1、江西省煤炭储备(中转)发电一体化工程项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月XX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208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 总 论61.1 项目背景61.2 投资方及项目单位概况71.3 研究范围及分工71.4 工作简要过程及主要参加人员91.5 项目概况1112、.6 主要结论142 电力系统172.1 电力系统概况172.2 电力发展规划222.3 电厂建设必要性及在系统中的作用302.4 电厂建设规模、时间及接入系统初步设想312.5 系统二次部分323 燃料、石灰石、液氨供应及运输353.1 煤 源353.2 燃 料363.3 燃料运输373.4 石灰石433.5 液 氨444 厂址条件454.1 厂址概述454.2 交通运输484.3 水文及气象514.4 水 源584.5 贮灰渣场614.6 地震、地质及岩土工程624.7 厂址比较与推荐意见55 工程设想95.1 全厂总体规划及厂区总平面规划95.2 装机方案185.3 主机技术条件195.3、4 热力系统225.5 燃烧制粉系统245.6 电气部分325.7 燃料输送系统385.8 除灰渣系统435.9 化学部分515.10 热工自动化部分555.11 主厂房布置625.12 建筑结构部分655.13 供排水系统及冷却设施705.14 贮灰渣场795.15 消防部分835.16 暖通及空调845.17 管理信息系统(MIS)886 烟气脱硫与脱硝936.1 烟气脱硫936.2 烟气脱硝1017 环境及生态保护与水土保持1147.1 环境保护1147.2 水土保持1347.3 结论及建议1388 综合利用1408.1 灰渣综合利用1408.2 脱硫石膏综合利用1409 劳动安全1424、9.1 概 述1429.2 主要危害因素分析1449.3 劳动安全防护措施1469.4 劳动安全专项投资1509.5 其 他15110 职业卫生15210.1 职业卫生有害因素分析15210.2 职业卫生防治措施15310.3 职业卫生专项投资15510.4 建 议15611 资源利用15711.1 原则要求15711.2 能源利用15711.3 土地利用15811.4 水资源利用15911.5 建筑材料利用16012 节能分析16112.1 能源消耗种类及耗量分析16112.2 节 煤16112.3 节 油16112.4 节能措施16212.5 节能效果1651.2.6 下阶段工程设想1655、13 人力资源配置16614 项目实施的条件和建设进度及工期、工程招标方案16814.1 项目实施的条件16814.2 大件设备运输16914.3 建设进度及工期17014.4 工程招标方案17115 投资估算及财务分析17715.1 投资估算17715.1.1 编制原则17715.2 财务评价18315.2.1 原则及依据18315.2.2 资金来源与融资方案18315.2.4 财务分析18616 抗灾能力分析19216.1 洪水、内涝19216.2 地 震19316.3 大风、沙尘19516.4 地质灾害19616.5 雷 电19716.6 低温冰雪19817 风险分析19917.1 燃料6、价格变化对电价的影响分析19917.2 市场需求变化对电价的影响分析19917.3 利率变化对电价的影响分析20017.4 技术风险分析20117.5 政策风险分析20218 经济与社会影响分析20418.1 经济影响分析20418.2 社会影响分析20419 结论与建议20619.1 结 论20619.2 建 议20619.3 主要技术经济指标2061 总 论1.1 项目背景“十一五”期间，江西省国民生产总值年均增长13.2%，经济增长速度高于全国平均水平。根据经济发展的态势，“十二五”期间随着负荷增长，江西电网电力缺口不断增大，其中2014年缺3680MW，2015年缺6020MW。由此可7、见，“十二五”期间江西电网又趋于缺电，需要建设新的电源点。江西省煤炭资源匮乏。全省经济社会发展加快，煤炭消费量快速增长，2010年煤炭消费量达6149万吨，比2005年增加1906万吨，年平均增长7.7%；煤炭的产需缺口由2005年的2191万吨上升到2010年的3403万吨，每年平均以9.2%的速度不断扩大。预计“十二五”末，全省煤炭消费量将达9690万吨，煤炭产需缺口将高达6690万吨。煤炭供应和铁路运输越来越紧张，建设煤炭储备基地，有利于保持地方经济的平稳运行。2011年3月9日，xx集团与江西省政府签署了战略合作框架协议。根据协议，“十二五”期间，xx集团将按照国家相关产业政策和江西省8、政府的要求，在江西省投资300亿元以上合作建设电力、煤矿、储煤基地及其它相关产业项目。双方同意就xx储备煤基地项目展开合作。为落实江西省政府与xx集团签署的战略合作框架协议，江西省能源局与北京xx电力有限责任公司就煤电项目合作事宜进行了友好会晤，江西省能源局支持xx电力参与江西省内电力等项目的整合，推进xx市xx电力及煤炭储备(中转)项目前期工作，力争将其列入江西省“十二五”能源(电力)发展规划，并共同争取列入国家规划。2011年4月29日，北京xx电力有限责任公司成立xxxx发电有限责任公司。5月11日，xx江西xx发电有限责任公司正式挂牌。2011年6月15日17日，江西省能源局在xx主持9、召开江西xx煤炭储备（中转）发电一体化工程初步可行性研究报告评审会，2011年6月23日，江西省能源局下发了该评审会会议纪要。2011年9月9日，江西省能源局以“赣能电力函2011151号”文批复同意本期工程开展前期工作。1.2 投资方及项目单位概况本工程由中国xx能源股份有限公司会同其它投资方共同出资组建项目公司进行建设，工程资本金占工程总投资的50%，其余拟申请银行贷款。项目法人为xxxx发电有限责任公司。xx集团成立于1995年，为中央直管企业之一，发展至今，xx集团已经成为产运销一条龙经营，集煤矿、电力、铁路、港口、航运、煤制油与煤化工为一体的，跨地区、跨行业、多元化经营的特大型能源企10、业，在国民经济中占有重要地位。xx集团煤炭业务已经成为中国煤炭行业大规模、高效率和安全生产模式的典范，目前集团拥有27个控股和参股子公司，共有13个煤炭生产(基建)企业，在籍生产煤矿58个，4座焦化厂，煤炭总产能超过4亿吨，在建和投运的电厂总装机容量达4500万千瓦，自有铁路总长1580km，拥有两个海港码头，总吞吐能力达到1.2亿吨/年，全集团资产总额约4908亿元，员工总数16.3万人。2010年xx集团的煤炭产量完成3.52亿吨，同比增长7.2%；煤炭销售量突破4亿吨大关，完成4.4115亿吨，同比增长24%，原煤生产百万吨死亡率为0.025。北京xx电力有限责任公司(以下简称xx电力)11、作为xx集团的全资子公司，负责部分集团电力业务的经营管理。截止2010年底，xx电力管控全资、控股、参股企业35家，业务发展主要分布在华北、东北、西北、珠江三角洲、长江三角洲等区域，资产总额1181亿元，运营装机容量28280 MW，其中燃煤机组57台、燃气机组1台(套)和风电机组21台。2010年xx电力完成发电量1424亿，机组利用小时数5539小时，供电煤耗319g/kW.h；全年实现销售收入522亿元，利润总额78亿元，经济增加值(EVA)28.7亿元，产量和效益均创公司历史最好水平。1.3 研究范围及分工1.3.1 研究范围本工程为煤炭储备（中转）发电一体化工程，包括发电工程和煤炭储12、备（中转）工程两部分，本工程规划建设规模为：电厂规划装机61000MW等级超超临界燃煤发电机组，煤炭储备(中转)400万吨/年。本期工程建设规模为：电厂安装21000MW等级超超临界燃煤发电机组，同步安装建设烟气脱硫脱硝装置；煤炭储备(中转)200万吨/年，经水路运出。根据本期工程拟建设21000MW燃煤机组、煤炭储备(中转)200万吨/年及厂址特点，参照火力发电厂可行性研究报告内容深度规定(DL/T5375-2008)，本阶段主要研究范围如下： 电力系统 燃料供应及运输 水文气象条件及电厂水源 工程地质岩土工程条件 取排水设施 灰场和建设条件 主要工艺系统设想 环境保护 水土保持方案研究 工13、程建设周期进度和条件 投资估算和经济评价 配合业主方取得可行性研究阶段应取得的协议文件。1.3.2 分工xx为本期工程可行性研究报告编制的主体设计单位，可研阶段接入系统、环境影响评价、水土保持评价、地震安全性评价、地质灾害评价、劳动安全预评价、水资源论证、通道安全技术论证、涉水建筑物防洪评价、职业病危害预评价、煤码头及煤码头至转运站输煤栈桥、大件运输报告等及相关专题研究报告由项目公司委托下列单位编制，具体内容包括：序号专题报告名称研 究 单 位1环境影响评价报告（主体工程）国电南京科学研究院2环境影响评价报告（码头工程）中交二航院3输电系统规划xx4接入系统xx5码头航道可行性研究中交二航院614、通航安全评估与论证武汉理工大学7航道影响报告书长江航道规划设计研究院8河势分析长江水利委员会长江科学院9防洪评价报告长江水利委员会长江科学院10地质灾害评估江西省勘察设计研究院11地震安全性评价江西省防震减灾工程研究所12劳动安全预评价北京达飞安评管理顾问有限公司13水土保持评价北京林丰源生态环境规划设计院有限公司14水资源论证长江水利委员会长江中游水文水资源勘测局15文物勘察报告江西省文物考古研究所16厂址压矿报告江西省勘察设计研究院17职业卫生预评价浙江建安检测研究院有限公司18渔业环境影响评价江西省水利科学研究院或xx大学或江西省水产科学研究所1.4 工作简要过程及主要参加人员1.4.115、 工作简要过程2011年8月1126日，我院组织参加本期工程可行性研究勘测设计投标，并于9月1日接到预中标通知。2011年9月1日，各单位有关领导及相关工作人员对拟选的银砂湾厂址、西山厂址及其水源地、码头场址、灰场等进行了现场踏勘，并与项目公司讨论了主要设计原则。同时，勘测队伍进场开展钻探、水文和测量等工作。2011年9月6日，我院就可行性研究的主要设计原则和方案设想向xx电力及研究院有关领导和专家进行了专题汇报，并再次对厂址进行了现场踏勘。2011年9月16日，xx公司和xx电力研究院对总平面布置方案进行了讨论。2011年9月17日，我院和项目公司联合邀请三大动力集团来我院进行了技术交流。216、011年9月20日，完成可行性研究报告初稿，报送xx电力公司进行内部审查。2011年9月24日，完成可行性研究报告送审稿。1.4.2 主要参加人员本期工程得到了各级政府和相关职能部门的大力支持，xx参加本次可行性研究的主要人员有：序号姓 名工 作 单 位职 务 职 称1xx副院长/教授级高工2xx总工程师/教授级高工3xx副总工程师/教授级高工4xx项目经理5xx汽机专业主设人6xx锅炉专业主设人7xx物料专业主设人8xx电气专业主设人9xx电气专业主设人10xx热控专业主设人11xx土建结构专业主设人12xx建筑专业主设人13xx化学专业主设人14xx供水专业主设人15xx特结专业主设人1617、xx暖通专业主设人17xx总图专业主设人18xx新能源专业主设人19xx系统一次专业主设人20xx系统二次专业主设人21xx通信专业主设人22xx环保专业主设人23xx岩土专业主设人24xx水文专业主设人25xx测量专业主设人26xx施工组织专业主设人27xx技经专业主设人28xx技经专业主设人29xx计划管理工程师1.5 项目概况1.5.1 项目所在地概况本工程建设地点位于江西省xx市xx县。xx县地处湖北、安徽、江西三省交界，由长江与鄱阳湖唯一交汇口而得名，是“江西水上北大门”，素有“江湖锁钥，三省通衢”之称。全县国土面积669.33平方公里，人口29.2万，下辖5镇7乡2场，122个行政18、村。境内有22公里的长江岸线，其中深水岸线10公里左右，九景高速、彭湖高速、铜九铁路和九景衢铁路穿境而过，已形成了“铁路、水运和高速公路”三位一体的交通格局。xx虽属鄱阳湖冲积平原区，实为丘陵地带，山丘起伏，水域宽广，耕地多为梯田梯地。山地面积占22.01%，水域面积占28.2%，耕地面积占23.3%。地形结构东南群山环抱，西北江湖环绕，中部小丘垄埂起伏，总的趋势是由东南向西北倾斜。2010年，全县生产总值(GDP)达到64.31亿元，人均GDP 22120元，第一、第二和第三产业增加值占生产总值的比重分别为10.6%、77.3%和12.1%。年末全县从业人员15.06万人。全年社会消费品零售19、总额104565万元，全年实际利用境外资金3998万美元，外贸出口9823万美元，引进市外三千万元以上项目36个，当年进资(含续建项目)30.65亿元，接待国内游客69.4万人次，旅游外汇收入16.5万美元。根据初步可行性研究评审会审查纪要，本项目可行性研究阶段对推荐的西山厂址、银砂湾厂址进行比选，两个厂址沿长江南岸一线分布。西山厂址位于xx县城东面约11.3km的金砂湾工业园区南面，距离西面的xx市约32km，距离东面的彭泽县城约27km，铜九铁路以及S302省级公路由其南面通过。银砂湾厂址位于xx县城东面约16.8km的银砂湾工业园区，距离西面的xx市约37.5km，距离东面的彭泽县城约220、1.5km，北依长江大堤，铜九铁路以及S302省级公路由其南面通过。所选厂址交通均十分方便。1.5.2 编制依据本次可行性研究报告编制依据主要有：1) xx江西xx煤炭储备(中转)发电一体化工程可行性研究勘察设计招标文件(招标编号：SHIL11011304)2) 本工程初步可行性研究报告、图纸及评审纪要；3) 本工程可行性研究主要设计原则讨论会会议纪要；1.5.3 规划容量及本期建设规模本工程规划建设规模为：电厂规划装机61000MW等级超超临界燃煤发电机组，煤炭储备(中转)400万吨/年。本期工程建设规模为：电厂安装21000MW等级超超临界燃煤发电机组，同步安装建设烟气脱硫脱硝装置；煤炭储21、备(中转)200万吨/年，经水路运出。1.5.4 建厂外部条件及主要设计原则1) 规划容量为61000MW煤炭储备(中转)400万吨/年，本期建设21000MW燃煤发电机组煤炭储备(中转)200万吨/年；2) 设计煤种为xx神东矿区烟煤，校核煤种为xx烟煤，来煤铁路、水路联运进厂；3) 灰场为干灰场，灰渣综合利用；近期灰场为黄茅潭灰场，远期规划采用中凸头灰场。4) 出线电压等级为500kV；5) 机组冷却方式拟为二次循环，补给水源为长江；6) 地震基本烈度为VI度；7) 采用石灰石石膏湿法脱硫；8) 同步建设烟气脱硝装置；9) 电厂年利用小时，工艺设计按5500小时考虑，技经评价按5000小时22、考虑。1.5.5 投资规模及主要技术经济指标本期工程静态总投资为758348万元，动态总投资为794085万元；基本方案投资方内部收益率按8%测算不含税平均上网电价为368.33元/MWh，含税平均上网电价为430.9元/MWh，经济效益较为理想，具有较强的上网电价竞争力。因此该项目在财务上是可行的。本期工程主要技术经济指标：序号项目数据单位(1)工程总投资静态758348万元动态794085万元(2) 单位投资静态3792元/kW动态3970元/kW(3)年供电量95.304亿kWh(4)年利用小时数5000h(5)经营期平均含税上网电价430.9元/MWh(6)总用地面积93.62hm2厂23、区用地面积46.70hm2灰场用地面积4.99hm2铁路专用线用地面积/hm2取排水设施用地面积1hm2道路用地面积18.59hm2其它用地面积22.34hm2(7)拆迁工程量4500m2(8)总土石方量(挖/填)166.5/173.3104m3厂区土石方量（含施工区）110.70/114.6104m3铁路土石方量/104m3道路土石方量52.8/55.2104m3贮灰场灰坝土石方量3.0/3.5104m3(9)三材用量钢材38278t木材6029m3水泥165829t(10)全厂热效率46.3%(11)设计发电标煤耗率265.27g/kWh设计供电标煤耗率278.35g/kWh(12)百万千24、瓦耗水指标(平均/热季/冷季)0.51/0.56/0.44m3/(sGW)(13)厂用电率(含脱硫、脱硝)4.696%(14)各类污染物排放量SO23043（校核煤种）t/aNOX2420（校核煤种）t/a烟尘908（校核煤种）t/a废水(生活及工业)回用，无外排104t/a灰渣103.3（校核煤种）104t/a脱硫石膏19.24（校核煤种）104t/a(15)项目投资财务内部收益率(所得税后)9.34%(16)项目资本金财务内部收益率11.45%(17)投资各方财务内部收益率8%(18)总投资收益率8.47%(19)项目资本金净利润率10.58%(20)利息备付率3.87%(21)偿债备付率25、2.37%(22)建设期资产负债率48.3151.17%(23)成本电价(含脱硫、脱硝)307.47元/MWh(24)人员指标298人1.6 主要结论1、从江西电力市场预测、电源建设规划分析，江西省到2015年缺额约4618MW。本期工程21000MW燃煤机组的建设，可满足江西省和xx市电力负荷增长的需求，构建合理的能源、电力流向，提高江西省电网特别是xx供电区供电可靠性及安全稳定水平，提高电网的调峰能力和经济运行水平，推动江西电网发电技术优化升级，改善整个系统的运行工况。因此，本期工程于“十二五”期间投产是合适的。2、江西省煤炭资源匮乏，绝大部分用煤靠外省调入。2010年煤炭消费量达614926、万吨，煤炭产需缺口继续扩大。预计“十二五”末，全省煤炭消费量将达9690万吨，煤炭产需缺口将高达6690万吨。本期工程建设年吞吐量630万吨、中转外运200万吨的煤炭储备（中转）中心，将有效缓解江西省煤炭供应紧张的局面，提高煤炭供应保障能力，缓解铁路运输压力，平抑煤炭价格波动，促进国民经济的持续发展。3、拟选的银砂湾厂址、西山厂址地处丘陵垄岗区，厂址设计标高高于设计洪水位，两厂址均可满足防洪要求。4、拟选厂址和灰场所处区域未见深大断裂通过，地震基本烈度为VI度，地壳稳定，与F1断裂的距离超过400m，满足规范要求。地下水主要为第四系松散岩类孔隙水和碎屑岩类裂隙水，水量较小。厂址区域没有具开采价27、值的矿床，亦无文物、遗址、遗迹和化石群。5、本期工程21000MW机组通过2回500kV线路接入xx石钟山500kV变电所，或1回接入xx石钟山500kV变电所、1回500kV线路接入洪源变电所。