1、港口城市电厂热电联产建设项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月港口城市电厂热电联产建设项目可行性研究报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月177可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日 目 录 1 概 述11.1 项目背景11.2 任务依据31.3 项目概况31.4 项目研究范围41.5 主要设计原则41.6 工作过程522、 电力系统72.1 广西电力系统现状72.2 XX电网现状及存在问题112.3 电力市场需求分析122.4 电力电量平衡212.5 XX电厂2350MW热电联产项目建设的必要性382.6 电厂接入系统方案413 热负荷463.1 供热现状463.2 热负荷规划463.3 热负荷需求及特点503.4 设计热负荷523.5 热电联产机组选择543.6 热经济性参数553.7 供热可靠性及措施563.8 项目建设的必要性574 燃料供应及运输584.1 煤源584.2 燃煤品质624.3 燃料运输645 建厂条件675.1 厂址概述675.2 交通运输705.3 水文气象735.4 水源835.5 3、贮灰场875.6 厂址区域地质稳定与工程地质896 工程设想1046.1 机组容量和机组型式的选择1046.2 电厂总体规划1106.3 燃料输送系统1136.4 除灰渣系统1156.5 供水系统1176.6 岩土工程1236.7 供热系统1246.8 电气主接线1256.9 脱硫工艺1256.10 烟气脱硝1287 环境和社会影响1307.1 厂址区域环境现状1307.2 电厂污染治理及其影响分析1337.3 水土保持防治措施1407.4 当地环保部门的意见与要求1407.5 小结1418 厂址方案选择意见1429 初步投资估算及财务与风险分析1439.1 初步投资估算1439.2 经济效益4、分析1459.3 风险分析14710 结论、问题及建议14910.1 结论14910.2 存在的问题和建议1511 概 述1.1 项目背景XX市位于广西东南部，是一座新兴的港口城市，南临北部湾，面向东南亚，背靠大西南，东邻粤港澳。处在广西南、北、钦、防沿海经济区的交通枢纽和中心地位，西北距南宁206 km，东距湛江198km，东南距海口市147海里，西南距越南鸿基港122海里。XX市行政管辖海城、银海、铁山港三区和合浦县，是国务院确定为进一步对外开放的十四个沿海城市之一。城市以交通、工业、商业、海滨旅游为特色，工业和港口的开发将使XX成为广西重要的港口城市。XX市铁山港区于1994年12月275、日由国务院批复同意设立，是XX市以发展工业为主的行政区。现辖南康、营盘、兴港三镇，总面积394 km2，人口15.7万人，海岸线总长50 km，滩涂80 km2。铁山港工业区规划范围北至北铁公路、西至南康江、东南至铁山港湾，工业区距XX市区约40 km。铁山港是一个狭长的喇叭状海湾，水域南北长约40km，东西宽约4km，可建多个10104tDWT以上大型深水泊位，是华南地区自然条件最优越的天然深水良港之一。铁山港临海工业区是广西北部湾经济区发展规划规定的五大功能组团铁山港（龙潭）组团的核心工业区，也是北部湾经济区的三大临海工业区之一。北部湾经济区位于我国沿海西南端，地处华南经济圈、西南经济圈和6、东盟经济圈的结合部，由南宁、XX、钦州、防城港四市所辖行政区域组成。2008年月，国务院批准实施广西北部湾经济区发展规划，从而将北部湾经济区的开发开放提升到了国家战略层面。国家对北部湾经济区的功能定位是：立足北部湾、服务“三南”（西南、华南和中南）、沟通东中西、面向东南亚，充分发挥连接多区域的重要通道、交流桥梁和合作平台作用，以开放合作促开发建设，努力建成中国东盟开放合作的物流基地、商贸基地、加工制造基地和信息交流中心，成为带动、支撑西部大开发的战略高地和开放度高、辐射力强、经济繁荣、社会和谐、生态良好的重要国际区域经济合作区。铁山港临海工业区总体规划面积131.55 km2，充分发挥其深水岸7、线和紧靠广东的区位优势，重点建设铁山港大能力泊位和深水航道，承接产业转移，在广西北部湾经济区发展规划中，铁山港工业区定位于“发展能源、化工、林浆纸、集装箱制造、港口机械、海洋产业及其他配套或关联产业”。按照XX市城市总体规划（20082025）“一城两区八组团”的城市空间布局，铁山港区将以能源、化工等为重点产业，建成大型临港工业基地，其中铁山港西组团将依托炼油产业、重油化工产业，打造为重要的能源化工基地。铁山港工业区分为五大产业园区，分别为石化产业园、林浆纸产业园、船舶修造产业园、冶金机械产业园和出口加工区。其中石化产业园、林浆纸产业园、冶金机械产业园有较大的热负荷需求。为全面落实2009年18、2月7日发布的国务院关于进一步促进广西经济社会发展的若干意见，加快实施广西北部湾经济区发展规划，推动广西北部湾经济区发展，2010年1月24日，在南宁召开了加快广西北部湾经济区发展工作座谈会，会后，XX市委、市政府高度重视，立即组织市有关部门进行了传达学习，并针对“大产业、大港口、大交通、大物流、大城建、大旅游、大招商和大文化”等八大概念进行了全面解读，并制定了实施意见，为XX市未来三至五年的工作提供了重要指导。决定实施“XX三年跨越发展工程”。热电联产项目作为公用基础设施项目，本项目热电厂的厂址为XX市铁山港工业区管理委员会规划部门指定，为唯一厂址。目前，铁山港工业区内无建成的热源点。XX电9、厂一期2300MW机组属于纯凝式发电机组。XX电厂2350MW热电联产项目，在铁山港工业区中心位置，即主要由纬八路、纬九路、经九路、经十一路等围成的用地中，规划超临界燃煤供热机组容量为4350MW，一期工程机组容量为2350MW，通过220kV铁山港变电站和广西大电网相连。根据目前已落户铁山港工业区项目情况及铁山港工业区石化产业园发展规划，铁山港工业区供热工程规划的情况为：铁山港石化工业区供热规划分为高压9.8MPa，中压2.54.0 MPa，低压1.6 MPa及以下，规划由公用热力管网统一供应。由于工业区内其他项目不是太明确，本项目一期工程定位服务于目前指定惟一厂址附近的以石化产业园区为主的10、热负荷，该范围内已落户项目近期额定热负荷(2012年)为715.68t/h，近期额定热负荷（2015年）为1363.84t/h。为了满足铁山港工业区庞大的用汽企业的用汽需求和地区的环境保护，需建设大型环保、高效的发电供热机组，同时实行区域用汽企业集中供热，避免出现以往我国东南沿海工业区内用汽企业各自采用污染比较严重的小型锅炉供汽的局面。XX电厂2350MW热电联产项目作为铁山港工业区公用基础设施项目，其建设进度将直接影响到整个工业区建设的推进，其建成投产将大大促进XX市工业化的进程乃至广西沿海经济区相关产业的发展，并带动广西其它地区的发展。1.2 任务依据xx公司关于开展XX电厂2350MW热11、电联产项目初步可行性研究的委托函。1.3 项目概况项目名称：XX电厂2350MW热电联产项目。委托单位：xx公司。项目建设地点：广西XX市铁山港工业区。建设规模：本期工程建设2350MW超临界热电联产燃煤机组，考虑再扩建2350MW热电联产燃煤机组。开工及投产时间：一期工程初步计划在2013年初投产；二期计划在2020年以前建成投产。1.4 项目研究范围本报告根据XX市铁山港工业区规划热负荷情况、广西及XX市经济发展规划、电力系统规划情况以及其他条件，研究建设2350MW热电联产电厂的必要性，研究接入电力系统、燃料供应、工程地质、水文气象、厂区总平面布置、供排水、除灰等建厂条件及环境影响等的初12、步可行性，提出热电联产电厂的规划容量，并对本项目提出投资框算与经济效益分析。1.5 主要设计原则(1) XX电厂2350MW热电联产项目厂址拟位于规划的铁山港工业区中心位置，即主要由纬八路、纬九路、经九路、经十一路等围成的用地中。(2) 建设规模：本期工程按2350MW国产超临界抽汽凝汽式供热机组设计，考虑再扩建2350MW抽汽凝汽式供热机组的条件。(3) 供水系统：本期工程淡水水源取用铁山港供水工程的原水；循环冷却水采用海水方案。(4) 燃料供应及运输：原则上考虑北方或海外烟煤。燃料采用铁水联运方式，海运至XX港务集团的专用煤码头。(5) 根据调查，电厂所在地广西北部湾地区灰渣销售很好，供不13、应求，综合利用情况较好。本期工程正常运行时，灰渣考虑100%综合利用，电厂仅需设置一事故贮灰场。二期扩建场地作为本期工程的事故灰场。(6) 除灰渣系统：采用灰渣分除，粗、细灰分排系统。(7) 发电设备年利用小时数按4103h计，锅炉设备年利用小时数按5400h计，额定年供热小时数按6000h计。(8) 环境保护：执行国家标准和自治区标准，同步建设脱硫、脱硝设施。脱硫采用石灰石石膏湿法脱硫工艺，脱硫效率按照不低于90考虑；脱硝采用选择性催化法（SCR），脱硝率暂按80%考虑；2台机组公用1座烟囱，采用高效静电除尘器，烟囱高度暂定210m。1.6 工作过程1.6.1 工作过程(1) 2010年4月14、16日接到XX电厂2350MW热电联产项目初可研设计的任务委托函，但因为缺厂址和热负荷等资料，项目一直无法启动。(2) 2010年8月6日由设总主持召开初可研启动会议。(3) 2010年8月10日由设总组织有关专业人员到现场踏勘及收资,8月13日业主提供石化产业园区的热负荷统计资料。(4) 2010年8月26日总图方案专业评审。(5) 2010年8月30日技术方案综合评审。(6) 2010年8月13日起陆续收到xx公司提供的有关资料。1.6.2 工作组织我院组建XX电厂2350MW热电联产项目工程初步可行性研究项目组，成员详见表1.6-1。表1.6-1 项目组主要人员序号专 业姓 名电 话手 15、机邮 箱1231 23 456789101112131415161718xx公司xx总经理助理、xx主任参与本项目的工作，在工作期间得到了XX市政府有关部门及铁山港工业区有关部门的大力支持和协作，在此表示感谢。2 电力系统2.1 广西电力系统现状2.1.1 电源及负荷现状截止到2009年底，广西境内电源装机容量为25524MW，同比增长5.28%。其中，水电装机容量为14751.8MW，占57.8%，同比增长5.57%，火电装机容量为10772.3MW，占42.2%，同比增长4.88%；加上贵州盘县电厂广西份额300MW和黔桂界河天生桥一、二级电站广西份额841.2MW，广西总装机容量为26616、65.2MW。广西境内电源装机中，电网统调装机为19920MW，占境内总装机的78.04%，同比增加4.24%，其中：水电装机为11226MW，占56.4%；火电装机为8694MW，占43.6%。非统调装机为5604MW，占境内总装机的21.96%，同比增加9.11%，其中企业自备电厂装机2063.3MW。2009年，广西境内电源发电量90506GWh，同比增长5.83%，其中水电发电47694GWh，占52.7%，同比下降7.1，火电发电42812GWh，占47.3%，同比增长25.24；购区外电量6565.5GWh，同比下降10.4，售外省电量11436.6GWh；全社会用电量85635.17、1GWh，同比增长12.56%，全网最大负荷约14600MW。广西统调电厂发电量73557GWh，同比增长6.87，占境内电厂发电量的81.27%，其中：水电发电38462GWh，占52.3%，同比下降4.45，火电发电35095GWh，占47.7%，同比增长22.82%；非统调电厂发电16949GWh，占境内电厂发电量的18.73%。2009年广西统调最高负荷为12397MW，最大峰谷差4748MW，比上年4418MW增长7.5。2009年广西发电装机、发电量分类统计详见表2.1-1。表2.1-1 2009年广西发电装机、发电量分类统计表序号项 目单位合计其中比例（）水电火电水电火电1广西境18、内装机容量MW25524.014751.810772.357.842.2发电量GWh90506476944281252.747.32电网统调装机容量MW19920.011226869456.443.6发电量GWh73557384623509552.347.73300MW及以上单机装机容量MW13150.06110704046.553.5发电量GWh50307197583054939.360.74非统调装机容量MW5604.03525.82078.362.937.1发电量GWh169499232771754.545.55省区合资电厂广西部分装机容量MW1141.2841.230073.726.319、6广西拥有发电装机容量总计MW26665.215593.011072.358.541.52.1.2 电网现状广西电网是南方电网重要的组成部分，位于能源产输出大省云南、贵州省和能源消费大省广东省之间的特殊地理位置，决定了广西电网在西电东送中的重要地位和特殊作用，其承担着西电东送通道坚强的支撑重任。目前电网最高电压等级为500kV，通过500kV天广线（四回交流、一回直流）、贵广双回、天生桥二级兴义、罗平天生桥换流站、罗平百色双回、贵州黎平桂林双回、桂林广东贤令山双回、云南砚山崇左线路以及220kV鲁布革天生桥换流站、天生桥二级兴义（双回）、麻尾车河线路与广东、贵州和云南三省联网。依托南方“西电东20、送”500kV通道，广西形成了岩滩平果南宁玉林逢宜来宾沙塘岩滩的“日”字型中心网络，并向南部北部湾区域沿海地区和东北部桂林地区迅速扩展，形成覆盖全广西的坚强500kV网架。依托500kV变电站和220kV电源，220kV电网更是延伸到各地级市，形成了多环网络结构，并确保满足广西经济社会发展的用电需求。截止到2009年底，广西境内有500kV变电站17座，变压器22台，总变电容量16000MVA（属广西产权6座，变压器9台，容量6750MVA），500kV交流线路总长度约7965.29km（含跨省线路广西段，属广西产权1221.73km）；220kV公用变电站83座，变压器148台，总变电容量221、1423MVA，此外，还有220kV那雄升压站一座，容量2120MVA，220kV线路总长度9899km（其中属广西电网公司产权9756.88km）。2009年广西电网地理接线图详见附图“F288G-A01-02”。2.1.3 广西电源建设中存在的问题随着龙滩水电站、钦州燃煤电厂、贵港电厂和防城港电厂等一批大型主力电源以及相应输变电项目陆续建成投产，广西电力供求矛盾趋于缓和，电源结构逐步优化，电网输供电能力逐步加强。但广西电力系统目前仍存在电源布局与负荷分布不匹配、电磁环网和部分网区网架结构不能适应经济快速发展需要等问题，同时由于自身一次能源资源不足，广西未来能源供应问题值得关注。广西电力系统22、目前存在及未来发展将面临的主要问题如下：(1) 需加快“十一五”末期和“十二五”初期电源建设，以适应负荷快速增长需要。随着贵港电厂、防城港电厂、钦州燃煤电厂和龙滩水电站等一批主力电源的陆续建成投产，广西电力供需矛盾缓和，基本可满足“十一五”广西用电需求。“十二五”期间是广西经济加速发展的时期，对电力需求空间较大，但“十一五”末至“十二五”初期广西新一批电源建设项目中仅合山电厂上大压小1台机组（1670MW）、南宁电厂一期（2660MW）和华润贺州电厂一期（21000MW）通过国家发改委核准，防城港核电厂一期（21000MW）获批开展前期工作，但防城港核电厂建设周期较长，计划投产时间为“十二五”23、后期，“十二五”中后期新开工电源项目容量与电力需求之间仍存在缺口。从电力供需平衡来看，若不增加电源建设，“十二五”广西电网将面临新一轮的缺电局面。(2) 电源布局与负荷分布不匹配，部分网区电源过于集中，部分负荷中心缺乏支撑电源。广西电源布局与负荷分布不匹配，现有主要水电分布在北部的河池网区及中部的来宾网区，火电主要分布在中部的来宾网区和南部沿海的钦防北网区，来宾网区和沿海钦防北网区电源集中，但负荷总量不大，需外送电力多，造成局部送出网架不能满足线路N-1运行要求。而经济发达、负荷较重的南宁、玉林和梧州等网区以及今后广西重要的铝工业基地百色、崇左、桂林缺乏主力电源支撑，大部分用电需远距离输送，电24、网抗风险能力较差。随着近期南宁电厂获得国家发改委核准，今后南宁电厂建成后将为南宁电网提供主力电源支撑，有利于确保首府南宁可靠安全供电。(3) 接入220kV电网的主力电源不足，不利于当地220kV电网的供电。广西现有部分主力电源直接接入500kV电网，如贵港电厂和防城港电厂，没有发挥对当地220kV电网的支撑作用，不利于当地电网优化和发展，且增加500kV输变电投资，同时，反复升降压也会增加供电损耗。(4) 电源结构仍需优化。2009年广西水电装机比例约57.8%，调节性能好的水电站不多，丰、枯期水电出力差距大，同时水电的供电能力受气候影响较大，在特枯水年，水电可用出力大幅降低，对电网供电影响25、较大。此外，广西电源装机中有约2063.3MW的企业自备电厂，大部分为糖厂自备电源，仅11月到次年3月的榨季才发电，这部分自备电源在全网负荷水平最高的月份不能发挥作用。上述原因造成了广西的电源装机规模虽然较大，但在2009年78月份出现历年少见的主汛期内旱情严重情况下，水电出力严重不足，区内火电机组全部开机运行，电力供应十分紧张。可见，广西电源结构仍需优化调整，并力争发展多类型电源，以增强广西电力供应的保障度。(5) 汛期水电调节能力差，低谷时段电网调峰压力大。随着龙滩等一批水电的投产，广西水电发电能力有所增加，但由于调节能力差的水电仍占一定的比重，而目前广西低谷时段负荷不大，汛期来水较多时，26、负荷低谷时段电网调峰压力大，统调电网火电必须深度调峰运行，单位发电煤耗高，经济性差。(6) 开展前期工作的电源布局集中，有必要引导其合理布局。除核准在建电源外，目前已开展前期工作的火电及核电装机将近24360MW，其中有11220MW集中在南部沿海，远多于沿海负荷发展需要，引导今后广西电源优化合理布局非常必要。2.2 XX电网现状及存在问题2.2.1 XX电网现状拟建的XX电厂2350MW热电联产项目位于XX铁山港工业区，属于XX电网。XX电网位于广西电网南部，是广西电网的重要组成部分，其供电范围为XX市区及合浦县。XX电网主要由XX电厂和500kV久隆变电站联合供电。截至2009年底，XX电27、网最高电压等级为220kV，主要通过久隆冲口、平阳燕岭、XX电厂博白和XX电厂陆川4回220kV线路以及冲口白石水1回110kV与广西电网相连。XX电网220kV网络已形成环网结构；城区110kV网络随着220kV墩海变电站的投产，接线更为优化，110kV变电站均可实现按终端变运行，并逐步实现双“T”接线，市郊及合浦县110kV网络以手拉手和单辐射接线为主。至2009年底，XX电网有平阳、冲口和墩海3座220kV变电站，主变5台，总变电容量660MVA；220kV线路7回，总长365.6km。XX电网供电区内有1座统调电厂，即XX电厂。XX电厂装机容量2320MW，通过5回220kV线路接入系28、统，2009年发电量2541GW.h。至2009年底，XX市地方电源装机容量62.52 MW，发电量157.24 GW.h，其中水电装机容量9.07 MW，发电量25.19GW.h，火电装机容量53.45 MW，发电量132.05GW.h。XX电网主要由广西电网和地方电源联合供电。2009年XX电网购主网电量1802GW.h，比2008年增长16.4%；地方电源发电量157GW.h。2009年XX市全社会用电量1959GW.h，比2008年增长13.76%，全网最大负荷约392MW。2.2.2 XX电网存在的主要问题XX电网处于广西电网末端，除了与XX电厂相连的2回线外，另2回与广西主网联系的29、线路为冲口久隆220kV线路和平阳燕岭220kV线路，长度分别为76km和104km，均为LGJ-400导线，导线截面小。当XX电厂1台机组检修，另1台机组发生故障时，XX电网所需电力需主网从久隆或玉林2座500kV变电站长距离输送，送电距离均在100km以上，将会导致XX电网供电质量下降，可靠性降低。此外，XX市区220kV电网主要以XX电厂为电源构建，而XX电厂6回220kV出线间隔已全部用完，近区缺乏第二个电源点，今后220kV电网优化困难。2.3 电力市场需求分析2.3.1 广西电力市场需求分析2.3.1.1 广西国民经济发展规划广西地处祖国南疆，北回归线横贯全区中部。所处区位优越，南30、临北部湾，面向东南亚，西南与越南毗邻，东邻粤、港、澳，北连华中，背靠大西南。是西南地区最便捷的出海通道，也是中国西部资源型经济与东南开放型经济的结合部，在中国与东南亚的经济交往中占有重要地位，是我国大湄公河次区域的主要地区之一。广西是中国西部资源型经济与东南开放型经济的结合部，从1990至2008年，广西经济处于快速发展阶段。“八五”、“九五”、“十五”期间国民生产总值年均增长率分别为15.1%、8.4%和10.8%，2008年广西生产总值比上年增长12.8%。初步预计，2009年广西国内生产总值达到7700.36亿元，比上年增长13.9%，为2002年以来连续8年保持两位数增长。“十一五”是31、广西加快富民兴桂新跨越、全面建设小康社会的重要时期，是广西发展史上承前启后的关键时期。广西处于有利于加快发展的大好环境。国家西部大开发战略深入实施、泛珠三角区域合作扎实推进、中国东盟自由贸易区建设进程加快、中国东盟博览会永久落户南宁、中越共同构建“两廊一圈”、参与大湄公河次区域经济合作、打造北部湾经济区、构建南宁新加坡经济走廊、开发建设西江黄金水道等多重机遇，为广西加快发展提供新的契机。尤其是2006年以来，广西自治区党委提出了“一轴两翼”和“东盟经济合作圈”新的经济发展战略构想，明确未来广西将依托资源优势，以企业为主体，以市场为导向，加快技术创新、管理创新、产品创新和体制机制创新，以信息化带32、动工业化，走新型工业化道路。大力推进铝业、汽车和机械、制糖、林浆纸、锰业、电力、医药、食品、建材、烟草、钢铁、石化等优势产业的发展，依托区位优势，主动承接东部产业转移，构建现代资源型工业、重化工业和现代制造业体系。“十一五”期间广西力争2010年形成机制糖750万吨、氧化铝500万吨、电解铝200万吨、铝材加工100万吨、制浆200万吨、造纸250万吨、钢1000万吨、炼油1000万吨、新型干法水泥3000万吨、人造板500万立方米的生产能力。随着中国东盟合作的不断深入，广西经济发展得到了中央的高度重视，中央已将广西北部湾区域合作纳入了国家级发展战略，北部湾区域正式成为了全国经济增长的“第四极33、”。2008年1月16日，国家正式批准实施广西北部湾经济区发展规划，这标志着广西北部湾经济区的开放开发正式纳入国家战略，这对于加快广西发展，深入实施西部大开发战略，完善中国沿海沿边区域发展布局，推进中国-东盟自由贸易区建设都具有十分重大的意义。2008年5月29日，国务院正式批准设立钦州保税港区，这是我国中西部地区唯一的保税港区，是北部湾经济区开放开发的一个重要里程碑，是广西对外开放合作的一面旗帜，为中国东盟合作提供了重要的平台。根据自治区发展战略及各地市的实际情况，“十一五”后期及“十二五”初期广西国民经济发展仍将以投资拉动为主。围绕着北部湾经济圈开展“一枢纽、两大港、三通道、四辐射”基础设34、施建设，各地市也因资源和基础条件差异，呈现不同的发展态势。同时，“十一五”及“十二五”期间广西将继续积极稳妥地推进城镇化进程，重点发展大中城市，加快发展小城市和县城，集约发展小城镇，引导培育城市群、城镇群和城镇带的形成和发展。根据广西国民经济发展目标,预计“十一五”期间广西GDP年均增长13%左右，2010年人均GDP比2000年翻一番以上，预计“十二五”期间年均增长率为11左右，2020年与全国同步实现小康社会目标。2.3.1.2 广西电力负荷预测根据目前广西社会经济和电力需求发展的新趋势，同时结合广西电力工业发展“十二五”及中长期规划研究，预测高、中、低三个负荷水平，其中，中负荷水平计及目35、前已经开工建设及明确规划在“十二五”期间投产的重工业项目，高方案在中负荷水平基础上计及目前规划的全部重工业项目。各负荷水平如下：高方案：2013年、2015年和2020年全区需电量分别为147000GWh、185000GWh和273000GWh，最大负荷分别为25000MW、31500MW和45400MW，2009年2015年、“十三五”期间需电量年均增长率分别为13.7%和8.1%。中方案：2013年、2015年和2020年全区需电量分别为131000GWh、172000GWh和247000GWh，最大负荷分别为22300MW、29300MW和41100MW，2009年2015年、“十三五”36、期间需电量年均增长率分别为13.7%和7.5%。低方案：2013年、2015年和2020年全区需电量分别为119000GWh、150000GWh和209000GWh，最大负荷分别为20300MW、25700MW和34900MW，2009年2015年、“十三五”期间需电量年均增长率分别为9.8%和6.9%。