单位:万元

57序号工程或费用名称建筑工程费设备购置费安装工程费甘、他,,”用合计各项占静态投资比例(盼单位投资(元/kW)一主辅生产工程(-)热カ系统398133093355084739999549.551999.98(二)燃料供应系统105348506632196722.4498.36(三)除灰系统14886849145797941.2148.97(四)水处理系统11306303177692091.1446.04(五)供水系统2761867251484358274.44179.14(六)电气系统12363831316730562796.97281.39(七)热エ控制系统86388943175812.1887.91(A)附属生产工程90661206169104411.2952.20(九)脱硫装置系统38691357340561842233402.89116.70(十)脱硝系统260803740181685140001.7370.00小计9501540748490111352759613873.852980.69

58序号工程或费用名称建筑丄程费设备购置费安装工程费其他费用合计各项占静态投资比例魏)单位投资(元/kW)二与厂址有关的单项工程(-)交通运输工程23460234602.91117.30(二)储灰场工程1561560.020.78(三)地基处理工程28114281143.48140.57(四)厂区、施工区土石方工程298329830.3714.92(五)厂外临时工程182618260.239.13(六)取水工程5311540874291.50.3614.72小计569151696874594857.37297.43三编制年价差2994430051599967.43299.98四其他费用915649156411.34457.82(-)建设场地征费用及清理费92309230(-)项目建设管理费1210312103(三)项目建设技术服务费2128721287(四)整套启动试运费84448444(五)生产准备费32983298(六)大件运输措施费16611661(七)基本预备费3554235542五特殊项目上.发电工程静态投资18187540918012103695092807183100.004035.91各项占静态投资比例代)909.372045.90605.18475.464035.91各项静态单位投资(元/KW)22.5350.6911.9911.78100.00七海水淡化工程静态投资2341635115166あ83023895241947.62八工程静态总投资20529176033112769210339311967075983.53九动态费用7510575105(一)价差预备费(-)建设期贷款利息7510575105十工程动态总投资2052917603311276921784981271812铺底流动资金70537053-1-可抵扣的进口设备增值税5643856438十:工程计划总资金2052917603311276922419891335303

598.1.2经济评价8.1.2.1经济评价依据及评价原则依据国家发展改革委和建设部联合发布的《建设项目经济评价方法与参数》(第三版)和国家现行的财税制度,参考《火力发电厂工程济评价导则》,采用了2007版“火力发电工程经济评价软件”计算程序,测算电厂上网电价并测算各项经济指标。8.1.2.2项目计划进度根据施工组织安排,第一台机组自主厂房开工至投入商业运行为28个月,第二台机组间隔4个月后投入商业运行,总工期控制在32个月。8.1.2.3资金来源本项目按内资建设经营考虑,国投电カ有限公司、天津市津能投资公司、长芦汉沽盐场有限责任公司分别占注册资本金的64%、34乐2%。资金来源如下:1本金:20%(占工程动态投资)融资:80%(贷款年利率:5.94%,贷款期18年,宽限年限3年,按本息等额方式进行偿还)8.1.2.4主要成本计算年发电量:100亿kWh年供热量:1747万GJ年供海水淡化量:9375万吨综合厂用电率:6.2%(含脱硫、海水淡化厂用电)全厂年耗标煤量:考虑了发电用煤、海水淡化用蒸汽耗煤、对外供热耗煤三部分其中:发电标准煤耗:0.2254吨/MWh;供热标准煤耗:37.2kg/GJ,海水淡化用蒸汽耗煤量63.1656万吨标煤价格:600元/吨(含税)供热价格:28元/GJ(含税)水网热カ出厂价格;汽网热カ出厂价格为32元/GJ(含税)根据日产30万吨海水淡化规模,考虑海水淡化成本及合理利润,水价为5.29元/吨(不含税)。ー主要财务评价指标ー览表