6、电厂燃煤采用xx神东等矿区燃煤，运输采用铁路+水路运输。项目公司已取得相关煤炭供应及运输的协议文件，本期工程燃煤供应是落实的。7、电厂采用自然循环冷却塔二次循环冷却系统，水源取自长江。长江水量充足，作为电厂水源，水量充沛，水源可靠，所需用水量是有保证的，可满足本期电厂用水。项目公司已委托长江水利委员会长江水利委员会长江中游水文水资源勘测局进行水资源论证报告，8、本期工程采用干除灰方式，并考虑灰渣综28、合利用，近期采用黄茅潭灰场，远期规划采用中凸头灰场，合计总库容为1216.71104m3，可满足本期工程21000MW燃煤机组堆灰21.6年的需求。本期工程运行初期采用黄茅潭东面灰场或西面灰场，灰场库容可满足本期2x1000MW电厂灰渣、石膏和石子煤堆量1年左右的堆灰量。9、本期工程采用高效静电除尘器，同步建设烟气脱硝和脱硫设施，在采取了一系列污染防治措施后，其污染物的排放均能满足国家最新的排放标准要求。厂址处于乡村型环境，远离城镇，周围没有重点文物保护单位、风景旅游点，从环境的角度看是可行的。10、可研阶段提出两个厂址方案，通过技术经济综合比较，银砂湾厂址虽在地基处理、厂区占地、土石方工程量29、折迁工程量、补水系统一次投资及运行费用、厂外道路等略差，但在关键的水路来煤条件、煤场设置及输煤栈桥、扩建条件等方面均明显优于西山厂址，故推荐银砂湾厂址。11、为提高电厂的经济性，减少环境污染，适应电网及电力系统的调峰要求，以及超超临界机组技术发展趋势，本期工程21000MW燃煤机组主机推荐采用国产超超临界参数机组，汽机进口蒸汽参数采用27MPa/600/610，具体参数可通过招标确定。12、本期工程配套码头工程拟建设3个5000DWT煤炭进口泊位和2个500DWT煤炭出口泊位，位于长江中游xx水道中下段右岸一侧、xx长江大桥下游约37km处，所在水域河床稳定，近岸水域水深条件良好，码头前沿线30、与水流方向基本平行，停泊水域和掉头水域的水深均可满足设计船型的停泊和行驶需要。码头工程建筑物和停泊水域不占用主航道水域，不影响现行主航道布置。码头工程为透空式高桩梁板结构形式，占用河道行洪面积很小，对河道水位、流速影响很小，对行洪不会产生明显不利的影响。码头建设是完全可行的。13、本期工程建设21000MW燃煤机组，工程静态总投资为758348万元，动态总投资为794085万元；基本方案投资方内部收益率按8%测算不含税平均上网电价为368.33元/MWh，含税平均上网电价为430.49元/MWh，经济效益较为理想，具有较强的上网电价竞争力。因此该项目在财务上是可行的。14、本期工程厂址所在地可31、能发生的自然灾害或面临的自然现象（如洪水、内涝、地震、地质灾害、大风、雷电、低温冰冻等）不会对厂址安全产生影响，厂址抗灾能力能够满足相关设计标准和规范的要求。15、本期工程具有良好的抵御市场、技术、工程、金融、政策和外部协作等各类风险的能力。综上所述，本期工程建设21000MW发电机组和200万吨/年的煤炭储备（中转）工程具有较好的内外部条件，且各项技术经济指标先进，经济效益和社会效益明显，具有良好的抗击自然灾害和抵御各类风险的能力。2 电力系统2.1 电力系统概况2.1.1 江西电网现况江西电网位于华中电网东南部，由xx等12个地区电网组成，通过3条500kV线路与华中主网相联。目前500k32、V电网已经形成中部主框架环网，并且由主框架网为核心，向东延伸至上饶，向南延伸至赣州，向西延伸至萍乡，向北延伸至xx。(1)电源规模截至2010年底，江西电网统调发电厂20座，其中火电厂11座，水电厂9座。全网统调装机总容量为13410.3MW，其中水电装机容量为1290.3MW，占总装机容量的9.62%，火电装机容量为12120MW，占总装机容量的90.38%。目前全省最大的发电厂为丰城电厂，装机容量为4340+2700MW，火电单机最大容量为700MW，水电单机最大容量为120MW。其中在2010年建成投运的统调电源装机有：新昌电厂第2台660MW机组，景德镇电厂二期“上大压小”1台660M33、W机组。丰城电厂#3、#4机组改造增容80MW，全年新增发电总容量计1400MW。江西电源结构的特点为：1) 电源结构比较单一，只有常规火电、水电和少量风电，没有专门的调峰机组；2) 由于水电资源开发条件差，因此江西统调电厂水电装机比例逐年下降，已由1990年的37%下降到2010年的9.62%；3) 随着火电大容量、高参数机组建设速度的加快，其所占比例增大，600MW级及以上机组占统调火电总容量的49.83，300MW级机组占统调火电总容量的34.97%，200MW级机组占火电总容量的7.14%，100MW级机组占火电总容量的8.06%。(2)江西省电网规模截至2010年底，江西电网有50034、kV变电站12座，开关站1座，变压器19台，变电容量14500MVA，500kV线路34条，线路长度3049.412km；有220kV公用变电站90座，开关站3座，主变150台，变电容量21240MVA；220kV线路274条，线路长度7686.48km。其中2010年建成的500kV电网项目有：扩建500kV永修开关站#1主变，容量1000MVA，配合新昌电厂上大压小机组投产；新建500kV石钟山变，主变2台，容量2750MVA，以两回线路接入永修变；扩建500kV安源变#2主变，容量750MVA。新建500kV线路3条，新增长度293.492km。在2010年建成的220kV电网项目有：新35、建八里湖、前湖、蚕桑、巴山、王源、康乐共计6座220kV公用变，新建1座鱼山开关站，扩建杨家岭、王舍、双港共计3座220kV公用变，新增主变9台，共计新增变电容量1500MVA；新建220kV线路11条，总长度约293.492km。(3)发用电情况2010年全网统调用电量完成614.9亿kWh，比2009年同期529.3亿kWh增长16.16。2010年全网统调最高用电负荷11390MW（出现在8月5日），比2009年同期9739.2MW增长16.95。(4)在建项目1) 电源项目贵溪电厂三期1#机组（1640MW），计划2011年投产；xx四期1#机组（1660MW），预计2012年投产。236、) 500kV电网项目新建500kV洪源变，主变1750MVA，以两回线路接入乐平变；新建500kV赣州南变，主变1750MVA，以两回线路接入赣州变；扩建500kV梦山变2号主变1750MVA；扩建500kV鹰潭开关站1台750MVA主变。3) 220kV电网项目新建竟成、竹航山、上栗、泰和、山田、坪岭、经楼、五光、东里等9座220kV公用变，扩建王舍、松源、七里岗、叶家山、永和、埠头、嘉定、燕丰等8座220kV公用变，新增主变20台，新增主变容量3090MVA，预计在2011年期间先后投产。(5)目前电网存在的主要问题1) 电源分布不平衡，末端电网缺乏电源支撑。目前江西电网统调电源主要集中37、在吉安、赣西、鹰潭、xx等地区，而上饶、萍乡、赣州等地区缺乏大电源支撑。2) 电网结构有待进一步加强。江西现有500kV变电站布点较少，中部双环网未完全形成，网架结构不够坚强。部分输电断面受220kV线路导线截面偏小限制，如萍宜仙断面、xx东三县断面、赣州东部及南部断面、上饶断面等。3) 无功分布不均衡，末端电网电压波动较大，电网动态无功不足。主要表现在萍乡、上饶、景乐、赣州地区大负荷方式下电压易越下限；赣州、上饶、吉安等地区小水电丰富，丰水期小负荷方式下，电网无功过剩，导致电压偏高。4) 部分电网短路电流偏大。500kV/220kV高低压电磁环网运行导致部分电网如xx、赣西电网短路电流水平提38、高较快，应适时采取限制短路电流措施，保证电网安全运行。2010年江西220kV及以上电网结构见图2.1.1-1所示。图2.1.1-1 2010年江西220kV电网地理接线图2.1.2 xx电网现况xx供电区位于江西电网北部，为江西电网主要电源基地之一，近期为送端电网，供电范围包括庐山区、浔阳区、xx县、武宁县、修水县、德安县、星子县、都昌县、xx县、彭泽县和瑞昌市，共9县1市2区。目前xx供电区最高电压等级为500kV，现通过xx永修2回500kV线路及其它6回220kV线路与江西主网相连。2010年底，区内有统调火电厂1座：xx电厂（200+2202350MW），有统调水电厂3座：柘林水电厂39、（448+2120MW）、东津水电厂（230MW）、抱子石水电厂（220MW）；另有风电场3座（矶山湖30MW、长岭34.5MW和大岭19.5MW），总装机容量84MW。2010年底，区内有500kV变电站1座，即石钟山500kV变电站（2750MVA），220kV变电站10座，主变15台，主变容量2130MVA，包括：市中（2150MVA）、妙智（2150MVA）、海山（2120MVA）、裕丰（2120MVA）、共青（2150MVA）、新港（1150MVA）、叶家山（1120MVA）、沙城变（1150MVA）、赛城湖变（1180MVA）、杨家岭变（1150MVA），另有用户九钢变（2150M40、VA）；110kV变电站34座，主变57台，主变容量1844MVA。xx电网所维护/管辖有220kV线路29条，线路长度858.4km， 110kV线路82条，线路长度1068.4km。2010年xx供电区调度关口供电量为75.40亿kWh，同比2009年（63.34亿kWh）增长19.04%，售电量为74.76亿kWh，同比2009年（62.73亿kWh）增长19.17%。xx供电区统调最高负荷为1437MW，较2009年（1180MW）增长27.7%。目前在建的项目有：九化220kV输变电工程（2150MVA），红光220kV输变电工程（1150MVA），老爷庙风电场，装机49.5MW。241、.2 电力发展规划2.2.1 江西电网发展规划2.2.1.1 江西负荷预测近年来，江西电网负荷增长速度明显加快，特别是沿鄱阳湖经济开发区的大力开发，电负荷增加较多，其中新增的主要大负荷有：xx钢厂240MW、xx钢厂新增200MW、新余经济开发区太阳能晶硅料项目1370.5MW、新余钢铁厂375MW、高安市陶瓷工业园250MW、樟树盐化工基地90MW、京九铁路等线电气化250MW、江西铜业120MW、景德镇三龙陶瓷工业园90MW、晶圆半导体基地80MW等。本初可报告根据江西省能源局江西省“十二五”电力发展规划及“十二五”江西工矿企业大用户用电增长情况，在2010年实际出现的负荷基础上，预计2042、15年江西电网统调用电量为1121亿kWh，相应统调最高用电负荷为23600MW，其预测结果详见表2.2.1-1所示。表2.2.1-1 江西电网负荷预测 单位：亿kWh、MW年 份22“十二五”增长速度统调用电量6991112112.76统调用电负荷1000193002.7%2.2.1.2 江西电源建设规划（1） 小机组关停为更好地贯彻落实国家发改委“上大压小，节能减排，节能降耗”工作会议精神，进一步提高劳动生产率和社会经济效益，保护环境，落实能源工业开发和节约的政策。 “十一五”、“十二五”期间，江西省计划关停小火电机组2347.1MW，其中关停统调小火电机组容量为1780MW。具体详见表243、.2.1-2所示。表2.2.1-2 江西电网20082015年机组关停安排表 单位：MW电厂名称规模关停时间1xx电厂125+1352008、2009年各一台2景德镇电厂250+2125+1502011年关停3xx电厂一期21302009年关停4贵溪电厂一期41252008年关停4萍乡电厂125+1352011年全停(2) 电源建设规划目前井冈山电厂二期2660MW、新昌电厂2660MW、景德镇电厂2660MW机组均已建成投产，贵溪电厂1660MW机组、xx电厂四期1660MW机组正在建设中，预计分别于2011年、2012年建成投产；华能萍乡安源电厂2660MW机组、洪屏抽水蓄能电站4300M44、W机组、峡江水电站940MW机组、下坊水电站218MW机组、石虎塘水电站620MW机组，均已取得路条或核准，有的在建或即将开工建设，预计“十二五”都能建成投产。另外，彭泽核电站21250MW机组取得了江西省的小路条，预计“十三五”期间建成投产。在20112015年规划水平年内，江西电源建设仅仅考虑上述在建电源及国家发改委核准或路条项目，未经国家发改委批准开展前期工作和优选的电源备选项目暂不考虑参加江西电网电力、电量平衡。到2010年江西统调电源装机总容量为13410.3MW，其中水电1290.3MW，火电12120MW；2015年电源装机总容量为20866.3MW，其中水电1806.3MW，火45、电18760MW，抽水蓄能电站300MW。到2015年，江西统调电网电源装机容量详见表2.2.1-3所示。表2.2.1-3 江西省统调电网电源装机容量规划表 单位：MW年份22统调合计13410.314070.314886.318286.320446.320866.31、水电1290.31290.31446.31526.31686.31806.3柘林电厂432432432432432432罗湾电厂212121212121洪门电厂424242424242江口电厂40.840.840.840.840.840.8上犹江电厂727272727272万安电厂533533533533533533东津电厂646、抱子石电厂4廖坊水电站49.549.549.549.549.549.5下坊水电站36363636峡江水电站80240360石虎塘水电站1201201201202、火电1212760xx电厂1128017801780贵溪3期60660贵溪2期6600600新余电厂4440440景德镇电厂1新昌电厂0萍乡电厂26000分宜电厂6440640丰城电厂2766027602760井冈山电厂1922019201920瑞金电厂7700700黄金埠电厂0黄金埠二期1抚州电厂13、抽水蓄能电站00300洪屏00300(3) 与外省电力交换情况江西电网除要新增一定装机外，还需适度接受一定的外来电力，其中包括三峡水47、电站、三峡地下电站、川电以及特高压电力，具体接受容量见表2.2.1-4。以上外区电源中除三峡电站送电规模及分电原则已由国家发改委明确外，其他电力交换尚未得到国家发改委确认，具有一定的不确定性。表2.2.1-4 外区送电江西电力规模 单位：MW项 目2012年2013年2014年2015年一、接受水电164401.三峡144402.川 电2500二、接受火电17660合 计345002.2.1.3 江西电网规划目前，江西投入运行的500kV变电所有12座，开关站1座，主变19台，主变总容量14500MVA，其中xx变（2750MVA主变）、梦山变（1750MVA主变）、罗坊变（2750MVA主变48、）、赣州变（1750MVA主变）、乐平变（2750MVA主变）、进贤变（2750MVA主变）、文山变（1750MVA主变）、安源变（2750MVA主变）、石钟山变（2750MVA主变）、信州变（2750MVA主变）、抚州变（1750MVA主变）、永修变（11000MVA主变）和鹰潭开关站，与华中主网有3回500kV线路联络，分别接入华中磁湖、咸宁500kV变电所。随着三峡、川电以及西北火电通过特高压电网、直流输电线路和鄂赣500kV联网线送电江西电网，且网内部分新增主力发电厂接入500kV电网，江西电网500kV主干网架及变电容量将得到较快发展。根据江西省“十二五”电网规划设计及远景目标网架研49、究，在目前江西500kV电网基础上，至2015年江西电网将新增赣州南、红都、锦江、景德镇、新余II、德兴、玉山、马回岭等8座500kV变电站，届时江西省500kV电网将以负荷中心为核心，基本形成一个坚强的、有足够通流容量的主干网架。2015年江西500kV电网规划接线如图2.2.1-1所示。图2.2.1-1 2015年江西500kV电网地理接线图2.2.1.4 江西电力平衡分析根据“十二五”期间，江西电网电源建设规划与负荷预测情况，对江西电网20122015年全省电力电量平衡计算见表2.2.1-5：江西电网电力平衡结果表明：在最大负荷日的78月份，考虑在建电源投产容量、国家发改委批准开展前期项50、目（已取得路条）、统调小火电机组关停及省外送电（考虑葛洲坝、三峡、四川水电）后，“十二五”期间均缺电力，其中2014年缺3680MW，2015年缺6020MW，考虑北方火电送入后，2014年电力略有缺额，2015年电力缺额1960MW。“十二五”中、后期有一定的电源建设空间，可以消纳xx项目一期工程电力。表2.2.1-5 江西电网20122015年电力平衡表 单位：MW项目2012年2013年2014年2015年一、总需求256028320（1）负荷170023600（2）备用34720二、三峡送入14440三、电源装机15690.317870.320530.320830.3（1）火电876051、18760（2）水电14466（3）抽水蓄能000300（4）核电0000四、可利用容量148860866（1）火电876018760（2）水电14466（3）抽水蓄能000300（4）核电0000五、电力盈亏-4080 -3440 -3680 -6020 六、外区送入电力19660（1）川电2500（2）特高压交流火电17660七、考虑特高压送入后-2120 -480 -180 -1960 电力盈亏2.2.1.5 江西电量平衡分析根据前述江西省的负荷水平及接收外区电量，对20122015年江西省进行电量平衡计算，结果见表2.2.1-6。由江西省电量平衡结果可见，“十二五”初期，由于“十一五”52、接转的部分水火电机组逐步参与平衡计算，2012年，在江西电网火电利用小时数为4547h；2013年后，区外送入电力增大，火电利用小时数略有降低，约为4370h。至”十二五”末期江西火电利用小时数约为4750h。表2.2.1-6 江西网20102015年电量平衡表 单位：亿kwh、h项目2012年2013年2014年2015年一、系需电量7658279291060负荷电量7748769911121外售电量-8-49-62-61二、核电发电00001.峰荷00002.基荷0000二、蓄能平衡0-3-5-51.发电电量0914142.抽水耗电0121819三、水电可用11.水电发电11)峰荷677153、67642)基荷394044472.弃水电量0000四、火电发电6587198229521.峰荷998178982.基荷558638744854五、电量不足0000调峰盈余0000六、利用小时437071.水电35283461346134612.