受国际金融危机影响，“十一五”后两年广西电力需求略有放缓，但随着国家拉动内需力度的加大，加上广西自身的区位和资源优势，且“十一五”后期和“十二五”期间是广西大项目建设比较集中的时期，大工业项目的建设和产能发挥对用电量的拉动作用将在“十二五”期间逐步显现，预计“十二五”期间广西电力需求将恢复快速37、增长的态势，综合考虑各方面因素，本报告以中负荷水平为推荐方案开展工作，并按高方案进行校核。广西电力全区负荷预测详见表2.3-1。表2.3-1 广西电力需求预测表 单位：GWh，MW项目2009年(实际）2013年2014年2015年20092015年均增长率2020年“十三五”年均增长率一、高方案需电量85635.114700016600018500013.7%2730008.10%最大负荷1460025000282003150013.7%454007.60%二、中方案需电量85635.113100015000017200012.3%2470007.50%最大负荷14600223002550038、2930012.3%411007.00%三、低方案需电量85635.11190001340001500009.8%2090006.90%最大负荷146002030022900257009.9%349006.30%2.3.1.3 广西电网负荷特性分析从历年统计分行业用电情况看，广西工业负荷比重大，约占全社会用电量的7076%左右，近几年还有逐步提高的趋势，其中主要以化工、食品、建材、冶金等工业为主，约占工业负荷的50%以上；其次是城乡居民生活用电，所占比重基本保持在15%左右；第三产业用电比重约占全社会用电的58%，近几年基本稳定在8%左右；农业用电比例较小，基本维持在2.55%之间。在综合分析39、历史负荷曲线的基础上，结合将来广西电网负荷特点及用电构成情况，并结合小水电的出力情况，编制出20132020年广西电网年负荷曲线、典型日负荷曲线及负荷特性参数，详见表2.3-22.3-3。表2.3-2 20132020年广西电网年负荷曲线时 间20132015年20162020年1月0.8600.8772月0.8560.8743月0.8650.8804月0.8780.8935月0.8910.9056月0.9050.9187月0.9360.9458月1.0001.0009月0.9400.94810月0.9280.93811月0.9420.94712月0.9850.980季不均衡率0.9150.940、25表2.3-3 20132020年典型日负荷曲线及负荷特性参数时 间20132015年20162020年夏季冬季夏季冬季1.000.6830.6530.6880.6572.000.6630.6320.6670.6373.000.6420.6220.6520.6284.000.6320.6120.6430.6235.000.6420.6320.6520.6406.000.6830.6630.6880.6707.000.7340.7650.7380.7708.000.7950.8060.7970.8119.000.8570.8670.8590.87310.000.8870.8770.8910.841、8311.000.9080.8980.9120.90412.000.8570.8470.8620.85213.000.8160.7850.8280.79914.000.8060.7960.8320.81015.000.8570.8260.8620.83016.000.8670.8470.8720.85217.000.9080.8980.9040.90418.000.8970.9280.9030.93419.000.8771.0000.8881.00020.001.0000.9901.0000.98621.000.9900.9690.9850.97022.000.9590.9070.9560.942、1323.000.8570.7960.8640.80324.000.7340.6940.7440.701日最小负荷率0.6320.6120.6430.623日负荷率0.8150.8050.8200.8102.3.2 XX市电力市场需求分析“十五”期间，XX经济持续快速健康发展。经济总量显著扩大，全市生产总值由2000年的113.68亿元增长到2005年的181.62亿元，年均增长11.9，高于全区和全国的平均水平；经济增长速度由2000年的7.7上升到2005年的15.2，增速逐年加快。“十一五”期间，XX市国民经济保持快速发展势头。2008年XX市实现生产总值313.88亿元，增长16.9%43、，增速高出全区4.8个百分点，在全区排位第二。一、二、三产业产值分别为71.74亿元、134.86亿元、107.28亿元，分别增长3.7%、26.6%、13.8%，三次产业的结构调整为22.8：43：34.2。规模以上工业增加值76.84亿元，增长35.1，工业对经济增长的贡献率达58.1%。财政收入27.03亿元，增长26.79%，增速在全区排位第三。初步统计，2009年XX全市实现生产总值335亿元，增长16%，一、二、三产业产值分别为77亿元、134亿元、124亿元，分别比上年增长6%、21%、15%，三次产业的结构调整为23：40：37。规模以上工业总产值236亿元，增长20。财政收入44、35.75亿元，增长32.28%。 “十二五”期间，XX市将继续发展旅游业，积极发展海产品养植加工业，引进电子、高新、制药等工业；大力发展港区经济，新规划建设石步岭商贸港、铁山工业大港、涠洲油料战备储备港三个主要港区，建设广西林浆纸一体化项目、佛山诚德特钢有限公司、XX炼油厂异地石油化工项目和中信大锰XX新材料项目等一批项目。根据XX市“十二五”规划基本思路，2015年XX市生产总值达到900亿元以上，“十二五”期间XX市生产总值年均增长15%，“十三五”期间XX市生产总值仍以15%的年均速度增长。根据XX市国民经济发展规划和工业项目建设情况，采用增长率加大用户法预测XX电网用电需求。预测2045、13年、2015年和2020年XX市全社会用电量分别为4825GW.h、6186GW.h和12034GW.h，最大负荷分别达到965MW、1240MW和2373MW，“2009年2015年”、和“十三五”期间用电量年均增长率分别为21.12和14.24%。XX电网负荷预测详见表2.3-7。表2.3-7 XX电网负荷预测表 单位：GW.h，MW序号项 目2009年2013年2015年20092015年增长率2020年十三五增长率电量负荷电量负荷电量负荷电量负荷一常规负荷1650351237250428446059.50%41799028.00%二大用户a)XX市1914095019011152246、523484731XX工业园58121252616835288602XX出口加工区A区3881302714430192403XX高新技术产业园A区82171152412025192404北部湾港务集团13342106315210505XX高新技术铁山园区48109620240506XX出口加工铁山园区1102314430288608鑫鑫铝业项目61126112138277XX炼油厂异地石化项目31958319586381169天然气精细化工项目16230b)合浦县1182263613285017815083141中粮70121202412024120242合浦工业园4810115241443047、24050 表2.3-7（续）序号项 目2009年2013年2015年20092015年增长率2020年十三五增长率电量负荷电量负荷电量负荷电量负荷3高岭土生产加工业1353024855360804铁山港东岸481012025384805晶牛60126012120246华润水泥1082210822112227电铁白沙站5010501050108金华水泥12224c)220kV直供负荷867172137727239997521XX诚德镍业有限公司4008080016011002202中信大锰XX新材料项目347683476811632283电铁合浦站1202412024120244凯迪化工综合项48、目11020440805广西林浆纸一体化项目8401406XX铁山港重油化工项目33660同时率0.950.960.960.96总计195939248259656186124021.12%12034237314.24%2.4 电力电量平衡2.4.1 广西电网电力电量平衡2.4.1.1 电源建设方案(1) 在建及核准电源情况广西目前在建及核准电源为：合山电厂上大压小工程（1670MW）、南宁电厂一期（2660MW）、贺州电厂一期（21000MW）、南宁老口电站（170MW）。(2) 储备电源情况除上述在建、已获核准电源外，广西境内主要有以下储备电源：a) 水电储备项目岩滩水电站扩建，扩建装机2349、00MW，根据目前进度，扩建工程的投产时间计划在“十二五”期间。大藤峡水利枢纽电站，规划装机容量6200MW，由于移民及淹没问题，电站建设的难度较大。柳州落久电站，规划装机容量100MW，计划“十二五”后期建成投产。柳州洋溪电站，规划装机容量135MW，计划“十三五”后期建成投产。除上述大、中型水电项目外，根据广西的小水电开发情况，预计2010年和“十二五”期间还可按每年投产50MW考虑。b) 火电储备项目情况广西燃煤电厂前期工作较为超前，根据目前前期工作情况，广西今后火电主要储备项目如下：防城港电厂二期(2660MW)、崇左电厂一期（2600MW）、环江电厂一期（2600MW）、钦州燃煤电厂50、二期（21000MW）、XX电厂二期（2600MW）、贵港电厂二期（21000MW）、百色电厂一期（2660MW）、隆林电厂一期（2600MW）、钦州热电联产一期（2350MW）、柳电公司上大压小热电联产（2350MW）、桂东梧州电厂一期（2600MW）。这些电源项目均已完成了可研或初可阶段工作。此外，贵州兴义电厂规划装机4600MW，一期装机2600MW，位于贵州省西南部，2009年10月贵州兴义电厂（2600MW）已获得国家发改委核准，2009年6月份已开工建设，计划2011年2月投产第一台，2011年6月投产第二台。c) 核电储备项目情况从目前前期工作情况看，广西核电储备装机容量为10051、00MW，其中已开展前期工作的装机容量4000MW。d) 抽水蓄能储备项目情况广西境内抽蓄电站的前期工作开展不多，仅进行了初步的选点工作，站点主要分布在南宁、柳州、桂林、玉林、贺州和防城港市，装机容量均可达到1200MW。各站点均尚未开展进一步的工作，目前抽水蓄能电站的储备装机容量达到6000MW，广西建设抽水蓄能电站的地理条件较好，可以选择的站点资源还也比较多，如有需要，还可进一步增加抽蓄电站的规模。e) 风电储备项目情况广西有一定的风能资源，风力发电可成为区内电力能源的有力补充。从目前，广西风电备选项目装机总容量为1087.5MW。(3) 小火电退役计划2010年合山电厂8号机（110MW52、）、来宾A厂（2125MW）、永福电厂（2142MW）计划退役；“十二五”期间考虑柳州电厂（2220MW）退役，总退役火电装机约1084MW，其中，来宾A厂及永福电厂退役均配套考虑有相应的上大压小项目。(4) 广西接受外区电力推荐方案根据南网“十二五”规划和广西“十二五”规划推荐意见，广西“十二五”及“十三五”期间各接受3000MW云南水电，到2020年，云南水电送电广西将达到6000MW，同时“十二五”期间接受贵州兴义电厂一台机组600MW电力。2.4.1.2 电力电量平衡(1) 电力电量平衡原则a）计算软件采用华中科技大学编制的联合电力系统运行模拟软件（WHPS2000版）。b) 计算水平53、年20132015年逐年、2020年。c) 平衡水文年选择根据当前广西负荷预测水平进行枯水年电力平衡和平水年电量平衡。广西负荷和装机容量采用全口径数据（扣除糖厂企业自备机组发电负荷及发电量）。d) 退役及新增机组参加平衡情况当年退役机组参加当年平衡，当年新增机组视具体投产月份安排参加当年平衡，年底投产不参加当年平衡。e) 龙滩水电站参与平衡原则龙滩水电站实际总装机容量为4900MW，但蓄水位没有达到400m时最大出力只能达到4200MW，因此平衡按装机容量4200MW考虑，龙滩水电站按一半参与广西电力电量平衡考虑。f) 风电参与平衡的原则由于风力发电存在随机性和不稳定性，风电不参与电力平衡计算54、，仅按年发电利用小时数1400h参与电量平衡。g) 西电参与平衡的原则天生桥一、二级电站、盘县电厂按广西份额参加平衡，天生桥一级广西占25%（300MW），天生桥二级广西占41%（541.2MW），盘县电厂一期广西占50%（300MW），共1141.2MW，盘县电厂二期广西份额200MW不参加广西平衡。云南金沙江中游及三江中上游水电新增送广西电力暂按送电曲线参与平衡。h) 自备电厂参与平衡的原则由于糖厂自备电源开机具有明显的季节性特征，因此平衡中根据糖厂自备机组实际出力情况，在11月至次年3月每月按抵扣相应的负荷和电量考虑，并据此修正全社会年负荷特性曲线。其它工业自备火电机组按50%参与全社会55、电力电量平衡考虑。i) 系统备用在计算中，备用容量取最大负荷的12%，其中负荷备用取最大负荷的3%，事故备用取最大负荷的9%。j) 水电出力根据广西电力系统各水电站所在河流的水文特征进行分析研究，各水电站平均出力、基荷出力、预想出力根据各电站的运行特性和梯级联合调节情况确定。考虑到广西区内小水电多为无调节库容的径流式电站，计及电站丰水期水头受阻、枯水期水量受阻以及各地区统计周期内的来水不均衡性影响等综合因素，小水电丰水期最大平均出力取装机容量的55，枯水期最大平均出力取装机容量的10参与平衡计算，电站预想出力与平均出力相等，带系统基荷运行。k) 火电最小技术出力现有机组最小技术出力按设备实际能56、力考虑，今后新增125MW及以下机组最小出力率80%；125MW以上、300MW以下机组最小出力率70%；300MW及以上机组最小出力率50%。l) 检修安排根据负荷特性，尽量将电源装机安排在电网负荷较轻时检修，并尽量做到检修安排均衡，使系统有充足的备用容量。为使水电机组在汛期充分利用水能资源，水电机组安排在枯水期检修。火电机组尽量安排在丰水期检修，远期火电机组较多，可考虑部分机组在枯水期检修。(2) 广西电源容量空间分析电源空间测算主要针对中负荷水平和高负荷水平进行。详细结果见表2.4-12.4-4。“十二五”期间及2020年参加平衡新增装机中，水电包括广西境内所有规划项目，不含新增云电送广57、西容量，火电仅考虑在建、已获批复的合山电厂上大代小（1670MW）、南宁电厂一期和华润贺州电厂一期及大用户自备电厂，以及获国家发改委批准开展前期工作的防城港核电厂一期（21000MW），规划风电不参与电力平衡但参与电量平衡。负荷中方案：2013年2015年、2020年广西全部均缺电，缺电力逐年增大， 2013年、2014年、2015年、2020年广西最大缺电力分别为1133MW、3985MW、7133MW和19126MW。负荷高方案：2013年2015年、2020年广西均全部缺电，缺电力逐年增大，2013年、2014年、2015年、2020年广西最大缺电力分别为4057MW、6909MW、9558、20MW和23793MW。综上可见，虽然广西在“十一五”前期投产较多电源，但由于2013年2015年负荷增量较大，若在已有、在建、获国家发改委核准及开展前期工作的电源、规划水电、规划风电以及大用户自备电厂的基础上不另新增电源，2013年及以后广西将会出现严重的缺电局面。因此，为满足广西电网负荷增长的需要，建设XX电厂2350MW热电联产项目有利于解决广西“十二五”期间用电问题，其电力电量可在广西电网消纳。表2.4-1 广西电力平衡汇总表（中方案） 单位: MW年 份2013年2014年2015年2020年月 份8月12月8月12月8月12月8月12月一. 系统需要容量262662415230059、0227618341213179946329446051. 最高发电负荷22300215642550024659293002839241100398262. 备用容量39662588450229594821340752294779负荷及事故备用26762588306029593516340749324779火电检修容量1290014420130502970二. 参与平衡装机27468274682877128771300933009331428314281. 水电13593135931364313643139631396315298152982. 火电138751387514129141291460、1301413014130141303. 核电00100010002000200020002000三. 水电利用容量11259101861129110194114561029412722115341. 工作容量1079688981102382771118883101241891232. 备用容量4632462682272682273042273. 检修容量01042016900175702184四. 水电空闲容量00000000五. 水电受阻容量23343407235134492506367025753765六. 需要火电容量150071500817711181142066521263316061、7332561. 工作容量11504126661347815382161131808226683287042. 备用容量221323422791273232473181462745523. 检修容量1290014420130502970七. 电力盈(+)亏(-)-1132-1133-3582-3985-6535-7133-17477-19126表2.4-2 广西电力平衡汇总表（高方案） 单位: MW年 份2013年2014年2015年2020年月 份8月12月8月12月8月12月8月12月一.系统需要容量28930270763275430542363563418650848492721. 最高62、发电负荷25000241752820027269315003052445400439932. 备用容量39302901455432724856366354485279 表2.4-2（续）年 份2013年2014年2015年2020年月 份8月12月8月12月8月12月8月12月负荷及事故备用30002901338432723780366354485279火电检修容量9300117001076000二. 参与平衡装机27468274682877128771300933009331428314281. 水电13593135931364313643139631396315298152982. 火电163、3875138751412914129141301413014130141303. 核电00100010002000200020002000三. 水电利用容量11258101861129110194114561029412722115341. 工作容量1099088981102382771118883101241891232. 备用容量2682462682272682273042273. 检修容量01042016900175702184四. 水电空闲容量00000000五. 水电受阻容量23343407235134492506367025753765六. 需要火电容量176711793220464、6321038229002365036126379231. 工作容量14010152771617717992183122021430982328702. 备用容量273126553116304635123436514450533. 检修容量9300117001076000七. 电力盈(+)亏(-)-3796-4057-6334-6909-8770-9520-21996-23793表2.4-3 广西电量平衡汇总表（中方案） 单位:GW.h 年 份2013年2014年2015年2020年一、系统需电量128960147876169792244372二、核电发电0367213920140001. 峰65、 荷00002. 基 荷036721392014000三、水电可用558575603057015638791.水电发电558575603057015638791) 峰 荷99631140511970192152) 基 荷458944462645045446642.弃水电量0000 表2.4-3（续）年 份2013年2014年2015年2020年四、火电发电716337839480271809901. 峰 荷18191075002. 基 荷69814773198027280990五、电量不足147197801858685503六、利用小时46414800502550551.水电41094107466、08341762.火电51635548568157323.核电0367269607000注：1、系统需电量已扣除糖厂自备电厂发电量和风电发电量。 2、核电2014年和2015年部份机组未全年投产。表2.4-4 广西电量平衡汇总表（高方案） 单位:GW.h 年 份2013年2014年2015年2020年一、系统需电量144960163876182792270372二、核电发电0367213920140001. 峰 荷00002. 基 荷036721392014000三、水电可用558575603057015638791.水电发电558575603057015638791) 峰 荷1127212267、8812361198232) 基 荷445854374244654440562.弃水电量0000四、火电发电766527961080726826431. 峰 荷8540002. 基 荷75798796108072682643五、电量不足124512456431131109850六、利用小时48244842504051081.水电41094107408341762.火电55245635571358493.核电0367269607000注：1、系统需电量已扣除糖厂自备电厂发电量和风电发电量。2、核电2014年和2015年部份机组未全年投产。2.4.1.3 电源规划分析根据广西一次能源的特点，广西中68、长期电源建设方针为：今后广西电源建设应继续深度开发水电，合理建设煤电，大力发展核电，积极接受西电，同时鼓励新能源发电。本节在2.4.1.2节电源基础上，即电源考虑在已有、在建、获国家发改委核准电源、规划水电、规划风电、大用户自备电厂、获国家发改委批准开展前期工作的防城港核电厂一期、规划推荐的接受西电规模基础上，新增其他电源来满足广西负荷发展用电需要，其他新增电源除考虑一定容量抽水蓄能电站外，其他考虑用火电代替，按适当留有备用的原则来安排装机，据此对广西的负荷中方案进行电力供需平衡，电源进度安排详见表2.4-5。20132015年、2020年广西电力、电量平衡计算结果汇总表（中方案）见表2.4-69、6和2.4-7。2015年广西总装机容量达到42455.3MW（含龙滩送广东份额装机，下同）。2020年广西总装机容量达到57580.3MW。根据电力电量平衡计算可见，XX电厂2350MW热电联产项目在“十二五”中后期投产具备市场消纳空间。结合目前工作开展情况，电厂宜在“十二五”中期建成投产，所有电力均在广西电网内部消纳，年利用小时可在4000h-5000h之间。表2.4-5 广西电源建设安排（中方案） 单位: MW项 目装机构成20092010201120122013201420152020一总装机合计26665.326429.329129.331239.334056.337991.342470、55.357580.31境内装机25524.125288.127388.129498.131315.134250.137714.149839.11)水电14751.814801.814851.814901.815551.815601.815921.817256.82)火电10772.310426.312416.314416.315523.317348.319432.324722.3其中：糖厂自备1099.01099.01099.01099.01099.01099.01099.01099.0其他自备964.31090.31090.31090.31497.32002.32126.32886.33)71、核电000001000200060004)抽水蓄能000000012005)风电0601201802403003606602境外装机1141.21141.21741.21741.22741.23741.24741.27741.21)水电841.2841.2841.2841.21841.22841.23841.26841.22)火电300300900900900900900900二新增装机合计1309.326627002110281739354904151251水电789.35050506505032013351）长洲电站15421682）大化扩建11121123）桥巩857342 表2.4-572、（续）项 目装机构成200920102011201220132014201520204）岩滩扩建2300开工6005）大藤峡620012006）柳州落久1007）南宁老口1708）柳州洋溪1359）其它小水电167.35050505050502火电5201561990200011071825252452901）合山大代小2670在建6702）南宁一期2660开工13203）贺州一期21000开工20004）XX电厂热电23507005）其他火电项目10001320240045306）柳城生物307）自备电厂4201264075051247603核电000001000100040001）防城港核73、电61000开工1000100040004抽蓄00000001200 表2.4-5（续）项 目装机构成200920102011201220132014201520201）抽蓄电站4300开工12005风电06060606060603001）风电06060606060603006贵州火电00600000001）兴义电厂1600开工6007区外水电000010001000100030001）金中水电1000100010003000三火电退役-142-5020000-44001）合山老厂-1102）来宾A厂2125-2503）永福电厂2142-142-1424）柳州电厂2220-440注：本表龙滩电74、站按7700MW统计。