60序号指标名称单位数量1机组总容量万千瓦2002工程动态总投资万元12718123单位投资元/千瓦63594铺底生产流动资金万元7052.85上网电价(不含税)元/MWh301.366上网电价(含税)元/MWh352.257热价(不含税)元/GJ24.788热价(含税)元/GJ28.019项目投资内部收益率(税前)%8.9510项目投资财务净现值(税前)万元171882.4611项目投资投资回收期(税前)年11.5812项目投资内部收益率(税后)%7.3013项目投资财务净现值(税后)万元25178.5814项目投资投资回收期(税后)年12.6115项目资本金内部收益率%12.5916投资各方内部收益率%817总投资收益率%5.6218资本金净利润率%12.758.2敏感性分析在注资方内部收益率8%的条件下,按发电量减少10%和增加10%,标准煤价格降低10%和增加10%、热价减少10%和增加10%、总投资减少10%和增加10%及分别测算项目上网电价,测算结果见下表:敏感性分析表不确定因素变化率电价元/MWh(不含税)电价元/MWh(含税)电价变化率敏感度系数基本方案301.36352.25总投资-10301.36331.16-5.990.6总投资10283.3373.295.970.6电最-10319.39373.085.91-0.59电量10319.2335.23-4.83-0.48

61不确定因素变化率电价元/MWh(不含税)电价元/MWh(含税)电价变化率敏感度系数煤价-10286.8333.54-5.310.53煤价10285.37370.935.30.53热价-10317.34357.681.54-0.15热价10306.02346.87-1.53-0.158.3结论本期工程的动态投资为1271812万元,单位千瓦造价为6359元/千瓦。按注资方内部收益率8%测算,不含税上网电价为301.36元/MWh,含税上网电价为352.25元/MWh,该电价水平低于京津唐电网标杆电价382元/MWh,,项目主要经济指标可以满足投资方的要求,因此本工程在技术上是可行的,在经济上是合理的。另外,通过敏感分析可以看出,当工程投资、年发电量、燃煤价格和热价的变化幅度在10%以内时,在满足投资方回报的前提下,测算的含税上网电价最高大约在373.29元/MWh左右,可以看出总投资、煤价及发电量对项目经济指标影响最大。9结论及建议9.1建设的必要性(1)满足京津唐电网及天津电网负荷发展需求根据北京市、天津市、河北省近年来经济发展状况和“十一五”规划纲要,京津唐地区经济仍将保持较高的发展速度,奥运会相关产业的大量投资仍将继续拉动北京乃至京津唐地区的经济发展。在充分考虑电カ市场现状和未来影响因素的基础上,“H一五”期间京津唐电网最髙发购电负荷年均增长率将达10.2%,2011-2020年期间年均增长率将达5.8%;2010年京津唐电网最高发购电负荷将达42700MW,2020年将达75000MW。根据负荷预测结果,考虑已经在建和国家发改委优选的项目,蒙西电网!800-3500MW送电电カ,东北电网、西北直流等区外受电,“十一五”前三年京津唐电网将保持装机平衡;随着负荷的不断增长,2010年京津唐电网将缺电カ1111MW,2012年京津唐电网将缺电カ3520MW。可见,北疆电厂二期扩建工程的投产,对满足京津唐电网的负荷发展、缓解供电紧张状况将起到积极作用。(2)提高电网安全稳定水平