抽水蓄能33.核电00004.火电45474372466047532.2.2 xx电网发展规划2.2.2.1 xx电网负荷预测近年来，江西省政府在对江西工业布局规划进行调整，其中一个主要内容就是xx沿长江大开发规划和环鄱阳湖大开发规划，确定了“把xx建设成长江沿岸和中部地区重要的经济中心城市”的奋斗目标，确定了打造“新型工业重镇、文化旅游胜地、区域商贸54、中心、开放港口城市”的发展战略，确定了“美丽浔阳、怀抱庐山、东临鄱湖、北依长江、西拓港城、南接走廊”的xx城市区域发展格局，确定了“重点实施一核二带三城九镇协调发展思路（“一核”即城市核心区，“二带”即昌九工业走廊和沿江产业带，“三城”为瑞昌、xx、星子，“九镇”为姑塘、海会、温泉、马回岭、岷山、赛阳、港口、城子、码头），该规划由xx市发改委负责编制。目前，xx沿长江大开发及环鄱阳湖经济开发区的部分项目已启动。根据江西省能源局江西省“十二五”电力发展规划及“十二五”xx供电区工矿企业大用户用电增长情况，在2010年实际出现的负荷基础上，预计2015年xx供电区最高供电负荷为2710MW，其预测55、结果详见表2.2.2-1所示。表2.2.2-1 xx供电区负荷预测 单位：MW、%年 份22015“十二五”增长速度xx供电区1852213.53%2.2.2.2 xx电网电力平衡根据xx供电区负荷预测及电源建设安排，进行了xx供电区统调电力平衡计算，结果见表2.2.2-2所示。表2.2.2-2 xx供电区枯大电力平衡表 单位：MW 年份22015一、最大供电负荷1852210323872710二、电源装机容量2481.52481.52481.52481.5其中：xx电厂17880 柘林水电站432432432432 抱子石水电站40404040 东津水电站60606060 下坊水电站363656、3636矶山湖、长岭、大岭、老爷庙风电场133.5133.5133.5133.5三、系统参加平衡容量18571四、最大出力时电力盈亏5-238-514-829五、一台大机组检修时电力盈亏-615-858-1134-1449注： 柘林电站平衡xx当地负荷约100140 MW（20102015年）。 风电场由于随风力变化而变化，具有很大的随机性，出力不稳定，故不参加平衡。由表2.2.2-2可知，在区内机组全开时，“十二五”期间，除2012年电力基本平衡外，其它年份电力均存在缺额，并随年份递增缺额逐渐增大；在区内一台最大机组正常检修或故障停运时，“十二五”均存在电力缺额，其中2014年和2015年电57、力分别缺1134MW和1449MW，需要江西主网输入大量电力进行补充或自建电源点来平衡。2.3 电厂建设必要性及在系统中的作用（1）满足江西电网和xx电网用电负荷增长的需要在规划水平年内，江西电网均缺电力电量，其中夏季78份缺额较多。因此，“十二五”期间，特别是“十二五”后期，江西电网应增加较多发电装机容量，否则缺电情况将不可避免。本项目的建设，可以为江西省社会和经济的发展及人民生活水平的提高提供可靠的电力保证。从xx供电区电力平衡结果来看，“十二五”中、后期，电源装机存在缺额，且缺额较大。为满足xx供电区用电负荷增长的需要，有必要开展本项目建设。（2）构建合理的能源、电力流向的需要xx作为江58、西的北大门，紧靠长江，水路、公路和铁路交通十分便利，本项目建设具有煤源可靠、成本低，煤电流向合理的优势，同时也可解决xx供电区“十二五”期间缺电状况，改善系统潮流分布，降低网损，提高电压质量及电网运行的经济效益。（3）有利于提高江西电网特别是xx供电区供电可靠性及安全稳定水平电厂所在地xx供电区位于江西主网的北端，为缺电地区。本项目的投入，使xx供电区有了更大的电源支撑，对xx供电区乃至江西电网的安全稳定将起到重要作用，并有利于提高江西电网特别是xx供电区的安全稳定水平及供电可靠性。（4）可提高电网的调峰能力和经济运行水平目前江西电网大容量机组偏小，中、小火电比例仍然较大，系统运行经济性较差，59、供电煤耗和厂用电率均高于全国平均水平，同时系统调峰容量严重不足。若能建设本项目大容量机组，无疑将会提高电网的调峰能力和经济运行水平，改善整个系统的运行工况。（5）可进一步推动江西电网发电技术优化升级，提高电网经济运行水平本项目一期计划建设2台1000MW机组，单机容量大、调峰性能好，并推动了江西电网发电技术优化升级，又可在一定程度上提高电网经济运行水平，改善整个系统运行工况。综上所述，加快本项目的建设是十分必要和可行的。2.4 电厂建设规模、时间及接入系统初步设想2.4.1 电厂建设规模及时间随着江西电网及xx供电区电力电量平衡缺口的逐步增大，为充分利用江西有限的厂址资源，本项目规划装机规模考60、虑61000MW机组。采用分期建设的方式，第一期建设考虑21000MW机组。从江西电网及xx供电区电力平衡情况分析，建议一期工程21000MW机组2011年开工建设，“十二五”末期投产发电，满足江西负荷增长的需要。2.4.2 接入系统初步设想根据现场踏勘情况，对银砂湾、西山家两个厂址开展工作。因两个厂址距离较近，厂址因素对接入系统方案影响较小，因此统一考虑接入系统方案，最终接入系统方案以接入系统审查意见为准。方案1：电厂出2回500kV线路接入500kV石钟山变，厂内设置配电装置，远景规划500kV出线按5回考虑。方案2： 电厂出2回500kV线路接入石钟山至洪源线路，厂内设置配电装置，远景规61、划500kV出线按5回考虑。图 2.4.2-1 xx电厂一期工程接入系统方案示意图2.5 系统二次部分2.5.1 系统保护及安全自动装置2.5.1.1 500kV线路保护电厂出线两回，皆接至500kV石钟山变电站，线路长度约8km。每回线路主保护均配置两套光纤分相电流差动保护，一套采用直达光缆的专用光纤芯，另一套采用另一路光纤2Mbit/s通道。每套主保护均应带有完善的后备保护。2.5.1.2 500kV断路器保护每台断路器设一面断路器保护屏，包括综合重合闸装置、断路器失灵保护、三相不一致保护、充电保护及分相操作箱等。与发变组相联的断路器失灵保护动作应起动停机灭磁回路，同时发信远跳线路对侧相关62、断路器。每回线路均配置两套远跳就地故障判别装置，远跳就地故障判别装置分别安装在两套线路主保护屏内。每台边断路器配置双套短引线保护，按串组屏。2.5.1.3 500kV故障录波及测距电厂配置二台故障录波装置，用于记录500kV线路的电流、电压、保护动作信号及有关的开关量，兼有精确的故障测距功能、GPS对时功能及远传功能。电厂本期配置一套故障测距装置。2.5.1.4 保护及故障录波信息子站厂内配置一套保护及故障录波信息子站，保护与故障录波信息通过电力调度数据网方式与主站通信。2.5.1.6 其他为了满足电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点对试验电源的要求，电厂需配置继电保护试验电源柜一面，63、以保证保护等装置调试和校验时有专门的试验电源。同时应配置继电保护试验设备一套。电厂本期预留安全稳定控制装置屏位。本工程予列此项概算费用。2.5.2 调度自动化根据有关调度管理原则，电厂由华中网调调度管理，江西省调对运行工况进行监视。远动信息内容应满足有关规程规定及调度端运行要求。远动系统方案设计应符合“远动信息直采直送，就近入网”的原则。电厂采用微机监控系统方案，远动设备的配置应结合全厂微机监控系统统一考虑，不单独设置RTU。远动装置和微机监控系统共用数据采集单元。在监控系统中配置冗余的远动工作站，采用高速以太网接口连接在站内监控系统网络上。远动信息采用调度数据网为主、专用通道备用的方式传至各64、调度端。该厂应参与华中电网自动发电及自动电压控制，电厂应配置无功电压调节装置一套。500kV出线侧、电厂起备变高压侧为计量关口点。各关口点装设主、备两块关口电能表（0.2S级有功、1.0级无功）。所有关口电度表均以RS485接口和电能表处理器相连。电厂考虑配置一套电能表处理器（带当地抄表系统），电能表处理器应能以电力调度数据网方式将电能量计量信息送至华中网调及江西省调。电厂需配置一套同步相量测量装置，接入机端与线路的三相电流、三相电压，键相信号，采集机组功角等通过电力调度数据网与主站通信。电厂配置一套脱硫脱硝实时信息采集装置，将电厂脱硫、脱硝信息发送至华中网调及江西省调。电厂内配置2套电力调度65、数据网接入设备及一套安全防护设备。电厂是否参与电力市场竞价，应根据相关市场规则出台后确定，暂考虑配置一套电力市场辅助报价系统。电厂应配置一套高精度GPS时钟，全厂采用统一时钟对时。GPS时钟与保护装置采用B码对时。为满足功角测量装置要求，GPS时钟精度应高于1s，主时钟应具备光口输出。3 燃料、石灰石、液氨供应及运输3.1 煤 源江西省煤炭资源匮乏。全省经济社会发展加快，煤炭消费量快速增长，2010年煤炭消费量达6149万吨，比2005年增加1906万吨，年平均增长7.7%；煤炭的产需缺口由2005年的2191万吨上升到2010年的3403万吨，每年平均以9.2%的速度不断扩大。预计“十二五”66、末，全省煤炭消费量将达9690万吨，煤炭产需缺口将高达6690万吨。煤炭供应和铁路运输越来越紧张，建设煤炭储备发电一体化工程，有利于保持地方经济的平稳运行。2011年3月xx集团与江西省政府签署了战略合作框架协议。根据协议，“十二五”期间，xx集团将按照国家相关产业政策和江西省政府的要求，在江西省投资300亿元以上合作建设电力、煤矿、储煤基地及其它相关产业项目。双方同意就xx储备煤基地项目展开合作。随后xxxx发电有限责任公司完成了本项目建设的初步可行性研究工作。 本项目规划建设61000MW超超临界燃煤发电机组及400万吨/年煤炭储备（中转）设施。本期建设21000MW等级超超临界燃煤发电机67、组，同步安装烟气脱硫、脱硝装置；煤炭储备（中转）本期200万吨/年，经水路运出。电厂公用设施按4台机组设计，按2台机组实施。xx集团现有58个生产煤矿、煤炭产能超过4亿吨/年。xx集团的神东矿区是中国13个大型煤炭基地之首，神府东胜矿区位于我国内蒙中部包头市黄河以北东胜地区，以及陕西北部的榆林、神木和府谷地区。整个矿区面积为37000km2，属世界上七大煤田之一，由xx公司负责经营。矿区在地质上属侏罗纪煤田，煤田埋藏较浅，平缓约12倾斜，可进行露天开采或斜井开采。矿区地质总储量为2393亿吨，远景储量则高达60000100000亿吨，煤种主要为长焰煤、不粘煤、弱粘煤，属低灰、低硫、高挥发份、高68、发热值烟煤，是国内近十年来勘探发现的储量最大的成片煤田。神府东胜矿区煤炭地质储量：神府东胜矿区大型矿井储量见表3.1-1，中小型矿井储量见表3.1-2。表3.1-1 神府东胜矿区大型矿井储量矿井名称矿井储量（亿吨）地质储量可采储量大柳塔13.686.76补连塔21.214.3榆家梁4.41.84哈拉沟9.956.8上湾13.8表3.1-2 神府东胜矿区中小型矿井储量序号矿井名称保有地质储量万吨1李家畔矿30672后石圪台矿721573瓷窖湾矿60234郭家湾矿48665哈拉沟矿62726前石畔矿72497神树塔矿93758其他矿井483297合计5923063.2 燃 料3.2.1 燃料品质本69、工程设计煤种为xx神东矿区煤，校核煤种为xx烟煤，煤质分析资料见表3.2-1。表3.2-1 煤质分析资料序号项目符号单位设计煤种校核煤种1煤质分析碳（收到基）Car%55.5052.20氢（收到基）Har%3.502.86氧（收到基）Oar%9.6010.15氮（收到基）Nar%0.800.84硫（收到基）St,ar%0.600.70全水分Mar%20.0012.75灰分Aar%10.0020.50固定碳（收到基）FCar%挥发分（收到基）Var%24.5024.70水分（空气干燥基）Mad%9.003.50挥发分（干燥无灰基）Vdaf%35.037.00低位发热量Qnet,arkJ/kg2170、77119260哈氏可磨系数HGI-5555变形温度DT 11201450软化温度ST 11501500流动温度FT 119015002灰分分析二氧化硅SiO2%32.0045.0三氧化二铁Fe2O3%13.503.50三氧化二铝Al2O3%15.0044.0氧化钙CaO%23.003.0氧化镁MgO%1.900.3二氧化钛TiO2%0.601.20三氧化硫SO3%10.002.20五氧化二磷P2O5%0.15氧化锰Mn3O4%0.02氧化钠Na2O%0.600.15氧化钾K2O%0.500.403.2.2 燃料供应xx集团是我国最大的煤炭生产商，最大的煤炭出口商，同时也是最大的煤炭销售商之一71、。其拥有的煤属于低灰、低硫、易燃、易烬、低NOX排放的特点，属于优质电站用煤。北京xx电力有限责任公司、xx集团煤炭运销公司煤炭销售中心均隶属于xx集团，煤电一体化是xx的优越条件。3.3 燃料运输随着西煤东运大通道建设，我国东部沿海地区煤炭紧张状况已发生重大变化，而湖北、湖南、江西成了煤炭消费短缺、供应紧张的地区。三省既有煤运铁路分北路、东路和西路。其中北路为襄渝线、焦柳线、宁西线、京广线和京九线，接入豫、晋、陕、甘、蒙、鲁和川渝等地煤炭；东路为合九线和皖赣线，接入安徽煤炭；西路为湘黔浙赣线和渝怀线，接入贵州、四川和重庆煤炭。省外煤炭主要通过京广线、京九铁路、皖赣线、武九线和沪昆线（原浙赣线72、）入赣。其中安徽和山东的煤炭主要通过皖赣线运输，该线现有运输能力已经饱和，且改造后的运输潜力仍难满足入赣运输需求。贵州入赣煤炭主要通过沪昆线（原浙赣线）运输。该线运输能力受到限制，且潜力较小，况且贵州由于本省工业发展，未来煤炭外运量不会有很大的增长。河南、山西和陕西的煤炭通过京广线、京九线和武九线运输。其中武九线为国家铁路路网骨架中“八纵八横”沿江铁路大通道重要组成部分，它位于长江中游，自西沿长江向东而行，西起武昌车站并与汉丹线、长荆线、京广线相连，东至京九线xx车站与铜九线贯通，线路全长262公里。是连接京广线和京九线之间的货运物资交流的重要通道。随着武汉xx城际铁路的建设及既有武九线的改造73、，武九线的货运能力将有较大的增长。但受京广线、汉丹线及山西、陕西、河南三省煤炭外运南通道的能力影响较大。目前，京九线已经成为最繁忙的铁路线。根据铁道部规划，分配给江西的货运能力15001800万吨，新增煤炭运输潜力不大。根据对xx铁路局和江西省煤炭集团公司及主要省内电厂的运输实际调查来看，省外铁路来煤存在如下问题：a、从山西、陕西、河南、山东和安徽的煤炭入赣的主要线路多为铁路客货运输主干道，客、货运量增长速度均十分迅猛。陇海、京九、沪昆（原浙赣线）是铁路“八纵八横”主干道的重要组成部分，不但货运量十分巨大，而且还担负着繁重的旅客运输任务。近几年来铁路客、货运量向干线铁路集中的趋势越来越明显，因74、此，主要铁路干线能力紧张状况愈加突出。b、季节运能紧张问题突出。由于干线能力长期处于紧张状态，致使铁路运输机动性差，难以适应多层次、多变化的市场需求。春运、暑运、“五一”、“十一”等客流集中的120多天时间里，都必须采取“压货保客”等非正常措施，以能力来限量运输。同时电力迎峰度夏、迎峰度冬期间煤炭运量的猛增，对作为铁路运量最大的煤炭运输也产生了很大影响。公路运输方面，由于运距长，汽车能耗大，单位运价过高，公路运输缺乏竞争力。未来通过公路运输煤炭只能作为及季节性少量补充。本工程来煤主要为铁水联运，铁路路径为煤矿黄骅港，水运来煤线路为黄骅港太仓/镇江/南京xx港。3.3.1 铁路运输目前，xx煤炭75、外运网络已经形成，可通过自营铁路将煤炭运至黄骅港。煤炭通过神朔铁路从神木经府谷至朔县，然后通过朔黄铁路运至黄骅港。神朔线从神木北至朔县，线路长200km。朔黄线则是我国“九五”期间修建的一条运煤专线，由山西的朔县到黄骅港，全长590km。朔黄线与黄骅港于2001年同步建成并投入运行。2010年自营铁路运量达1.8亿吨。铁路运输路径见图3.3-1。图3.3-1 铁路运输路径3.3.2 海上运输本项目将黄骅港作为燃煤的下水港口。由3.57万吨级海轮经渤海、黄海、东海，从长江口进入长江，经长江下游水道运至太仓/镇江/南京。黄骅港是我国的主要能源输出港之一，位于河北省与山东省交界处、沧州市区以东约9076、km的渤海之滨。黄骅港内xx集团自有的煤炭港区目前已建成一期两个5万吨泊位和一个3.5万吨泊位、二期两个5万吨泊位和一个10万吨泊位，码头前沿水深14.0m。2010年煤炭吞吐能力已超过1亿吨。3.3.3 长江下游运输根据交通部交规划（2003）2号文件的精神，长江航道从云南水富港至上海长江口（50号灯船），全长2838km。2020年规划建设标准如下：水富至重庆河段：三级航道标准，通航由1000吨级驳船组成的船队。重庆至城陵矶河段：1级航道标准，通航由2000吨级驳船组成的600010000吨船队。城陵矶至武汉河段：1级航道标准，通航由3500吨驳船组成的10000吨船队。武汉至铜陵河段：177、级航道标准，通航由20005000吨级油驳船组成的24万吨船队，可利用航道自然水深通航5000吨级海船。铜陵至南京河段：1级航道标准，通航5000吨级海船。可利用航道自然水深通航10000吨级海船。南京至刘河口河段：通航50000吨级海船。浏河口至长江口段：可通航第5代以上超大型集装箱船及10万吨级以上大型散货船。2010年，根据国家宏观经济发展形势以及长江沿线省市的运输需求，由交通运输部会同国家发改委、水利部、财政部编制的长江干线航道总体规划纲要（简称纲要）正式获得国务院同意。纲要显示，未来11年，到2020年，国家将投入430亿元用于长江干线航道的整治和装备建设，长江干线航道的通航尺度和通78、过能力将获大幅提升。纲要根据沿江经济发展的新形势和新要求，结合航道的实际情况，对2003年原交通部批复的长江干线航道发展规划中的干线航道建设标准和建设规模进行了局部调整，并确定了“十一五”期长江水运建设的重点。目前xx港口以下长江河段上的跨河桥梁有江阴长江公路大桥、润扬长江大桥、南京长江二桥、南京长江大桥、南京长江三桥、铜陵长江大桥、芜湖长江大桥、安庆长江大桥和xx长江大桥等可以满足常年通航5000吨级江海轮。到2020年，长江干线航道得到全面、系统治理，航道通航能力较大提高，通航条件明显改善。纲要确定了长江干线不同河段的建设标准。武汉至安庆河段：一级航道标准，通航由2000吨级至5000吨级79、驳船组成的2万至4万吨级船队，利用航道自然水深通航5000吨级海船。安庆至南京河段：一级航道标准，通航2万吨级至4万吨级船队和5000吨级海船，利用航道自然水深通航1万吨级海船。南京至苏州太仓河段：可通航3万吨级至5万吨级海船。