表2.4-6 广西电力平衡汇总表（中方案） 单位: MW年 份2013年2014年2015年2020年控制月份8月12月8月12月8月12月8月12月一. 系统需要容量27399262103234031312378343656854252532131.最高发电负荷22300215642550024659293002839241100398262. 备用容量40993646484046535534517671527387负荷及事故备用27192589306429633564341949324883检修容量138010571776169019701757222025043.外75、购电力10001000200020003000300060006000二. 参与平衡装机28168281683079230792345133451344378443781. 水电13593135931364313643139631396315298152982. 火电14575145751614916149185501855023080230803. 核电/1000100020002000600060004.抽水蓄能/12001200三. 水电利用容量11259101861129210194114561029412722115341. 工作容量106658872109688277111888376、101241891232. 备用容量5942723242272682273042273. 检修容量01042016900175702184四. 水电空闲容量00000000五. 水电受阻容量23343407235134492506367025753765六.核电利用容量/1000100020002000600060001. 工作容量/1000100020002000600060002. 检修容量/000000七. 蓄能利用容量/120012001. 工作容量/002. 备用容量/120012003. 检修容量/00八. 需要火电容量141401402416049161181837818275277、2330224801. 工作容量10635116921153313382131121508222682247032. 备用容量212523172740273632963193342834563. 检修容量13801517760197002220320九.电力盈(+)亏(-)43555110031172275750600表2.4-7 广西电量平衡汇总表（中方案） 单位:GW.h年 份2013年2014年2015年2020年一、系统需电量1226481352511508552064981.负荷电量1289601478761697922443722.外购电量-6312-12625-18937-37878、74二、核电发电/367213920420001. 峰 荷/0002. 基 荷/36721392042000三、蓄能发电/01、发电电量/02、抽水耗电/0四、水电可用558135599556959635481.水电发电558135599656959635481) 峰 荷795782549032146922) 基 荷478564774147927488562.弃水电量0000五、火电发电6683575584799761009501. 峰 荷14792357337656372. 基 荷65356732267660095314六、电量不足0000七、利用小时43544393437145311.水电79、41064104407941542.抽水蓄能/03.核电/3672696070004.火电4585468043114374注：1、系统需电量已扣除糖厂自备电厂发电量和风电发电量。 2、核电2014年和2015年部份机组未全年投产。2.4.2 XX市电力电量平衡2.4.2.1 电源建设规划根据XX电网地方电源发展规划，今后XX电网新增较大电源主要包括：(1) 大中型电源规划目前XX电网拟建的大中型电源有华电合浦西场风电场，终期装机规模200MW，一期工程计划装机50MW，于2015年投产发电，后续“十三五”期间全部建成,以110kV电压等级接入系统。2) 合浦生物质直燃电厂装机215 MW，计划80、2011年投产发电，以35kV电压等级接入系统。3) 地方小水电规划至2013年考虑新增地方水电6.4MW，地方小水电基本开发完毕。4) 企业自备机组广西林浆纸一体化项目配套建设自备机组，正常情况下基本上是自发自用，不与电网进行电力电量交换，因此，在电力电量平衡中不考虑该项目负荷及装机。加上本工程，预计2010年2020年XX电网新增各类型电源装机容量约936.4MW（不含林浆纸自备机组），至2013年、2015年和2020年XX电网电源分别为1398.9MW、1448.9MW、1598.9MW。2.4.2.2 电力电量平衡根据XX电网负荷预测和电源建设情况，对XX电网2013年和2015年进81、行电力电量平衡。在平衡计算中，地方小水电丰大方式和枯大方式出力分别按装机容量的60和20考虑；糖厂自备机组丰水期不发电，枯水期发70%；其他自备机组丰水期、枯水期发70%；风电场按装机20%计算其出力，电量平衡中按2000小时计算；广西林浆纸一体化项目配套建设自备机组，正常情况下基本上是自发自用，不与广西主网进行电力电量交换，因此电力电量平衡中不考虑该项目负荷及装机出力。XX电厂一期丰期安排一半机组检修，枯期满发参与电力平衡。2009年2013年XX电网与玉林电网合环，与钦州电网相连的久隆冲口220kV线路合环，冲口燕岭220kV线路开环。2014年以后XX电网与钦州电网开环，与玉林电网合环。82、XX电网电力电量平衡见表2.4-6。由表2.4-6可见，若XX电厂2350MW热电联产项目未参与平衡，则2013年、2015年和2020年XX220kV电网最大缺电力分别为682MW、946MW和1848MW，缺电量分别为1996GW.h和3209GW.h和7423GW.h。表2.4-6 XX电网电力电量平衡表单位：GW.h，MW序号项 目2013年2015年2020年丰大枯大丰大枯大丰大枯大一电力平衡（一）网区需供负荷9658691240111622332010（二）220kV及以下电源装机容量738.96738.96788.96788.96938.96938.961小水电15.5115.583、115.5115.5115.5115.512风电50502002003小火电83.4583.4583.4583.4583.4583.454XX电厂一期640640640640640640（三）220kV及以下电源出力3456703556803857101小水电9393932风电101040403小火电32.0059.0032.0059.0032.0059.004XX电厂一期304608304608304608（四）220kV及以下电网送、受(+/-)电力6220961186（五）220kV电网电力盈亏(+/-)-682-407-946-622-1848-1300二电量平衡（一）需电量4825684、18611194（二）220kV及以下电源发电量337134713771（三）220kV及以下电网送、受(+/-)电量5424940（四）总电量盈亏(+/-)-1996-3209-7423注：XX电厂2350MW热电联产项目不参加平衡2.5 XX电厂2350MW热电联产项目建设的必要性（1) 科学地合理地利用能源资源，节能降耗，减小污染物排放量，实现清洁生产，改善XX市生态环境，建设环保型和谐社会的需要。本工程采用超临界参数350MW抽汽凝汽式热电联产机组，年均全厂热效率为65.88%、年均热电比131.1%，符合国家产业政策，满足国家计委、国家经委、建设部、国家环保总局（急计基础20001285、68号）关于发展热电联产的规定总热效率大于45%，热电比大于50%的要求。为了满足铁山港工业区各个企业用热用电的需求，配套建设、安装高参数、高效率的热电联产机组的热电厂，向铁山港工业区实行区域用汽企业集中供热，向用户提供可靠的优质蒸汽，有利于提高铁山港工业区各个企业的能源利用效率，集中治理污染，减少大气污染物排放量，改善大气环境质量；有利于提高企业的经济效益，实现热电厂、用热企业和社会三赢；有利于走资源节约型和环境友好型，可持续发展的企业发展道路；是贯彻落实科学发展观、实现节能降耗、减排目标、构建资源节约型和环境友好型社会的需要；能有效杜绝企业供汽小锅炉的出现，避免出现以往我国东南沿海工业区内86、用汽企业各自采用效率低、能耗高、污染重、经济效益和社会效益差、不符合国家的节能、环保政策的小型锅炉供汽，烟囱林立的局面；本热电厂作为铁山港工业区公用基础设施项目，其建设进度将直接影响到整个铁山港工业区建设的推进，其建成投产将大大促进XX市工业化的进程乃至广西沿海经济区相关产业的发展，并带动广西其它地区的发展。为了满足广西和XX市电力快速增长的需求，促进区域经济发展，改善区域投资环境，减少区域内招商引资项目的一次性投资，缩短建设周期，配套建设铁山港工业区XX电厂2350MW热电联产项目是十分必要的。(2) 满足广西电网“十二五”期间负荷增长的需要随着国家西部大开发战略步骤的实施、东盟博览会永久落87、户南宁，以及大湄公河次区域经济合作的加强，特别是中越“两廊一圈”经济带的构建，以及北部湾区域合作纳入国家级发展战略，广西经济发展较快，相应电力需求增长也较快。由于今后一段时期内广西工业仍以资源开发和加工业5为主，重工业的比重仍比较大，广西用电需求增幅将较大。预测广西全区2015年、2020年需电量能达到150000GW.h185000GW.h和209000GW.h273000GW.h，负荷为25700MW31500MW和34900MW45400MW。虽然随着长洲、龙滩电站和钦州、防城港、贵港电厂一期工程、来宾电厂改扩建等工程的投产，“十一五”期间广西的用电问题得以较好地解决。但由于2010年288、015年广西负荷增量较大，若在目前施工和国家已核准的电源以及大用户自备电厂的基础上不另新增电源，“十二五”期间广西将会出现缺电局面。从电力电量平衡看，按中方案负荷水平，2012年起广西电网将出现较大的电力缺额，2013年2020年广西电网缺口电力达1133MW19126MW。可见，为满足广西经济和社会发展对电力的需求，在“十一五”末期和“十二五”期间广西须新开工建设一批新电源。根据各类电源项目储备情况和建设条件，区内龙滩扩机、大藤峡等大型水电开发建设尚存在一定不确定因素；核电建设周期较长，投产时间预计在“十二五”后期，无法解决广西“十二五”初期和中期的供电问题；而云南金中水电送广西项目实施周期89、也较长，且尚处于研究阶段，两省区尚未明确送受电协议，投产时间也存在不确定性。根据前面分析，区内燃煤火电项目储备较充分，开发建设前期基础条件相对较确定的项目相对较多，且建设周期相对较短，可见在区内建设燃煤电厂才能解决广西“十二五”初期和中期的供电问题。因此XX电厂2350MW热电联产项目在“十二五”中期投产具备市场消纳空间，其在“十二五”期间投产对避免广西“十二五”期间出现又一轮缺电高峰的电力供求矛盾将发挥重要作用。(3) 增加火电容量，优化电网电源结构，改善电网运行条件广西电网是以水电为主的电网，2009年广西境内水电装机容量占总装机的57.8%；火电装机容量占42.2%。300MW及以上单机90、容量13150MW，占总装机比例51.52%。2009年广西电网负荷峰谷差达4748MW，较上年增长7.5%，且呈逐年增加的趋势。龙滩、右江等调节性能较好的水电站以及防城港、钦州、贵港电厂等调峰能力较强的火电机组建成投产后，“十一五”后期和“十二五”前期广西电网调峰矛盾趋于缓和，但随着“十二五”后期核电的建设以及接受云南水电，调峰又将成为广西电网突出的问题，增加调峰容量十分必要，因此广西在充分利用水电资源建设水电站的同时，还必须建设一批调峰能力较强的火电机组。XX电厂2350MW热电联产项目的建设对改善广西电网电源结构，增强电网调峰能力，改善电网运行条件将起到一定的作用。(4) 满足XX电网的91、负荷发展需要随着广西北部湾经济区的开放开发的力度进一步加大，XX将迎来快速发展的黄金时期，XX出口加工区、中电XX产业园、铁山港东岸开发区和铁山港(临海)工业区等工业区的设立，广西林浆纸一体化项目、佛山诚德特钢有限公司、XX炼油厂异地石油化工项目和中信大锰XX新材料项目等一批重大项目的相继进驻及开工，XX电网负荷将有长足发展。根据负荷预测和电力平衡，在本项目XX电厂2350MW热电联产项目未参与平衡的情况下，2013年、2015年和2020年XX220kV电网最大缺电力分别为682MW、946MW和1848MW。因此，建设XX电厂2350MW热电联产项目对满足XX电网负荷增长，保持XX经济的持92、续发展提供了有力保证。(5) 充分利用北部湾港口优势，充分利用海外煤炭资源广西煤炭资源匮乏，目前超过80%的煤炭需要从区外调入，广西未来煤炭输入的能力将成为广西燃煤电厂建设的重要限制性因素之一。从地理位置看，广西调入煤炭运距长，无论是采用内陆铁路运输方式还是采用铁海联运方式调入“三西”地区煤炭，广西均处于末端。建设XX电厂2350MW热电联产项目，可充分利用北部湾港口的有利条件，充分利用海外煤炭资源，扩展来煤渠道。综上所述，为科学合理利用能源资源，为满足 “十二五”期间广西电网的供电需要，优化电网电源结构，增加电网调峰容量，满足XX电网负荷发展需要，促进XX经济发展，充分利用海外煤炭资源，建设93、XX电厂2350MW热电联产项目是必要的。2.6 电厂接入系统方案2.6.1 电网发展规划2.6.1.1 广西500kV电网规划(1) 2010年新建500kV海港（1750MVA）变电站，“”接防城港电厂久隆、防城港电厂邕州500kV线路；已于2010年建成投产。新建永安变电站（1750MVA），并“”接百色南宁双回500kV线路，其中永安变电站及“”接百色南宁I回500kV线路已于2009年建成投产。(2) “十二五”“十二五”期间，广西电网除投产在建的500kV贺州（1750MVA）、逢宜（1750MVA）、河池（1750MVA）和百色变电站（1750MVA）扩建工程共3000MVA外，94、还规划新建500kV柳南（21000MVA）、桂南（11000MVA）、金陵（11000MVA）、河池二（1750MVA）、玉林二（11000MVA）、桂平（1750MVA）、XX（11000MVA）、靖西（2750MVA）输变电工程，同时扩建柳东（1750MVA）、桂林（1750MVA）、溯河（1750MVA）、永安（1750MVA）、崇左变电站（1750MVA），新增500kV变电容量12750MVA，到2015年，广西500kV变电容量将达到32500MVA，每一个供电区均有1个以上500kV变电站。配合柳州直流换流站和柳南变建设，建设换流站柳南双回和柳南柳东线路，并将沙塘来宾500kV95、线路接入柳南变。配合贵电外送和桂南变建设，架设独山桂南500kV线路，并将柳东桂林双回500kV线路接入桂南变。配合金陵变的建设，将平果南宁500kV线路接入该变电站，并新建金陵邕州双回500kV线路。配合河池二变的建设，将龙滩沙塘双回500kV线路接入该变电站。配合玉林二变建设，将久隆玉林500kV线路接入玉林二变，并架设玉林二玉林第二回500kV线路。配合桂平变建设，将来宾梧州双回500kV线路接入桂平变。配合XX变建设，架设久隆XX和XX玉林二500kV线路。配合靖西变建设，将砚山崇左500kV线路“”接入靖西变，并架设砚山靖西崇左第二回线路。为满足防城港核电厂、钦州电厂二期及广西南部沿96、海电厂电力送出，将邕州海港500kV线路接入防城港核电厂，并新建防城港核电厂海港第二回、海港南宁、海港久隆第二回、钦州电厂久隆第二回500kV线路。为满足贺州电厂电力送出，建设贺州电厂贺州双回500kV线路。为满足合山电厂上大压下电力送出，建设合山电厂上大压下溯河双回500kV线路。为合理分配西电东送南、中通道潮流，建设平果永安500kV线路。2.6.1.2 XX电网规划为满足XX电网负荷增长的用电需要，改善电网结构，提高供电可靠性，“十一五”末期XX电网新建220kV铁山变电站 (1150MVA) 以及配套建设相应的线路，计划2010年建成投产。“十二五”期间XX电网将新建500kVXX变（97、新增11000MVA），新建220kV还珠、红路岭、南康、牛尾岭等变电站，以及配套建设相应的线路。2013年广西220kV及以上电网规划地理接线见图F288G-A01-03，2015年广西220kV及以上电网规划地理接线见图F288G-A01-04。2.6.2 电厂近区变电站概况(1) 500kVXX变电站为了满足XX电网负荷增长需要，为XX电网220kV变电站建设增加新的电源点，便于优化XX电网220kV网络，“十二五”期间规划建设500kVXX变电站，主变终期设计规模31000MVA，初期设计规模11000MVA，初期接拟建的玉林二久隆500kV线路，形成XX玉林二500kV线路和XX久隆98、500kV线路，目前仍处于规划选所阶段。(2) 220kV铁山变电站220kV铁山变电站在建，计划2010年投产。220kV铁山变电站位于铁山港区兴港镇，主变终期设计规模3150MVA，一期设计规模1150MVA。220kV终期出线8回，一期3回，即接XX电厂墩海220kV线路，形成铁山XX电厂220kV线路和铁山墩海220kV线路，新建铁山XX电厂线路。另外，XX诚德镍业有限公司已明确由220kV铁山变电站以1回220kV线路向其供电，中信大锰意向由220kV铁山变电站以1回220kV线路向其供电。220kV铁山变电站还有3个220kV间隔可以利用。(3) 220kV还珠变电站220kV还珠99、变电站在建，计划2011年投产。220kV还珠变电站位于合浦县公馆镇，主变终期设计规模3180MVA，一期设计规模1180MVA。220kV终期出线8回，一期出线4回，即接XX电厂陆川220kV线路和接XX电厂博白220kV线路，形成还珠XX电厂、220kV线路、还珠博白220kV线路和还珠陆川220kV线路，备用1回至规划建设的220kV临海变电站。220kV还珠变电站还有3个220kV间隔可以利用。(4) 220kV南康变电站220kV南康变电站规划2013年投产。主变终期设计规模3180MVA，初期容量1180MVA，220kV终期出线规模10回。目前220kV南康变电站正在进行可研工作100、。(5) 220kV临海变电站220kV临海变电站规划2012年投产。220kV临海变电站位于博白县龙潭产业园，主变终期设计规模3180MVA，一期设计规模1180MVA。220kV终期出线6回，一期3回，即接还珠陆川220kV线路，形成临海还珠220kV线路和临海陆川220kV线路，新建临海还珠220kV线路，备用1回至规划建设的220kV同心变电站。220kV临海变电站还有2个220kV间隔可以利用。2.6.3 电厂接入系统方案2.6.3.1 电力消纳方向和送电电压等级XX电厂2350MW热电联产项目位于XX铁山港工业区，远期规划容量4350MW级超临界抽凝式供热机组，并留有扩建余地，本期101、工程建设2350MW级超临界抽凝式供热燃煤机组，计划2013年投产。本报告仅考虑本期2350MW机组的接入系统方案。根据XX电网负荷预测和电力平衡结果，在本项目XX电厂2350MW热电联产机组未参与平衡的情况下，2013年、2015年和2020年XX220kV电网最大缺电力分别为682MW、946MW和1848MW，XX电厂2350MW热电联产的电力可以完全在XX220kV电网消纳，因此本电厂电力消纳范围为XX电网。根据电厂地理位置、装机容量、电源分层接入电网及近区电网发展规划，同时考虑到2013年起XX电网可完全消纳XX电厂2350MW热电联产项目的电力，因此为避免电厂电力重复降压，降低损耗102、，简化电厂接线和便于运行管理，XX电厂热电联产工程拟以220kV一个电压等级接入系统。2.6.3.2 接入系统方案根据电厂地理位置、装机容量、电源分层接入电网及近区电网发展规划，一期2350MW机组以220kV一个电压等级接入系统，本期220kV出线2回，即均至220kV铁山变电站，线路长度约为25km，导线截面拟选2630mm2。具体方案待接入系统专题论证，XX电厂2350MW热电联产项目一期接入系统方案见图“F288G-A01-05”。3 热负荷3.1 供热现状XX市铁山港工业区是广西北部湾经济区发展规划规定的五大功能组团铁山港（龙潭）组团的核心工业区，也是北部湾经济区的三大临海工业区之一103、。铁山港工业区总体规划面积131.55 km2，充分发挥其深水岸线和紧靠广东的区位优势，重点建设铁山港大能力泊位和深水航道，承接产业转移，发展能源、化工、林浆纸、船舶修造、港口机械等临港型产业及配套产业。XX炼油异地改造石油化工项目于2008年12月16日开工，至2009年7月已进行大规模建设；林浆纸一体化项目正在进行厂址平整，现已完成清表1000亩，土地平整约600亩，于2009年底前进行项目主体工程施工；铁山港深水公用码头14号泊位自2007年7月30日开工以来工程进展顺利，1、2号泊位已基本建成并在2009年下半年简易投产；中信大锰XX新材料项目进行厂址回填施工，回填面积约350亩，同时104、进行围堰填海作业，2009年底开始厂房建设；XX诚德新材料生产项目已进行项目预征地，计划2010年底建成投产。目前工业区还没有建成任何可以提供热负荷的热源，附近的XX电厂一期2300MW机组属于纯凝式发电机组，供热改造的余地不大。为了与XX市城市定位发展一致，与国家节约能源、环境保护及产业政策相一致，工业区供热管网建设也和工业园区同步进行了整体规划。 3.2 热负荷规划根据XX市铁山港（临海）工业区管理委员会2009年12月7日关于确认XX市铁山港（临海）工业区规划热负荷的复函，按XX铁山港工业区石化产业园发展规划，铁山港石化工业区所需蒸汽分别为9.8MPa、4.0MPa、3.5MPa、2.5105、MPa、1.6MPa、1.0MPa、0.6MPa、0.5MPa各等级。3.2.1 近期热负荷根据广西北部湾经济区发展规划规定，按照自治区和XX市委、政府的要求，做大做强铁山港临港工业以推动经济快速发展，至2015年，平均热负荷将达到1363.84t/h，近期热负荷（2015年）见表3.2-1、表3.2-2。