62随着“西电东送”容量的增加,也需要负荷中心建设适量的电源支撑,提高受端电网的电压支撑作用,以提高受端电网供电可靠性和抵御电网大事故能力,在意外灾害(例如地震、暴风雪、人为破坏、战争)情况下,当“西电东送”的一组输电通道的线路因故障全部断开后,提高负荷中心电网的稳定水平。基于以上考虑,在华北电网电源规划中,提出了在加快能源基地电源建设的同时,充分利用华北地区铁路四通八达、交通运输方便和环渤海湾地区建厂条件优越的优势,在负荷中心地区尽可能建设一定规模的电厂,对电网提供必要的无功支援和保安电源,确保受电电网不因接受大量外来电カ而降低安全稳定水平。北疆电厂位于天津市滨海地区,属于京津唐电网的负荷中心,实现了电力的就地消化,不用远距离送电,可节约电网建设投资、增强负荷地区电源支撑,对保证电网供电质量,提高电网安全稳定水平十分有利。符合华北电网的长期发展规划。北疆电厂二期扩建2X1000MW机组,有利于满足京津唐电网负荷发展需求,实现电カ的就地消纳,增强了负荷地区电源支撑能力,有利于提高京津唐电网及华北电网的安全稳定运行水平,符合华北电网长期发展规划。因此,北疆电厂二期工程的建设是必要的。(3)懑足经济社会发展对淡水的需求,带格式的:字体:(默认)求体,(中文)宋体,小四,不对齐网格带格式的:缩进:首行缩进:2字符,定义网格后ィ动调整右绘进,对齐网格•大津人均水资源量仅为160立方米,不足全国平均水平的"14。随着南水北调・'.で工程通水计划的推迟,淡水紧缺局面将更加严重。北疆电丿ニ:期扩建30万吨/II海水淡化装置,将有力缓解滨海新区淡水紧缺局面。(4)满足当地经济发展对土地资源的需求带格式的:字体:(默认)荣孫,(中文)宋体,小四,不对齐网格带格式的:缩进:首行缩进:2字符二期扩建工程采用工业化制盐,从根本上改变用地制盐的传统模式,可以大面へ」积节约盐田用地。目前,天津市盐田用地338平方公里,年产原盐250万吨,土地产值低,土地盐碱化、荒漠化严市,生态环境持续恶化。北疆二期扩建工程空产150删除的内容:项冃位于汉沽区,厂址周围是汉沽盐场的盐田,附近地区有南集盐场,海水淡化后的浓缩海水就近排入盐场制费,在增加盐场原产量的同时,可以腾出数十平方公里的盐田,用于更高价值的开发利用,为当地的经济发展提供了宝贵的上地资源支持,同时也避免了浓缩海水排入大海,减少了对海洋环境的影响。万吨精制盐,不仅可以为天津市传统优势产业和支柱产业ー盐化企业提供可靠的原料保证,同时还可以置换出200平方公里的盐山用地。T9.1建设的可行性本工程为扩建工程,不占用基本农田,无移民搬迁,不涉及重大矿藏,不涉及文物保护,已取得规划、土地等部门的同意文件。已取得累计供煤意向超过1000万吨/年。可以满足北疆电厂规划容量(4X1000柵)的年耗煤量,本期工程(2X1000MW)煤源是有保证的。采用海水淡化。本期配套建设日产30万吨的大型海水淡化装置,电厂不但不取用地上或地下的淡水资源,在满足电厂自身的全部淡水需要外,还主要向社会提供大量的淡水资源。

63采用海水冷却塔的二次循环供水系统,循环水排水、海水淡化排水全部送至盐场制盐,配套规划和改造盐场,在增加盐场原产量的同时,可以腾出大量盐田,用于更高价值的开发利用,同时也避免了浓缩海水排入大海,减少了对海洋环境的影响。灰渣、石膏全部综合利用。本工程为发电ー海水淡化一浓海水制盐一体化开发运营方式,属于典型的循环经济模式,建设条件基本落实,北疆电厂的建设是可行的。项目位于天津,地处正在快速成长发展的环渤海经济区和“京、津、翼”经济圈的中心地带,项目的建设将为环渤海经济区和“京、津、冀”经济圈的发展,提供电カ能源、淡水资源和土地资源支持,具有重要的经济意义。9.1建议1)尽快开展燃煤运输通道研究,并取得有关支持文件:2)尽快开展大件运输方案研究。3)根据项目核准要求尽快开展相应的各项工作,并取得有关支持性文件。

64页10:[1]带格式的杨锁印2009-12-2016:09:00缩进:首行缩进:1.28字符,行距:1.5倍行距,不对齐网格页10:[2]带格式的杨锁印2009-12-2016:08:00字体:(默认)宋体,(中文)宋体,小四页10:[3]带格式的杨锁印2009-12-2016:09:00缩进:首行缩进:2字符,行距:1.5倍行距,不对齐网格页10:[4]带格式的杨锁印2009-12-2016:08:00字体:宋体,小四,非加粗页10:[5]带格式的杨锁印2009-12-2016:08:00缩进:首行缩进:7.5字符页10:[6]带格式的杨锁印2009-12-2016:08:00字体:宋体,小四,非加粗页10:[7]带格式的杨锁印2009-12-2016:08:00字体:宋体,小四,非加粗页10:[8]带格式的杨锁印2009-12-2016:08:00字体:宋体,小四,非加粗页10:[9]带格式的杨锁印2009-12-2016:08:00字体:宋体,小四页10:[10]带格式的杨锁印2009-12-2016:08:00字体:宋体,小四页10:[11]带格式的杨锁印2009-12-2016:08:00字体:宋体,小四页10:[12]带格式的杨锁印2009-12-2016:08:00字体:宋体,小四页10:[13]带格式的杨锁印2009-12-2016:08:00缩进:首行缩进:2字符页10:[14]带格式的杨锁印2009-12-2016:08:00字体:宋体,小四

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