太仓至长江口河段：可通航5万吨级集装箱船，10万吨级散货船可满载乘潮通航。xx集团煤炭中转能力：xx集团xx镇江港高资（港区）煤炭储备基地中转能力为500万吨/年，可为本工程服务。其一期装船泊位为3个2000吨级，装船能力为200万吨/年，二期增加5000吨级装船泊位1个，二期建成后，总装船能力将达900万吨/年。xx苏州港太仓港区煤炭中转基地拥有10万吨级和5万吨级卸80、煤泊位各1个，5000吨级煤炭出口泊位4个，煤炭中转能力为1300万吨（自然吨）。上述两个基地在建设时序安排上与本工程同步时，或先于本工程建设，可满足本工程一期630万吨煤炭进口量的供应。社会煤炭中转能力：长江南京以下拥有众多港口拥有煤炭泊位，可为本工程进港煤炭提供中转服务（详见表3.3-1）。表3.3-1 江苏沿江港口煤炭泊位基本情况表 单位：个、万吨泊位性质泊位数通过能力港口泊位数通过能力合计7610625合计7610625其中：公用161900南京181665商贸镇江171472货主608725苏州143472其中：万吨级以上257800南通91870万吨级以下512825其它1821481、6其中重点的镇江港、南京港中转码头情况如下：镇江港：镇江港大港三期工程是镇江港建设方面的重点工程，明年上半年总投资14.11亿元的镇江港大港三期工程将全面交付使用，届时将新建成7万吨级散货卸船专用泊位1个、5万吨级集装箱泊位1个，3万吨级多用途泊位1个，5000吨级江船装船泊位2个，使用长江岸线1128m，设计年吞吐能力1390万吨，其中散货1000万吨，集装箱40万标箱，钢铁、木材70万吨。其5000吨级装船泊位可为煤炭中转提供服务，中转能力可达1000万吨。南京港：南京港煤炭业务主要由南京惠宁码头有限公司、南京第三港务公司和南京港龙潭天辰码头有限公司承接。惠宁港区自然条件优越，江面宽阔，深82、水航道宽达700m，岸壁式码头总长1385m，码头前沿常年水深12m以上，陆域纵深500m。惠宁公司现有生产泊位10座，编号701#710#。拥有堆场面积达22.8万平方米。其中3.5万吨级散货进口泊位2个，5000吨级散货出口泊位2个。煤炭中转能力可达1000万吨以上。以上中转港口完全有能力满足本期21000MW机组加200万吨/年中转煤炭（630万吨/年）进口量的供应。煤炭水陆中转运输路径见图3.3-2。图3.3-2 煤炭水陆中转运输路径北京xx电力有限责任公司、xx集团煤炭运销公司煤炭销售中心均隶属于xx集团，煤、运、电一体是xx的优越条件。本工程设计煤种为xx神东矿区煤，校核煤种为xx83、烟煤。年耗煤量430万吨，煤炭储备（中转）200万吨/年，煤炭供应及运输由xx集团煤炭运销公司煤炭销售中心负责供应及运输，详见煤炭供应及运输协议书。3.3.4 煤炭中转外运3.3.4.1 江西省煤炭市场随着全省经济和社会发展，特别是工业化和城镇化进程加快，煤炭需求增速加快，到2015年煤炭消费量将达9690万吨，“十二五”期间平均增速9.52%，增速比“十一五”快1.82个百分点，煤炭产需缺口将高达6690万吨，煤炭缺口不断扩大，煤炭调入量不断增加，煤炭运输需求不断增长。从江西省煤炭缺口来看，本期销售200万吨煤是可行的。本工程煤炭出港主要为江西省内沿鄱阳湖及赣江流域煤炭用户提供煤炭供给服务。84、辐射范围可为鄱阳湖沿岸及赣江流域，煤炭下水后可沿赣江最远运至吉安等地。3.3.4.2 燃料外运通道根据规划，“十二五”期间，赣江万安峡江180公里航段和樟树xx94公里航段达到级航道标准，xxxx达到级航道标准。级航道可通航千吨船队，丰水期间赣江中下游航道可通航数千吨的船队。本工程出港煤炭可通过鄱阳湖、赣江运至xx港、丰城港以及新干县、吉安等地港口。xx港：xx港现有生产码头87个，总延长3250米，其中客运码头4个，货运码头83个。按生产用途分煤炭码头1个、粮食码头3个、石油码头10个、杂货码头42个、散货码头27个。xx港总体规划由交通运输部会同江西省人民政府批准并公布实施，规划打造九大港85、区。至2020年，xx港将新增泊位47个，其中深水泊位39个，货物吞吐量可达到3036万吨。xx港现有散货泊位27个，按每个泊位500吨级考虑，其最大卸船能力可达2700万吨，xx港散货码头有能力进行煤炭的接卸。丰城港：丰城市依托赣江“黄金水道”的水运优势，新建大型货运码头，发展运输成本低的水路运输。2010年4月，丰城港曲江码头各项工程设备已经进入最后的调试阶段。该工程规划占地总面积366亩，码头项目分两期建设，建设500吨级泊位9个，年吞吐能力达250万吨，同时建设相应的配套设施，主要运输货物为煤炭、矿石、陶瓷原料及制品等。其中可用于煤炭接卸的能力约为150万吨。新干县：2010年在建的码86、头还有新干县的河西货运码头，该码头2007年开工，年吞吐量1100万吨，投资9650万元；吉安港石溪头码头投资4780万元，拥有3个500吨级泊位。根据以上港口接卸能力，煤炭通过本工程煤炭出口泊位装船向沿鄱阳湖及赣江流域煤炭用户供应是可行的，本工程煤炭中转外运由xx集团煤炭运销公司煤炭销售中心负责。3.4 石灰石3.4.1 石灰石消耗量本工程烟气脱硫工艺采用石灰石石膏湿法脱硫工艺，脱硫剂采用外购石灰石块（粒径小于20mm），石灰石消耗量见表3.4-1。表3.4-1 21000MW机组石灰石消耗量煤种容量每小时耗量（t/h）每日耗量(t/d)每年耗量(10kt/a)设计煤种11000MW7.2787、145.43.99921000MW14.54290.87.998校核煤种11000MW9.58191.65.26921000MW19.16383.210.538注：日运行以20小时计，年运行以5500小时计。3.4.2 石灰石供应安徽亿瑞矿业有限公司位于安徽省东至县，距离银砂湾厂址约60km，水路与陆路都能到达，交通非常便利。东至矿产资源丰富，特色鲜明。已探明的矿藏尤以高品位的石灰石、白云石、方解石储量大，分别达到20亿吨、4亿吨、2亿吨以上，具有发展大水泥，新型非金属材料，炼钢熔剂等产业的潜力。方解石是一种碳酸钙矿物，天然碳酸钙中最常见的就是它，其CaCO3含量在90%以上。本期工程210088、0MW机组石灰石消耗量为10.6万吨，xxxx发电有限责任公司与安徽亿瑞矿业有限公司签订了年供20万吨石灰石的购销意向书，可满足本期工程石灰石的需求。本期工程石灰石的运输采用社会运力。3.5 液 氨本工程脱硝还原剂推荐采用纯氨，本工程纯氨耗量为3629吨/年。还原剂拟采用直接从市场外购纯度为99.6%的液氨，xxxx发电有限责任公司与东至县协力化工有限责任公司签订了年供15000吨液氨的供销意向书，脱氮催化剂的来源落实。采用密封罐装车运输进厂。4 厂址条件4.1 厂址概述4.1.1 厂址地理位置本工程经初步可研审查，确定二个厂址进入可研阶段，分别为银砂湾厂址、西山厂址，二个厂址均位于江西省xx89、市xx县，沿长江南岸一线分布。xx市位于江西省北部，长江中下游交汇处南岸，东连景德镇、西接湘鄂、南毗xx、北与皖鄂相邻。现辖xx、武宁、修水、德安、永修、都昌、星子、xx、彭泽等九县，瑞昌市，浔阳、庐山两区，xx经济技术开发区、共青开发区和庐山风景名胜区管理局。国土总面积18823km2，2004年底人口总数为463.23万人，（其中2000年总数为448.83万人，城镇人口124.337l万人，占总人口的28.24）。xx自古就是舟车辐辏、商贾云集的通都大邑。地处赣、鄂、湘、皖四省交界，有着优越的地区优势。铁路有京九、武九、合九，正在动工的铜九和规划中的九景衢、昌九城际高速铁路等六条铁路在x90、x交汇；公路有105(北京珠海)，316（福州兰州）国道过境。昌九、九景两条高速公路也已贯通。民航已开通至北京、成都、广州、上海等航线；水运上通重庆、下达上海并延伸海外，有各类码头144个，年吞吐能力3000万吨。xx港是东西水运、南北水路中转的重要枢纽港。xx县地处赣西北边缘，位于东经11608-11625，北纬2930-2951，长江南岸。东邻彭泽县，南接都昌县，西临鄱阳湖，北濒长江，距xx城区22km，总面积669.33km2，属鄱阳湖冲积平原区，但丘陵地貌突出，山丘起伏，港汊纵横，地势由东南向西北倾斜。东南群山环抱，西北江湖环绕，中部小丘垄埂起伏。山地面积占22.01，水域面积占20.91、8，耕地面积占25.1。长江与鄱阳湖交汇于此。属北亚热带潮湿性天气区，雨水充沛，日照充足，年均温17.4，年均匀降水量1442.5mm。xx位于昌九景“金三角”的中心地带，是环鄱阳湖水运进入长江的必经之地，是长江中下游天然的深水良港。xx沿江可上溯重庆、武汉，下达南京、上海，沿鄱阳湖可直通xx及流域各市、县；九景高速公路穿境而过；铜九和规划中的九景衢两条铁路与京九、京广、京沪、浙赣线相联。未来的xx将形成“两水、一高、两铁”的大交通网络。厂址地理位置见下图。本工程厂址4.1.2 厂址自然条件4.1.2.1 银砂湾厂址银砂湾厂址位于xx县城东北面约16.8km的银砂湾工业园区，东面即xx县、彭泽92、县两县交界处。厂址地形属鄱阳湖冲积平原区中的丘陵地貌，位于紫包山和包公山东南面，西南面为黄茅潭。拟选厂区位于xx县流泗镇江山村的谢塘湾、崔家湾、长棉村、乡农机厂农场一带，属构造、剥蚀残丘地貌，大部分地段为垄岗地形，岗顶标高为2042m，岗间洼地标高为1720m，相对高差525m，地势平缓。西北面为剥蚀残山，地面标高30100.5m，相对高差约70m，山顶浑圆，山脊舒缓，呈波状起伏，沟谷呈开阔缓坡“U”型谷，地形坡度较缓，坡角824，植被很发育，以松杂灌木为主。厂址主要为规划建设用地，另部分为旱地、水田、水塘及其它用地，无基本农田。厂址区域可利用面积约95hm2，主要拆迁工程量为民房约25户及部93、分高压线、电信线等。拟选厂址的最近断裂为F1断裂，根据1:50000地质图（太平关幅）中描述：该断裂为一条活动性断裂，其主要活动时期为晚更新世末。参考江西核电厂初步可行性研究报告（上海核工程研究设计院1995）对该断裂的描述及评价：沿长江河道的xx安庆段，不存在区域性的活动断裂，陆上xx-香口断裂（也叫新洲马档断裂，即F1断裂）为滑脱断层，不存在“控制新生代地层沉积”。综合各方资料，经专家会议讨论认为F1断裂全新活动断裂分级上划分为非全新活动断裂到中等全新活动断裂范围内，本项目可研阶段暂按微弱全新活动断裂展开工作。根据目前资料，拟选厂址与F1断裂的距离初步判定满足规范要求，适宜建厂。根据江西地94、震动参数区划工作用图（1:750000）（图4.6-4），拟选厂址所处区域一般场地条件下50年超越概率10%的地震动峰值加速度为0.05g，地震基本烈度为6度。据地质图（太平关幅1:50000）、矿产图（xx幅1:200000）和本次钻孔资料，拟选厂址范围垄岗区主要为第四系覆盖层，厚度约828m；地势较高的丘顶及丘坡地带为第四系中更新统残积层，厚度约15m；下伏志留系基岩。厂区地表为第四系覆盖层，下伏泥质砂岩、砂岩等，自然状态条件下，崩塌、滑坡、泥石流、塌陷等地质不发育。据场地岩土工程条件与地震安评初步资料，场地土主要为中硬土，场地类别为类。银砂湾厂址处长江河段100年一遇的洪水位约为20.795、7m。黄茅潭历史最高水位18m。由于厂址至黄茅潭地势逐渐降低且无堤防阻挡，厂址处暴雨可直接流入黄茅潭，不会产生积水，故厂址不受内涝影响。xx气象站位于xx县城东北部郊外三里街史家村旁，地理坐标北纬2944，东经11614，观测场海拔高度为40.1m。1959年1月建站，有1959年至今的实测资料。厂址所在地区属中亚热带湿润季风区，气候温和、雨量丰沛、光照充足、四季分明。主要特点是：全年盛行东北风，冬夏长，春秋短，春季温暖雨连绵，秋季凉爽且干燥；春夏之交多发梅雨，夏秋之际久晴炎热。4.1.2.2 西山厂址西山厂址位于xx县城东北面约11.3km的金砂湾工业园区西山郭家的东北面，东南面紧临黄茅潭水96、库，北依东北向的西山。厂址地貌属鄱阳湖冲积平原区中的构造、剥蚀残丘地貌，与长江隔山相望，地势北高南低，自然地形标高在15.5m（滩涂）138.8m（山顶）之间，场地排水条件良好。区域内植被丰茂，主要有旱地、水田、经济林和未利用地等，无基本农田。厂址区域可利用面积约90hm2，主要拆迁工程量为民房约7户及部分有线电视线路等。西山厂址处长江100年一遇的设计洪水位约为20.89m。黄茅潭历史最高水位18m。由于厂址至黄茅潭地势逐渐降低且无堤防阻挡，厂址处暴雨可直接流入黄茅潭，不会产生积水，故厂址不受内涝影响。西山厂址其它自然条件基本同银砂湾厂址。4.1.3 厂址周围环境4.1.3.1 银砂湾厂址银97、砂湾厂址位于xx县城东北面约16.8km的银砂湾工业园区南面，东面即xx县、彭泽县两县交界处。距离西南面的xx市约37.5km，距离东北面的彭泽县城约21.5km。厂址西北距长江约1.5km，铜九铁路以及S302省级公路由其东南面通过，距铜九线上的xx车站约12.50km。厂址附近较大的村庄有张以文村、长棉村、曹垄社村、谢塘湾、周前塘湾等，目前附近无工矿企业。厂址区域内未发现有开采价值的矿产与文物，无自然保护区、风景名胜区及军事设施。4.1.3.2 西山厂址西山厂址位于xx县城东北面约11.3km的金砂湾工业园区南面，距离西南面的xx市约32km，距离东北面的彭泽县城约27km，铜九铁路以及S98、302省级公路由其东南面通过。厂址西北距长江约1.5km，与长江隔山相望，铜九铁路以及S302省级公路由其东南面通过，距铜九线上的xx车站约7.30km。厂址附近较大的村庄有西山郭家村、上徐村、张茂村等，西北面靠近江边为金砂湾工业园区，现有部分企业如长江矿业有限公司、华东船业等入驻。厂址区域内未发现有开采价值的矿产与文物，无自然保护区、风景名胜区及军事设施。4.2 交通运输铜九铁路以及S302省级公路从两个厂址东南面通过，交通运输较便利。4.2.1 铁路4.2.1.1 概述铁路有京九、铜九和规划中的九景衢、昌九城际高速铁路等在厂址周边通过。京九铁路北起北京，南至深圳，与香港九龙相连，正线全长299、381km。京九铁路位于京沪和京广两大铁路之间，纵贯全国九省市。在xx与铜九铁路相交。铜九铁路起点为安徽省铜陵市，终点在xx，全长249km，沿线共有桥梁63座，隧道15座，将新建池州、九华山等16个车站，该线在江西境内长88.5km，途经xx境内的彭泽、xx、庐山区。该铁路为国家的级单线铁路，采用内燃机车牵引，设计旅客列车最高时速为每小时140km，基础设施有条件发展到每小时160km。铜九铁路还预留复线和电气化铁路建设的条件。道口全部采用立交，线路用护栏全封闭。这条铁路的兴建，填补了铜陵至xx没有铁路的空白，并可使宁铜线与京九、武九线相连，从而形成武汉至南京、上海间一条便捷的铁路干线，成为100、沿江铁路大干线。对改善长江南岸交通基础设施条件，促进沿江旅游开发，带动铜陵、池州、xx及沿线地区经济发展有重要作用。电厂两个厂址均位于铜九铁路西北侧，铜九线在xx县境内设xx站（中间站）、流泗站（会让站），其中流泗站为近期开放、远期封闭的会让站。电厂本期不考虑铁路运煤，远期铁路专用线拟从铜九线上的xx车站接轨，直线距离约为7.3km、12.5km。4.2.2 公路xx县地处赣西北，九景高速公路穿境而过，结合县内数条省道一起形成全县的公路交通网络。两个厂址分布于S302省道北侧，交通极为方便。银砂湾厂址区域有一条连接S302省道通往江边银砂湾工业园区的的规划道路，宽度约为24m，目前已修路基，部101、分地段正在铺设面层。西山厂址区域目前只有一条宽约4米的乡道到达厂址附近的西山郭家村。4.2.3 水路长江是我国最大的河流，水量充沛，终年通航。本项目河段位于长江下游xx水道，该水道单一顺直，上接张家洲水道，下连东北横水道，为长江主航道。随着长江水运持续快速发展，“黄金水道”在西部大开发、中部崛起、东部率先实现现代化发展战略中的作用日益增强，地位越来越重要。积极发展水路运输，提高内河通盘条件，建设长江黄金水道，推进江海联运，已列入我国国民经济和社会发展五年规划纲要。至2010年，长江干线航道条件明显改善，5万吨级海船可乘潮直达南京，经过船体加宽，航道疏通后，长江中下游在中、洪水位期若按推荐航线5102、000t级海轮可上至武汉，下至芜湖，芜湖以下5000t级海轮可常年航行。厂址区域位于长江之滨，上有重庆港、武汉港和xx港，下有南京港、上海港，具有明显的港口优势，水路运输极为方便。本工程所在地岸线条件优越，金砂湾工业园区内已有钢铁公司码头，并规划预留5000t级码头约1800m，而银砂湾工业园区内已建有流泗码头，并规划预留5000t级码头约4000m。本工程发电厂燃煤采用水路运输，拟由xx集团神东矿区提供，由xx集团煤炭运销公司煤炭销售中心负责运输到厂。主要为铁海江联运，铁路路径为煤矿黄骅港，水运来煤线路为黄骅港镇江/太仓/南京xx港-电厂码头。目前，xx集团在长江下游地区正在建设镇江高资和苏103、州太仓2个煤炭中转基地，建成后这两个基地均能为本工程的煤炭中转提供服务。xx集团的煤炭通过铁路集结于黄骅港，由3.57万吨级船舶运至镇江/太仓/南京，再由30005000吨级船舶运至本工程码头完成卸船。本工程银砂湾厂址码头位于廖家厂下游侧，西山厂址码头位于xx陶瓷厂下游侧。规划建设5000吨级煤炭进口泊位6个、2000吨级煤炭出口泊位1个，年煤炭吞吐量为1890万吨/年（煤炭进口1690万吨/年，煤炭出口200万吨/年）。其中一期工程建设5000吨级煤炭进口泊位3个、2000吨级煤炭出口泊位1个，年煤炭吞吐量830万吨（其中煤炭进口630万吨、煤炭出口200万吨）；二期工程建设5000吨级煤炭104、进口泊位3个，增加煤炭进口1060万吨。4.2.4 大件运输本期工程建设21000MW等级超超临界燃煤发电机组，目前阶段三大主机设备制造厂及变压器生产厂家尚未明确，暂按不同生产厂家的主要大件设备的运输参数，作为论证大件运输条件的依据。根据目前掌握的铁路、水路、公路运输状况，结合上述1000MW等级超超临界机组大件设备运输参数及目前我国铁路状况及特种车辆情况来看，1000MW超超临界机组发电机定子整机座及三相主变大件设备，受到铁路桥梁承载能力、隧道建筑限界及无大型铁路特种车辆等限制，大件设备采用铁路运输方案不可行。另外，根据目前国内已建的和在建的1000MW机组工程大件设备运输经验及情况来看，发105、电机定子整机座等大件设备全部采用的是水运+公路联合运输方案，水路运输的优点，大件设备运输重量、运输尺寸受限较小；外界因素干扰小、大件运输措施费用省；运输费用低。且三大制造厂家亦推荐采用水运+公路联运方案。