表3.2-1 铁山港（临海）工业区已落户项目近期用热统计（2012年）序号项目名称蒸汽压力（MPa）蒸汽温度（）热负荷(t/h)最大额定最小1XX炼油异地改造石油化工项目一期工程3.528010731.021031.722.199.510.52005.73.991.712斯道拉恩索公司XX林106、浆纸一体化项目1.625010731.0210150105450.5200270189813凯迪化工综合项目3.5280302191.625012084361.0210150105454泰邦重油石化项目3.52803524.510.51.62509063271.02101208436总计1022.4715.68306.72表3.2-2 铁山港（临海）工业区石化产业园区规划建设项目近期用热统计（20132015年）序号项目名称蒸汽压力（MPa）蒸汽温度（）热负荷(t/h)最大额定最小126万吨/年丙烯腈项目2.526011.157.813.351.021062.243.5418.660.6200107、10.057.043.0225万吨/年丁腈橡胶项目2.520075.3552.7522.611.021052.636.8215.78330万吨/年ABS项目9.8350186.2130.3455.8646万吨/年SAN项目4.030030219510万吨/年丁苯橡胶联合装置项目2.526042.81.266万吨/年聚甲醛项目1.0210503515710万吨/年聚碳酸酯项目0.620022.515.756.7588万吨/年不饱和聚酯（UPR）项目4.0300402812913万吨/年TDI项目1.02101510.54.51010万吨/年MDI项目1.02106545.519.51126万吨/108、年丙烯腈项目1.021045.531.8513.651210万吨/年己二酸项目4.030053.51.52.52601.140.7980.3420.62001.751.230.525135万吨/年己二胺项目4.030042.81.22.52601.360.950.410.62002.31.610.691410万吨尼龙66盐项目1.021024.517.157.35159万吨/年甲基丙烯酸甲酯项目2.526037.526.2511.25165万吨/年乙醇胺项目1.021028.1319.708.441724万吨/年丙烯酸项目1.02106545.519.51830万吨/年聚醚项目0.620012109、8.43.6195万吨/年有机硅丙烯酸酯聚合乳液项目1.021020.514.356.15 表3.2-2（续）序号项目名称蒸汽压力（MPa）蒸汽温度（）热负荷(t/h)最大额定最小203万吨/年甲基异丁基酮项目1.02108.515.962.552130万吨/年合成氨项目1.021021.515.056.452230万吨/年硝酸项目1.021012.28.543.662325万吨/年离子膜烧碱项目0.620053.51.52420万吨/年双氧水项目1.021064.21.8总计925.94648.158277.78说明：因热负荷资料不全，仅有最大热负荷数据，额定热负荷暂按最大热负荷的70%考虑110、，最小热负荷暂按最大热负荷的30%考虑。3.2.2 远期热负荷根据XX铁山港工业区石化产业园发展规划，随着企业规模、数量不断扩大，XX铁山港工业区石化产业园区20152020年期间规划建设项目热负荷见表3.2-3。表3.2-3 铁山港（临海）工业区石化产业园区规划建设项目远期用热统计（20152020年）序号项目名称年操作小时数蒸汽参数及负荷(t/h)9.8MPa4.0MPa2.5MPa1.0MPa0.6MPa1对二甲苯(PX)联合装置项目8000210.002120万吨/年精对苯二甲酸(PTA)项目80002.20350万吨/年瓶级聚酯切片项目800051.17410万吨/年聚对苯二甲酸丁二111、酯（PBT）项目80006.26525万吨/年烷基苯项目800015.60650万吨/年苯乙烯项目8000370.50730万吨/年环氧丙烷项目8000156.0085万吨/年环氧氯丙烷项目800065.60 表3.2-3（续）915.5/9.5万吨/年苯酚/丙酮项目8000156.001016万吨/年双酚A项目800058.001110万吨/年环氧树脂项目800037.60126万吨/年1,2-丙二醇项目80000.853.38136万吨/年生物发酵法1,3-丙二醇项目72005.001413万吨/年顺丁烯二酸酐项目80001510万吨/年1，4-丁二醇（BDO）项目800068.75164112、万吨/年聚四氢呋喃醚项目800012.00176万吨/年乙丙橡胶项目8000160.601830万吨/年丙烯酸酯项目800075.00195万吨/年高吸水性树脂项目720064.172010万吨/年丙烯酰胺项目800032.50219万吨/年MTBE-5万吨/年丁基橡胶联合装置项目8000240.90总计370.50271.05645.23488.3017.001792.083.3 热负荷需求及特点根据目前已落户铁山港工业区项目情况及石化产业园区发展规划及周边热负荷估算资料，本热电项目主要为厂址附近的以石化产业园区为主的企业提供所需热负荷，热负荷需求量最大的蒸汽参数为0.51.6MPa/200113、250。表3.3-1 近期热负荷（2012年）序号热用户所需蒸汽参数及量蒸汽参数蒸汽量(t/h)最大额定最小13.5MPa，2807552.522.521.6MPa，2502201546631.0MPa，210451.7316.19135.5140.5MPa，200275.7192.9982.71总计1022.4715.68306.72表3.3-2 近期热负荷（20132015年）序号热用户所需蒸汽参数及量蒸汽参数蒸汽量(t/h)最大额定最小19.8MPa，350186.2130.3455.8624.0MPa，2807955.323.732.5MPa，260130.591.3539.1541.114、0MPa，210476.64333.65142.9950.6MPa，20053.637.5216.08总计925.94648.16277.78表3.3-3 远期热负荷（20152020年）序号热用户所需蒸汽参数及量蒸汽参数蒸汽量(t/h)最大额定最小19.8MPa，350370.5259.35111.1524.0MPa，280271.05189.7481.3232.5MPa，260645.23451.66193.5741.0MPa，210488.3341.81146.4950.6MPa，2001711.95.1总计1792.081254.456537.62本项目热负荷特点：（1）热负荷用户距电115、厂在5km的范围内，以石化用汽为主。（2）由于企业用汽负荷的大部分为化工工艺用汽，无法回收，故本阶段暂不考虑凝结水回收，凝结水回收率为0。（3）机组建成后，将采用以热定电模式运行，机组年运行小时数受热源企业的限制，扣除机组检修时间，机组额定年供热小时数暂按6000h考虑。考虑工业园区所需高压9.8MPa蒸汽参数过高，并经咨询国内三大汽轮机厂均认为，从本体上抽取该参数蒸汽技术上虽然可行，但经济上极为不合理，运行控制也非常局限，所以从未曾设计抽取该等级参数的机组。另外，从近期热负荷资料上看，只有一家企业需要提供9.80MPa的蒸汽，故建议该企业选择自行建设9.80MPa等级的高压锅炉以满足自身热负116、荷的需求，本热电站向工业园区只供应中、低压等级的蒸汽，由工业园区公用热力管网统一供应，蒸汽管线采用沿地上工业管廊架设，热用户用汽通过供热管线获得所需参数等级的蒸汽。3.4 设计热负荷已落户项目近期额定热负荷(2012年)为715.68t/h，近期额定热负荷（2015年）为1363.84t/h。本热电项目一期工程不考虑工业园区所需的9.80MPa等级蒸汽，设计热负荷暂按已落户铁山港工业区石化产业园热用户近期的热负荷(2012年)考虑，按热负荷参数等级分为中、低压两级，见表3.4.1。表3.4-1 热负荷统计表压力等级热用户所需蒸汽参数及量蒸汽参数蒸汽量(t/h)最大额定最小中压3.5MPa，28117、07552.522.51.6MPa，25022015466（合计）295206.588.5低压1.0MPa，210451.7316.19135.510.5MPa，200275.7192.9982.71（合计）727.4509.18218.22（总计）1022.4715.68306.72表3.4-1，按热负荷参数等级分中压、低压二级抽汽完成热负荷需要：一级中压抽汽满足3.5MPa、1.6MPa参数的热用户用汽要求；二级低压抽汽满足1.0MPa、0.5MPa参数的热用户用汽要求。根据东方汽机厂提供的热平衡图，一级抽汽从再热热段抽取，抽汽口蒸汽参数为：4.0MPa，566，3596.8kJ/kg ；118、二级抽汽从中压缸抽取，抽汽口蒸汽参数为：1.3MPa，416.3，3294.6kJ/kg。考虑以热电厂为中心24km左右的供热半径，管道压力损失按每km损失0.1MPa，管道温度损失按每km降低10，热负荷同时率按0.9，考虑5%的管道焓值损失，减温水焓值忽略不计。根据焓值相等的原则折算热负荷至汽轮机抽汽口为：表3.4-2 设计热负荷表（一台机）序号蒸汽参数蒸汽量(t/h)最大额定最小1热段：4.0MPa/566，3596.8kJ/kg116.793.4352中压缸抽汽：1.3MPa/416.3，3294.6kJ/kg310.2248.293总计426.9341.61283.5 热电联产机组选119、择根据关于确认XX市铁山港（临海）工业区规划热负荷的复函，铁山港工业区总体规划热负荷预测值为3740t/h，规划分两期建设，其中一期预测值为1948 t/h。利用热电供热经济性高，符合我国节能减排降耗的社会发展需要，因热负荷需求量非常大，供热机组方案须按大型抽凝机组考虑，方能满足工业园区的热负荷需求。目前国内大型供热机组容量主要有200MW和300MW级亚临界、350MW级超临界及以上。350MW级超临机供热机组目前国内在建、投产的机组很多，该机型单机最大抽汽能力约为400500t/h。根据铁山港工业区项目的落实情况，针对目前已落户的项目热负荷统计，本期工程机组选型仅针对厂址附近的以石化产业园120、区为主的企业热负荷，已落户的项目近期额定热负荷(2012年)为715.68t/h，根据工业园区设计热负荷表3.4-2的换算，单台机所需额定抽汽量341.6t/h，最大抽汽量426.9t/h，350MW级超临机供热机组的对外供热抽汽能力能满足本项目一期工程的要求。本热电联产工程的近期额定热负荷(2015年)约为1363.84t/h，后续扩建二期工程2350MW级超临界抽凝式供热机组能满足近期热负荷(2015年)的要求。根据本工程热负荷实际需求量，东方汽轮机厂提供的350MW级超临界抽凝机组按二级可调工业抽汽设计，第一级供热抽汽取自再热热段，抽汽压力4.00MPa，抽汽温度566，额定抽汽流量94121、t/h，最大抽汽流量180t/h；第二级供热抽汽取自汽轮机中压缸，抽汽压力1.30MPa，额定抽汽流量249t/h，最大抽汽流量320t/h。3.6 热经济性参数本期工程按已落户近期（2012年）热负荷，一台350MW超临界抽汽凝汽式机组，汽轮机的抽汽能力和相应热经济性参数分别见表3.6-1、表3.6-2。表3.6-1 机组抽汽参数表（单台机）序号蒸汽参数蒸汽量(t/h)最大额定最小1热段：4.0MPa/566，3596.8kJ/kg18093.4352中压缸抽汽：1.3MPa/416.3，3294.6kJ/kg320248.293总计500341.6128表3.6-2 机组热经济性参数表（额122、定供热工况）项 目单 位数据主蒸汽压力MPa24.2主蒸汽温度566主蒸汽流量t/h1020.5主蒸汽焓值kJ/kg3398.8热再热蒸汽压力MPa4.0热再热蒸汽温度566热再热蒸汽流量t/h851.58热再热蒸汽焓值kJ/kg3596.8冷再热蒸汽压力MPa4.445冷再热蒸汽温度319.1冷再热蒸汽流量t/h851.58冷再热蒸汽焓值kJ/kg3000.6给水温度279.1给水流量t/h1020.5给水焓值kJ/kg1225.1发电功率MW239.335锅炉效率%92.5 表3.6-2（续）项 目单 位数据管道效率%98发电厂用电率%5.50综合厂用电率%6.40热负荷年利用小时数h60123、00发电设备年利用小时数h4103年供热量(单台机组)GJ/a6.77106年发电量(单台机组)GWh/a1436.01年供电量(单台机组)GWh/a1344.11汽耗率kg/(kW.h)4.26热耗率kJ/(kW.h)6736.84热电比%131.1发电煤耗率g/(kWh)247.71供电煤耗率g/(kWh)282.74供热煤耗率kg/GJ37.64电厂总效率%65.883.7 供热可靠性及措施本期工程2350MW级供热机组都正常运行时，按照折算至汽机口的流量考虑，根据表3.4-2和表3.6-1，两台机组按额定供热工况给热用户提供热负荷时，一级抽汽可供给293.4t/h蒸汽，二级抽汽可供给2124、248.2t/h蒸汽，可以满足热用户的额定热负荷需求。两台机组按最大供热工况给热用户提供热负荷时，一级抽汽可供给2180t/h蒸汽，二级抽汽可供给2320t/h蒸汽，也可以满足热用户的最大热负荷需求。当一台机组故障或检修时，另一台机组采用最大供热工况运行，根据表3.4-2和表3.6-1，机组一级抽汽可给热用户提供180t/h蒸汽，提供的蒸汽量可以满足工业园区96.35%对一级抽汽热负荷的额定需求；机组二级抽汽可给热用户提供320t/h蒸汽，此时机组提供的二级抽汽量可以满足工业园区64.46%热用户对二级抽汽额定热负荷的需求。热电厂投运前，应根据热负荷用量和热负荷的类别与相关热用户签订好供热协议125、，明确机组故障或检修时供热的优先级别和供热比例。机组检修前，也应预先与相关用热企业协调安排，根据生产或工艺情况安排调整热负荷用量，以降低热电厂需供的平均热负荷流量，最大限度满足热用户需求。 3.8 项目建设的必要性按照自治区和XX市委、政府的要求，XX市铁山港工业区要以林浆纸、中石化重大项目为支撑，以石化能源、林浆纸、装备制造、冶金建材、港口物流延伸产业链和产业集聚为方向，推动整个工业区经济的发展。工业园区内这些企业在投产调试期以及生产过程中都需要大量的热源，热负荷较大。如果不建设热电项目提供热负荷，各热用户势必自建小型供热机组或单纯供热锅炉以满足各自热源需要，届时将烟囱林立。这些中压、低压锅126、炉效率低、能耗高、污染重，经济效益和社会效益差，不符合国家的节能、环保政策。为了达到环保和节能减排的要求，为了确保石化等产业群安全、正常生产，在园区内配套建设相应的热电联产工程，对园区的招商引资，构建良好的投资环境将起到举足轻重的作用。热电联产拟选用大容量机组，这类机组的热能利用率高，经济性好，符合国家产业政策；同时机组配套主流技术的脱硫、脱硝以及高效除尘装置后，将大大削减电厂SO2、NOx和烟尘的排放量；设计中将采取相应的废水、噪声等污染源处理措施后，电厂污染物排放对周边环境影响较小，完全可以达到国家规定标准。在开发区的多家大型化工企业投产之前，迫在眉睫的是热电联产项目必须同步投产。因此本工127、程尽快投资建设是十分必要的。4 燃料供应及运输4.1 煤源广西是缺煤省份，煤炭储量仅占全国煤炭资源的0.5%，列全国第20位，且大部分为高中硫、高灰分、低热值的褐煤、贫瘦煤，其开采及使用条件均不符合目前我国的环保政策，区内上规模的火力发电厂燃煤基本依赖外省供应，本项目燃煤也考虑由区外供给。XX电厂2350MW热电联产项目工程可能的国内煤源有：贵州、云南、山西、陕西、内蒙古等，国外煤源有：越南、印度尼西亚等。贵州省地处云贵高原东部。以贵阳为中心有滇黔、川黔、黔桂、南昆等四条铁路及公路与邻省相连，各县及乡镇多通公路。含煤地层在全省分布广泛，面积约7104km2，占全省面积的40%左右，划分为20个128、煤田。全省远景储量2419108t，其中硫分小于1.5%的为720108t，1999年全省探明保有储量531108t，垂直500m以上探明储量494108t，居全国第五位。煤炭资源主要分布在西部及西北部的六盘水、织纳、黔北三大煤田。云南省1992年底已探明的煤矿及煤产地共251处,探明储量240.8108t，其中烟煤占全省煤炭总储量21.6%，炼焦用煤40.2108t，占烟煤储量的92.5%，气煤和肥煤极少。无烟煤41.4108t，占全省煤炭总储量的1.9%，褐煤155.5108t，占全省总储量76.5%，褐煤矿区全省皆有，其它煤类3.7108t。全省保有储量为236.9108t，预测总储量为129、442.6108t，预测总储量中可靠级191.7108t。山西省煤炭资源极为丰富，是我国煤炭供应的重要基地。山西的北部地区是大型动力煤供应基地，有大同和宁武两大煤矿，煤质大部分为气煤、长焰煤、弱粘煤。而东南地区则为优质大型化工用煤基地，大部分为无烟煤。截止1997年末累计探明储量2663108t，占全国27%，保有储量2612108t，占全国的27%，境内各类煤矿批准占用储量约1500108t。陕西省煤炭资源丰富，据统计，截止到2005年底，陕西煤炭资源总量为3850108t，其中已探明的煤炭资源保有储量达1700108t，居全国第三位。其中灰分小于10%、硫分小于1%的优质煤炭资源占全国探明130、优质煤炭储量的50%，居全国之首。陕西煤炭发展具有很多优势, 神府煤田煤层厚, 埋藏浅, 易开采, 为世界七大煤田之一，是世界上少有的优质动力煤、气化煤。陕西省煤炭开发还拥有地质构造简单，开采条件良好的优势。在国家规划建设的 13 个大型煤炭基地中, 陕西就占有神东、陕北、黄陇3个。2009 年陕西省全年原煤产量达到 2.96 108t。内蒙古含煤面积达10104km2。截止2009年底，内蒙古自治区已经查明和预查煤炭资源储量达到6583.4108t，超过山西省，居全国第一位全区101个旗县市区中，有67个旗县储有煤炭资源，探明储量占全国的22%。其中100108t以上的特大型煤田有5处，10131、100108t的大型煤田有11处。内蒙古自治区2009年煤炭产量达到6.37108t，位居全国第一。越南的煤炭资源主要分布在首都河内以东、以南的扇形区域内，共有二大矿区：位于越南东北部的广宁无烟煤矿区和位于河内东南方的北方平原煤矿区。总储量达220108t，绝大部分为无烟煤。越南煤炭出口主要销往：欧洲、日本、东南亚等国，中国两广有小部分。2002年出口煤炭600104t，预计2005年出口煤炭达1000104t以上。印度尼西亚煤炭储量丰富，印尼煤炭资源储量为580108t，已探明煤炭储量约388108t，其中储量最大的是褐煤，储量约为216108t，占58 %；其次为烟煤，储量约为149108132、t，占41%。4.1.1 煤源的选择由于云南、贵州两省近年来借“西部大开发”和“西电东送”政策，利用煤炭资源的优势，加大焦化厂和电厂的建设力度，煤炭需求量增长很快，而煤矿建设滞后，造成煤炭需求紧张。同时交通运输条件都较差，现有铁路的运力裕量非常有限。陕西和内蒙古两省煤炭资源丰富，但是运距较远，利用现有铁路的运力难以满足XX电厂2350MW热电联产项目工程燃煤量的要求。故本项目暂不考虑云南、贵州、陕西和内蒙古煤。由于越南煤受其煤矿建设规模、配套的煤炭输出路港、海运能力等因素制约，还受对外政策、国际煤碳市场、海运能力等因素影响，煤源可靠性较差。又由于越南煤主要是无烟煤，该煤种选择面有限，故本项目暂133、不考虑越南煤。根据外省和国外煤炭市场供应状况及电厂所处地理位置及交通运输条件，目前xx公司已经分别和印尼以及山西大同煤矿集团有限责任公司煤炭运销总公司签订了XX电厂2350MW热电联产项目工程的供煤意向协议书（详见初可总报告附件45-F288G-A02），由印尼和山西大同塔山煤矿每年向电厂提供燃煤。根据协议情况，本期工程推荐采用印尼烟煤作为煤源，山西大同塔山烟煤为补充煤源。4.1.2 电厂煤源概况印度尼西亚煤炭储量丰富，印度尼西亚是世界第9大煤炭生产国，是东南亚最大的煤炭生产、消费和出口大国，2007年是继澳大利亚之后的世界第二大煤炭出口国。印尼煤炭资源储量为580108t，由于很多地区尚未探134、明储量，印尼政府估计煤炭资源总储量或达900108t以上。已探明煤炭储量约388108t，其中储量最大的是褐煤，储量约为216108t，占58 %；其次为烟煤，储量约为149108t，占41%。印度尼西亚煤炭资源主要分布在苏门答腊省（约占储量的60）和加里曼丹省 (约占储量30%)。印度尼西亚煤炭具有高水分、低灰分、低硫分、高挥发分等特性，是优质的动力煤。印度尼西亚煤炭以出口为主，煤炭出口量占总产量的70以上，主要销往：日本、韩国、印度以及中国的香港、台湾和东南沿海地区。目前，位于印度尼西亚东加里曼丹、南加里曼丹和苏门答腊的35座煤矿生产烟煤和次烟煤。印度尼西亚煤炭几乎全部由露天矿生产，只有两135、三座小型的井工矿。印度尼西亚现有大型煤矿：布米（Bumi）资源公司、阿达罗（Adaro）公司、基泰扩加瓦阿贡（KidecoJayaAgung）公司、班普（Banpu）公司和国营（PTBA）煤炭公司。这5家公司的煤炭产量占印度尼西亚总产量的75%。为满足国内煤炭需求和出口，许多印度尼西亚煤炭生产商正在计划在现有情况下增产，此外，一些新项目将在未来几年投产， 2008年原煤产量为2.35108t，2009年原煤产为2.4108t，其中78%的产量（近2108t）用于出口，使印尼成为亚洲第一大煤炭出口国。印尼政府预计，其煤炭产量仍有提升潜力，预计2010年至2014年的煤炭产量将分别达到2.5108136、t、2.8108t、2.9108t、3. 3108t和3. 9108t。山西是我国的能源重化工基地，煤炭资源分布广、埋藏浅、储量丰富、品种齐全、煤质优良、开采条件优越。第三次全国煤田预测山西煤炭资源总量6400108t，占全国的27%（炼焦煤占57%），保有储量2612108t，占全国的27%，可采储量2000108t，各类煤矿占有储量1500108t。山西大同煤矿集团有限公司是国家大型煤炭生产企业，现有47对生产矿井（公司），设计生产能力3330104t，核定年生产能力为3405104t。山西大同煤矿集团有限公司的煤炭市场主要以华北、华东、华南和出口为主，2009年全公司的合同总量约为350137、0104t /a，其中发电和出口等重点合同2992104t，发电用煤和出口约占重点合同的85。塔山煤矿是大同煤矿集团新开发的矿井，资源储量丰富，井田地质储量为50.7108t，工业储量47.9108t，可采储量29.7108t。井田主要可采煤层的主要煤种为气煤和1/3焦煤，该矿井的建设规模为3104t /a，目前一期工程1.5104t /a已经全部竣工投产，二期工程正在建设中，二期达产后,总产量达3104t /a，完全可满足本工程用煤。以上这些煤源点煤炭资源十分丰富，与大型煤炭企业签订的供煤意向协议，可满足电厂的燃煤需要，本工程煤炭供应是可靠的。4.2 燃煤品质本期工程拟用的设计煤种为印尼PT138、.SOLARIS TRIDAYA NIAGA的烟煤，校核煤种拟用山西大同塔山烟煤。本期工程煤质分析资料见下表4.2-1。表4.2-1 XX电厂2350MW热电联产项目锅炉拟用煤质（暂定）项 目符号单 位设计煤种校核煤种1.元素分析收到基碳Car%54.1954.53收到基氢Har%3.772.83收到基氧Oar%13.156.2收到基氮Nar%1.160.79收到基硫St.ar%0.990.932.工业分析收到基灰分Aar%9.727.0收到基水分Mar%17.047.72合计100100空干基水分Mad%7.042.85干燥无灰基挥发分Vdaf%45303.收到基低位发热量Q.net. ar139、MJ/kg20.121.234.可磨系数HGI4552冲刷磨损指数Ke5.灰熔点变形温度DT11501200软化温度ST12001250流动温度FT13001350 表4.2-1（续）项 目符号单 位设计煤种校核煤种6.灰成分二氧化硅SiO2%42.8250.41三氧化二铝Al2O3%20.3215.73三氧化二铁Fe2O3%12.923.46氧化钙CaO%6.73.93氧化镁MgO%3.051.27氧化钠Na2O%51.99氧化钾K2O%0.850.34二氧化钛TiO2%0.690三氧化硫SO3%7.170.6其它%0.52.274.2.2 燃煤耗量根据本工程煤质资料及主机参数，本工程235140、0MW机组耗煤量见表4.2-2。表4.2-2 燃 煤 消 耗 量序号项目名称单位设计煤种校核煤种1运行工况BMCR2锅炉台数台12123时耗煤量t/h162.41324.82153.765307.534日耗煤量t/d3573.027146.043382.836765.665年耗煤量104t/a87.7175.483.03166.07注：l. 日利用小时数按22 h计。2. 锅炉年利用小时数按5400h计。4.2.3 燃油锅炉点火及助燃采用同一种轻柴油，特性如下：油种：0号轻柴油(GB252-2000一等品)运动粘度(20时) 3.08.0 mm2/s灰份 0.01%水份 痕迹机械杂质 无凝固点141、 0闭口闪点 不低于55低位发热值 41868kJ/kg硫 0.5%比重 0.83t/m3工程拟设置等离子点火助燃系统，点火及助燃油系统作为备用。为满足锅炉正常点火、启动和低负荷助燃需要，拟在油库区设置2个500m3油罐，油库区设置2台卸油泵.4.3 燃料运输本期工程年燃煤量：2350MW机组约为175.4104t，设计煤种的煤源为印尼烟煤，校核煤种为山西大同塔山烟煤。由于运输距离远，印尼煤和山西省大同塔山煤直接经铁路运输或者汽车运输到广西不经济且难已实现，根据电厂厂址交通条件，推荐印尼煤采用海运方式运输进厂，山西省大同塔山煤采用铁路海运联运的方式运输进厂。4.3.1 国外煤炭运输印度尼西亚煤142、矿通常位于沿海地区或内陆水系地区，由专用托运线路将煤从矿区运往装货设施。根据装货地点的不同，印尼港口装煤可分为泊位装货和锚地装货两种情况。印尼现有19个专用煤码头，其中包括3个cape-sized（好望角型）码头、1个panamax（巴拿马型）码头和3个handy-size（灵便型）码头，每年的出口能力超过7500104t，另有四个码头正在规划建设中。