本工程发电机定子整机座及三相主变大件设备不能采用铁路运输方案，采用水路+公路联运方案，由厂家经长江水路直接运至电厂码头或当地已有码头，采用大型浮吊或人字桅杆吊至大型平板车上，公路运抵厂区现场。根据初可报告，大件设备由长江水路运至电厂码头卸船上岸，利用平板车通过专用道路运至电厂。4.3 水文及气象银砂湾厂址西距xx县城约17km，西面紧挨黄茅潭，西北面距长江约2.5km，东面距离彭泽县城约32k106、m，南面3km处有省道302经过。西山厂址西距xx县城约11km，东面滨临黄茅潭，西北面距长江约1km。银砂湾厂址处长江100年一遇最高洪水位约为20.77m，西山厂址处长江100年一遇最高洪水位约为20.89m。两个厂址厂区整平标高均高于长江100年一遇设计洪水位和黄茅潭历史最高洪水位，电厂不受长江洪水和黄茅潭洪水影响。银砂湾厂址处100年一遇的山洪流量约为6.68m3/s，西山厂址处100年一遇的山洪流量约为10.8m3/s。厂址区域存在一定的自然坡度，雨水向黄茅潭方向汇集，故厂区不受降雨引起的内涝洪水影响。电厂水源取自长江，采用二次循环供水系统。长江水量充沛，长江取水河段处97%和99%107、的设计枯水流量分别约为5530m3/s和5110m3/s。银砂湾厂址取水口频率97%和99%的设计枯水位分别约为3.60m和3.35m；西山厂址取水口频率97%和99%的设计枯水位分别约为3.66m和3.41m。取水河段为顺直河段，主流靠近取水口一侧，河势基本稳定，取水可靠。除注明外，本报告采用1985国家高程基准。4.3.1 流域水文特性长江是我国第一大河流，也是世界著名的河流，发源于青藏高原的唐古拉山格拉丹东雪山西南侧，干流全长6300km，流域面积180万km2。长江横贯我国西南、华中、华东三大经济区，干流流经青、藏、川、滇、渝、鄂、湘、赣、皖、苏、沪十一个省、市、自治区，于上海崇明岛以108、东注入东海。长江流域雨量充沛，水资源丰富。每平方公里水资源量约为53104m3，流域水资源主要为河川径流，上游控制站宜昌站多年平均年径流量为4480108m3，中游汉口站多年平均年径流量为7350108m3。长江洪水主要来源于降雨，其发生时间和地区分布与暴雨相应，一般是下游早于上游，江南早于江北，一般年份上游、中游、下游及干支流洪水相互错开，不致形成威胁中下游平原区的大洪水，若遇气侯反常，上游洪水提前，或中下游洪水延后，上游与中下游雨季重叠，或暴雨面积广、强度大，长江上游干流洪水与中游洪水相互遭遇，就会形成使中下游严重受灾的大洪水或特大洪水。按暴雨地区分布和移动情况，长江洪水可分为区域型大洪水109、和全流域大洪水两种类型。区域型大洪水是由一、两次区域型暴雨形成，洪水峰高量大，历时较短，造成局部河段的洪水灾害，如“81.7”长江上游大洪水、“35.7”长江中游大洪水、“69.7”清江中游大洪水和1995年、1996年长江中下游大洪水。全流域型大洪水是由连续多场大暴雨形成，长江上游和中下游几乎同时发生较大洪水，干支流洪水遭遇，形成中下游峰高量大、历时长、灾害严重的大洪水或特大洪水，如1931年、1954年、1998年大洪水。长江流域暴雨洪水灾害频繁，据历史记载，自1860年至今140多年间，出现大洪水或特大洪水6次，即1860年、1870年、1931年、1935年、1954年、1998年，其110、中尤以1870年、1954年、1998年洪水较为典型。鄱阳湖湖水于xx市xx县汇入长江。江湖交汇处历来是洪水多发地段，长江河道xx段历史上曾遭受多次洪水的威胁。厂址附近的xx水文站除水位观测项目资料系列较长外，其它流量、含沙量、水温等观测项目资料系列较短，厂址所用的流量、含沙量、水温等水文资料参考汉口水文站和大通水文站实测的水文资料。4.3.2 长江防洪大堤防洪标准与堤防设计水位国务院1990年批准的长江流域综合利用规划简要报告中确定的长江中下游防洪目标为：荆江河段防洪标准以枝城百年一遇洪水洪峰流量作为防御目标，荆江以下河段以防御新中国成立以来最大的1954年洪水作为防御目标。1998年长江洪111、水以后，xx河段防洪大堤加固整治。据2002年12月编制的xx河段防洪大堤验收材料江西省长江干流江岸堤防加固整治工程工程设计工作报告（1998年2002年），按长江流域综合利用规划要点报告（1990年修订）规划的长江干流防洪设计水位标准对江岸及堤防进行加固整治，配合其它综合措施，以达到防御1954年型洪水标准。各堤段的设计洪水位根据长江流域综合利用规划要点报告（1990年修订）确定的武穴24.5m(冻结吴淞)、xx站23.25m(冻结吴淞)、xx22.5m(冻结吴淞)、安庆19.34m(冻结吴淞)内插推求。江西省长江堤防等级为：xx市长江干堤城市堤防为1级堤防，梁公、赤心、永安、八赛隔堤、济益112、公堤为2级堤防，芙蓉堤、建设堤、马湖堤为4堤防，其余堤为5级堤防。堤顶采用相应的设计水位加安全超高。1、2、3级堤防超高2.0m，4堤防超高1.5m，5级堤防超高1.0m。黄茅堤现状为5级堤防，位于长江右岸的xx县流泗镇。堤长约1156m，堤顶高程约22.30m，地面高程在14.016.0m之间。堤面宽4.0m，内坡比1:2.5（17m高程以下为干砌石护坡），外坡比1:3。长棉堤现状为5级堤防，位于长江右岸的xx县流泗镇。堤长约3482m，堤顶高程约21.0m，地面高程在13.916.9m之间。堤面宽4.0m，内坡比1:3，外坡比1:3。长棉堤建有涵闸1座，位于大堤0km+500m处；22kW113、电排站1座。银砂湾厂址取水口河段处为长棉堤，其现状为5级堤防，1998年因下游砂洲堤破口，江水淹没围内农田。1998年大洪水后，该堤围经过加固，目前堤顶超高达到1m。随着厂址取水口附近河段工业园区的不断发展，堤防政府和长江委规划将此段堤防按2级堤防标准建设，但目前尚处于前期规划调研阶段。砂洲堤现状为5级堤防，位于长江右岸的xx、彭泽县界处。堤长约1824.2m，堤顶高程约21.24m，地面高程在15.016.0m之间。堤面宽4.05.0m，内坡比1:3，外坡比1:3。砂洲堤建有1座涵闸，位于0km+269.2m处，断面为1.01.0m，底板高程12.5m；1座22kW电排站，位于0km+283114、.2m处；1座通道闸，位于1km+452.1m处，底板高程17.54m，二孔孔宽4.0m。4.3.3 电厂设计洪水本工程银沙湾厂址取水口上距xx水位站约40.5km，上距xx水位站约16.8km。西山厂址取水口下距银沙湾厂址取水口约6.3km。长江xx段江堤过去标准较低，遇洪水常决堤和进行分洪。1954年长江发生特大洪水，xx上下大片溃堤，xx站水位下降。建国以后，长江江堤不断加高，防洪能力已经大大提高。长江xx段防洪堤防洪标准采用1954年型长江特大洪水。1954年长江防洪堤多处决口，以xx水文站还原1954年型洪水，修筑长江xx段防洪堤。为了有计划地采取分蓄洪措施，降低水位，尽量减少洪水灾115、害，充分发挥堤防防洪作用，增加河道泄洪能力，原水电部于1972、1980年两次召开长江中下游防洪座谈会确定了长江中下游各控制站设计洪水位，根据长江水利委员会2001年编制的长江流域防洪规划简要报告，长江干流的xx站、xx站的设计洪水位分别为23.25m、22.50（均为冻结吴淞高程）。即xx站设计水位转化为黄海高程为21.30m，略高于1998年最高洪水位，xx站设计水位转化为黄海高程为20.61m，略低于1998年最高洪水位。厂址洪水位推求采用xx水文站历年洪水位（19492008年）资料并综合考虑本河段长江防洪控制水位，xx水文站实测历史最高洪水位为20.66m，发生于1998年。(1) 116、银砂湾厂址银砂湾厂址处长江河段100年一遇的洪水位约为20.77m。银砂湾厂址初步整平标高约为27m，高于长江100年一遇设计洪水位及黄茅潭历史最高洪水位，因此厂址不受长江及黄茅潭洪水的影响。由于厂址至黄茅潭地势逐渐降低且无堤防阻挡，厂址处暴雨可直接流入黄茅潭，不会产生积水，故厂址不受内涝影响。银砂湾厂址西面存在一定的山洪，山洪汇水区由天然分水岭分为南北两个部分。根据江西省暴雨洪水查算手册，计算厂址西侧北分区100年一遇山洪洪峰流量为6.48m3/s，西侧南分区100年一遇山洪洪峰流量为6.68m3/s。（2）西山厂址厂址处长江100年一遇的设计洪水位约为20.89m。西山厂址整平标高约24m117、，高于长江100年一遇设计洪水位及黄茅潭历史最高洪水位，因此厂址不受长江及黄茅潭洪水的影响。由于厂址至黄茅潭地势逐渐降低且无堤防阻挡，厂址处暴雨可直接流入黄茅潭，不会产生积水，故厂址不受内涝影响。西山厂址北面临山，存在一定小流域山洪，需在厂址北面建筑截洪沟，根据汇水方向分为东西两个部分山洪。根据江西省暴雨洪水查算手册，计算厂址东北分区100年一遇山洪洪峰流量约为10.8m3/s，西南分区100年一遇山洪洪峰流量为7.59m3/s。4.3.4 取水口河段河床演变初步分析本工程的河势分析专题报告建设单位已委托长江水利委员会长江科学院开展工作，关于河势分析的结论应以该专题结论为准。以下是我院可研阶段118、初步分析的结论。取水口河段位于xx河段，xx河段上游为张家洲水道。张家洲水道上起锁江楼，下至八里江汇合口，全长约25km。该水道上承xx水道，下接xx水道，是长江中下游重点水道之一。张家洲将河道分成左右两汊，左汊分流比稍大于右汊，左汊河道弯曲，流程比右汊长6km，高水时迎流形势好。右汊流程短，口门右侧有拦江矶等矶石凸出，阻力大，右汊中下部宽浅，有官洲和新洲，下部有鄱阳湖入汇。xx河段上起八里江，下至三号洲，全长约15km。该段为单一河道，河道顺直，河段河道宽约1.5km4km，从上至下江面逐渐展宽，由八里江附近的1.5km展宽到三号洲头的近3.0km。西山厂址取水口处江面宽约3.4km，银砂湾119、厂址取水口处江面宽约4.2km。河道左岸为同马长江防洪大堤，属国家2级堤防。右岸为牛角芜堤、黄茅堤和长棉堤，属5级堤防，大堤防洪标准为防御1954年洪水，1998年大洪水后加高加固，2002年大堤已验收，并规划提高堤防等级。防洪大堤的建设有利于电厂取水口河段河势的稳定。受鄱阳湖入汇水流和柘矶山的挑流作用，主流出张家洲右汊后逐渐被逼向左岸，张家洲水道左右汊水流在八里江附近汇合，然后逐渐向右岸过渡，龙潭山以下主流贴右岸下行，然后平顺进入上三号洲右汊。八里江至三号洲航道单一顺直航道宽阔，水深条件优越，右岸有拦江叽、竹鸡山等凸出岸边。河道左岸八里江口以下有边滩经三洲圩后逐渐向外扩展、於高，与上三号洲洲120、头相连，航道偏向右岸一侧。右岸柘机山以下至龙江口边滩较开，龙江口以下是崩岸，崩岸带堤脚抛有护岸块石。取水河段边界条件较好，河岸抗冲能力较强，总体河势稳定。电厂取水口河段从尖山至包公山，全长约9km，沿岸分布山丘，对右岸河势具有控制作用。据多年xx河段测图资料分析，xx河段内深泓走向变化不大，仅局部有所摆动，其摆动幅度也相对较小，一般幅度在80m左右，深泓摆动较大的部位在包公山附近，自1959年以来，年际间深泓最大摆幅约为300m。xx河段两岸均有边滩，右岸边滩范围从鄱阳湖出口至龙江口一带，上世纪七十年代以前，鄱阳湖出口附近边滩伸入江中较开，距右岸约400m，往下边滩宽度缩窄，1986年后边滩冲121、刷后退，0m岸线逐渐变得平顺；左岸三洲圩到东北水道中家棚一带有大片边滩伸入江中，随江湖水沙关系的变化边滩有一定的冲淤变化，19791986年间四洲圩附近0m等深线右摆约500m，近年来左岸边滩变化趋缓。多年来，xx河段5m等深线一直贯通，且深槽位置相对稳定，河道左岸5m等深线摆动幅度较大，19691979年为右摆，19792000年间又持续左摆，2000年后复又右摆；相对而言右岸侧5m等深线年际间变化不大。总体来看，xx河段5m深槽的宽度一直保持在500m以上。由于张家洲汊道河势相对稳定，使得xx水道的进流条件基本稳定。xx水道边界条件较好，河岸抗冲能力较强，河道演变主要表现为滩槽的变化，总体122、上看，深槽有向右拓宽的趋势，但较为缓慢，由于该水道滩槽及深泓平面位置变化不大，总体河势稳定。两个厂址取水口均位于长江河段的右岸，航道单一顺直、宽阔，航道偏向右岸一侧，水深条件优越，取水河段河岸和河床总体稳定，有利于电厂取水。银砂湾厂址取水河段主流靠近取水口一侧，取水口断面堤间距离约4400m宽，断面呈左滩右槽形态，0m、-5m、-10m和-15m等深线离右岸岸边分别约为50m、119m、140m和153m。深泓线离右岸岸边约为175m，深泓高程约-20m。取水口断面横断面图见图5-2。取水条件较好。西山厂址取水口河段主流亦靠近取水口一侧，取水口断面堤间距离约3500m宽，断面呈左滩右槽形态，0123、m、-5m、-10m和-15m等深线离右岸岸边分别约为76m、90m、104m和121m。深泓线离右岸岸边约为260m，深泓高程约-18m。取水条件较好。4.3.5 气象条件xx气象站位于xx县城东北部郊外三里街史家村旁，地理坐标北纬2944，东经11614，观测场海拔高度为40.1m。1959年1月建站，有1959年至今的实测资料。厂址气象条件采用xx气象站资料。xx气象站累年统计特征值如下：1）气压累年平均气压：1011.4hPa；累年最高气压：1041.4hPa，出现在1981年2月12日；累年最低气压：986.2hPa，出现在2006年7月14日。2）气温累年平均气温：16.8；极端最124、高气温：40.8，出现于2003年8月2日；极端最低气温：-12.4，出现于1991年12月29日。3）湿度累年平均相对湿度：79%；累年最小相对湿度：10%。4）风速累年最大瞬时风速：34m/s；累年平均风速：2.7m/s；50年一遇离地10m高10min平均最大风速约为23.7m/s；100年一遇离地10m高10min平均最大风速约为25.3m/s。5）风向全年主导风向为NNE；夏季主导风向为NE（xx气象站）；冬季主导风向为NE（xx气象站）。 6）降水量累年年最大降水量：2094.8mm，出现于1999年；累年年最小降水量：1001.6mm，出现于2007年；累年年平均降水量：1479125、.3mm；最大日降水量：169.8mm，发生于2005年6月27日；最大一小时降水量：74.3mm，发生于1984年8月14日；最大十分钟降水量：30.2mm，发生于1995年5月30日。7）积雪深度累年最大积雪深度：24cm，出现于1989年1月13日。8）天气日数累年平均雷暴日数：38.8d；累年平均日照时数：1803.7h；累年平均积雪日数：5.5d；累年平均雾日数：10.3d。图4.3 xx气象站全年风向频率玫瑰图4.4 水 源4.4.1 概况本工程水资源论证专题报告已委托长江水利委员会长江中游水文水资源勘测局开展工作。以下是我院可研阶段初步分析的结论。本期工程21000MW机组采用带126、自然通风逆流式冷却塔的二次循环供水系统，两个厂址水源均取自长江。电厂最大补给水取水量约1.11m3/s，年平均补给水取水量约1.0m3/s。规划装机容量61000MW时，最大补给水取水量约3.33m3/s，年平均补给水取水量约3.0m3/s。4.4.2 设计枯水位银砂湾厂址取水口位于厂址北面包公山脚长江右岸，西山厂址取水口位于厂址西北面尖山山脚长江右岸。厂址取水口设计最低水位采用xx水文站历年实测最低水位资料来推求，xx长江河段枯水水面比降约0.02。xx水文站多年实测最低水位为3.98m，发生于1963年。经分析计算，厂址取水口设计最低水位成果为：银砂湾厂址取水口频率97%和99%的设计最低127、水位约为3.60m和3.35m。西山厂址取水口频率97%和99%的设计最低水位约为3.66m和3.41m。4.4.3 设计枯水流量由于xx水文站观测流量资料从1988年至今，资料系列较短，厂址设计最小流量的推求参考汉口水文站实测最小流量资料。根据汉口水文站19502005年连续系列资料统计，汉口水文站的实测最小流量为4830m3/s，发生于1979年。利用汉口水文站的历年最小流量资料进行频率分析计算，汉口水文站频率为97%和99%流量分别约为4890m3/s和4520m3/s。汉口水文站至电厂厂址处区间工农业用水量较难以定量，其区间用水量主要考虑工业、城市生活以及农业用水量。据2004年用水资128、料统计，xx市从长江干流取水的工业、城市生活以及农业总用水量为11.47108m3（约36.4m3/s），其中工业用水量和城市生活用水量为6.1037108m3。xx市和xx县取水量为38m3/s，考虑到xx用水量中有一部分回归到长江中，实际年用水量会小于38 m3/s。鉴于区间用水量小于长江汉口站枯水流量的1%，因此忽略汉口水文站至拟选厂址处区间取水量。汉口水文站集水面积约148.8万km2，汉口水文站与厂址取水口之间有鄱阳湖汇入，厂址取水口集水面积约168.2万km2。根据xx水文站历年最小实测流量资料，xx水文站最小日平均流量为300m3/s，发生于1963年10月31日，初步计算的xx129、水文站频率97%最小流量约280m3/s。考虑到厂址与汉口水文站中间有较大的汇水面积增加，按面积比估算厂址处长江97%和99%的设计枯水流量分别约为5530m3/s和5110m3/s。三峡工程对下游河道的枯季流量具有一定的调节作用，即增加枯季流量，但近年的极端水文气象现象表明其影响作用有限。4.4.4 水质从xx电厂收集到的长江水质结果(参见表4.4.4-1)来看，该水质总溶解固体、硬度、碱度都较低，其它各项指标均在正常范围，水质良好。表4.4.4-1 长江水质表分析项目单位二期工业水排放口（2011.3）二期工业水排放口（2011.6）阳离子K+mmol/L0.035230.014Na+mm130、ol/L0.24670.169Ca2+mmol/L1.642.98Mg2+mmol/L0.230.187Fe3+mmol/L0.014880.0032Fe2+mmol/LCu2+mmol/L0.0420.0011Al3+mmol/L0.48820.2772NH4+mmol/L-阳mmol/L2.697013.6315阴离子HCO3-mmol/L1.572.34CO32-mmol/L00SO42-mmol/L0.71640.8045HSiO3-mmol/L0.00210.003PO43-mmol/L00HPO42-mmol/L0.010960.011H2PO4-mmol/L0.0008660H2131、SiO3mg/L4.9SiO32-mmol/L00NO3-mmol/L0.1097Cl-mmol/L0.34470.35SO3-mmol/L00.012F-mmol/L阴mmol/L2.6450263.6302含盐量全固体mg/L249.2305溶解固体mg/L165.6238.8悬浮固体mg/L灼烧减量SGmg/L61.4106.4电导率25，us/cm171.5397硬度总硬度mmol/L2.073.167永久硬度暂时硬度负硬度碱度总碱度mmol/L1.782.34酚酞碱度mmol/L00甲基橙碱度mmol/L1.782.34其它外状-浑浊浑浊浊度耗氧量CODmg/L0.981.94溶解氧132、O2mg/L游离二氧化碳CO2mmol/L0.080530.089腐植酸盐活性硅mg/L5.16.2全硅mg/L30.427.6非活性硅mg/L硫化氢 H2Smg/LPH值-7.677.79含油量mg/L-4.4.5 存在问题(1) 建议业主尽快进行水资源论证的评审，取得水资源论证及取水的批复文件。