最大的公共深水煤码头是IBT（Indonesia Bulk Terminal）码头，位于南加里曼丹岛的South Pulau Laut，可接纳8104tDWT的船舶，该码头正在扩建中，扩建后码头出口能力可达到1600104t，停靠20104tDW143、T的巨轮。此外，TBCT码头（Tanjung Bara Coal Terminal）、DPP码头（PT. Dermaga Prakasa Pratama）和 TBI码头（Terminal Batubara Indah）的规模较大，是印尼最重要的几大煤码头。印尼主要的装煤锚地位于南加里曼丹（KALIMANTAN）和马辰（BANJARMASIN）一带的TABONEO，JORONG ANCHORAGE，MUARA SATUI，TANJUNG PETANG，KOTA BARU等，还有东加里曼丹的MUARA PANTAI，ADANG BAY，TANJUNG BARA等锚地。根据装货地点的不同，装船设备也144、不同。在泊位上装货一般是利用岸上的装货设备如皮带输送机、岸吊等装货，装货速度快，如IBT码头的装货速度每天约3104t以上。而在锚地上，一般都要用船吊配合船上的抓斗或岸上租来的抓斗进行过驳作业，为保证效率，一般需同时安排多边驳船。如果驳船安排顺利，船吊工作正常，锚地的装货效率一般在每天6000t7000t左右。如船舶没有吊杆，那么只能安排浮吊装货，浮吊正常每天可装12000t左右。4.3.2 国内煤炭运输山西大同塔山矿煤炭运输铁路通道主要包括大秦线、京原线和京秦线。由于京原线及京秦线目前运力已基本饱和，而且运距较远，建议铁路运输暂不考虑京原线和京秦线，同时，塔山铁路专用线已经完工，该专用线位于145、大同市西南部，与同蒲线韩家岭东站(大秦铁路起点站)接轨，因此，本工程本期燃煤（校核煤种）运输路径建议选择大秦线至秦皇岛装船，然后用5.07.0104tDWT级的海洋运输轮船运至XX港务局码头。电厂燃煤从塔山煤矿起运，经煤矿专用线至大秦铁路的韩家岭车站，然后经大秦线至秦皇岛港，国铁运距为652km。大秦铁路原设计年通过能力为1108t，2005年9月，完成了2108t的扩能改造工程，此外根据铁道部规划，大秦铁路将继续扩能改造，将年输送能力逐步提高到4108t，因此大秦铁路可以满足电厂本期工程增加的运量要求。秦皇岛港是中国北煤南运的主枢纽港，担负着东南沿海电煤运输以及国家外贸煤炭出口的主要任务，年146、输出煤炭占全国沿海下水煤炭总量的50%左右。港口煤炭装卸设施：秦皇岛港拥有中国最大的自动化煤炭装卸码头，卸车和装船均实现了自动化管理。运煤列车可直接进入翻车机，在不摘钩的条件下进行翻车作业，其中，煤三期、煤四期翻车机均可接卸万吨列车，并成功接卸了2104t超长列车。港口有煤炭专用堆场128104m2，最大堆存能力为500104t，有煤炭品种90多个。港口设计年通过能力 2.19108t，其中，煤炭设计年通过能力 1.87 108t。秦皇岛港2005年共完成货物吞吐量1.69 108t，其中煤炭吞吐量1.45108t。2006年4月，秦皇岛港煤码头五期工程投产，建成2个5万吨级泊位，1个1010147、4tDWT级泊位，1个15104tDWT级泊位，年通过能力5000104t，新增秦皇岛港三分之一的运煤能力，从而上升到1.93108t的煤炭年通过能力。2006年前6个月全港完成吞吐量9366.6104t，其中，煤炭完成8186104t，2009年全年吞吐量超过2.43108t。本工程燃煤海上运输在秦皇岛港装船，并与海运单位签订煤炭承运协议，由万吨级海轮经黄海、东海、南海进入北部湾，运至XX港务集团专用卸煤码头。秦皇岛港至本工程XX港务局码头约1960 海里，根据航道的情况，近期运输以5.07.0104tDWT级船为主。其中XX港务局供本电厂用煤码头为一个10104tDWT的泊位，其年最大通过148、能力为820104t，因此能满足本期工程耗煤量的要求。4.3.3 燃油的运输 燃油可以采用汽车或铁路运输的方式，2350MW燃煤机组每年耗油量约60008000t。4.3.4 建议（1）有关铁路运输通道咨询报告及铁道部有关部门关于铁路运输问题的函件、港口同意承担煤炭中转协议等，需要在下一阶段进一步落实。（2）下一阶段工作中落实为本项目供煤的印尼煤矿和塔山煤矿资料以及煤质资料。（3）进一步落实印尼煤运输的交接方式。5 建厂条件5.1 厂址概述根据电力系统的规划、铁山港工业区热负荷的分布以及火力发电厂的建厂基本条件，并结合“广西壮族自治区“十二五”规划”以及“广西XX铁山港（临海）工业区分区规划”149、，我院有关专业设计人员在铁山港区管委会规划部门意见的指导下，经过多次现场踏勘，在XX铁山港工业区内选择了纬八路、纬九路、经九路以及经十一路围合而成的场地，作为XX电厂2350MW热电联产项目的惟一指定厂址。XX市位于广西壮族自治区南陲，濒临北部湾，是一座美丽的海滨城市，是国务院批准最早对外开放的14个沿海城市之一，辖一县三区，即合浦县、海城区、银海区和铁山港区，人口150万。XX市西北距南宁市220km，北依大西南和中南诸省，东与广东省雷州半岛相连，南与海南省及东南亚带水相依，西邻越南的海防和鸿基，地处水陆要冲，是西南、华南和中南部分省区走向东南亚的枢纽之一，地理位置十分优越。铁山港区位于XX150、市东部，东邻广东省湛江市，南临北部湾，西部为XX市，北部为灵山县、浦北县和博白县。铁山港区距XX市约40km，距合浦县城廉州镇约40km，距自治区首府南宁市250km，距广东省湛江市约150km，距海南省海口市约120海里。位于钦北铁路东侧，国家“九五”计划建设的合浦河唇铁路和国家规划建设的灵湛高速公路贯穿该区。现有北铁一级公路、兴港路到达港口。铁山港区辖南康、营盘、兴港三镇，陆域总面积394km2，海岸线总长50km，滩涂80 km2。5.1.1 厂址地理位置厂址位于XX市铁山港兴港镇北暮村西南面约2km（直线距离，下同）的缓丘上，在铁山港区规划的纬八路、纬九路、经九路以及经十一号路围合范围151、内。厂址西南距中石化1500104t/a炼油项目约2km，东北距国投XX电厂约8.5km，西北距220kV铁山变电站约3km，东南距广西北部湾国际港务集团有限公司码头约4.5km。厂址地理位置详见厂址地理位置图（F288G-A01-06）。5.1.2 厂址地形、地貌厂址现为缓丘，地面高程3.0m25.0m（1956年黄海高程系，下同），场地地形平缓，地形坡度一般小于10，微倾向大海。场地内现种植有木薯、桉树等作物，零星分布有砖混结构的房屋以及输电线路，一条已废弃的灌溉渠穿越场地。根据工业区土地利用规划，该地块属于二类工业用地。据调查，厂区场地及附近无不良物理地质作用。厂址地貌详见图5.1-1。152、图5.1-1 厂址地貌5.1.3 厂址周围环境铁山港工业区目前已处于实施阶段，厂址西南约2km处为在建的中石化1500104t炼油项目和规划建设的中石化XX炼油异地改造石化项目；东北约8.5km处为运行中的国投XX电厂一期（2300MW，规划容量1800MW）；厂址北面约1km处为规划建设的斯道拉恩索林浆纸项目；厂址南面约1km处为规划建设的泰邦能源120104t重油化工项目；厂址西北约3km处为已经投运的220kV铁山变电站；厂址东南约4.5km处为广西北部湾国际港务集团有限公司10104tDWT级码头，1号、2号泊位已经建成投运，3号及4号泊位2010年7月30日开工建设，工程预计2012153、年完成；厂址西北距离XX市福城飞机场27km。现场踏勘厂址附近未见有风景名胜区、古迹文物保护区及自然保护区，亦未见有军事设施。5.1.4 厂址洪水位项 目设 计 高 潮 位设 计 低 潮 位频率 ()125959799潮位 (1956年黄海基面)m4.474.163.96-2.92-3.03-3.23根据“XX市铁山港（临海）工业区分区规划（20092025）”的道路竖向规划，厂址厂区采用平坡式布置方式，场地东西向平整坡度1.2%，南北向平整坡度1.0%，厂区场地平整标高为20.507.85m，高于设计频率1%的最高水位，厂址不受洪水影响。5.1.5 厂址用地及拆迁根据电力工程项目建设用地指标154、（火电厂、核电厂、变电站和换流站），估算，厂址一期工程总用地面积55.83hm2，其中永久用地面积32.33hm2，临时租地面积23.50hm2。场地内零星分布有砖混结构的房屋以及输电线路，需要进行拆迁，拆迁工程量包含在征地费用内。5.1.6 厂址土石方工程量根据火力发电厂设计规程（DL 5000-2000），本工程规划容量为4350MW，发电厂的等级按级考虑，厂址防洪标准按100年一遇的高水（潮）位设防。厂址土石方挖方工程量为90.14104m3，填方工程量为37.69104m3。5.2 交通运输5.2.1 铁路运输XX市现有南宁XX铁路。规划铁路有合浦到河唇级铁路、铁山港支线。合浦至铁山港155、北线的铁路2010年7月30日已开工建设。铁山港支线全长31.3km，属地铁级铁路，设计运输能力为600104t/a，该线终点站为港区站。规划铁路线及铁路站场从厂址的东北侧约600m处通过。5.2.2 公路运输厂址北面有兰州海口高速路通过。北铁一级公路连接XX市区和铁山港区，并与兰海高速XX湛江段连接，对外交通联系便捷。广西滨海公路XX段（营闸路）全长30km，经过厂址的南面，该段已通车。厂址位于铁山港工业区内，规划区内规划道路纵横交错，其中北铁一级公路、兴港路、四号路、和广西滨海公路XX段（营闸路）已建成通车。电厂的进厂道路可就近从规划区内的规划道路接入。5.2.3 水路运输铁山港区现有的出156、海航道处于天然状况，大部分水深在7.5m以上，东西深槽水深达16m18m。东航道设有航标，目前小吨位的船舶日夜可航行，西岸石头埠码头目前乘潮可进5000t级以下的货船。铁山港区规划主航道从西槽进港，到青龙沙南面折向东北的东槽，进铁山港主航道。近期船舶进港按乘潮保证率80%，历时3h4h考虑，15104tDWT油轮级散货船的航道设计水深为16.5m，5104tDWT级散货船航道设计水深为11.5m，2104tDWT级为10.0m，1104tDWT级为8.0m。铁山港航道石头埠以北按9.0m开挖（2.5104tDWT级船舶主要考虑乘潮进港），从石头埠南侧至湾口西侧深槽按5104tDWT级散货船型进157、行开挖（考虑乘潮保证率80%，历时3 h，航道水深为11.5m）；湾口西侧深槽水深15.0m，长2.8km，最大水深达到18m，一般宽度800m（10.0m以上的深水区长度达6km），满足10104tDWT级船舶航行要求，不需进行航道疏浚；湾口西侧深槽至湾外天然深沟约12km按15104tDWT级油轮规模进行开挖（考虑乘潮保证率80%历时4h，航道水深为16.5m）；沿湾口深沟至涠洲岛附近20m深水区47km，考虑乘潮后航道基本不用开挖。根据20102015年XX港建设规划，项目厂址东南面的规划岸线从南往北依次规划布置铁山港区1号20号泊位，其中1号16号泊位为10104tDWT级通用泊位，1158、7号20号泊位为5104tDWT级多用途泊位。1号、2号泊位由广西北部湾国际港务集团有限公司承建并已经投运，3号及4号泊位2010年7月30日已开工建设，工程预计2012年完成， 5号10号泊位计划20112013年建设，11号20号泊位计划20132015年建设。厂址紧邻规划的10104tDWT级航道，燃煤海上运输至电厂卸煤码头，水运条件优越。本期工程2350MW机组年燃煤量约为175.4104t，设计煤种的煤源为印尼烟煤，校核煤种为山西大同塔山烟煤。印尼烟煤的运输考虑海运；山西大同塔山烟煤的运输考虑铁路水路联运，燃煤从塔山煤矿选煤厂装车点装车起运，经煤矿铁路专用线及国铁铁路运输线运至秦皇岛159、下船，然后海运至电厂卸煤码头。5.2.4 航空运输 铁山港区距XX机场仅20km。XX机场是广西三大机场之一，可起降波音777等大型飞机，已开通北京、上海、广州、深圳、重庆、成都、昆明、长沙、武汉、郑州、海口、汕头、香港等20多条航线，客货运输进入中国大中机场45强行列。5.2.5 大件运输北部湾地区的交通已形成了铁路、公路、水路相互配套的格局。本工程三大主机设备及主要材料是国内厂家制造，主要重、大件外形尺寸和重量暂按表5.2-1考虑。厂址交通运输便利，参照厂址附近已建工程经验，主要重、大件可采用海运，具体运输方案待下一阶段进一步论证。表5.2-1 电厂主要重、大件设备一览表项 目运输尺寸（m160、）（长宽高）运输重量（t）锅炉锅筒15.52.83.0123锅炉大扳梁211.23.860汽轮机低压外缸下半8.23.663.6635汽轮机低压转子10.23.913.9276发电机定子7.43.83.92220发电机转子11.478 1.51.657.3主变压器9.777.157.95250除氧器水箱24.3x3.9x3.980锅炉锅筒15.52.83.0123锅炉大扳梁211.23.860汽轮机低压外缸下半8.23.663.6635汽轮机低压转子10.23.913.92765.3 水文气象5.3.1 厂址自然地理特性厂址场地位于XX市铁山港区规划纬八、九路和经九、十一路围合范围内。厂址场地161、现为缓丘，厂址地面自然标高为3.0m25.0m之间(1956年黄海高程,以下同),场地地形平缓，地形坡度一般小于10，微倾向大海。本工程循环冷却系统采用海水冷却塔系统，以海水作为冷却水源,取水口循环水泵房选在港务局码头内。5.3.2 海洋水文条件5.3.2.1 流场特征 本海域海流具有驻波性质，即海流转流与潮汐的高低水位对应较好，最大流速通常发生在高潮位前后2h，强流区出现在港湾中部和湾口东侧深槽，夏季最大海流流速为0.98m/s，冬季最大海流流速为0.90m/s。海流流场有四种模式，即涨潮流场、落潮流场、转流场和涨潮中潮位回流场。海流主要为天文潮所引起的非正规的全日潮流性质，以M2分潮流为主162、。涨潮历时大于落潮历时，落潮流速大于涨潮流速。5.3.2.2 潮流铁山港为台地溺谷海湾、径流来量小，海域主要为潮流作用, 受地形的影响制约，潮流表现为非正规全日潮，涨潮潮流向湾内，落潮潮流向湾外，沿海湾深槽往复运动，由涨潮流转落潮流为逆时针旋转，历时20分钟；由落潮流转涨潮流为顺时针旋转，历时约1h。落潮流速大于涨潮流速，但均小于0.9m/s，铁山港纳潮量大，大潮纳量可达31084108m3，平均纳潮量是1.9108m3，潮流作用较强。 本港湾的强流区出现于港湾中部，流速垂线分布随水深而递减。 夏季实测最大涨潮流速：0.91m/s； 夏季实测最大落潮流速：0.981m/s； 冬季实测最大涨潮流163、速：0.90m/s；冬季实测最大落潮流速：0.90m/s。5.3.2.3 潮汐特征与设计潮位铁山港地处北部湾东北部,潮汐性质属于非正规全日潮,其潮汐有两大特点:一是潮差大。据实测资料统计,最大潮差为6.25m,多年平均潮差为2.45m;二是涨潮历时大于落潮历时。根据多年观测,平均涨潮历时为8小时05分,平均落潮历时为6小时52分。厂址附近有石头埠潮位站，该站地理位置为东经10939、北纬2130，该站具有1967年建站以来较长期潮位资料，在1995年11月中南电力设计院出版的中港合资广西XX电厂一期工程补充可行性研究报告该站设计最高、最低潮位采用19671992年共26系列进行频率计算。XX电164、厂二期（2600MW级机组）扩建工程可行性研究阶段设计采用潮汐特征相似而且系列较长的邻站XX潮位站和龙门潮位站资料进行相关插补，得出石头埠站19542002年共48年最高潮位系列进行计算，经比较两个系列计算的设计高潮位成果相差甚微。因此，本工程热电厂的设计最高潮位和最低潮位，仍采用中港合资广西XX电厂一期工程补充可行性研究报告的设计值。经统计石头埠潮位站实测最高潮位为4.36m(1986.7.21),实测最低潮位为-2.81m(1968.12.22)，多年平均潮位为0.40m。累积频率10%的高潮位和90%的低潮位分别为3.07m和-1.89m。各级频率设计高潮位与设计低潮位成果见表4.3-1165、,累年逐月潮位特征见表5.3-2。表5.3-1 XX电厂2350MW热电联产项目设计潮位成果表单位 (m)项 目设 计 高 潮 位设 计 低 潮 位厂址频率 ()125959799XX热电联产项目厂址4.474.163.96-2.92-3.03-3.23表5.3-2 石头埠站累年逐月潮位特征值表 单位：m潮位/月份123456789101112年最高潮位3.723.563.073.413.763.804.363.603.383.583.733.744.36最低潮位-2.56-2.53-2.56-2.49-2.61-2.56-2.67-2.42-2.71-2.65-2.72-2.81-2.81平166、均高潮位1.551.451.491.581.751.801.771.691.691.791.741.691.67平均低潮位-0.98-0.95-0.91-0.91-0.95-0.91-0.88-0.87-0.84-0.78-0.82-0.94-0.905.3.2.4 风暴潮热带气旋登陆过程中，伴随有狂风、暴雨、巨浪和暴潮，即风暴潮。因此，风暴潮是广西沿海地区的灾害性天气，对国民经济危害最大。据资料统计，影响广西沿海地区的热带气旋主要发生在610月份。因此，广西沿海出现高潮极值除与天文潮有关外还与热带气旋有关。据史籍记载，历史暴潮位以1906年为最高，解放后暴潮位以1986年为最高。5.3.2.167、5 波浪铁山港，港湾三面陆地环抱，湾口朝南，在口门处水面宽约10km，湾顶至湾口长约40km，是一个典型的台地溺谷海湾,故港湾波浪以风浪为主，涌浪频率很小。铁山港区无波浪观测资料，厂区设计波浪采用涠州站实测资料推算。铁山港湾外及湾口波浪以风浪为主，涌浪频率很小。实测最大波高5.0m波向为SE，对应周期8.3s。 波浪从湾外传至湾内取水海域，将受折射、浅水变形和海底摩擦因素的影响而减弱。厂区海域设计波浪要素见表5.3-3。表5.3-3 厂区、海堤设计波浪要素表波浪要素重现期H1%(m)H5%(m)H13%(m)T(m)H(m)L(m)五十年2.902.392.037.91.3170二十五年2.4168、62.131.827.91.2352二十年2.191.901.627.91.10485.3.2.6 盐度铁山港海域的围边陆域径流来量很小，整个海湾均为外海高盐水团控制，水体含盐度较高。冬季盐度稍高为3031，其它季节为2027。从实测结果看，铁山港湾内水体混合较好，盐度垂向分布较均匀。同潮型下取水口区域盐度极值成果见表5.3-4，冬夏季盐度垂向分布成果见表5.3-5。表5.3-4 取水口区域盐度极值统计表 单位：() 潮 型季度 盐度大潮中潮小潮夏季最大盐度26.0126.5925.06最小盐度20.2122.3720.67冬季最大盐度31.2730.9630.81最小盐度29.7129.70169、29.71表5.3-5 取水口区域盐度极值统计表 单位：() 潮型季度 潮型大 潮中 潮小 潮夏季大潮20.2125.0821.2825.5622.72126.01中潮22.3725.1723.2726.5123.4726.597小潮20.6724.0421.9124.5522.0625.06冬季大潮29.1231.2629.8031.2629.8131.27中潮29.7130.9629.7030.9529.830.98小潮29.7130.6329.7930.8929.8030.815.3.2.7 水温北部湾浅海区域的水温和气温变化趋势是一致的，水温的变化有明显的季节性，即夏、秋高，冬、春低；170、垂直梯度是春、夏大，秋、冬小。根据石头埠站历年的实测资料统计： 多年最高水温 34.8（1983年8月） 多年最低水温 7.8 (1988年3月) 年平均水温 23.8夏季频率为10%的水温 30.9累年各月水温见表5.3-6，不同潮型下冬夏季水温各层极值统计见表5.3-7。表5.3-6 石头埠站累年各月水温统计表 单位：月份项目123456789101112年最高水温25.826.428.030.333.533.234.434.834.332.029.825.734.8最低水温8.09.07.812.519.522.524.025.924.016.214.29.07.8平均水温16.516.171、018.922.827.128.929.729.528.926.122.418.323.8表5.3-7 石头埠站不同潮型下冬夏季水温各层极值统计表 单位：层温极值季度 潮型表 层中 层底 层最大值最小值最大值最小值最大值最小值夏季大 潮30.529.530.429.330.429.3中 潮28.727.928.828.128.827.9小 潮29.227.829.027.728.928.3冬季大 潮18.317.718.417.718.417.7中 潮18.918.318.918.318.918.3小 潮19.218.719.118.619.118.6 铁山港海域水温变化主要受外海水团控制和受172、太阳辐射的影响，由于港内水体混合较充分，水温垂向分布变化很小，取水口附近深槽水温最大垂直梯度夏季为0.8，冬季为0.5。5.3.2.8 泥沙 铁山港内无大河流汇入，陆域植被良好，加之地形条件制约，湾内波浪和水流动力较弱。整个港湾内陆相来沙和海相来沙甚少，水体含沙量较小,取水海域实测结果表明夏季最大含沙量为0.0346kg/m3，冬季最大含沙量0.0135kg/m3，表底层含沙量变化甚微。不同涨型下涨落潮的含沙量成果见表5.3-8。表5.3-8 取水口海域冬、夏季含沙量成果表 单位：kg/m3 含沙量季度 潮型最大含沙量最小含沙量平均含沙量夏季大潮涨 潮0.02620.01370.0197落 潮173、0.03460.01530.0238中潮涨 潮0.02000.01010.0131落 潮0.03160.01350.0204小潮涨 潮0.02510.01100.0180落 潮0.02520.01450.0194冬季大潮涨 潮0.01110.00390.0077落 潮0.01180.00530.0083中潮涨 潮0.01140.00570.0083落 潮0.00990.00510.0076小潮涨 潮0.01350.00690.0097落 潮0.01010.00590.0079悬移质主要成分为粉砂和粘土。粉砂占74.790.4%，粘土占9.625.3%，粒径在0.0010.063mm之间。取水海174、域海滩和水下岸坡泥沙运动的动力条件主要由潮流和波浪控制，并随海域涨落潮方向来回运移。根据天津大学1978年8月实地测试结果，每年由落潮流带出的悬移质较由涨潮流带进的悬移质多15104m320104m3，向港外输出的推移质约1.0104m31.5104m3。铁山港每年向港外输出泥沙量合计约16104m321104m3。5.3.2.9 海床稳定性分析总体而言，铁山港属台地溺谷海湾，由于潮汐动力占主导地位，湾内深槽通道属于潮汐作用为主的通道，即由涨落潮流冲刷共同塑造而形成的深槽。从地貌上看，湾内落潮三角洲发育，湾口至湾顶有一条明显潮流冲刷槽，即铁山港湾的主槽。可研阶段委托中科院南海海洋研究所对铁山港175、潮汐通道稳定性以及码头港池航道开挖后的回淤强度等进行定量分析。结果表明，铁山港的潮棱体能塑造和维持一个相当可观的通道横断面，潮汐通道相当稳定，为深水航道和电厂取水提供了良好的前景。另一方面,铁山港周围没有大的河流汇入,陆相来沙量相对甚小,故港湾内悬移质含沙量亦较小。由于湾内水域宽阔，纳潮量巨大，落潮流速大于涨潮流速，落潮流具有较强的挟沙能力。悬沙全断面实测结果表明，落潮流带出港湾的泥沙量大于涨潮流带进的泥沙数量，从而使港湾内海床保持相对稳定状态。本工程取水口深槽海床历年比较稳定，常年水深保持在611m之间，为本工程取水提供了良好的条件。但是，随铁山港岸线的规划利用和航道的整治，将会改变原有地形176、地貌等自然条件，可能导致湾内的纳潮量、泥沙运移和冲淤状态等发生相应变化，取水口将会产生少量泥沙淤积，因此，有必要时应采取相应措施。5.3.2.10 厂址、灰场设计洪水本工程电厂灰渣考虑全部综合利用，事故灰场储灰年限不小于0.5年。事故灰场设在厂区内不受百年一遇潮水位影响。5.3.3 气象XX市地处北部湾北岸，北回归线以南，属亚热带海洋性季风气候区，全年日照充足，气候温和，冬无严寒，夏无酷暑。由于濒临北部湾海域、受暖气环流的影响、夏季盛行南风，常受热带气旋侵袭，水汽来源丰富，加之受地形地貌的影响，使气流抬升，雨量充沛，是广西暴雨高区之一。本工程附近有XX气象站，该站位于XX市郊，其地理位置为东177、经10906，北纬2129，观测场海拔高程为14.6m,从1952年以来有比较完整的气象观测资料,可作为本工程气象设计的依据站。根据XX气象站实测资料统计，其多年平均气温22.6，年平均降水量1636.2mm,各气象特征值见表5.3-95.3-14。表5.3-9 XX气象站气象特征值表 站 名项 目XX测站情况东 经109006北 纬21029观 测 场 海 拔 高 度（）14.6气 压多 年 平 均 气 压（Hpa）1010.2气温多年平均气温（0C）22.6多 年 平 均 最 高 气 温（0C）26.5多 年 平 均 最 低 气 温（0C）20.0极 端 最 高 气 温 （0C）37.1日178、 期（年 月 日）1963.9.6 1990.8.23极 端 最 低 气 温 （0C）2.0日 期（年 月 日）1957.2.11 1975.12.14 1977.1.30风速多 年 平 均 风 速 (m/s)3.1瞬 时 最 大 风 速 (m/s)40日 期（年 月 日）4次风向最 多 风 向 (方 位)N 表5.3-9（续） 站 名项 目XX湿度多 年 平 均 相 对 湿 度 （）81历 年 最 小 相 对 湿 度 （）3降水多 年 平 均 降 水 量（）1716.3历 年 最 大 日 降 水 量（）509.2日 期（年 月 日）1981.7.24天气日数多 年 平 均 降 水 日 数（）179、134.8历 年 年 最 多 降 水 日 数（）165多 年 平 均 雾 天 （）11.9多 年 平 均 雪 天 （）0多 年 平 均 雷 暴 日 （）78.3历 年 年 最 多 雷 暴 日 （）100多 年 平 均 冰 雹 日 （）0.1表5.3-10 XX气象站多年逐月平均降水量蒸发量表 月份项目123456789101112全年降水量（mm）37.542.556.799.7146.1267.3356.7377.1189.88539.618.31716.3蒸发量（mm）102.885.5105.0134.3191.9178.7190.5169.4176.7175.6144.1123.217180、77.7注: 蒸发量观测使用的是20cm口径的小型蒸发器。表5.3-11 XX气象站多年逐月气温表月份项目123456789101112全年平均气温()14.31518.723.126.928.228.828.227.224.420.216.422.6极端最高气温()28.528.931.134.335.835.636.637.137.133.631.428.837.1极端最低气温()22.03.59.21519.220.221.416.2126.422表5.3-12 XX气象站多年逐月相对湿度表 月份项目123456789101112全年平均相对湿度(%)798486858283838581181、78757481最小相对湿度(%)35152331184141222215153表5.3-13 XX气象站多年逐月平均风速及风向表月份项目123456789101112全年平均风速（m/s）3.73.73.43.12.82.92.92.62.73.13.33.33.1最多风向NNNESESESSWSSWSESSWCNNNNN相应频率（%）3938251614131618,91727363521表5.3-14 XX气象站多年风向频率表 风向项目NNNENEENEEESESESSESSSWSWWSWWWNWNWNNWC全年频率（%）21744710945531112312夏季频率（%）433478182、107111383212215冬季频率（%）37933710821110112495.4 水源5.4.1 需水量根据水源情况，本期工程2350MW机组本阶段可采用下面二种方案：方案一：淡水冷却塔循环供水方案。方案二：海水冷却塔循环供水方案。厂址距港务局码头海水取水点约3.5km，本期2350MW机组采用海水冷却塔循环供水方案，纯凝工况时海水补给水量为3300 m3/h。本期工程以合浦水库群作为淡水水源，铁山港已建成全港区的水库水供水管线，本工程只需从该管线上引接。本期工程2350MW机组方案一和方案二额定抽汽工况时淡水需水量分别约为2000m3/h和1100m3/h。年需淡水量分别为12001183、04m3和660104m3。5.4.2 供水水源分析5.4.2.1 海水水源本工程厂址位于铁山港港湾，为一天然内海良港，港区处于不淤或少淤状态，潮汐通道相当稳定，铁山港陆相、海相来沙数量甚少，水体含沙量小，港湾内海床保持相对稳定状态。本工程取水口位于5104tDWT级码头的前沿，完全可以满足电厂取水的要求，电厂取水的可靠性是完全有保障的。5.4.2.2 淡水水源(1) 淡水水源概况XX市铁山港区地表淡水水源主要来自合浦水库群及南流江，南流江是桂南沿海诸河中最大的河流,发源于北流市新圩乡大容山南麓，流经北流、玉林、博白、浦北、合浦等县、市，于合浦县党江乡乾体营流入北部湾，干流全长287km，流域184、面积9155km2，多年平均径流量77.2108m3。流域内有100km2以上的一级支流11条。其中以发源于浦北县福旺乡罗阳山东麓的武利江是最大支流，流域面积1222km2，多年平均径流量9.80108 m3。同是发源于浦北县福旺乡罗阳山东麓的马江（又称小江）是南流江的第二大支流，流域面积919.8km2，多年平均径流量7.84108 m3。南流江下游设有常乐水文站，控制集雨面积6645km2，自1965年至今有实测水文资料，多年平均年径流量50.8108m3,最大年径流量80.1108m3，最小年径流量21.7108m3，径流年内分配极不均匀，汛期4月9月径流量占全年的80.6%，非汛期10185、月次年3月径流量仅占19.4%。南流江流域上已建成的蓄水工程有小江水库和旺盛江六湖水库等2座大型水库；有清水江、石康、闸口和牛尾岭等4座中型水库；还有36座小（一）、小（二）型水库。这些水库及塘坝构成了庞大的长藤结瓜型水源工程，以小江水库为龙头，相互补充余缺水量，成为XX市可靠的地表水供水水源。各大中型水库的特征值见表5.4-1，基本情况表5.4-2。表5.4-1 合浦水库灌区中型水库特征值表指 标单位大型水库中型水库小江旺盛江六湖清水江石康闸口牛尾岭水库规模型大(1)大(2)中中中中集雨面积km2919.8133.05221.054.324.28多年平均雨量(mm)1717165016801186、57515991636多年平均净来水量(万m3)7315994754154145843732186总库容(万m3)110000150406260123020002550有效库容(万m3)48600463037067405011760死库容(万m3)149307100520240160正常水位下库容(万m3)63530117303711769101920校核洪水位(m)62.947.1130.5130.3921.4530.8设计洪水位(m)20.52正常蓄水位(m)58.546.127.2628.016.4529.2死水位(m)47.843.512.6617.7410.021.0坝型均质土坝均质187、土坝均质土坝均质土坝浆砌石流坝均质土坝坝顶高程(m)64.030.8831.222.431.25最大坝高(m)40.628.821.020.618.95电站座数座13装机台/kW3/24007/14502/5202/4001/125注：水位为按1956年黄海高程。表5.4-2 合浦水库灌区中型水库特征值表项 目位 置水 源名 称集水面积(km2)多年平均净来水量(万m3)多年平均净来水量(万m3)总库容(万m3)兴利库容(万m3)一、大型水库合计1052.88263484263125040532301、小江水库博白县沙河镇南流江支流小江919.87315974569110000486002、旺188、盛六湖水库浦北县泉水镇南流江支流车头河133.094759694150404630二、中型水库151.612171124521204067071、清水江水库合浦县廉州镇清水江5241544250626037062、石康水库合浦县石康镇南流江支流二步水211458149112307403、闸口水库合浦县闸口镇闸利江54.34373447420005014、牛尾水库XX市高德镇三合口河江24.32186223725501760三、小型水库合计36处115.69218937657463665小(一)型水库合计15处97.97805793950233238小(一)型水库合计21处17.71413143189、6723428总计蓄水工程42处132010402310609114282663602由表5.4-1及表5.4-2可以看出，XX市淡水资源十分丰富，铁山港区地表水供水系统涉及到南流江和合浦水库群，其中南流江总流域面积为9155km2，多年平均径流量为77.2108m3。合浦水库群主要包括大（一）型合浦水库和大（二）旺盛江水库等两座水库及其输水走廊，总库容11.75108m3，有效库容5.32108m3，多年平均供水量为6.56108m3。根据2005年7月广西水利电力勘测设计研究院编制的XX市铁山港区近期供水工程初步设计报告可知，合浦水库群除能满足近期灌区农业用水和人畜用水外，尚有51104m190、3/d的供水能力。中期合浦水库群除能满足灌区农业用水和人畜用水外，尚有40104m3/d的供水能力。远期需从南流江调水，南流江多年平均可抽水量为4200104m3，调水地点在合浦水库跨南流江大渡槽下游的上坝村附近，可满足远期城市及铁山港工业园区76.0104m3/d用水量的要求。合浦水库群近期向铁山港供水工程是从合浦水库总干渠东岭水库取水，建枢纽控制闸，2条输水遂洞全长1.58km，2条管径1.2m压力管道输水，全长22.48km。该工程于2004年7月开工建设，于2007年6月底完工通水，日通水能力为23104m3/d。铁山港工业园区内现在只有XX电厂建成投产，其需水量为0.55104m3/191、d。从现状来看，合浦水库群近期向铁山港供水工程是完全可以满足本工程需水量的要求。5.4.3 水源存在问题和建议建议业主下一步委托有资质的单位编制建设项目水资源论证报告，进一步对用水的可靠性进行分析，并通过水资源行政主管部门组织的评审。5.5 贮灰场5.5.1 灰渣量本工程规划容量为4350MW供热机组，本期按2350MW供热机组建设，除灰采用干除灰系统。本工程锅炉按设备年利用小时数为5400h计算，其年灰渣和脱硫石膏总量见表5.5-1及表5.5-2。表5.5-1 锅炉灰渣量计算表机组容量（MW）灰 量渣 量年灰渣量(104t/a )t/ht/d104t/at/ht/d104t/a1350设计煤192、质14.87327.148.0301.6536.30.8918.921校核煤质38.06837.3220.5524.2393.062.28422.8362350设计煤质29.74654.2816.0603.372.61.78217.842校核煤质76.121674.641.1058.46186.124.56845.672注：锅炉设备日利用小时按22h计，年利用小时按5400h计。表5.5-2 石膏产量一览表机组容量（MW）石膏量t/ht/d104t/a1350MW设计煤质8.97197.344.844校核煤质7.98175.564.3092350MW设计煤质17.94394.689.688校核193、煤质15.96351.128.618注：锅炉设备日利用小时按22h计，年利用小时按5400h计。5.5.2 贮灰场规划2350MW机组按设计煤质种：年排放的灰渣量为17.842104t/a，碾压灰渣容重按10kN/m3计，烟气脱硫石膏年排放量为9.688104t/a，碾压石膏按14kN/m3计，两者合计年总排放量约为24.76104m3。目前电厂已与相关公司签订了粉煤灰、灰渣、脱硫石膏综合利用协议（详见初可总报告附件），电厂生产的粉煤灰、灰渣、脱硫石膏可全部综合利用。根据热电联产可行性研究技术规定第4.5条“热电厂的灰渣应综合利用。城市热电厂不能解决灰渣综合利用或提不出合理的处理方案时，不宜建194、设燃煤热电厂。热电厂应按综合利用可能中断的最长持续时间内所排出的灰渣量选定周转或事故用备用灰渣堆场，其存量不宜超过6个月的热电厂最大排灰渣量。”为确保电厂在出现灰渣及脱硫石膏暂时无法全部综合利用的特殊情况下可以安全运行，同时不会对周围环境造成影响，考虑建设临时存放灰渣及脱硫石膏的事故备用贮灰场。本期工程事故备用贮灰场拟建设在电厂厂区东北侧，属电厂厂区地块，占地2.80hm2。贮灰场按挖深3.0m，四周围堤填高2.0m，总库容约为12.38104 m3，可以满足本工程按设计煤种在不考虑灰渣综合利用的情况下堆放灰渣及脱硫石膏约6个月的需求。5.5.3 水文气象条件本贮灰场位于电厂厂区内，水文气象条195、件与厂区水文气象条件相同，多年实测最高潮位4.36m（1985年黄海高程系统，下同），1%设计高潮位为4.47m，该贮灰场堤顶高程约为13.0m，高于1%设计高潮位，满足火力发电厂水工设计规范DL/T5339-2006的要求。5.5.4 贮灰场库区排水贮灰场排洪主要为库区内降雨雨水，由于贮灰场库区面积较小，排洪水量也很小，在贮灰场内布置有排水盲沟、集水池及排水泵房，将汇集后的雨水排出贮灰场外。5.5.5 贮灰场防渗设计本工程所选的贮灰场上覆土层为粘土层及砂层，下伏基岩为相对隔水的砂页岩。岩土层渗透系数较小，对贮灰场防渗有利。但场地的岩土渗透系数仍不能满足国家标准一般工业固体废物贮处置场污染控制196、标准（GB18599-2001）对于贮存脱硫石膏、粉煤灰渣（以类一般工业固体废物）的场地要求：“当天然基础层的渗透系数大于1.010cm/s时，应进行天然或人工材料构筑的防渗层，防渗层的厚度应相当于渗透系数1.010cm/s和厚度1.5m的粘土层的防渗透性能”，故场地需作防渗透处理。为避免灰渣和脱硫石膏渗滤液的流失，污染环境，灰场内适当平整后铺设复合土工膜防渗，膜上覆300mm厚粘土保护，保证其渗透系数小于1.010cm/s。贮灰场铺设土工膜投影面积为2.80hm2。两布一膜的规格为：200g/m2无纺土工布、0.5mm厚HDPE土工膜、200g/m2无纺土工布。5.6 厂址区域地质稳定与工程197、地质5.6.1 区域地形地貌及自然特征XX地区陆地有平原、丘陵和低山三种地貌形态，沿海为海漫滩。丘陵、低山主要分布于西部及中部十字路至曲樟一带。铁山港区属滨海平原地貌，地势平坦，地面标高0m30m。区内主要河流有南流江、武利江、张黄江、白沙河，长年流水。此外还发育有一些季节性溪沟。本区地处北回归线以南，属亚热带海洋性季风气候区，年平均气温22.9，年平均降水量约1548mm。5.6.2 区域地质构造本区区域构造上属于南华准地台北部湾拗陷区。拟建厂址区域构造上位于北部湾拗陷区公馆向斜西南端的南康盆地东南部。厂址区区域地震断裂构造按走向分为北东向和北西向两组：北东向断裂主要有防城灵山断裂带、合浦北198、流断裂带、四会吴川断裂带；北西向断裂主要有百色合浦断裂带、巴马博白断裂带。区域断裂带分布详见图4.6-1。(1) 防城灵山断裂带断裂带位于厂址西北侧，距厂址约100km。西南始于越南的先安，经广西的防城、灵山至平南的大安，长约350km。由一组相互平行的断裂组成，走向4050，倾向北东或南西，倾角4080。断裂破碎带数米至数百米，局部达2000m。带内构造透镜体、挤压揉皱、糜棱岩、千枚岩、角砾岩、硅化、片理化等构造现象发育。断裂切割寒武系至第三系及华力西期至燕山期花岗岩，属硅铝层深断裂。断裂形成于加里东期，以后又多次活动，是一条长期活动的继承性活动断裂。断裂带在新生代以来和第四纪有明显活动，并199、表现出右旋剪切引张的力学性质。沿断裂带发育有中新生代盆地和第四纪狭长状谷地，盆地边缘呈锯齿状，呈现出张性断裂谷地景观。断裂不但控制盆地和谷地的边界，而且切割盆地内的第三系，形成地堑性构造。断裂还控制钦江河谷、茅岭江、防城河部分河段的发育。据历史地震记载，沿断裂带曾发生4.75级以上地震6次，最大震级6.75级。据火力发电厂岩土工程勘测技术规程(DL/T 5074-2006)表7.1.4判断该断裂为强烈全新活动断裂。且为发震断裂。(2) 合浦北流断裂带断裂带位于厂址西北侧，距厂址约25km。西起于北部湾海域中，往东北方向经合浦、博白、陆川、北流、容县、岑溪，延伸入广东，长度大于300km。由一组200、走向大致为4060的断裂组成，分为东西两束：东边一束称陆川岑溪断裂带，倾向南东，倾角4070，属硅镁层深断裂；西边一束称博白梧州断裂带，倾向北西，倾角约70，属硅铝层深断裂。二者构成对冲组合。断裂带内动力变质现象十分发育，岩层强烈挤压，角砾岩化、硅化及各种矿化现象常见。断裂形成于加里东期，以后多次活动，是长期活动的继承性断裂。断裂带在新生代以来和第四纪有明显活动，并表现出右旋剪切引张的力学特征。沿断裂带发育了一系列中新生代断陷盆地，还在不同程度上控制着南流江和北流河谷地的发育。合浦石埇至博白顿谷一段，断裂两侧出现强烈的地貌反差：东侧为冲积平原，西侧为低山丘陵，谷坡陡峭，山脚呈直线展布。沿断裂带201、有较多温泉出露。据历史地震记载，在断裂带的东北段曾发生大于4.75级地震4次，23级地震时有发生。据火力发电厂岩土工程勘测技术规程(DL/T 5074-2006)表7.1.4判断该断裂为中等全新活动断裂。且为发震断裂。(3) 四会吴川断裂带断裂带位于厂址东南侧，距厂址约100km。东北起于广东清远，向南经茂名、吴川、雷州半岛进入北部湾，该深断裂带在广东境内全长超过800km，总体呈2040方向延伸。断裂南西段分为两个断裂束，离厂址较近的为西段。西断裂束由运塘三屋排龙降村、黄岭顶合水口、官塘、陂面石菜、大陈圩沙瑚等断裂所组成。单条长几十到上百千米，断裂带发生强烈的挤压破碎，形成破碎角砾岩带、糜棱202、岩化带、片理带和硅化带。总的说来，西断裂束发育强度较大。在平面上呈舒缓波状延伸，局部呈“S”形产出，中段收敛，南西撒开；在剖面上断面绞纽，西断裂束倾向以北西向为主，倾角5080。晚更新世早期，该断裂带部分主干断裂及部分NW向断裂仍有较明显的活动。且NE向断裂主要表现为张剪性，NW向断裂主要表现为压剪性活动。晚更新世晚期(距今3万年)以来，该断裂带的地表或近地表运动有所减弱。该断裂带地震活动从北往南逐渐增强，如韶关四会段一般以2.04.0级地震为主，四会茂名段常有5.0级地震发生，6.0级以上地震则发生在吴川、电白以南。据火力发电厂岩土工程勘测技术规程(DL/T 5074-2006)表7.1.4203、判断该断裂为强烈全新活动断裂。且为发震断裂。(4) 百色合浦断裂带断裂带位于厂址东北侧，距厂址约8km。西北起于隆林、西林一带，往东经百色、平果、南宁、合浦，进入广东雷州半岛，长约500km，走向310320，倾向以北东为主，局部倾向南西，倾角6080。断裂带在南宁西北十分清楚，连续性好，延伸长，称右江断裂带；在南宁东南连续性差，时隐时现，断续出现。断裂切割寒武系至第三系，断距100m900m，综合表现为高角度的逆断层，断裂破碎带宽数米至数十米，挤压影响带可达200m，带内角砾岩、糜棱岩、硅化、片理化、构造透镜体、挤压揉皱等构造现象发育。断裂主要形成于印支早期，印支运动时强烈活动，使得它两侧的204、印支褶皱走向截然不同：北东侧为北西向，与断裂平行；南西侧为北东东向。右江断裂带在第三纪有强烈活动，由于断裂的左旋剪切运动，沿断裂带形成了永乐、百色、雁江隆安、那龙等串珠状拉分型或尾张型盆地。右江断裂带在第四纪仍有活动，它控制百色以下右江河段的发育，以及右江支流驮娘江、乐里河的发育。断裂带在南宁东南地区虽然是断续出现，但在新生代以来，仍表现出其活动性：左旋切错十万大山和六万大山，并使前者在钦州市贵台一带向东北方向呈阶梯状下降，使后者在灵山县武利一带向西南方向呈阶梯状下降；在合浦盆地将第三系和合浦北流断裂带左旋错移，控制铁山港的发育；在断裂的东南端，有第四纪火山活动等。沿断裂带地震频率高，震级较大205、，主要发生在右江断裂带。据历史地震记载，沿右江断裂带，2级以上地震呈带状分布，发生4.75级以上地震7次，最大震级5级。据火力发电厂岩土工程勘测技术规程(DL/T 5074-2006)表7.1.4判断该断裂为中等全新活动断裂。且为发震断裂。(5) 巴马博白断裂带断裂带位于厂址东北侧，距厂址约95km。东南始于广东省吴川、电白一带，往西北经广西博白、横县、昆仑关、大化、巴马，而后进入贵州省境内，长约380km。总体走向310330，倾向以北东为主，倾角4085。断裂破碎带宽数米至数百米，带内角砾岩、糜棱岩、硅化构造透镜体、强烈的挤压揉皱等构造现象发育。沿断裂带有燕山晚期小岩体和岩脉分布，属硅铝层206、深大断裂。断裂带最早形成于华力西期构造旋回，印支期强烈活动，表现为右旋剪切挤压力学性质，使得它两侧的印支褶皱轴向不同：北东侧为北北西向，南西侧为北西向。断裂带在第四纪有强烈的活动，并表现为左旋剪切挤压力学性质。在横县至马山南一带，沿断裂带发育有新生代盆地，并控制宾阳第四纪盆地的西部边界。在横县芦村至宾阳高田一带，寒武系逆冲到第三系之上，左旋错断燕山晚期花岗岩岩体达4000m左右。沿断裂带有温泉分布。断裂带在灵山县北东的友僚石塘一带左旋错断北东向断裂及以及成排的山脊和沟谷；在六吉地区，北东向的防城灵山断裂被左旋错断295m，附近第四系分布随断裂的走向呈近直角转弯，说明第四纪以来发生过左旋错动，断207、裂具强烈的活动性。大化至新园发育的北东东向断裂在友兰塘南被左旋错动200m；自蕉根坪大龙山第四系冲洪积盆地西北缘起，从东南至西北，北东东走向的三排山脊线因断裂通过均被左旋位错，其中，第一排山脊位错140m，第二排位错170m，第三排发育有多条北东东至近东西向的沟谷和槽地，由于断裂的左旋平移运动，使它们发生了同步位错。断裂在平南塘北至友兰塘北一带，位移幅度为140m200m，而在朴子塘至六吉一带，位移幅度为225m295m。图5.6-1 区域地质构造与地震震中分布图取断层物质作热释光年龄测试为11万年28万年，表明断裂在早更新世中更新世早期和中更新世晚期有过强烈活动。据历史地震记载，在断裂带东南208、段曾发生4.75级以上地震4次，最大震级6.75级。据火力发电厂岩土工程勘测技术规程(DL/T5074-2006)表7.1.4判断该断裂为强烈全新活动断裂，且属发震断裂。5.6.3 区域地震特征本区在地震分区上属桂东南强震地震构造区。地震主要受北东向和北西向断裂带控制，主要断裂带为防城灵山断裂带、合浦北流断裂带、四会吴川断裂带、百色合浦断裂带、巴马博白断裂带等。自公元1300年2000年间历时700年的Ms5级地震见表5.6-1。表5.6-1 区域Ms5级地震记录表序号发震时间（年.月.日）震级Ms震 中 位 置震源深度(km)所属断裂带参考地名经度N()纬度E()11318.6.185平南东209、南110.523.5防城-灵山断裂带21507.3.45.25容县东南110.622.8合浦-北流断裂带31605.7.137.5海南琼山110.520.041605.7.196.5海南琼山110.520.051686.1.15.5玉林、贵县间11022.8防城-灵山断裂带61759.10.255象州东南109.923.9永福-武宣断裂带71778.10.295.25北流东南110.622.5合浦-北流断裂带81778.10.285.25广东吴川海边110.821.391860.1.255.5玉林、贵县间110.122.9防城-灵山断裂带101890.8.296陆川南110.321.9合浦-北210、流断裂带111899.11.285武宣通挽109.623.4大黎断裂带121911.2.55.5贵县、玉林间109.823防城-灵山断裂带131936.4.16.75灵山平山东109.422.5防城-灵山与巴马-博白交汇处141958.9.255.75灵山石塘109.522.6防城-灵山与巴马-博白交汇处151977.10.195平果城关107.4823.4012百色-合浦断裂带 表5.6-1（续）序号发震时间（年.月.日）震级Ms震 中 位 置震源深度(km)所属断裂带参考地名经度N()纬度E()161988.11.105北部湾108.4221.28171994.12.316.1北部湾109211、.3520.436.6181995.01.106.2北部湾109.3520.4811.4191995.3.235.1北部湾109.4320.3317201995.5.75.2北部湾109.4020.358.6区域内共发生破坏性地震Ms5级地震20次，其中55.9级14次，66.9级5次，77.9级1次，最大震级为7.5级。其中1936年灵山发生6.75级地震时，波及本区场地的地震烈度最大为5度。5.6.4 近场断裂构造与地震特征以厂址为中心，半径为25km的近场区，断裂构造与地震活动特征如下：(1) 合浦北流断裂带：距离厂区最近约25km。该断裂带长期活动，属强烈全新活动性断裂。断裂带东北段曾212、发生4.75级地震4次，但西南合浦段未见有强烈地震记录，地震频度低，震级小。(2) 百色合浦断裂带：断裂带经过港湾对面的沙田进入广东雷州半岛，距离厂区最近约5km8km。该断裂带长期活动，属中等强烈全新活动性断裂。沿断裂带西北的右江断裂带，地震频繁，震级较高；但东南合浦段未见有强烈地震记录。据广西通志地震志，近代以来，近场区共发生大于2级的地震4次，最大震级3.5级，震级较小，对厂址影响较小。