(2) 建议业主尽快委托有资质的单位对取水河段进行全年水质监测。4.5 贮灰渣场本期工程装机容量21000MW，规划装机容量61000MW，采用干除灰方式，汽车运灰。年利用小时数按5500小时计算，本期21000MW机组灰渣量约44.32104t/a，石子煤量为2.15104t/a；脱硫的副产品石膏133、年排放量约为14.56104t。三项总和为61.03104t/a。根据业主签订的灰渣综合利用协议，本阶段灰渣综合利用量按总量的50%考虑。因此考虑到综合利用情况，实际灰渣及石膏的总量为30.52104t/a。二个厂址附近可供电厂使用的灰场有黄茅潭灰场和中凸头灰场。黄茅潭灰场位于银砂湾厂址西南面约3.5km，黄茅潭灰场位于西山厂址东北面约2km。该灰场为一山谷型灰场。银沙湾厂址：近期灰场采用黄茅潭东面灰场，远期贮灰场采用黄茅潭西面灰场和中凸头灰场。西山厂址：近期灰场采用黄茅潭西面灰场，远期贮灰场采用黄茅潭东面灰场和中凸头灰场。黄茅潭东面灰场区域内无农田，灰场外500m范围有20户民房需拆迁。灰场134、净占地（不包括绿化面积）4.99 hm2，灰场底部标高约为23m，灰场堆灰顶标高为50m，堆灰库容为51.26x104m3，可满足本期2x1000MW电厂灰渣、石膏和石子煤堆量0.95年，考虑50%综合利用后，灰场能满足本期2x1000MW电厂1.90年的堆灰量。灰场及澄清池周围设截洪沟，为减少进入灰场的洪水，提高灰场的安全和环保，灰场截洪沟按30年一遇洪水设计。黄茅潭西面灰场区域内无农田，灰场外500m范围有20户民房需拆迁。灰场净占地（不包括绿化面积）4.29 hm2，灰场底部标高约为27m，灰场堆灰顶标高为60m，堆灰库容为56.71x104m3，可满足本期2x1000MW电厂灰渣、石膏135、和石子煤堆量1.05年，考虑50%综合利用后，灰场能满足本期2x1000MW电厂2.10年的堆灰量。灰场及澄清池周围设截洪沟，为减少进入灰场的洪水，提高灰场的安全和环保，灰场截洪沟按30年一遇洪水设计。远期贮灰场采用银砂湾厂址南面的中凸头灰场。中凸头灰场距离各厂址直线距离相差不大，约11.0km，灰场净占地面积约为28.6hm2，堆灰库容为1108.74104m3，可满足本期2x1000MW电厂灰渣、石膏和石子煤堆量20.58年，考虑50%综合利用后，灰场能满足本期2x1000MW电厂41.16年的堆灰量。黄茅潭灰场和中凸头灰场总堆灰库容为1216.71x104m3，能满足规划6x1000MW136、电厂7.53年的堆量（不考虑综合利用）。本项目的灰场是有保证的。4.6 地震、地质及岩土工程4.6.1 区域地质概况与地震4.6.1.1 构造单元及断裂构造根据江西省地质构造图（1:1000000），两个拟选厂址和灰场相距较近，所处区域均位于赣北扬子准地台（1）之下扬子钱塘台拗（1）之xx台陷（1）之xx彭泽凹褶断束（3）构造单元北部。拟选厂址和灰场所处区域褶皱较缓和，形态较简单，为一单斜构造，处于长岭-包公山向斜南东翼，呈北东东走向，轴面倾向南南东，倾角7585。南东翼地层总体走向北东，倾向北西，倾角1540。拟选厂址和灰场所处区域断裂构造不发育，以北东及北北东向斜切平移或剪性断裂为主。区域137、附近主要断裂有：1）新干xx大断裂（9）：即习称之“赣江大断裂”。该断裂北起xx，经新建、新干至吉水被吉（安）泰（和）盆地红层覆盖，南延去向未定。北段的都昌、xx一带，发育一系列北北东向断裂，时隐时现断续分布；西侧之庐山东麓，亦有北北东向断裂存在。在赣北区的部分，可能主要形成于晋宁运动，从当时的应力场分析，可能是以张性或张兼剪性正断层或斜移正断层形式出现。晚古生代以来的华力西印支运动主要表现为张剪性的斜移正断层，燕山运动以来则为压剪性的斜冲断层为主要活动方式。历史上在其附近发生过的地震震中皆与本断裂有关，沿线挤压片理化带、硅化破碎带均较发育。第四系以来仍有活动，为活动断层。距拟选厂址最近点约4138、.5km。2）一般性断裂（F1）：在拟选厂址和灰场区域内发育一条北东向的F1断裂，走向5080，与长江走向一致，倾向北西，倾角45左右，北端达70，断裂面较弯曲，呈舒缓波状，走向延伸14km，断裂带宽10余米，带内岩石硅化破碎强烈，可见钙质溶解之钟乳石和方解石晶洞，断层两边岩石有较多的节理、裂隙。该断层造成区内老虎洞组（C2l）地层缺失，断层性质为正断层，早期受过挤压，是一条活动性断裂，主要活动时期为晚更新世末。该断裂从两个拟选厂址、近期灰场西北部经过（图4.6.1.1，表4.6.1.1）。图4.6.1.1 厂址区域地质图表4.6.1.1 F1断裂与拟选厂址、黄茅潭灰场距离厂址名称构造名称西山139、厂址银砂湾厂址黄茅潭灰场F1断裂0.6km0.3km0.1km4.6.1.2 地震拟选厂址和灰场所处区域位于xx靖安地震亚带与上饶至修水地震亚带交接处，区内地震主要发生在活动性断裂和差异性运动比较明显的地区，即赣西北断块差异上升区。xx市有记载的地震始于公元409年2月9日，根据国家地震局分析预报中心编制的中国地震震中分布图(1:6000000)，自有记载以来历史上本区发生过23次中强地震，一般小于6级，2005年11月26日发生在xx县与瑞昌市交接处的5.7级地震为有史以来最大的一次，xx县均有震感。而近期，据中国地震台网测定，北京时间2011-09-10 23:20在江西省xx市瑞昌市、湖140、北省黄石市阳新县交界地区(北纬29.7，东经115.4)发生4.6级地震，震源深度17.1公里。根据江西地震动参数区划工作用图（1:750000），拟选厂址和灰场所处区域一般场地条件下50年超越概率10%的地震动峰值加速度为0.05g，地震基本烈度为6度。根据中国地震动反应谱特征周期区划图（1:4000000），拟选厂址所处区域地震动反应谱特征周期为：0.35s。4.6.1.3 区域稳定性评价拟选厂址和灰场所处区域位于赣北东西向构造带与华夏系的武宁xx复式坳陷带、新华夏系的波阳赣州坳陷带复合交接部位，构造复杂多样，但在xx县境内发育甚少。区内褶皱较缓和，形态较简单，构造形迹主要为断裂，拟选厂址141、区及附近未见全新世以来深大断裂活动迹象，地震发生不频繁，且一般小于6级，所以本区属于地壳稳定地区。离拟选两个厂址的最近断裂为F1断裂，根据1:5万地质图（太平关幅）中描述：该断裂为一条活动性断裂，其主要活动时期为晚更新世末。参考江西核电厂初步可行性研究报告（上海核工程研究设计院1995）对该断裂的描述及评价：沿长江河道的xx安庆段，不存在区域性的活动断裂，陆上xx-香口断裂（也叫新洲马档断裂，即F1断裂）为滑脱断层，不存在“控制新生代地层沉积”。综合各方资料，经专家会议讨论认为F1断裂全新活动断裂分级上划分为非全新活动断裂到中等全新活动断裂范围内，本项目可行性研究工作暂按微弱全新活动断裂展开工142、作。根据目前资料，两个拟选厂址位于断裂下盘，与F1断裂的距离超过300m，初步判定满足规范要求，适宜建设。目前本项目正在开展地震安全性评价工作，最终的稳定性评价结论以地震安评报告为准。4.6.2 银砂湾厂址岩土工程条件与评价4.6.2.1 厂区地形地貌拟选厂区位于xx县流泗镇江山村的谢塘湾、崔家湾、长棉村（长江村）、乡农机厂农场一带，属构造、剥蚀残丘地貌，大部分地段为垄岗地形，岗顶标高为2042m，岗间洼地标高为1720m，相对高差525m，地势平缓，种植有农作物。厂区内有一条南北向的宽大在建公路。西北端为剥蚀残山，地面标高30100.5m，相对高差约70m，山顶浑圆，山脊舒缓，呈波状起伏，沟143、谷呈开阔缓坡“U”型谷，地形坡度较缓，坡角824，植被很发育，以松杂灌木为主。厂区北北东侧边缘及外侧为由上更新统砂层组成的沙丘状地貌，植被不发育。4.6.2.2 厂区地层岩性根据地质图（太平关幅1：50000）、矿产图（xx幅1：200000）和本次钻孔资料，拟选厂址范围垄岗区主要为第四系覆盖层，；地势较高的丘顶及丘坡地带为第四系中更新统残积层；下伏志留系基岩。地层岩性从新至老依次为：第四系人工堆积（Qs）：层，素填土，由粘性土、碎石土（母岩主要为泥质砂岩）等组成，结构不均匀，主要为今年修建公路弃土的新近堆积土以及塘堤等填土。湿，松散。可塑状态为主。第四系全新统垇里组冲积、湖积（Qha4al+144、l）：层，淤泥质粘土：灰褐色，含有机质，很湿，流塑状态，分布于地表沟塘及局部低洼处，其分布范围小，为静水沉积物，厚度0.4-1.0m。层，粘土，浅灰色、灰褐色、下部褐黄色，夹粉质粘土薄层。分布于低洼水塘、沟壑中，厚度一般小于3m。可塑状态，局部为软塑状态。第四系上更新统新港组冲湖积（Qpx3al+l）：层粉质粘土：灰黑色、灰绿色。外观似泥炭土，含有多量有机质及少量腐植物。具有水平微层里，夹粘土、粉砂薄层，湿，可塑状态。在地势较低的4、11号孔中揭露。在1、3号孔附近岗地顶部及附近处于干燥状态，厚度2.5米左右，孔隙多，重度小，在水中迅速崩解解体呈稀泥状。层细砂，黄色，褐黄色。含有铁质浸染物，总145、体结构均匀，颗粒级配不好，主要成分为石英、以及长石与云母。稍湿，中密。分布于3号孔北侧公路边小山丘与厂区北侧的厂外银沙湾地区与36号钻孔中。层粉质粘土，黄褐色，含少量铁锰氧化物及其结核，偶见高岭土，湿-稍湿。按其状态分为可塑、硬塑两个亚层。层粘土，黄褐色，含少量铁锰氧化物及其结核，偶见高岭土，湿-稍湿。按其状态分为可塑、硬塑两个亚层。第四系中更新统进贤组冲积（Qpj2al）：层粘土，棕红色、黄褐色，含少量铁锰氧化物及其结核，含高岭土，岩性为棕红色、黄白色相杂的网纹状粘土。湿-稍湿。按其状态分为可塑、硬塑两个亚层。层局部为坚硬状态。层粉质粘土，棕红色、黄褐色，含少量铁锰氧化物及其结核，含高岭土，146、岩性为棕红色、黄白色含砾粉质粘土，夹粘土透镜体。湿-稍湿。硬塑状态，局部为坚硬状态或可塑状态。第四系中更新统坡残积（Q2sl+el）：层含碎石粉质粘土，黄褐色，硬塑状态，局部可塑。混有10-30%角砾、碎石，碎石呈棱角状，粒径2-8cm，成分主要为泥质砂岩，底部为含粘性土碎石，分布于丘顶及丘坡地带。层粘土，棕红色，含细粒的灰岩碎屑，湿，硬塑状态为主。属于灰岩残积土（红粘土），可见裂隙，分布于1、2号孔。第四系洞穴堆积（Q ca）：层粘土，黄色，土黄色，颜色较单纯，可见灰岩碎块和小砾石。湿，硬塑状态。属于岩溶洞穴堆积物。分布于1、2号孔。石炭系中统黄龙组(C2h)：层灰岩，灰色，裂隙较发育，为方147、解石充填胶结，岩溶发育。岩芯呈长柱状、柱状，中等风化。泥盆系上统五通组（D3W）：层石英砂岩：灰黄色，灰绿色，中厚层状，夹砾岩，裂隙发育，裂隙面上有铁质侵染，强风化。志留系上统西坑组（S3xk）：层泥质砂岩：黄绿色、紫红色，薄至中厚层状，夹石英砂岩和粉砂质泥岩、页岩。按照风化程度分为强风化层、中等风化层。4.6.2.3 厂区水文地质条件根据含水岩组的岩性组合、地下水赋存条件、水理性质和水力特征，可划分为松散岩类孔隙水和碎屑岩类裂隙水两种类型，厂区北角煤仓地带存在岩溶水。岗地主要为上层滞水，沟谷低洼地带为潜水。松散岩类孔隙水主要赋存于第四系覆盖层中，埋藏较浅，水量随季节变化明显，由大气降水和侧向148、基岩裂隙水补给，仅作短距离的径流于冲沟、谷底，以侧向径流、向下渗流或季节泉的形式渗出地表流向沟河或村民水井抽取排泄。碎屑岩类裂隙水主要赋存于基岩构造裂隙和风化裂隙中，富水性较弱，由大气降水和上部土层渗流补给，主要以泉水和侧向补给附近沟溪、村民水井抽取的形式排泄，地下水位动态主要受大气降水所左右。据地下水水质分析成果判断，厂区地下水对砼具微腐蚀性，对砼结构中钢筋具微腐蚀性。土对砼具微腐蚀性，对砼结构中钢筋具微腐蚀性。4.6.2.4 厂区不良地质作用拟选厂区地表为第四系覆盖层，下伏泥质砂岩、砂岩等，自然状态条件下，崩塌、滑坡、泥石流、塌陷等地质不发育。拟选厂区所处残丘、垄岗区地形低缓，相对高差小，149、区地形坡度较缓，植被发育，覆盖层较薄，下伏泥岩、砂岩，自然状态条件下，崩塌、滑坡、泥石流等地质作用不发育，在1、2号孔（煤仓建筑地段），存在溶洞，洞中充填可塑粘土，岩溶发育，但初步判断，分布范围较小。受人类活动、工程建设影响形成切坡后，易造成崩塌、滑坡，据江西省xx县地质灾害调查与区划成果报告，此区域被定为崩滑流易发区，但拟选厂址区处于丘岗地带，不良地质作用不发育。4.6.2.5 厂区岩土工程评价1)地基的地震效应与场地类别拟选厂区主要位于垄岗区，地形起伏不大，地层变化较大，成因较复杂，分布不均匀，因此拟选厂址区划分为对建筑物抗震一般地段，但不存在可能液化的饱和砂层和粉土层。据场地岩土工程条件150、与地震安评初步资料，场地土主要为中硬土，场地类别为类。2）岩土层工程特性层素填土，主要为修建公路的新近弃土，结构松散，力学强度低；层淤泥质粘土，流塑状态，分布于地表沟塘及局部低洼处，属于欠固结、低强度地基土；层粘土，分布于低洼水塘、沟壑中，属于低强度软弱土。建筑性能较差，力学强度较低，未经处理不宜作为建（构）筑物的天然地基持力层。层粘土，含有多量有机质及少量腐烂木屑，空隙比较大，可塑状态，建筑性能较差，可作为一般小荷载建筑物地基持力层。层细砂，稍湿，中密，可塑状态的、等层，建筑性能一般，分部局限。可选作为一般建筑物或辅助（附属）建（构）筑物地基持力层或下卧层。硬塑状态的、层，力学强度较高，建筑151、性能较好，可考虑作为重要建筑物天然地基持力层，但由于地基土的不均匀性，应进行强度变形验算。层含碎石粉质粘土，硬塑状态，建筑性能较好，可考虑作为一般建筑物天然地基持力层。层粘土，硬塑状态。属于灰岩残积土（红粘土），分布于1、2号孔，属于高孔隙比，较高强度的地基土，由于埋藏较深，可做建筑物下卧层。层灰岩，岩溶发育，岩体强度高，在岩溶不发育的稳定岩体区段，可作为桩基持力层。层泥质砂岩一般埋藏较深，可视建筑物荷载大小分别选择强风化层、中等风化层作为桩基持力层。地基岩土主要工程特性指标统计值范围值见表4.6.2.5。表4.6.2.5 银砂湾厂区各地基岩土层主要物理力学指标范围值地层时代及成因层号岩土层名152、 称风化程度状态及密度重度压缩系数压缩模量粘聚力内摩擦角承载力特征值钻孔灌注桩快 剪极限侧阻力标准值极限端阻力标准值ra100-200kpaES100-200kpaCqpaqsiaqsiakN/m3MPa-1MPakPakPakPakPaQha4al-l素填土松散17.0-18.540-60淤泥质粘土流塑15.5-16.51.20-1.401.5-2.05-62.0-4.055-7012-18粘土可塑17.2-18.50.30-0.404.5-6.520-305.0-10.0100-12038-53Qpx3al-l粘土(泥炭状）可塑18.0-19.00.30-0.405.0-6.020-301153、0.0-14.0120-14053-68细砂中密19.0-20.00.10-0.2012.0-14.024.0-32.0180-22050-70粉质粘土可塑18.0-19.00.20-0.406.0-8.025-3514.0-17.0130-20053-68粉质粘土硬塑19.0-20.00.10-0.208.0-12.040-6016.0-22.0230-30084-96粘土可塑18.0-19.00.20-0.406.0-8.020-3012.0-18.0130-20053-68粘土硬塑19.0-20.00.10-0.1510.0-15.040-5018.0-25.0240-30084-96Q154、pj2al粘土可塑18.0-19.00.20-0.406.0-8.025-4012.0-18.0140-20053-68粘土硬塑19.0-20.00.10-0.1810.0-14.040-6015.0-25.0240-30084-96粉质粘土硬塑19.0-20.00.10-0.1510.0-14.035-5518.0-26.0240-30084-96Q2el含碎石粉质粘土硬塑19.0-20.00.10-0.1510.0-14.025-3522.0-26.0220-26084-96粘土( 红粘土）硬塑19.0-20.00.10-0.2010.0-13.040-5020.0-24.0220-270155、84-96Qa粘土（洞穴堆积）硬塑19.0-19.5220-24080-85 C2h灰岩中等风化2.0-26.0-3805000-7000D3W石英砂岩强风化20.0-23.0350-45-2500S3xk 泥质砂岩强风化20.0-22.0300-40-2200泥质砂岩中等风化23.0-25.0500-70-3500注：当桩径(扩底直径)超过800mm时，应考虑尺寸效应系数对桩基设计参数的影响(折减)3) 地基土膨胀性根据土工试验结果，场地内上更新统、中更新统地基土层的自由膨胀率为0-12%，均小于40%，由此判断场地内上更新统、中更新统地基土层无膨胀性。4) 地基方案与建议厂区岗坡、丘坡和岗156、顶、丘顶，上部覆盖层主要为第四系上更新统冲积层粘性土，土层工程特性较好，可作为一般建筑物的天然地基持力层，中更新统粘性土与土的工程特性较好，但埋藏一般较深，不易直接利用。但在低洼地段（未来填方区），填土与浅部土层工程特性较差，需进行地基处理或采用桩基。建议采用钻孔灌注桩。建议重要建筑物尽量布置在挖方区或浅填方区而考虑采用天然地基，但需要进行强度与变形验算，如地层不能满足承载力和变形要求则需考虑进行地基处理或采用桩基。煤仓区（1、2号孔）岩溶发育，而且距离断层较近，所以建议该建筑物移动至西南侧山体部位或者厂区整体适当南移，以远离灰岩区（1、2号孔地带）。5）挖填方边坡根据总平面布置，存在挖填方边157、坡。挖方边坡岩性以残积的可塑-硬塑状态粉质粘土及抗风化能力较弱的软质岩石（强风化泥质粉砂岩）为主，填方地段地基岩土层岩性以上、中更新统冲积、湖积的可塑-硬塑粘性土为主，局部低洼地段为全新统的淤泥或软塑粘性土。地下水以第四系松散岩类孔隙水为主，埋深较浅，水量随季节变化大。挖方边坡：按照场坪标高27m判断，挖方边坡最高处在厂区北西侧，最大坡高达20m。其余挖方地段一般挖方坡高小于12m。挖方边坡较高时，应考虑采取适当放坡，并采用格构锚杆、挂网喷浆等加固措施。填方边坡：按照场坪标高27m判断，天方边坡一般高度为1-5m，坡高不大。填方边坡，原则上采用放坡处理，坡比1:1.75，必要时采用放坡加重力式158、挡土墙方式支护。坡面采用菱形浆砌石格构，格构间铺设土工格栅植草，以防止强降雨造成的面流对坡面冲刷的破坏。填方区应清除原始地表的软弱土，挡土墙基础在设计深度内如遇软土，应超挖至可塑-硬塑粘性土层或基岩，并采用C15埋石混凝土或与挡土墙同类型浆砌块石回填。未设挡土墙地段，坡脚底梁应置于可塑状态或可塑状态以上的地层之上。4.6.2.6 取水泵房地段岩土工程条件与评价地形地貌：拟选取水建筑位于长江南岸边，属于流泗镇长江村，位于江边廖家场。该区域为长江一级阶地，地形平坦开阔，相对高差小。拟选水泵房北侧为长江大堤，大堤坡面完整，植被较发育。其北侧的长江河滩有块石堆砌的防波提。大堤内（背水侧）防护林高耸密集159、，植被发育。地层岩性：主要为第四系覆盖层，区域资料厚度厚度约3860m，本次钻探资料上覆软弱土厚度达28.8m，下部为稍密-中密的砂土，下伏二叠系和石炭系基岩。水文地质条件：取水泵房地段地下水类型为第四系松散岩类孔隙潜水，主要埋藏于第四系全新统地层中，赋存于砂类土与软弱土层中。勘测期间地下水位埋深为2.5 米左右，水量丰富，本地段地下水与长江水体具有互补关心，水力联系较密切。据地下水水质分析成果判断，厂区地下水对砼具微腐蚀性，对砼结构中钢筋具微腐蚀性。土对砼具微腐蚀性，对砼结构中钢筋具微腐蚀性。不良地质作用：1）建（构）筑物距离长江较近，该区域的第四系全新统覆盖层为一套河湖相沉积物。上部的主要160、地层属欠固结的软弱土层，具高压缩性，抗剪强度低，工程性质差，承载力低，易产生不均匀沉陷和渗透变形。2）该区域下伏基岩为二叠系茅口组和石炭系黄龙组灰岩，层厚质纯，岩溶发育强烈。根据江西省xx县地质灾害调查与区划成果报告，此区域被定为覆盖型岩溶地面塌陷易发区，有发生岩溶地面塌陷的可能性。据本次勘察与地质调查情况分析，发生岩溶地面塌陷的可能性小。上述问题尚需在地质灾害评估中进一步论证。取水泵房地段岩土工程评价：本次钻探资料上覆软弱土厚度达28.8m，下部为砂土。根据本区软弱土很厚与不良地质作用特征初步分析认为：初步判定不宜采用天然地基，建议采用桩基。建议尽快开展地质灾害评估工作。4.6.2.7 灰场161、料场与运会公路岩土工程条件与评价地形地貌：拟选灰场为黄茅潭灰场，位于长江南岸，下杨村北部兰家岭山体地带，属丘陵地貌。灰场内山顶浑圆，山脊舒缓，呈波状起伏，沟谷呈开阔缓坡“U”型谷，地形坡度较缓，坡角1525，植被发育。运灰公路两头的山地与长江一级阶地交接坡麓地带，路径较长为公路主体；中间约1.5km为黄茅潭湖至长江的入口地段，长约1.5km，地形平坦。地层岩性：灰场谷地、坡地地层为第四系坡残积层，岩性为含碎石粉质粘土，厚约13m，冲沟口少量坡洪积层。下伏基岩为泥盆系上统五通组（D3w）厚层石英砂岩、砾岩。运灰公路两端主要为地层为第四系坡残积层，岩性为含碎石粉质粘土，厚约13m。下伏基岩为泥盆162、系上统五通组（D3w）厚层石英砂岩、砾岩。黄茅潭湖至长江的入口地段岩性为第四系全新统垇里组冲积、湖积（Qha4al+l）软弱粘性土与砂类土。水文地质条件：灰场地下水为基岩裂隙水。赋存于赋存于全风化强风化基岩裂隙中。根据地质调查：岩体节理裂隙局部发育，但节理裂隙分布不均且大多被充填；基岩裂隙水非常贫乏。据本区的水文地质环境分析：地下水对砼具微腐蚀性，对砼结构中钢筋具微腐蚀性。筑坝材料：粘性土料：经初步调查筑坝材料场位于东灰场的北侧约80-200m的丘堡地带，运输距离短。岩性为中更系统含碎石粘性土，可采厚度2-4m，其质量较好，储量充足。在灰场山体南侧下杨村一带，分布有厚度大、范围广的的更新统粘性163、土料，但运输距离较远。料场更新统粘性土料击实试验结果：最优含水率最大湿密度最大干密度液限塑限塑性指数(%)(g/cm3)(g/cm3)(%)(%)22.01.86 1.6435.222.113.1 块石料：可采取附近山体岩性为石英砂岩、砾岩的中等风化-微风化岩石，也可以商业购买：令山采石场为砾岩，运距约10km，懂耕采石场为灰岩，运距约30km。岩土工程评价：灰场岩土工程条件较好，地基岩土的承载力较高（。建议灰坝采用天然地基，坡地以含碎石粉质粘土为持力层，洼地以基岩为持力层。坝基坝肩稳定，未发现崩塌、滑坡、危岩体、溶洞、地裂缝、采空区、地震液化、泥石流等不良地质作用，不良地质作用不发育。亦未见164、有开采价值的矿产。根据收集资料和调查踏勘，灰场范围内地层稳定，自然条件下崩塌、滑坡、泥石流等地质灾害不发育。灰坝设计时，应考虑坝体本身的抗滑稳定。根据有关环保部门的要求，土层渗透系数应小于10-7 cm/sec，初步判断灰库区土层渗透系数不能满足环保部门的要求，因此当灰库贮灰后，在灰库内水位高于其邻近地区地下水水位的条件下，灰水将成为灰库附近地下水的补给源之一，可能对一定范围内的地下水水质造成轻微污染。为防止灰水对环境造成污染，为防渗需要，建议灰场底部铺设土工布并对坝基坝肩作必要的防渗处理，以达到保护环境的目的。4.6.3 西山厂址岩土工程条件及评价4.6.3.1 厂区地形地貌厂址地貌属鄱阳湖165、冲积平原区中的构造、剥蚀残丘地貌，与长江隔山相望。厂址区主要为垄岗地形，地势北高南低，由北向南坡向厂址南面的黄茅潭，自然地形起伏不大，场地排水条件良好。厂区种植有密集的棉花等农作物。4.6.3.2 厂区地层岩性地层岩性从新至老依次为：第四系人工堆积（Qs）：层，素填土，由粘性土、碎石土（母岩主要为泥质砂岩）等组成，塘堤、公路等区填土。湿，松散-稍密。可塑状态为主。第四系全新统垇里组冲湖积（Qha4al+l）：层，淤泥质粘土：灰褐色，含有机质，很湿，流塑状态，分布于地表沟塘及局部低洼处，其分布范围小，为静水沉积物，厚度0.4-1.0m。层，粉质粘土，浅灰色、灰褐色、下部褐黄色，夹粘土薄层。局部分166、布于低洼水塘、沟壑中，厚度一般小于3m。软塑状态，局部为可塑状态。层，粘土，浅灰色、灰褐色、下部褐黄色，夹粉质粘土薄层。分布于低洼水塘、沟壑中，厚度一般小于3m。可塑状态，局部为软塑状态。第四系上更新统新港组冲积、湖积（Qpx3al+l）：层粘土，黄褐色，含少量铁锰氧化物及其结核，湿-稍湿。按其状态分为可塑、硬塑两个亚层。层粘土，黄褐色，含少量铁锰氧化物及其结核，偶见高岭土，湿-稍湿。按其状态分为可塑、硬塑两个亚层。第四系中更新统进贤组冲积（Qpj2al）：层粘土，棕红色、黄褐色，含少量铁锰氧化物及其结核，含高岭土，岩性为棕红色、黄白色相杂的网纹状粘土。湿-稍湿。按其状态分为可塑、硬塑两个亚层167、。层局部为坚硬状态。层粉质粘土，棕红色、黄褐色，含少量铁锰氧化物及其结核，含高岭土，岩性为棕红色、黄白色含砾粉质粘土，夹粘土透镜体。湿-稍湿。硬塑状态，局部为坚硬状态或可塑状态。第四系中更新统坡残积（Q2sl+el）：层含碎石粉质粘土，黄褐色，硬塑状态，局部可塑。混有10-30%角砾、碎石，棱角状，粒径2-8cm。底部为含粘性土碎石，分布于丘顶及丘坡地带。志留系上统西坑组（S3xk）：层泥质砂岩：黄绿色、紫红色，薄至中厚层状，夹石英砂岩和粉砂质泥岩、页岩。按照风化程度分为强风化层、中等风化层。4.6.3.3 厂区水文地质条件根据含水岩组的岩性组合、地下水赋存条件、水理性质和水力特征，可划分为松168、散岩类孔隙水和碎屑岩类裂隙水两种类型。岗地主要为上层滞水，沟谷低洼地带为潜水。据地下水水质分析成果判断，厂区地下水对砼具微腐蚀性，对砼结构中钢筋具微腐蚀性。土对砼具微腐蚀性，对砼结构中钢筋具微腐蚀性。4.6.3.4 厂区不良地质作用拟选厂区范围内地形低缓，相对高差小，地表为第四系覆盖层，下伏泥质砂岩、砂岩，自然状态条件下，崩塌、滑坡、泥石流、塌陷等地质灾害不发育。但受人类活动、工程建设影响形成切坡后，易造成崩塌、滑坡，据江西省xx县地质灾害调查与区划成果报告，此区域被定为崩滑流易发区，但拟选厂址区处于丘岗地带，不良地质作用不发育。4.6.3.5 厂区岩土工程评价1) 地基的地震效应拟选厂区主要169、位于垄岗区，地形起伏不大，地层变化较大，成因较复杂，分布不均匀，因此拟选厂址区划分为对建筑物抗震一般地段，但不存在可能液化的饱和砂层和粉土层。据场地岩土工程条件，场地土主要为中硬土，场地类别为类。2）岩土层工程特性层素填土，主要为修建公路的新近弃土，结构松散，力学强度低；层淤泥质粘土，流塑状态，分布于地表沟塘及局部低洼处，属于欠固结、低强度地基土；、层粘性土，分布于低洼水塘、沟壑中，属于低强度软弱土。建筑性能较差，力学强度较低，未经处理不宜作为建（构）筑物的天然地基持力层。可塑状态的、等层，建筑性能一般，分部局限。可选作为一般建筑物或辅助（附属）建（构）筑物地基持力层或下卧层。硬塑状态的、层，170、力学强度较高，建筑性能较好，可考虑作为重要建筑物天然地基持力层，但由于地基土的不均匀性，应进行强度变形验算。层含碎石粉质粘土，硬塑状态，建筑性能较好，可考虑作为一般建筑物天然地基持力层。层泥质砂岩一般埋藏较深，可视建筑物荷载大小分别选择强风化层、中等风化层作为桩基持力层。地基岩土主要工程特性指标范围值见表4.6.3.5。表4.6.3.5 西山厂区各地基岩土层主要物理力学指标范围值地层时代及成因层号岩土层名 称风化程度状态及密度重度压缩系数压缩模量粘聚力内摩擦角承载力特征值钻孔灌注桩快 剪极限侧阻 力标准值极限端阻 力标准值ra100-200kpaES100-200kpaCqpaqsiaqsia171、kN/m3MPa-1MPakPakPakPakPaQha4al-l素填土松散17.0-18.540-60淤泥质粘土流塑15.5-16.51.20-1.401.5-2.05-62.0-4.055-7012-18粉质粘土软塑17.2-18.50.45-0.654.5-5.520-305.0-7.080-11030-40粘土可塑17.2-18.50.40-0.604.5-6.525-405.0-10.0100-12038-53Qpx3al+l粉质粘土可塑18.0-19.00.20-0.306.0-8.025-4015.0-20.0130-20053-68粉质粘土硬塑19.0-20.00.10-0.1172、58.0-12.040-6012.0-25.0230-30084-96粘土硬塑19.0-19.50.10-0.158.0-14.050-6015.0-22.0230-30084-96Qpj2al粘土可塑18.0-19.00.2.0-0.306.0-8.025-4010.0-16.0140-20053-68粘土硬塑19.0-20.00.10-0.1510.0-14.040-7018.0-22.0240-30084-96粉质粘土硬塑19.0-20.00.10-0.1510.0-14.035-5520.0-24.0240-30084-96Q2el含碎石粉质粘土硬塑19.0-20.00.10-0.15173、10.0-14.025-3522.0-26.0220-30084-96S3xk泥质砂岩强风化20.0-22.0300-40-2200泥质砂岩中等风化23.0-25.0500-70-3500注：当桩径(扩底直径)超过800mm时，应考虑尺寸效应系数对桩基设计参数的影响(折减)3)地基土膨胀性根据土工试验结果，场地内上更新统、中更新统地基土层的自由膨胀率为0-5%，均小于40%，由此判断场地内上更新统、中更新统地基土层无膨胀性。4)地基方案厂区岗坡、丘坡和岗顶、丘顶，上部覆盖层主要为第四系上更新统冲积层粘性土，土层工程特性较好，可作为一般建筑物的天然地基持力层，中更新统粘性土与土的工程特性较好，但174、埋藏一般较深，不易直接利用。本厂区填方区范围较大，在低洼地段（未来填方厚度较大区），填土与浅部土层工程特性较差，需进行地基处理或采用桩基。建议重要建筑物尽量布置在挖方区或浅填方区而考虑采用天然地基，减少地基处理的费用，但需要进行强度与变形验算，如地层不能满足承载力和变形要求则需考虑进行地基处理或采用桩基。5）挖填方边坡根据总平面布置，存在挖填方边坡。挖方边坡岩性以残积的可塑-硬塑状态粉质粘土及抗风化能力较弱的软质岩石（强风化泥质粉砂岩）为主，填方地段地基岩土层岩性以上、中更新统冲积、湖积的可塑-硬塑粘性土为主，局部低洼地段为全新统的淤泥或软塑粘性土。地下水以第四系松散岩类孔隙水为主，埋深较浅，175、水量随季节变化大。挖方边坡：按照场坪标高25.5m判断，挖方边坡坡高一般都较小，一般小于5.0m。地基岩土条件较好，可采用适当放坡与坡面支护即可。挖方边坡坡面应设排水孔（泄水孔），以疏排坡体内的基岩裂隙水或孔隙水，在地下水较多或有大股水流处，应加密排水孔。填方边坡：按照场坪标高25.5m判断，天方边坡主要在厂区南、北与东南侧，一般天方边坡高度为2-5m，坡高不大。最大填方边坡位于厂区东南侧冷却塔地带。填方边坡，原则上采用放坡处理，坡比1:1.75，必要时采用放坡加重力式挡土墙方式支护，尤其在冷却塔地带。坡面采用菱形浆砌石格构，格构间铺设土工格栅植草，以防止强降雨造成的面流对坡面冲刷的破坏。填方176、区应清除原始地表的软弱土，挡土墙基础在设计深度内如遇软土，应超挖至可塑-硬塑粘性土层或基岩，并采用C15埋石混凝土或与挡土墙同类型浆砌块石回填。未设挡土墙地段，坡脚底梁应置于可塑状态或硬塑状态的地层之上。4.6.3.6 取水泵房地段岩土工程条件与评价地形地貌：拟选取水泵房位于长江南岸边，属于工业园区。位于龙华集团与华东造船厂之间，西南侧约60m为工业园区的宽大排水渠，渠道顺直，为人工渠道。东南距离尖山山脚约550m，西北距离长江水边线约70m。该区域为长江一级阶地，地形平坦、开阔，相对高差很小。地层岩性：地层岩性：主要为第四系覆盖层，区域资料厚度厚度约3860m，本次钻探资料上覆软弱土厚度达3177、1m，下部为稍密-中密的砂土，下伏二叠系和石炭系基岩。水文地质条件：取水泵房地段地下水类型为第四系松散岩类孔隙潜水，主要埋藏于第四系全新统地层中，赋存于砂类土及软弱土层中。勘测期间地下水位埋深为 2.0-6.0m，水量丰富，主要接受长江水体与大气降水补给，地下水与长江水体的水力联系密切，具有互补系。水位随季节变化，旱季水位低，雨季水位高，水位变幅在4.0米左右。据本区的水文地质环境与类比分析，地下水对砼具微腐蚀性，对砼结构中钢筋具微腐蚀性。不良地质作用：1）建（构）筑物距离长江较近，该区域的第四系全新统覆盖层为一套河湖相沉积物。上部的主要地层属欠固结的软弱土层，具高压缩性，抗剪强度低，工程性质178、差，承载力低，易产生不均匀沉陷和渗透变形。2）该区域下伏基岩为二叠系茅口组和石炭系黄龙组灰岩，层厚质纯，岩溶发育强烈。根据江西省xx县地质灾害调查与区划成果报告，此区域被定为覆盖型岩溶地面塌陷易发区，有发生岩溶地面塌陷的可能性。据本次勘察与地质调查情况分析，发生岩溶地面塌陷的可能性小。3）水泵房西侧有一条宽大的开发区排水渠道，深约8m，渠道边坡没有支护，稳定性较差，几处出现崩滑现象。水泵房与西侧排水渠道相距约60m，对水泵房稳定影响不大。岩土工程评价：水泵房距离长江水体较近，而此处长江岸坡稳定性不甚好，可见局部崩塌。建议长江岸边采取得力有效的岸坡支护措施。如果条件允许，建议将水泵房适当移动以远179、离排水渠和长江岸边。本次钻探资料上覆软弱土厚度达31.0m，根据本区软弱土很厚与不良地质作用特征初步分析认为：初步判定不宜采用天然地基，建议采用桩基。建议尽快开展地质灾害评估工作。4.6.3.7 灰场、料场与运会公路岩土工程条件与评价本厂址与银沙湾厂址共用灰场方案，灰场、料场岩土工程条件与评价，详见4.6.2.7节。运灰公路自厂区到兰家岭，为山前斜坡与丘陵地貌，运灰公路岩土工程条件沿线分段说明如下：厂区至段家村，地势较为平坦，地形呈垄岗状，地基土主要为第四系上更新统老粘土，以硬塑状态为主，承载力高，岩土工程特性较好，沿线未见不良地质作用。段家村至兰家岭，为丘陵地貌，地形较陡，坡度约18-26，180、地层为坡残积层含粘性土碎石，中密，其承载力较高，岩土工程特性一般较好，沿线未见不良地质作用。建议公路适当放坡，并进行边坡支护。4.6.4 厂址方案比较两个厂址的岩土工程条件综合比较见表4.6.4.1。从各厂址方案的岩土工程条件出发，俩厂址方案均成立可行；总平面适当调整后银砂湾厂址略优于西山厂址。表4.6.4.1 厂址岩土工程条件综合比较表厂址方案比较项目厂址灰场银砂湾厂址西山厂址黄茅潭灰场区域断裂构造及地震离微弱全新活动断裂约300m，一般场地条件下50年超越概率10%的地震动峰值加速度为0.05g，对应地震基本烈度为度。离微弱全新活动断裂约600m，一般场地条件下50年超越概率10%的地震动181、峰值加速度为0.05g，对应地震基本烈度为度。离微弱全新活动断裂约100m，一般场地条件下50年超越概率10%的地震动峰值加速度为0.05g，对应地震基本烈度为度。 地貌及不良地质作用厂址区域处于低丘地形上，其西面为包公山，西南面为黄茅潭。天然状态下未见不良地质作用。厂区北端边缘存在岩溶与断层。厂址区域处于沿江山体与黄茅潭滩涂之间的低丘地形上，地势稍有起伏。天然状态下未见不良地质作用。丘陵地貌，灰场用地范围标高70110m，相对高差3040m，山顶浑圆，山脊舒缓，呈波状起伏，沟谷呈开阔缓坡“U”型谷，地形坡度较缓，坡角1525，植被发育。天然状态下未见不良地质作用。地层岩性垄岗区主要为第四系中182、上更新统冲湖积的可塑硬塑粘性土；残丘区为第四系统残积层，下伏志留系泥质砂岩，北端边缘有泥盆系石英砂岩、石炭系灰岩。垄岗区主要为第四系中、上更新统冲湖积的可塑硬塑粘性土；残丘区为第四系残积层，下伏志留系泥质砂岩。灰场地段表层为第四系残积层，下伏基岩为泥盆系上统五通组厚层石英砂岩、砾岩。地下水第四系松散岩类孔隙水和碎屑岩类裂隙水。厂区北角煤仓地带存在岩溶水。地下水对砼具微腐蚀性，对砼结构中的钢筋具微腐蚀性。第四系松散岩类孔隙水和碎屑岩类裂隙水，地下水对砼具微腐蚀性，对砼结构中的钢筋具微腐蚀性。第四系松散岩类孔隙水和碎屑岩类裂隙水。地基基础方案重要建筑物尽量布置于挖方区或填土厚度不大的填方区，考虑183、采用天然地基与桩基两方案的比较；对于低洼的岗间平地，未来因存在较厚的填土层，采用人工地基或桩基。厂区总平面布置应优化调整。重要建筑物尽量布置于挖方区或填土厚度不大的填方区，考虑采用天然地基与桩基两方案的比较；对于低洼的岗间平地，未来因存在较厚的填土层，尤其是靠黄茅潭水库地段，采用人工地基或桩基。