表5.6-2 场地近场区Ms2级地震记录表序号发震时间震级Ms震 中 位 置地 名经度E纬度N11958秋3.5营盘以南海中10924211821972.5.202.3合浦福成10917213631973213、.8.82.5合浦山口10938213441980.9.282.4合浦沙田1093421285.6.5 区域构造稳定分析拟选的厂址区内无区域活动性断裂通过，全新活动性断裂与厂址的距离大于5km，厂址处于区域构造相对稳定地块。根据中国地震动参数区划图（GB18306-2001）及建筑抗震设计规范（GB 50011-2001）附录A划分，厂址区地震基本烈度为6度，相应的地震动峰值加速度值为0.05g。地震动反应谱特征周期为0.35s。图5.6-2 厂址区地震动峰值加速度区划图5.6.6 区域地层岩性根据区域地质调查资料，本区出露的地层主要有第四系、第三系、白垩系、侏罗系、石炭系、泥盆系和志留系。区214、内东部有大量侵入岩。各地层从新至老分述如下：(1) 第四系（Q）：按成因类型以滨海沉积为主，分布于广大滨海平原及海漫滩，此外还有坡残积，分布于丘陵及低山地区。(2) 上第三系（N）：分布于西部地区及南部海岸一带。岩性为砂岩、泥岩、灰岩、粘土质砂、砾石层、粘土层及褐煤等，总厚度442m。与下伏地层呈角度不整合。(3) 下第三系（E）：仅见于西部乌家圩、岭屋寮及苏屋一带。岩性为砾岩、砂砾岩、砂岩等，总厚度366m。与下伏地层呈角度不整合。(4) 白垩系（K）：出露上统，分布于中部的白沙圩一带。岩性为砾岩、砂砾岩、砂岩、页岩、粉砂岩、火山角砾岩等，总厚度1190m。与下伏地层呈角度不整合。(5) 侏215、罗系（J）：出露下统，仅见于北部的老屋一带。岩性为砾岩、砂岩、页岩夹炭质灰岩，总厚度713m。与下伏地层呈角度不整合。(6) 石炭系（C）：分布于中部铁山港沿岸地区。岩性为灰岩、白云岩、砂岩、页岩等，总厚度大于582m。(7) 泥盆系（D）：分布于东部一带的褶断区，以及中部合浦北流褶断带。由于受断层影响，岩体破坏，地层多出露不全。岩性为砂岩、页岩、灰岩夹白云岩及页岩、底砾岩、细砾岩、砂岩夹石英砂等，总厚度大于1390m。(8) 志留系（S）：分布于西北部、北部、中部及东部广大地区。岩性粉砂岩夹页岩、粉砂岩与页岩互层、粉砂岩、细砂岩、页岩、片岩、灰岩等，总厚度大于2460m。(9) 岩浆岩：区内216、岩浆岩发育，主要分布于东部和中部。按产状分为喷出岩和侵入岩，以后者为主。岩浆活动可分为华力西、印支、燕山三个旋回。岩性为花岗岩、花岗斑岩，呈岩基或岩株产出。拟选厂址区出露的地层为第四系、上第三系及石炭系。5.6.7 区域水文地质条件5.6.7.1 地表水区域地表水系发育，主要河流有南流江、武利江、张黄江、白沙河，长年流水，此外还发育有一些溪沟，溪流、河水往南注入大海。南部滨海区受潮汐影响较大，海潮涌袭，常造成泛滥。另外在丘陵地区地表溪流向低洼谷地汇集，由人工拦截成水库。区内水库分布较多，系人们日常生活用水及农田灌溉的重要淡水源。5.6.7.2 地下水区内地下水有松散层孔隙水、岩溶水和碎屑岩类裂217、隙水三种类型。以孔隙水为主，孔隙水又分为孔隙潜水和孔隙承压水。(1) 孔隙潜水：以中更新统XX组的砾砂、粗砂、粉细砂为含水层，含水层平均值小于10m。由大气降水、地表水补给，向河流或海域排泄，其透水性和给水性均较好。据水文地质调查资料，南康盆地孔隙潜水水量中等，单井涌水量约152t/d543t/d。(2) 孔隙承压水：以上第三系湛江组的粗砂、粉细砂及松散岩层为含水层，厚度平均值大于60m，埋深大于30m。地下水主要由大气降水和地表水补给，向海域排泄。据区域水文地质资料，基岩裂隙水水量较贫乏。在福成、南康、北暮盐场以南一带，水量丰富，单井涌水量一般11275520t/d孔隙潜水位年变幅可达2m5218、m，近海岸地带，承压水受潮汐影响，涨潮落潮引起地下水位变幅可达2m3m。岩溶水赋存于石炭系、泥盆系灰岩岩溶裂隙中，水量丰富，碎屑岩类裂隙水赋存于志留系碎屑岩裂隙中，水量贫乏。5.6.8 厂址工程地质条件5.6.8.1 地形地貌特征厂址地貌类型为缓丘，地面高程3.0m25.0m，场地地形平缓，地形坡度一般小于10，微倾向大海。据调查，厂区场地及附近无不良物理地质作用。5.6.8.2 地质构造厂区内无断裂通过，距离区域活动性断裂大于5km。5.6.8.3 地层岩性场地上覆地层为第四系全新统海陆交互相沉积层（Q4mc）、第四系更新统海相沉积层(Q1m)、以及上第三系松散岩层,下伏基岩为石炭系大塘阶（219、C1d）的灰岩、砂页岩和泥岩。(1) 第四系全新统海陆交互相沉积层（Q4mc）：上部为淤泥、淤泥质砂及含腐植质砂，深灰色，有臭味，含细砂、腐植质及螺壳等，厚度为3.5m12.0m；下部为中粗砂，灰灰白色及深灰色，饱和，稍密状，呈透镜体状分布，厚0m5.0m。(2) 第四系更新统海相沉积层（Q1m）：上部为粘土及中粗砂，浅灰，灰白色，分布不均匀，局部地段缺失，粘土呈可塑软塑状，厚0m3.0m，中粗砂层呈中密密实状，厚0m3.5m。(3) 上第三系（N）：为粉细砂，淡黄色，黄色，黄绿色，上部夹少量粘性土及粉土，呈稍密中密状；下部呈中密密实状，厚12.0m21.0m。(4) 石炭系大塘阶（C1d）：220、为泥质页岩、石英砂岩、粉砂质泥岩夹钙质砂岩、炭质灰岩以及生物碎屑灰岩、碎屑状灰岩等。5.6.8.4 水文地质条件厂址区地表水为海水。北部湾是世界上典型的全日潮海区之一，也是华南沿海潮差最大的海区。根据石头埠水文站实测统计，历年最高潮位6.31m，历年最低潮位0.09m，多年平均潮位3.0m，最大差潮6.25m，平均潮差为2.45m。场地地下水主要有两类：松散层孔隙水和基岩裂隙水。前者赋存于砂土层中，水量丰富，后者赋存于基岩裂隙中，水量贫乏。其补给来源为海水和大气降水。根据相邻的XX电厂水质分析成果，按岩土工程勘察规范（2009年版）GB50021-2001表12.2.112.2.5判定标准，建221、筑场地的环境为类，地下水对混凝土、混凝土中的钢筋和钢结构具弱侵蚀作用，海水对钢结构具中等侵蚀作用,对混凝土和混凝土中的钢筋具中等强侵蚀作用。5.6.8.5 主要工程地质问题(1) 厂址原地形略有起伏，厂区存在地基不均匀性、低强度及高压缩性问题。(2) 下伏基岩中有炭质灰岩以及生物碎屑灰岩、碎屑状灰岩，属可溶岩，岩溶发育，主要类型有溶槽、溶沟、溶洞等，埋深较大。(3) 海水及地下水对混凝土及钢筋具有强腐蚀性。(4) 场地内覆盖层属强透水层，存在开挖基坑的渗透稳定性及基坑降水问题。5.6.8.6 适宜的基础型式场地海相沉积土层厚约15m25m，第三系松散岩层约20m，平整后高程约10.0m，填土厚222、度5m8m，因此场地松散土层总厚度约30m40m，由于填土层及海相沉积土层强度低、压缩性高，不宜作为建（构）筑物的天然地基持力层，下伏基岩顶面埋深大，因此，建议采用桩基础，选择基岩为桩端持力层。根据前期建筑经验，建议采用钻孔灌注桩。5.6.8.7 供排水建筑物地段工程地质条件取排水口位于厂区南侧、东南侧，该地段为浅海滩涂，地面高程约0m-3.0m，地形平缓，无不良物理地质作用。工程地质条件与厂区相同。5.6.9 矿产资源概况据有关地质矿产资料，铁山港港区内未发现有开采价值的矿产资源，厂址不存在压矿现象。另据调查，厂址范围内无国家保护的文物古迹分布，也不具有风景名胜开发价值。5.6.10 初步结223、论及建议(1) 厂址无区域性断裂通过，且区域活动性断裂与厂址最近距离大于5km，厂址处于区域地质构造相对稳定区，可以进行本项目的建设。据建筑抗震设计规范（GB 50011-2001）及中国地震动参数区划图（GB 18306-2001）划分，厂址地震基本烈度为6度，地震动峰值加速度值为0.05g，地震动反应谱特征周期为0.35s。(2) 厂址范围内未见不良地质作用发育，场地稳定。(3) 厂址场地平整后上覆土层厚度较大、强度低、压缩性高，不宜作天然地基持力层，须进行地基处理。建议采用桩基础。(4) 厂址场地均受海水淹没影响，海水及地下水对混凝土及钢结构有强腐蚀作用，应采取防护措施。(5) 厂址无压224、埋地下矿藏及文物情况，亦不具风景名胜的开发价值。(6) 厂址主要工程地质问题有地基不均匀性、低强度及高压缩性、岩溶、基坑降水及渗透稳定性问题，需采取合理处理措施。(7) 厂址建厂后不会破坏其周围地质环境。(8) 厂址的地层较多，成因复杂，工程地质条件一般，但存在的工程地质问题都可以处理，厂址基本具备建设本项目的工程地质条件。6 工程设想6.1 机组容量和机组型式的选择本工程为新建热电联产工程，项目规划装机4台350MW级抽凝式供热机组，分二期建成，本期工程建设2台350WM级抽凝式供热机组，初步计划2013年初投产。根据国家“需要远距离运输燃煤的电厂，原则上规划建设超临界、超超临界机组”的规定225、，本期工程优先选择建设超临界抽凝式供热机组。6.1.1 机组型式热电机组的高效来源于对机组冷源损失的利用。所以只有按照能源的品质充分发挥“热尽其用”的原则，才能达到电厂热经济性的最大化。本期工程为新建机组，以下主要从背压机和抽凝机两种机型进行比较分析。热负荷是热电机组选型的基本依据。根据其持续性，热负荷可以分为季节性热负荷和常年性热负荷，根据用途又可分为工业性热负荷和采暖性热负荷等。另根据热电联产项目可行性研究科技规定（国家经贸委,国家发展计划委,建设部计基础200126号文），“对于热负荷比较稳定，一天内波动较小（1020）的热电厂，可全部采用背压式或抽汽背压式供热机组。对于热负荷波动较大的226、热电厂，也可全部采用抽凝式供热机组，但必须满足1.4条所规定的年平均全厂热效率和年平均热电比的要求。”按国家产业政策，背压型机组不能满足供热需要的，鼓励建设单机20万kW及以上的大型高效抽凝式供热机组。6.1.1.1 背压机仅从发电煤耗来看，背压机有一定优势，因其排汽全部供给热用户，其发电量是热化发电量，机组没有冷源损失。但是背压机的局限性也是非常明显的，主要表现在：l 在热负荷变化剧烈时，背压机蒸汽流量的变化对机组效率的影响较大，在小流量时，效率很低。l 背压机供热负荷变化靠锅炉负荷调节来带动，调节效率降低，加大机组煤耗。且供出热负荷具有滞后性，势必带来有时要对空排汽，有时供热又跟不上。l 227、在用户最小热负荷情况下，如该负荷低于机组要求最小负荷，会造成机组停运。l 汽水损失比较大。由于优势和局限性同时存在，背压机在特定的、相对稳定的热负荷条件下使用较为合适，从技术上来说，适合建设背压机的项目包括：l 稳定、可靠的基本热负荷，且负荷规模较大(适用于大型用热企业的自备电厂)l 区域热电厂，可根据常年稳定的基本热负荷规模适当选用背压机；l 北方供暖时间较长的城市可以考虑建设背压机供暖热电厂；l 利用高压排汽进行差压发电的工程和适宜建设前置背压机的项目。本项目热用户多为用汽量大每天都有较大峰谷波动的化工企业，根据背压机的特点，当热负荷变化剧烈时，对背压机的效率会影响很大。综上所述，背压机在228、本项目中不宜采用。6.1.1.2 抽凝式机组对于抽凝式机组，实际上可以看成是背压机和纯凝机的复合，煤耗率介于两种极端情况之间。一方面，抽汽供热部分汽流完全没有冷源损失，其效率比纯凝机组要高，另一方面，发电部分汽流冷凝造成的冷源损失，使其运行效率比背压机组要低。相对于背压机，虽然煤耗率要高，但抽凝式机组有其明显的优势：l 运行工况比较灵活，适用范围更广。l 可根据热负荷的变化而进行工况的调节，不受热用户用热峰谷的影响。l 适用于热用户不是非常稳定的工业园区。l 国内生产、运行技术成熟，可靠。本项目所处工业园区规划为以石化产业园为主的化工企业，热负荷用量大且不稳定，每天会有两到三次较大的峰谷波动，229、按国家产业政策“背压型机组不能满足供热需要的，鼓励建设单机20万kW及以上的大型高效抽凝式供热机组”。根据本项目热负荷特点，建设抽凝式机组满足区域热用户要求是合适的。6.1.1.3 其他根据DL/T 5374-2008 火力发电厂初步可行性研究报告内容深度规定第3.3.3：“对机组选型提出初步建议。”而在DL/T 5375-2008火力发电厂可行性研究报告内容深度规定中有相关规定，其中第4.6.2：“根据国家产业政策、系统要求、厂址条件及大件运输条件，对装机方案及扩建规模进行论证，提出装机方案推荐意见，必要时提出机组选型报告。”即在可研阶段做机组选型报告（专题）。在国家发改委、建设部联合以发改230、能源（2007）141号文印发的热电联产和煤矸石综合利用发电项目建设管理暂行规定（以下简称新规定）中，将热电联产项目的机组选择（包括机型）均放在热电联产规划中进行优选和论证，本报告仅对机组选型进行简单的论述。关于200MW的抽凝式供热机组，新规定中要求全厂年平均总热效率应大于50%，年平均供电煤耗应小于360g/kWh，受这两个条件限制，200MW的热电比要求近100%。该机型各类数据的经济性不如300MW及以上的机型，并且已经不是国内供热机组的主力机型，供热能力也不满足本期工程所针对的估算热负荷，该机型因初参数低，机组容量小，抽汽能力低，占地面积大，造成能源浪费较严重，本项目暂不予考虑。10231、00MW超超临界供热机组我国目前仅有天津北疆电厂项目，技术尚不成熟，且抽汽压力低，蒸汽流量小，所以本项目也暂不考虑。在本工程的已知估算热负荷条件下，选择600MW的供热机型具有较好的热经济性；但600MW超临界供热机组的估算热电比不能满足国家发改委计基础20001268号文关于发展热电联产的规定：“单机容量20万kW及以上的抽汽凝汽两用供热机组，采暖期热电比大于50”的规定。所以本期工程主要在300MW等级的供热机型中考虑。一般而言，350MW超临界机组的热经济性比300MW级亚临界机组的热经济性要好。300MW级亚临界抽汽供热机组产品系列较多，已投运的机组数量多，技术成熟，对不同的热负荷有较232、大的适应性；而350MW超临界机组除发电标煤耗、年供电量优于300MW级亚临界机组外，其热电比、能源利用效率基本与300MW级亚临界机组相近，350MW超临界机组发电煤耗比300MW级亚临界机组减少10g/kWh左右，按300MW级亚临界机组相同发电量比较，一台超临界机组年节省标煤1.65104t。350MW超临界机组参数高，对本体及机组配套的部分设备、管道选材相应提高到超临界参数，初投资费用比亚临界机组高。目前国内热电工程已有开始采用超临界机组的，据了解国内有大唐国际葫芦岛热电厂、华能长春电厂、北方联合电力公司丰泰电厂（呼和浩特热电厂）正在建设中，于20092010年投产。本工程采用超临界机233、组有利于节约燃煤，适合我国节能减排的战略思想及政策要求，并可减少CO2及各种污染物的排放，有利于保护环境。而超临界机组的可靠性与亚临界机组相当，采用超临界机组并不会降低机组的可用率。因此，本工程建设超临界机组是合适的。由于目前近期热负荷的资料尚不明确或详细，待下阶段明确后，在热电联产规划中再确定机组的容量、参数、型号等。本报告暂按350MW超临界机组的参数进行计算及论述，以及计列投资。6.1.2 机组容量6.1.2.1 锅炉本工程燃用的煤种Vdaf 较高，属于较易着火的煤种，根据大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则（DL/T831-2002），宜采用切向燃烧或墙式燃烧方式，并配直吹式制粉系统。做为汽234、轮发电机组的配套锅炉，锅炉暂定为超临界参数、直流炉、切圆燃烧或对冲燃烧方式、固态排渣、单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、全钢构架、全悬吊结构，型锅炉。超临界参数锅炉的主要技术参数如下(暂定)：过热蒸汽：最大连续蒸发量(B-MCR) 1150 t/h额定蒸汽压力25.4 MPa.g额定蒸汽温度571 再热蒸汽：蒸汽流量(B-MCR/VWO)965.98 t/h进口/出口蒸汽压力(B-MCR)4.869/4.62 MPa.a进口/出口蒸汽温度(B-MCR)327/568给水温度(B-MCR/ THA)286.8/279.4锅炉排烟温度 125锅炉保证热效率 92.5%6.1.2.2 汽轮机型 235、式：超临界、中间再热、单轴、三缸二排汽、抽汽凝汽式汽轮机额定功率：（供热工况）239.335MW最大连续功率：（TMCR）364.165MW额定转速：3000r/min主蒸汽压力：（供热工况）24.20MPa(a)主蒸汽温度：566再热蒸汽温度：566排汽压力：7.06KPa(a)额定进汽量(供热工况)：1020.5t/h最大进汽量（VWO工况）：1150t/h给水一回热级数：8级(3高+l除氧+4低加)转 向：顺时针(从汽轮机向发电机端看)6.1.2.3 发电机型 号：QFSN-350-2型额定电压：20kV额定功率：（供热工况）239.335MW最大连续出力：（TMCR）364.165MW236、额定容量： 412MVA（按350MW铭牌出力工况考虑；氢气冷却器进水水温25）额定功率因素：0.85(滞后)效率保证值：98.90%频 率：50Hz绝缘等级：定、转子F级(按B级温升考核)额定转速：3000rpm相 速：3接 法：YY旋转方向：从汽轮机端看为顺时针转向冷却方式：水-氢-氢励磁方式：自并励6.1.3 工程建设进度本工程暂定于2011年5月开工建设，2013年初2台机组均投产发电。6.2 电厂总体规划本工程规划容量为4350MW级超临界抽凝式供热机组，并留有扩建的条件。一期工程为2350MW级抽凝式供热燃煤机组。厂区紧挨规划的纬八路、纬九路、经九路和经十一路布置。根据热负荷的分布237、接入变电站的位置、供排水的条件以及电厂专用煤码头的布置等规划条件，并考虑了厂址区域主导风向、地质、地形等自然条件，厂区总平面按四列式布置，主厂房固定端朝东南，往西北扩建，汽机房朝西南，向西南出线。由西南往东北依次为：配电装置区冷却塔区主厂房区贮煤场区。主厂房固定端侧布置辅助附属设施区。由东南往西北依次为：辅助附属设施区主厂房区施工区（二期场地）。根据系统规划，电厂一期2350MW机组以220kV电压接入系统。2回220kV线路向西南出线，然后再转向西北方向接至厂区西北面约3km处的已经投运的220kV铁山变电站。根据电厂的总体规划，选择铁山港区10104tDWT级公用码头中的10号泊位作为电238、厂的专用煤码头。本期工程2350MW机组年燃煤量约为175.4104t，燃煤运输考虑海运。燃煤运至电厂专用煤码头卸船后，通过厂外输煤管带从东南往西北输送至电厂专用煤场。厂外输煤管带长度约3.8km。电厂冷却水采用海水冷却塔的冷却系统。海水补给水泵房以及海水补给水管取水口靠近广西北部湾国际港务集团有限公司码头港池布置。厂外海水补给水管采用DN700孔网钢丝复合管，沿着规划区的规划道路敷设，管线长度约为4.202km。铁山港工业区现有2条DN1200的水管从合浦水库修到斯道拉恩索林浆纸业项目厂址附近，日供水能力为44.7104m3。电厂的厂外淡水补给水管从该接水点引接，厂外淡水补给水管采用DN60239、0PE管，长度约为1.02km。电厂除灰渣系统采用灰渣分除，气力除灰、粗细分贮的方式，利用汽车运输将灰渣运送至综合利用或备用灰场。备用灰场布置在厂区的北面，贮灰场占地面积约2.80hm2。电厂主要进厂道路从厂区东南面规划的纬九路接入，道路长度约20m；次要进厂道路从厂区东北面规划的经十一号路接入，道路长度约30m。施工生产区用地约13.00hm2，布置在厂区的西北面。施工生活区用地约3.00hm2，布置在厂区的西南面。施工道路从规划的纬八路以及经九路接入，施工生产区和施工生活区的交通便捷。电厂用热负荷主要为厂址西南约2km处为在建的中石化1500万吨/年炼油项目和规划建设的中石化XX炼油异地改240、造石化项目，东北约7.5km处的凯迪化工综合项目，厂址北面约1km处为规划建设的斯道拉恩索林浆纸项目，以及厂址南面约1km处为规划建设的泰邦能源120万吨重油化工项目，热负荷主要用户全部在厂址半径8km范围以内。供热管网走廊主要沿规划区的规划道路敷设到达热负荷区。电厂生活区拟设在XX市区内。厂址总体规划详见图F288G-A01-07，主要技术经济指标见表6.2-1。表6.2-1 厂址主要技术经济指标表序号项 目单位数 量备 注1厂址总用地面积hm255.83征地32.33hm2租地23.50hm2(1)厂区围墙内用地hm221.82(2)进厂道路用地0.10(3)运灰道路用地0.09(4)至水241、泵房道路用地0.56(5)备用灰场用地2.80(6)厂外输煤管带及其检修道路用地3.22(7)厂外海水补给水管线用地6.00临时租用(8)厂外淡水补给水管线用地1.50临时租用(9)补给水泵房用地0.10(10)施工生产区用地13.00临时租用(11)施工生活区用地3.00临时租用(12)专用煤码头用地1.50不包括海域部分(13)其它用地2.142厂外道路km(1)进厂道路长度0.02(2)运灰道路长度0.03(3)至水泵房道路长度0.80(4)厂外输煤管带检修道路长度2.303厂外海水补给水管长度km4.202DN700孔网钢丝复合管4厂外淡水补给水管长度km1.002DN600PE管5厂242、外输煤管带长度km3.806厂址总土石方工程量挖方104m390.14填方37.69(1)厂区土石方工程量挖方65.77平整标高20.507.85m填方22.97(2)进厂道路土石方工程量挖方1.31填方0.18(3)运灰道路土石方工程量挖方0.67填方0.06(4)施工区土石方工程量挖方22.39平整标高23.109.70m填方14.486.3 燃料输送系统6.3.1 系统设计规模本期建设2350MW燃煤机组，规划预留再扩建2350MW燃煤机组的条件，运煤系统按规划容量为一单元进行设计。6.3.2 燃料耗量锅炉燃料消耗量按2350MW机组计算，结果见表6.3-1。表6.3-1 锅炉燃料消耗量243、(350MW机组)名称单位设计煤种校核煤种1台炉2台炉1台炉2台炉小时耗煤量t/h162.41324.82153.765307.53日耗煤量t/d3248.26496.43075.36150.6年耗煤量104t/a87.7175.483.03166.06说明:1) 锅炉年利用小时数按5400h计算；2) 日利用小时数按22h计算；6.3.3 卸煤设施本期工程码头拟利用港务局码头，本期设10104tDWT级泊位一个，码头接卸最大船型为7104tDWT级。本期工程码头配置额定卸船出力1500t/h的桥式抓斗卸船机2台。码头输出设备采用管状带式输送机，管径为600mm、带速V=4.0m/s、额定输送244、能力3000t/h的带式输送机1路，预留1路相同规格的带式输送机的条件。码头来煤经岸上转运站交接,进入煤场及输煤系统。6.3.4 煤场设备及煤场容量本期贮煤场考虑采用全封闭式圆形封闭煤场。本期2350MW设一个120m圆形煤场，煤堆高度34.40m，堆积角：38，煤场贮煤15.5104t。按设计煤种，满足2台炉燃用23.8天；按校核煤种，满足2台炉燃用25天。当扩建二期2350MW机组工程时，需增加1个圆形煤场，其大小和贮煤量与本期煤场相同，届时总贮煤量为31104t。按设计煤种，满足4台炉燃用24天；按校核煤种，满足4台炉燃用25天。圆形煤场内安装1台圆形堆取料机，其中堆料出力3000t/h245、，与码头来煤系统出力一致；取料出力1000t/h，与厂内运煤系统出力相一致。煤场内考虑一个固定煤斗的位置，煤斗下安装振动给料机，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。在煤场内预留供推煤机出入的通道。煤场辅助作业设备采用2台TY220型推煤机、1台ZL50型装载机、1台挖掘机，挖掘机主要应用于处理自燃煤。6.3.5 输送系统本工程燃煤输送系统由以下部分组成：（1）卸煤码头至电厂的距离约为3.94km，考虑到本项目电厂耗煤量大，采用公路运输不符合经济、环保的原则，本工程卸煤码头至贮煤场的燃煤输送选用管状带式输送机，目前国内已有多家电厂成功应用管状带式输送机。管状带式输送机246、管径选用600mm，带速4m/s，额定出力为Q=3000t/h，单路配置，预留另建一路的条件；（2）贮煤场至原煤仓的带式输送机根据锅炉耗煤量配置，采用DTII带式输送机，选用带宽B=1200mm，带速2.5m/s。额定出力Q=1000t/h，胶带输送机采用双路系统，一路运行，一路备用，并具有双路同时运行的可能性。煤仓间带式输送机采用电动双侧犁式卸料器向原煤斗配煤。6.3.6 筛碎设施筛碎设备按单元配置一级筛碎，即在每路胶带输送机上设置一台带旁路筛煤机和一台碎煤机，系统中共设置2组筛碎设备，其中一组运行，一组备用，并具有两组同时运行的可能。筛煤机采用滚轴筛，其额定出力为1000t/h；碎煤机采用247、环锤式碎煤机，其额定出力为700t/h。6.3.7 辅助设施本工程运煤系统设有采制样装置，计量及除铁等设施。入厂煤和入炉煤均采用皮带中部取样装置；入厂煤和入炉煤均采用电子皮带称称量，校验装置为动态循环链码；在各转运点设有抑尘除尘设施。系统清洁采用水力冲洗，冲洗后的含煤废水，集中到含煤废水池，处理后的水重复利用。贮煤场设有喷洒水系统，防止煤尘飞扬。6.3.8 运煤系统的控制运煤系统的各设备，采用集中监视和程序控制系统。为了满足设备的维修，就地设有手动按钮。在中央控制室设有监视盘、微处理机、打字机等设备，以监视胶带机的顺序启停及运行方式的选择，运行指令的发送，重大故障的显示，以及运行报表、记录及管248、理等。6.4 除灰渣系统6.4.1 设计原则采用灰渣分除、粗细灰分排系统。除灰系统灰、渣部分均按单元制进行设计。场外灰渣及脱硫石膏均采用汽车运输方式。6.4.2 除灰渣系统的选择6.4.2.1 灰渣排放量本工程计算灰渣量见表6.4-1：表6.4-1 计算灰渣量表项 目设计煤种校核煤种机组容量1350MW2350MW1350MW2350MW小时灰渣量(t/h)渣 量1.653.34.238.46灰 量14.8729.7438.0676.12灰渣量16.5233.0442.2984.58 表6.4-1（续）项 目设计煤种校核煤种机组容量1350MW2350MW1350MW2350MW日灰渣量(t/249、d)渣 量36.372.693.06186.12灰 量327.14654.28837.321674.64灰渣量363.44726.88930.381860.76年灰渣量(104t/a)渣 量0.8911.7822.28424.5684灰 量8.029816.0620.552441.1048灰渣量8.920817.84222.836645.6732注：设备日运行小时按22h计，锅炉年运行小时按5400h计。6.4.2.2 脱硫副产品本期工程采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫，副产品为石膏，设计煤种一台锅炉石膏产量8.97t/h，两台炉年石膏产量为9.688104t/a。校核煤种一台锅炉石膏产量7.98250、t/h，两台炉年石膏产量为8.618104t/a。6.4.3 除灰、渣系统拟定除灰渣系统按照力求系统简单，安全可靠，节约用水，为便于实现综合利用的原则拟定。本工程锅炉为固态排渣煤粉炉，除灰系统拟采用灰渣分除，干灰干排的方式，并留有灰渣综合利用条件。(1) 除渣系统采用出力为416t/h的干式钢带排渣机将经过渣井的高温炉底渣缓慢输出，再用斗式提升机送至渣仓储存。渣仓下设有卸渣设备装入自卸汽车送到综合利用处或灰场碾压堆放。 其系统流程图如下：(2) 除灰系统除灰系统采用浓相气力输送系统将灰集中至灰库，然后再采用汽车外用的方式除灰。除灰工艺流程如下图所示： 除灰系统出力按设计煤种灰量的150%同时不251、小于校核煤种灰量的120%设计，即按46t/h设计。本期工程拟建三座直径10m，有效容积各为850m3的灰库，其中两座为粗灰库，另一座为细灰库。可以贮存两台炉在BMCR工况下设计煤种65h，校核煤种24h的排灰量。除灰系统输送用气由专用螺杆式空压机供给，本工程设除灰用空压机3台，每台出力为36m3/min，2台运行1台备用。(3) 厂外灰渣及石膏运输本工程灰渣及石膏按全部综合利用考虑，当暂不能利用时由汽车运输至灰场碾压贮存。6.5 供水系统6.5.1 循环水系统的选择厂址东邻铁山港港湾，距离港务码头取水点约3.5km，厂址地面标高约为1020m，港务码头对岸有红树林保护区，铁山港区规划淡水供应252、量充足。根据厂址的地理位置，电厂若采用直流供水系统，则循环水取水管线约为4km，排水管线约为4.6km，厂址地面离平均潮位高差约为9.4619.46m。直流供水方案除循环水取排水管线长，造价高，还有循环水泵扬程高，运行费用高，另外其温排水还可能影响到红树林保护区，故本阶段不推荐采用直流供水方案，拟初步选择以下两个方案。方案一：淡水冷却塔循环供水方案。方案二：海水冷却塔循环供水方案。6.5.2 循环水量本期工程若采用淡水冷却塔或海水冷却塔方案，其循环水量见表6.5-1：表6.5-1 循环水量表（THA工况） 项 目机组容量凝汽量（t/h）凝汽器冷却水辅 机用水量（m3/h）总循环水量热季(m=6253、5)（m3/h）冷季(m=54.8)（m3/h）热季（m3/h）冷季（m3/h）1350MW6584277036084180044570378842350MW13168554072168360089140757683350MW197412831010825254001337101136524350MW263217108014433672001782801515366.5.3 循环水系统6.5.3.1 淡水冷却塔循环冷却系统（1）技术条件淡水冷却塔应用广泛，该类型的冷却塔设计、施工、采购等技术成熟，运行管理经验丰富。淡水循环供水系统可以避免直流冷却供水系统中大量温排水对水环境的不利影响，满足环境254、保护的要求。淡水冷却塔相对海水塔造价低，运行可靠性高，维护简单，但淡水补给水费用高，总体来讲还有一定竞争力。（2）流程循环水泵房 压力进水管 凝汽器 排水管 淡水冷却塔 自流回水管沟进水间循环水泵房淡水净水站厂外淡水（3）循环水系统主要建（构）筑物循环水系统采用一机两泵扩大单元制供水方式，每台机组配2台循环水泵。循环水泵为立式斜流泵，其特性参数为：Q6.19 m3/s，H=23m。配套电动机特性参数为：6000V，2000kW。本期循环水泵房按2350MW机组建设，循环水泵房（含进水间）的平面尺寸为23.75m33m，安装4台循环水泵和4台网篦式清污机等设备。 循环水泵房出水管为DN1800焊255、接钢管，每台机组配1根DN2400焊接钢管。每两台机循环水管之间用联络阀联通，以增强系统运行的灵活性。凝汽器进出水管采用DN1800焊接钢管，每台机组的出水干管为DN2400焊接钢管，接至冷却塔。逆流式自然通风冷却塔的淋水面积取6000m2，塔底直径95.008m，塔高120m。一机配一塔。冷却塔至循环水泵房进水前池采用3.0m3.0m的暗沟，一塔一根。（4）循环水供水系统主要设备循环水泵房内共安装4台立式斜流泵，在水泵出口处设置液控止回蝶阀，进水间配置有网篦式清污机。主要设备参数见表6.5-2。表6.5-2 2350MW机组淡水冷却塔循环供水系统主要设备参数序号名 称主要参数单位数量备注1循256、环水泵立式斜流泵Q=6.19m3/s，H=23m台42电动机2000kW、6000V台43液控止回蝶阀DN l800mm，0.6Mpa台44网篦式清污机孔口尺寸B=4.0m，H=7.4m台45平板钢闸门孔口尺寸4.0m3.5m台26电动双粱桥式起重机32/5t，Lk=10.5m，H=18m台17电动单粱桥式起蚕机10t，Lk=8m，H=15m台18自然通风冷却塔淋水面积6000m2，塔高120m，塔底直径95.008m座2（5）补给水系统电厂淡水包括公用水及脱硫用水等。本期2350MW机组全厂淡水补给水量为2000 m3/h。根据工业园区的规划，淡水原水管已敷设到厂址附近，本工程只需从淡水原水257、管上引接即可，本期2350MW机组设2根DN800的淡水供水管，分别从港区两根淡水原水管上引接。6.5.3.2 海水冷却塔循环供水系统（1）技术条件采用海水冷却塔循环供水系统一方面可以避免温排水对海洋水体的影响，另一方面可以减少淡水的使用。目前国外海水冷却塔60多个电厂采用，单塔海水冷却水量已达199800 m3/h。国内在上世纪80年代后期即开始了海水冷却塔试验研究，目前技术日趋成熟，已经有海水冷却塔的运行实例。（2）流程循环水泵房 压力进水管 凝汽器 排水管 海水冷却塔 自流回水管沟进水间循环水泵房海水净水站海水补给水泵房（3）循环水系统主要建（构）筑物循环水系统采用一机两泵扩大单元制供水258、方式，每台机组配2台循环水泵。循环水泵为立式斜流泵，其特性参数为：Q6.19 m3/s，H=25m。配套电动机特性参数为：6000V，2240kW。本期循环水泵房按2350MW机组设计，循环水泵房（含进水间）的平面尺寸为23.75m33m，安装4台循环水泵和4台网篦式清污机等设备。 循环水泵房出水管为DN1800焊接钢管，每台机组配1根DN2400钢筒混凝土管母管。每两台机循环水管之间用联络阀联通，以增强系统运行的灵活性。凝汽器进出水管采用DN1800焊接钢管，每台机组的出水干管为DN2400钢筒混凝土管，接至冷却塔。根据厂址水文气象条件，海水型逆流式自然通风冷却塔的淋水面积取7500m2，塔259、底直径106.038m，塔高135m。一机配一塔。冷却塔至循环水泵房进水前池采用3. m3. m的暗沟，一塔一根。（4）循环水供水系统主要设备循环水泵房内共安装4台立式斜流泵，在水泵出口处设置液控止回蝶阀，进水间配置有网篦式清污机。循环水系统的主要设备参数见表6.5-3。表6.5-3 2350MW机组海水冷却塔循环供水系统主要设备参数序号名 称主要参数单位数量备注1循环水泵立式斜流泵Q=6.19m3/s，H=25m台4海水防腐2电动机2240kW、6000V台4海水防腐3液控止回蝶阀DN l800mm，0.6Mpa台4海水防腐4网篦式清污机孔口尺寸B=4.0m，H=7.4m台4海水防腐5平板钢260、闸门孔口尺寸4.0m3.5m台2海水防腐6电动双梁桥式起重机32/5t，Lk=10.5m，H=18m台1海水防腐6电动单梁桥式起重机10t，Lk=8m，H=15m台1海水防腐7自然通风冷却塔淋水面积7500m2，塔高135m，塔底直径106.038m座2海水型（5）补给水系统电厂补给水包括循环水系统的海水补给水和全厂公用水及脱硫用水等淡水补给水。本期2350MW机组额定抽汽工况时海水补给水量为1700m3/h，淡水补给水量为1100 m3/h。纯凝工况时海水补给水量为3300 m3/h，淡水补给水量为300 m3/h。补给水主要建（构）筑物按本期2350MW机组建设。海水补给水泵房沿码头布置，261、内设3台海水补给水泵，其特性参数为：Q1700 m3/h，H=30m。海水补给水管采用2根DN700的孔网钢塑管。根据工业园区的规划，淡水原水管已敷设到厂址附近，本工程只需从淡水原水管上引接即可，本期2350MW机组设2根DN600的淡水供水管，分别从港区两根淡水原水管上引接。6.5.3.3 建议海水冷却塔循环供水系统和淡水冷却塔循环供水系统各有其优缺点，简单对比见下表6.5-4.表6.5-4 海水冷却塔循环供水系统和淡水冷却塔循环供水系统对比表序号比 较项 目淡水冷却塔循环供水系统海水冷却塔循环供水系统1水源和水质淡水补给水为合浦水库水，淡水需水量多。无海水补给水。淡水补给水为合浦水库水，淡262、水需水量相对少。需取用海水，海水需经过海水处理站净化处理后使用。2水温对机组性能影响与海水冷却塔冷却水温相当。与淡水冷却塔冷却水温相当。3厂区用地与布置厂区占地面积相比海水塔小。厂区占地面积较大，需建海水净水站和海边取水泵房。4技术条件国内有大量同类型工程，技术条件成熟。冷却部份及技术设备尚需引进，循环水系统的防腐要求较高，冷却塔面积要大。国外已有工程实例，技术条件成熟。国内已有工程运行实例。5对环境的影响无温排水对水环境的不利影响。无温排水对水环境的不利影响。上述两种循环水系统方案在技术上都是可行的。淡水冷却塔方案技术成熟，但需淡水量相对多。海水冷却塔方案投资大，但需淡水量少，另外海边补给水263、泵房需占用港务局码头用地，海水补给水管需占用工业园区道路边用地。两种方案各有优缺点，并且都可采用机力通风冷却塔，拟在下一阶段进一步比较。另外，建议业主下一阶段进一步落实海边补给水泵房用地的可行性。6.6 岩土工程6.6.1 场地稳定性评价6.6.1.1 区域稳定性评价拟建场地位于南康盆地东部，地势平坦，未发现不良地质作用。区域内无活动性发震断裂通过，以厂址为中心，半径为25km的近场区历史上未发生过大于5级的破坏性地震，本区及邻区历史地震对拟建项目场地区的影响烈度最大为6度，建筑场地属区域构造稳定区。6.6.1.2 场地稳定性评价根据收集到的工程勘察资料，建筑场地无滑坡、塌陷等不良地质作用，亦264、无采空区等不稳定地质体分布。综合评价，建筑场地稳定性好，适宜进行建设。6.6.2 场地地基岩土层特性从相邻场地地基土层的厚度统计和各项测试数据统计的结果来看，大多数土层厚度变化大，现场试验成果数值有较大的变化幅度，说明地基土是不均匀的。6.6.3 适宜的基础型式场地海相沉积土层厚约15m25m，第三系松散岩层约20m，平整后高程约10.0m，填土厚度5m8m，因此场地松散土层总厚度约30m40m，由于填土层及海相沉积土层强度低、压缩性高，不宜作为建（构）筑物的天然地基持力层，下伏基岩顶面埋深大，因此，建议采用桩基础，选择基岩为桩端持力层。根据前期建筑经验，建议采用钻孔灌注桩。6.7 供热系统本265、期工程建设2350MW级超临界抽凝式供热机组，汽轮机供热抽汽分为两级，为防止汽轮机超速和进水，在每台机每一级供热抽汽管道上均设有快关气动止回阀和电动蝶阀。一级供热蒸汽从汽轮机热段管道中联门前抽取，利用中压联合汽阀进行控制和调节，使供热抽汽参数能满足设计要求，经快关止回阀和电动蝶阀后进入减温装置。二级供热蒸汽从中压缸抽取，中压缸内设置旋转隔板用以控制和调节供热抽汽参数，经快关止回阀和电动蝶阀后进入减温装置。每台机组供热蒸汽管道分别在抽汽端设置减温装置，然后按等级分别汇集至一级或二级蒸汽母管，通过热网管道向各热用户供汽，在用户端按用户需要分别设置减温减压装置使蒸汽参数达到用户要求。因各热用户利用蒸266、汽工艺各不相同，冷凝水水质易受污染，不宜回收，回水率暂按0%考虑。本工程与热网管道接口在厂区外1m距离处作为设计分界。6.8 电气主接线本期工程新建2350MW级机组，根据系统规划，本期工程机组以220kV电压等级接入系统，出线2回，均接至220kV铁山站。根据火力发电厂设计技术规程(DL5000-2000)的规定，结合接入系统的要求，初拟电气主接线方案如下：本期工程2350MW级机组拟以发电机变压器组单元接线方式接入厂内220kV配电装置，不设发电机出口断路器，高压厂用工作电源直接从发电机出口引接；厂内设220kV配电装置，拟采用双母线接线方式，屋内GIS设备。本期高压启动/备用电源从厂内2267、20kV配电装置引接。6.9 脱硫工艺6.9.1 概述按照本期工程燃煤含硫量(设计煤Sar=0.99%，校核煤Sar=0.93%)计算，脱硫前烟气SO2浓度分别为2677.48 mg/Nm3(设计煤种) 、2509.95 mg/Nm3(校核煤种)，远远超过了现行GB13223-2003火力发电厂大气污染物排放标准第III时段规定的最高允许排放浓度400 mg/Nm3，以及正在报批的火力发电厂大气污染物排放标准第III时段规定的最高允许排放浓度200 mg/Nm3，因此需进行烟气脱硫。脱硫效率按95%考虑，脱硫后SO2排放浓度分别为134mg/Nm3(设计煤种)、125.5mg/Nm3(校核煤种268、)，设计煤种及校核煤种均满足国家排放要求。脱硫工程要求与主体工程同步建设。整个脱硫岛拟布置在烟囱后。6.9.2 脱硫工艺选择根据本项目厂址条件，有2种脱硫工艺可供选择：石灰石-石膏湿法脱硫、海水法脱硫。关于海水法脱硫，根据火力发电厂烟气脱硫设计技术规程DL/T5196-2004规定：燃用含硫量Sar1%煤的海滨电厂，在海域环境影响评价取得国家有关部门审查通过，并经全面技术经济比较合理后，可以采用海水法脱硫工艺。本工程为了达到环保排放的要求，脱硫效率需要保持在92.6%以上。考虑到海水脱硫国内运行案例少，同时目前海水脱硫的效率在90%左右，而且季风季节海水的不规则变化特性，影响海水的含盐量与含碱269、度，进而影响脱硫效率。因此本阶段暂不推荐海水法脱硫工艺。石灰石-石膏湿法脱硫技术具有脱硫反应速度快、脱硫效率高，钙利用率高、钙硫摩尔数比小、安全可靠，脱硫剂容易获取等优点，在电厂烟气脱硫中得到广泛使用。根据不完全统计在国内外电厂已经占90%以上，如广西区内合山、XX、钦州、贵港、永福、防城港、来宾及柳州电厂等均采用石灰石/石膏湿法脱硫。本工程所燃用的设计煤种全硫份0.99，校核煤种全硫份为0.93，属低硫煤。按火力发电厂烟气脱硫设计技术规程DL/T5196-2004及火电厂烟气脱硫工程技术规范石灰石/石灰石膏法HJ/T179-2005规程规定：对燃用含硫量2煤的机组、或大容量机组(200MW)270、的电厂锅炉建设烟气脱硫装置时，宜优先采用石灰石石膏湿法脱硫工艺；且考虑到广西有丰富的石灰石矿床资源，因此本报告推荐采用石灰石-石膏湿法脱硫。6.9.3 脱硫剂的来源、运输、制备及储存石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺的吸收剂为石灰石，脱硫剂来源可选择外购石灰石制浆方案或者外购石灰石粉方案。由于外购石灰石粉方案的脱硫剂质量及价格受到制约较大，故暂考虑采用外购粒径10mm的石灰石碎石自建制浆车间方案，制浆系统可考虑预留场地，与将来扩建2350MW机组合用，方便石灰石的运输与存储。石灰石碎石可用汽车运输到电厂(在脱硫岛内设置可以使用3天的石灰石储仓)，经脱硫装置的湿磨机制成石灰石浆液供脱硫使用。采用石灰石271、/石膏法脱硫，本期工程2350MW机组组脱硫所需石灰石耗量见表6.9-1。表6.9-1 石灰石耗量机组容量(MW)小时耗量(t/h)日耗量(t/d)年耗量(104t/a)设计校核设计校核设计校核13504.9724.422109.38497.2842.6852.38823509.9448.844218.768194.5685.374.776说明：1. 日利用小时数按22h计，锅炉年利用小时数按5400h计。 2. 按脱硫效率95、Ca/S=1.02、石灰石纯度90计。6.9.4 脱硫副产品的处理石灰石石膏湿法脱硫副产品为脱硫石膏，利用途径很广泛，在不少领域如水泥、建筑建材行业以及农业等广泛使用272、。 本期工程的烟气脱硫副产品石膏产量见表6.9-2表6.9-2 工程烟气脱硫生成石膏量机组容量(MW)小时产量(t/h)日产量(t/d)年产量(104t/a)设计校核设计校核设计校核13508.977.98197.34175.564.8444.31235017.9415.96394.68351.129.6888.62说明：(1) 石膏含湿量按10%考虑。 (2) 日利用小时数按22h计，锅炉年利用小时数按5400h计。 (3) 按脱硫效率95、Ca/S=1.02、石灰石纯度90计。6.10 烟气脱硝本期工程燃用设计煤种及校核煤种均为烟煤，目前国内锅炉机组氮氧化物的排放浓度一般为400600mg273、/Nm3，根据环保相关规定的要求，应同步建设脱硝装置。6.10.1 烟气脱硝的设计原则(1) 贯彻“安全、可靠、经济、适用、符合国情”的电力建设方针。(2) 大气污染物排放应满足火电厂大气污染物排放标准(GB13223 -2003)对环保的要求。(3) 根据电厂的实际情况，脱硝系统的设计效率按 80%设计。(4) 脱硝装置设计寿命为30年，系统可用率 95%。(5) 脱硫系统的吸收剂采用液氨或尿素制备，本阶段暂按液氨考虑。6.10.2 脱硝工艺方案选择烟气脱硝技术种类较多，如选择性催化还原(SCR)，选择性非催化还原(SNCR)、非选择性催化还原(NSCR)、碱液吸收法、氧化吸收法和吸收还原法274、等。实际工程中应用最多的是SCR，如国内南宁电厂、广西合山电厂上大压小2670MW工程、湖南长沙电厂、厦门嵩屿电厂、广东黄埔电厂、华润徐州彭城电厂三期等几十个电厂均采用SCR技术作为烟气脱硝。因此，本工程推荐采用SCR烟气脱硝工艺。根据环保发展要求，对环境保护应具有前瞻性，本工程选用的SCR脱硝技术的脱硝效率为不小于80。6.10.3 脱硝工程设想SCR系统包括催化剂反应器及催化剂、氨制备存储系统、氨喷射系统、脱硝公用系统等。本工程每台机组可配一套SCR脱硝装置，SCR反应器布置在锅炉与除尘器之间框架顶上，采用大平台结构。氨区等公用设施考虑2炉共一套，可预留场地以供工程扩建，方便液氨的运输与存275、储。6.10.4 脱硝液氨耗量本期工程2350MW机组脱硝液氨耗量见表6.10-1。表6.10-1 液 氨 耗 量机组容量(MW)小时耗量(t/h)日耗量(t/d)年耗量(t/a)设计校核设计校核设计校核13500.1980.1794.3583.9331069.7965.323500.3960.3588.7167.8652139.51930.6说明：(1) 按脱硝效率80、液氨纯度99.6%考虑。 (2) 日利用小时数按22h计，锅炉年利用小时数按5400h计。7 环境和社会影响7.1 厂址区域环境现状7.1.1 自然环境7.1.1.1 厂址环境现状厂址位于XX市铁山港兴港镇北暮村西南面约2k276、m的缓丘上，铁山港区规划的纬八路、纬九路、经九路以及经十一号路围合范围内。厂址西南距中石化1500104t/a炼油项目约2km，东北距国投XX电厂一期工程约8.5km，西北距220kV铁山变电站约3km，东南距广西北部湾国际港务集团有限公司码头约4.5km，交通运输条件十分便利。厂址现为缓丘，地面高程3.0m25.0m（1956年黄海高程系，下同），场地现种植有木薯等作物。场地地形平缓，地形坡度一般小于10，微倾向大海。据调查，厂区场地及附近无不良物理地质作用。目前厂址尚未发现可供开采的矿产资源，也没有压埋文物状况。厂址东面距离山口红树林国家级自然保护区约12km，东南面距离儒艮国家级自然保护277、区约9km。本工程除灰采用干除灰系统，灰渣分除，气力除灰，灰渣计划全部综合利用。事故灰场位于电厂厂区东北面，占地面积约2.80hm2。贮灰场按挖深3.0m，四周围堤填高2.0m，总库容约为12.38104m3，可以满足本工程按设计煤种在不考虑灰渣综合利用的情况下堆放灰渣及脱硫石膏约6个月的需求。经过工业区统一规划拆迁后，灰场周边500m范围内无人口密集的村庄和居民点。7.1.1.2 水文(1) 陆地水文XX市铁山港区地表淡水水源主要来自南流江及合浦水库群。南流江是桂南沿海诸河中最大的河流，发源于北流市新圩乡大容山南麓，干流全长274km，流域面积9155km2，多年平均径流量77.4108m3278、。合浦水库为全国七大水库之一，集水面积1204km2，多年平均来水量9.5108m3，总有效库容为6.28108m3。(2) 海洋水文XX市沿岸潮汐属不正规日潮为主的混合潮。月平均全日潮出现天数为22天，半日潮为8天。平均潮位2.51m，最大潮差6.25m，涨落潮受季风的影响，冬季受偏北强风暴的影响，潮位较低；夏季受偏南风的影响，潮位较高。7.1.1.3 气象XX市地处低纬度，属南亚热带季风气候，气温较高，降水适中，日照长；晚秋、冬季和早春降水较少，气候干暖；夏季高温多雨，天气炎热。据XX气象站统计资料，厂址区域气象要素为：多年平均气温22.6；年平均降水量为1716.3mm；年平均降水日数为279、134.8天；平均相对湿度为81%，年主导风向是N风向，年平均风速为3.1m/s。7.1.2 社会环境XX市位于广西南部，现辖海城区，银海区，铁山港区和合浦县。行政区域面积为3337km2，2008年末总人口149.24万人，其中市区人口55.8万。2008年，XX市全年实现国内生产总值313.88亿元，其中第一产业占45.72亿元，第二产业占134.86亿元，第三产业占107.28亿元。城镇居民年人均可支配收入9014元，农民人均年纯收入3179元。XX电厂位于铁山港区的沿海工业区内，铁山港区的行政面积为394km2。位于XX市区东部，2008年末人口16.4万人。铁山港区全年实现国内生产总280、值22.5亿元，其中第一产业占6.81亿元，第二产业占10.56亿元，第三产业占5.13亿元。城镇居民年人均可支配收入11226元，农民人均年纯收入3810元。XX市现有产业主要有交通运输、旅游、仓储、修造船、海洋捕捞、海水养殖、海洋产品加工、现代农业、建材等。铁山港片是大型港口及工业基地，规划重点发展石油、化工、钢铁、电力和建材等大型临海工业。7.1.3 环境质量现状7.1.3.1 空气环境质量现状根据XX市铁山港工业区2008年6月的空气环境现状监测数据，本工程厂址所在区域的SO2、NO2的小时浓度和SO2、NO2、TSP的日均浓度监测值均满足环境空气质量标准（GB3095-1996）二级281、标准要求，区域空气环境质量良好。7.1.3.2 水环境质量现状根据XX市铁山港工业区2008年的海水环境质量监测数据，本工程厂址所在区域海域水质未受到大的污染，各监测断面的主要监测项目均能满足海水水质标准（GB3097-1997）中的一、二标准要求。根据XX市海域环境功能区划，铁山港港口区目标水质为四类标准，其他一般海域目标水质为三类标准。厂址所在区域海域水质现状满足该海域环境功能区划要求。7.1.3.3 声环境质量现状本工程厂址及其周围区域均位于铁山港工业区用地内。根据XX市铁山港工业区2008年5月的声环境现状监测数据，厂址所在区域内的昼、夜声环境现状监测值均能满足声环境质量标准（GB3096-2008）2类标准要求，区域声环境质量现状较好。7.1.4 水土流失和水土保持现状7.1.4.1 水土流失现状根据广西壮族自治区人民政府关于划分水土流失重点防治区的通知，本工程厂址所在地XX市铁山港区属水土流失重点监督区。厂址所在地水土流失面积详见表7.1-1。表7.1-1 工程项目所在地水土流失面积统计表 单位：km2行政单位水力侵蚀风力侵蚀工程侵蚀合计轻度中度强度极强度XX市铁山港区18.083.3912.721.350.800.2636.60（资料来源：广西水土流失遥感调查面积统计表）从上表中数据可以看出，本工程厂址所处的区域自然水