灰坝采用天然地基，坡地以粉质粘土为持力层，洼地以基岩为持力层。灰水渗漏/存在灰水渗漏问题优劣排序12/4.6.5 结论及建议1）拟选厂址和灰场所处区域位于赣北东西向构造带与华夏系的武宁xx复式坳陷带、新华夏系的波阳赣州坳陷带复合交接部位，区内褶皱较缓和，未见深大断裂通过，地震发生不频繁，且一般小于6级，184、所以本区属于地壳稳定地区。根据目前资料，西山厂区与F1断裂的距离约600m。北端煤仓地段（1、2号孔）建筑物移动后银沙湾厂区内无断裂通过。初步判定拟选两厂址满足规范要求，适宜建设。2）拟选两厂址和灰场所处区域地震动反应谱特征周期为0.35s，一般场地条件下50年超越概率10%的地震动峰值加速度为0.05g，对应地震基本烈度为6度。3）拟选西山厂址、银砂湾厂址所处区域地下水主要为第四系松散岩类孔隙水和碎屑岩类裂隙水，水量较小。据地下水水质分析成果判断，拟选俩厂址地下水对砼具微腐蚀性，对砼结构中钢筋具微腐蚀性。土对砼具微腐蚀性，对砼结构中钢筋具微腐蚀性。4）拟选西山、银砂湾两厂址自然状态条件下，崩185、塌、滑坡、泥石流、塌陷等不良地质作用不发育；但受人类活动、工程建设影响形成切坡后，易造成崩塌、滑坡。银砂湾厂区北端边缘存在岩溶与断层，建议储煤仓适当南移以避开该区。5）两个拟选厂址和灰场区域没有具开采价值的矿床，亦无文物、遗址、遗迹和化石群。6）各厂区地基岩土层主要工程特性指标范围值分别见表4.6.2.5、表4.6.3.5。拟选西山厂址一般建筑物可采用天然地基，以上更新统粉质粘土为持力层；对于厂址地势较低区域，未来存在较厚的填土层，尤其是靠黄茅潭水库地段，需进行地基处理或采用桩基。重要建筑物可考虑采用天然地基，如地层不能满足要求则需进行地基处理或采用桩基。建议重要建筑物尽量布置在挖方区或浅填方186、区，减少地基处理的费用。拟选银砂湾厂址一般建筑物可采用天然地基，以上更新统粉质粘土为持力层，对于厂址地势较低区域，未来存在较厚的填土层，需进行地基处理或采用桩基。重要建筑物可考虑采用天然地基，如地层不能满足要求则需进行地基处理或采用桩基。建议重要建筑物尽量布置在挖方区或浅填方区，减少地基处理的费用。煤仓区（1、2号孔）岩溶发育，建议该建筑物移动至西南侧山体部位，或者紧邻36、37、38、39号孔一线的南侧区域。设计方案比较中的方案三较好，避开了上述煤仓区（1、2号孔）岩溶发育区。7）两厂址的取水泵房地段地层条件相似，软弱土较厚，初步判定不宜采用天然地基，建议采用桩基，以下部中密砂层为持力层。8187、）拟选灰场属构造侵蚀丘陵地貌，建议灰坝采用天然地基，坝基坝肩稳定。设计时应考虑坝体抗滑稳定。9）黄茅潭灰场为崩滑流易发区，自然状态条件下，崩塌、滑坡、泥石流等地质灾害不发育，但受人类活动、工程建设影响形成切坡后，易造成崩塌、滑坡。初步判断灰库区土层渗透系数不能满足环保部门的要求，为防止灰水对环境造成污染，建议灰场底部地段铺设土工布，并对坝基坝肩作必要的防渗处理。10）根据本次勘测的岩土工程条件判定，拟选厂址均适宜建设。11）建议尽快进行场地地震安全、矿产资源压覆和地质灾害评估。4.7 厂址比较与推荐意见4.7.1 各厂址优缺点4.7.1.1 银砂湾厂址的优缺点：优点：1. 港址流态较好，船舶靠188、泊方便；码头与厂址之间的厂外运煤栈桥较短，约1.15km。2. 厂址位置开阔，出线条件和再扩建条件好。3. 进厂道路引接自园区规划道路，较短。缺点：1. 厂外补给水管线稍长，约2.2km。2. 厂址区域拆迁工程量稍大，主要拆迁工程量为民房约25户及部分高压线、电信线等。3. 运灰距离稍远，新建运灰道路长约5.0km。4. 远期铁路专用线稍长。4.7.1.2 西山厂址的优缺点：优点：1. 厂外补给水管线稍短，约1.8km。2. 厂址区域拆迁工程量稍小，主要拆迁工程量为民房约7户及部分有线电视线路等。 3. 码头部分的引桥及栈桥长度稍短，投资稍小。4. 远期铁路专用线稍短。缺点：1. 港址上游段有189、浅滩往江侧突出，低水位时对水流流态有一定影响，对于1500DWT甲板驳靠泊有一定影响；另码头与厂址之间的厂外运煤栈桥受西山影响较长，约3.86km。2. 厂址西北面为高山，东南面为黄茅潭，建设场地受限，对总平面布置影响较大，再扩建条件较差。3. 进厂道路引接自S302省道，较长。4.7.2厂址方案的技术经济比较厂址方案主要技术条件比较见表4.7-1。厂址方案主要经济条件比较见表4.7-2。表4.7-1 厂址方案主要技术条件比较表厂址类别银砂湾厂址西山厂址地理位置厂址位于xx县城东北面约16.8km的银砂湾工业园区，距离西南面的xx市约37.5km，距离东北面的彭泽县城约21.5km。厂址位于x190、x县城东北面约11.3km的金砂湾工业园区南面，距离西南面的xx市约32km，距离东北面的彭泽县城约27km。地形地貌厂址区域处于低丘地形上，位于紫包山南侧，其西北面为包公山，西面为黄茅潭，自然地形标高在15.0m（滩涂）120.0m（山顶）之间。厂址区域处于沿江山体与黄茅潭滩涂之间的低丘地形上，地势稍有起伏，然地形标高在15.5m（滩涂）138.8m（山顶）之间取水条件采用二次循环供水系统，从长江取水，厂外补给水单管长度约为2.2km。采用二次循环供水系统，从长江取水，厂外补给水单管长度约为1.80km。交通条件厂址均位于铜九铁路西北侧，远期铁路专用线接轨站为铜九线上的xx车站，线路全长15191、.9km，疏解线长4.3km。厂址均位于铜九铁路西北侧，远期铁路专用线接轨站为铜九线上的xx车站，线路全长9.7km，疏解线长4.1km。防洪、排涝条件银砂湾厂址频率1%的长江洪水位为20.77m。厂址设计整平标高26.0m30.0m，高于厂址设计洪水位。 厂址无内涝影响。西山厂址频率1%的长江洪水位为20.89m。厂址设计整平标高23.0m25.5m，高于厂址设计洪水位。厂址无内涝影响。灰场条件二个厂址的近期灰场均采用黄茅潭灰场，远期贮灰场采用中凸头灰场。黄茅潭灰场外500m范围有20户民房需拆迁。银砂湾厂址本期推荐黄茅潭灰场东块作为初期灰场建设，茅潭灰场东块占地约地4.99hm2，灰场堆灰192、顶标高为50m，堆灰库容为51.26x104m3，可满足本期2x1000MW电厂灰渣、石膏和石子煤堆量0.95年。西山厂址本期推荐黄茅潭灰场西块作为初期灰场建设，茅潭灰场东块占地约地4.29 hm2，灰场堆灰顶标高为60m，堆灰库容为56.71x104m3，可满足本期2x1000MW电厂灰渣、石膏和石子煤堆量1.05年。运灰道路运灰距离稍远，新建运灰道路约5.0km。运灰距离稍近，新建运灰道路约1.7km。地质条件拟选厂址和灰场所处区域地震动反应谱特征周期为0.35s，一般场地条件下50年超越概率10%的地震动峰值加速度为0.05g，对应地震基本烈度为6度。根据地质图（太平关幅1:50000）193、和收资调查，拟选厂址范围岗埠区主要为第四系覆盖层，厚度约828m；丘陵区上部为第四系残坡积层，厚度约15m，下伏泥盆系和志留系基岩。拆迁条件主要拆迁工程量为民房约25户及部分高压线、电信线等主要拆迁工程量为民房约7户及部分有线电视线路等。航空影响厂址对航空无影响厂址用地及土石方工程量厂址用地约93.62hm2，厂址土石方工程量：挖方166.50104m3，填方173.30104m3厂址用地约77.52hm2，厂址土石方工程量：挖方75.00104m3，填方81.00104m3地基处理地基处理费用稍高地基处理费用稍低扩建条件厂址较为开阔，再扩建条件好。厂址西北面为高山，东南面为黄茅潭，建设场地受194、限，再扩建条件稍差。码头条件港址位于厂区北侧，直线距离约1500m；所在河段长江大堤离码头稍远，引桥及栈桥长度稍长；港址流态较好，船舶靠泊方便；港址与厂址之间的运煤栈桥长度约为1150m，便于管理。港址位于厂区东北侧，直线距离约3100m；所在河段没有长江大堤，引桥及栈桥长度较短；其上游段有浅滩往江侧突出，低水位时对水流流态有一定影响，对于1500DWT甲板驳靠泊有一定影响；港址与厂址之间的运煤栈桥长度约为3860m，不利于全厂管理。表4.7-2 厂址方案主要经济条件比较表序号项 目单位银砂湾厂址西山厂址备注数量金额（万元）数量金额（万元）1厂址总用地面积hm293.625617.277.52195、4651.24万元/亩2厂址土石方工程量挖方万m3166.503812.678.601815.022元/ m3填方173.3082.503厂外补给水管线长度km4.48803.6720DN8004厂外道路长度km5.2315694.921476含运灰道路5厂外运煤栈桥长度km1.1543703.86146683.8万元/ m6拆迁工程量万元800300估列7地基处理投资差万元5000估列8码头投资差万元1761.609小计万元19320.423630.210投资差值万元0+4309.8注：银砂湾厂址采用的条形封闭煤场，西山厂址因场地限制贮煤场采用的封闭圆形煤场，封闭圆形煤场投资增加约77万元，196、未参与比较。4.7.3 厂址方案推荐意见从上述技术经济比较可以看出，银砂湾厂址较西山厂址在土石方工程量、厂外补给水管线、地基处理费用、码头投资等条件方面稍差，但在关键的厂外输煤栈桥长度有较大的优势，节省投资较多，因而总投资也较西山厂址节省，另外银砂湾厂址在进厂道路、码头岸线条件、场地扩建条件等方面较好，因此本阶段将银砂湾厂址作为推荐厂址。5 工程设想5.1 全厂总体规划及厂区总平面规划5.1.1 全厂总体规划5.1.1.1 银砂湾厂址总体规划（1）电厂水源本工程冷却水系统采用自然通风冷却塔的二次循环方式，补给水源取自长江，取水口位于厂址西包公山脚长江右岸，距离厂址直线距离约1.5km，厂外补给197、水管单管长约2.20km。（2）电厂燃煤本期工程21000MW机组年需燃煤约为430104t，煤炭储备（中转）200万吨/年，经水路运出。规划容量61000MW机组年需燃煤约为1290104t，煤炭储备（中转）400万吨/年。燃煤拟由xx集团神东矿区提供，由xx集团煤炭运销公司煤炭销售中心负责运输到厂。主要为铁海江联运，铁路路径为煤矿黄骅港，水运来煤线路为黄骅港镇江/太仓/南京xx港-电厂码头。厂址码头位于廖家厂下游侧，即本厂址所对应岸线，该段岸线顺直微弯，水深较好，为较好的岸线选址。（3）电厂出线及出线走廊规划本期工程出线2回，电压等级为500kV，接入厂址西南面xx石钟山500kV变电站，198、直线距离约13km，线路长约16km。出线走廊沿线地形以河网泥沼及丘陵为主，沿线民房分布较多，房屋密集，主要经过行政区域为彭泽县定山乡、太平关乡。（4）贮灰场本期工程采用干除灰方式，汽车运灰。年利用小时数按5500小时计算，本期21000MW机组灰渣量约44.32104t/a，石子煤量为2.15104t/a；脱硫的副产品石膏年排放量约为7.40104t。三项总和为53.87104t/a。根据业主签订的灰渣综合利用协议，本阶段灰渣综合利用量按总量的50%考虑。因此考虑到综合利用情况，实际灰渣及石膏的总量为26.94104t/a。本期工程近期灰场采用黄茅潭灰场，黄茅潭灰场位于银砂湾厂址西南面约3.199、5km，该灰场为一山谷型灰场。银砂湾厂址本期推荐黄茅潭灰场东块作为初期灰场建设，灰场占地4.99 hm2，灰场底部标高约为23m，灰场堆灰顶标高为50m，堆灰库容为51.26x104m3，可满足本期2x1000MW电厂灰渣、石膏和石子煤堆量0.95年，考虑50%综合利用后，灰场能满足本期2x1000MW电厂1.90年的堆灰量。远期贮灰场为厂址南面的中凸头灰场，距离厂址直线距离约11.0km。需新建运灰道路约5.0km。（5）电厂防洪、排涝银砂湾厂址处长江河段100年一遇的洪水位约为20.77m。黄茅潭历史最高水位18m。厂址设计整平标高26.0m30.0m，高于厂址设计洪水位。银砂湾厂址西面存200、在一定的山洪，需设截洪沟。由于厂址至黄茅潭地势逐渐降低且无堤防阻挡，厂址处暴雨可直接流入黄茅潭，不会产生积水，故厂址不受内涝影响。（6）进厂道路进厂道路引接自改建后的园区规划道路，长约230m。（7）施工生产及施工生活区规划施工生产、生活租地面积约15.0hm2，其中安装和土建生产区12.0hm2，生活区3.0hm2，位于主厂房扩建端。5.1.1.2 西山厂址总体规划（1）电厂水源本工程冷却水系统采用自然通风冷却塔的二次循环方式，补给水源取自长江，取水口位于尖山山脚长江右岸，距离厂址直线距离约1.2km，厂外补给水管单管长约1.80km。（2）电厂燃煤本期工程21000MW机组年需燃煤约为43201、0104t，煤炭储备（中转）200万吨/年，经水路运出。规划容量61000MW机组年需燃煤约为1290104t，煤炭储备（中转）200万吨/年。燃煤拟由xx集团神东矿区提供，由xx集团煤炭运销公司煤炭销售中心负责运输到厂。主要为铁海江联运，铁路路径为煤矿黄骅港，水运来煤线路为黄骅港镇江/太仓/南京xx港-电厂码头。厂址码头位于xx陶瓷厂下游侧，即西山厂址所对应岸线的下游段，该段岸线顺直，为较好的岸线选址。（3）电厂出线及出线走廊规划本期工程出线2回，电压等级为500kV，接入厂址西南面xx石钟山500kV变电站，直线距离约9.2km，线路长约12km。出线走廊沿线地形以河网泥沼及丘陵为主，沿线202、民房分布较多，房屋密集，主要经过行政区域为xx县凰村乡和张青乡，线路路径主要从黄茅潭湖西侧绕行。（4）贮灰场本期工程采用干除灰方式，汽车运灰。年利用小时数按5500小时计算，本期21000MW机组灰渣量约44.32104t/a，石子煤量为2.15104t/a；脱硫的副产品石膏年排放量约为7.40104t。三项总和为53.87104t/a。根据业主签订的灰渣综合利用协议，本阶段灰渣综合利用量按总量的50%考虑。因此考虑到综合利用情况，实际灰渣及石膏的总量为26.94104t/a。本期工程近期灰场也采用黄茅潭灰场，黄茅潭灰场位于西山厂址东北面约2km。西山推荐黄茅潭灰场西块作为初期灰场建设，占地4203、.29 hm2，灰场底部标高约为27m，灰场堆灰顶标高为60m，堆灰库容为56.71x104m3，可满足本期2x1000MW电厂灰渣、石膏和石子煤堆量1.05年，考虑50%综合利用后，灰场能满足本期2x1000MW电厂2.10年的堆灰量。需新建运灰道路约1.70km。（5）电厂防洪、排涝西山厂址处长江100年一遇的设计洪水位约为20.89m。黄茅潭历史最高水位18m。厂址设计整平标高23.0m25.0m，高于厂址设计洪水位。西山厂址北面临山，存在一定小流域山洪，需在厂址北面设截洪沟。由于厂址至黄茅潭地势逐渐降低且无堤防阻挡，厂址处暴雨可直接流入黄茅潭，不会产生积水，故厂址不受内涝影响。（6）进204、厂道路 进厂道路引接自南面的S302省级公路，长约3.22km（7）施工生产及施工生活区规划施工生产、生活租地面积约15.0hm2，其中安装和土建生产区12.0hm2，生活区3.0hm2，位于主厂房扩建端。5.1.1.3 厂址技术经济表各厂址技术经济表见表5.1-1。表5.1-1 厂址技术经济指标表序号项 目单位厂址备注银砂湾厂址西山厂址1厂址总用地面积hm293.6277.521.1厂区用地hm246.7038.45含储备（中转）煤场用地1.2厂外排洪沟及边坡用地hm24.844.431.3进厂道路用地hm20.466.441.4运灰道路用地hm218.132.201.5贮灰场用地hm24.205、994.291.6厂外补给水管线及泵房用地hm21.000.921.7厂外输煤栈桥及转运站用地hm22.505.791.8施工区用地hm215.0015.002厂外道路2.1进厂道路长度km0.233.22新建2.2运灰道路长度km5.001.70新建3铁路专用线长度km15.909.7远期，以铁路设计院文件为准4厂外输煤栈桥长度km1.153.865厂外补给水管线长度km2.201.806厂址土石方工程总量挖方104m3166.5075.00填方173.3081.006.1厂区及施工区土石方工程量挖方104m3110.7067.70填方173.3071.906.2进厂道路土石方挖方104m3206、0.803.50填方1.203.806.3运灰道路土石方工程量挖方104m352.003.40填方54.003.506.4厂外铁路土石方工程量挖方104m3 -远期填方-6.5贮灰场土石方工程量挖方104m33.003.00填方3.503.305.1.2 厂区总平面规划布置5.1.2.1 银砂湾厂址（1）厂区总平面布置限制条件a. 本工程燃煤采用水路运输，码头的位置对厂区总平面布置格局有一定的影响。b. 本工程厂址北面有两座山包公山和紫包山，西面为黄茅潭。c. 初可研厂址位置北面有一条园区规划道路。(2) 厂区总平面布置格局设想在考虑北面园区规划道路限制的前提下厂区总平面布置按照出线方向的不同207、可分为三种格局，分别为向西、向南、向东格局方案。向西出线格局尽管有厂前区面对黄茅潭湖景观较好，从码头引接输煤栈桥的方位和出线条件较好等优点，但存在面对园区规划道路的为主厂房尾部，远期铁路位于厂区和园区规划道路之间，厂区整体景观效果稍差，进厂道路引接不顺畅等缺点。向南出线格局尽管有从码头引接输煤栈桥的方位和出线条件较好，进厂道路引接较便利等优点，但也存在远期铁路专用线需从扩建端引入，远期扩建拆迁量大。向东出线格局尽管有厂前区面对园区规划道路，厂区整体景观效果好，进厂道路引接较便利等优点，但也存在从码头引接输煤栈桥的长度较长，电厂出线方向与接入变电站的方向背离，出线条件稍差等缺点。经过对上述三种格208、局的分析，均存利弊，对景观有一定的影响，而本项目业主对景观有较高的要求，因此经过对厂址地形仔细的分析，提出改建原有园区规划道路的设想，将厂址往西北移动，尽量靠近江边，不但可以保留上述方案的优点，而且可以大幅度缩短厂外输煤栈桥的长度，并且有较好的景观效果。在此厂址根据贮煤场形式进行了多模块组合，经综合比选，本报告共提出了三个方案。（3）方案一a. 主要布置特点：1) 厂区总平面布置采用两列式布置形式，自西北向东南依次为主厂房区配电装置区。主厂房固定端朝东北，向西南扩建。主厂房A排朝向为东偏南31 2) 燃煤从码头用皮带引入贮煤场，本期21000MW机组贮煤场分为厂外和厂内两个部分，厂外贮煤场采用209、封闭条形煤场，布置在靠近厂区位置，作为储备（中转）煤场用；厂内煤场也采用封闭条形煤场，作为电厂贮煤场用。3) 辅助及附属设施区主要布置于主厂房固定端。4) 配电装置并列布置在主厂房A排外。配电设施靠近A排外变压器，连接方便。 5) 将冷却塔布置在主厂房北面，将厂前留有较开阔的用地，使厂前区有较好的景观。6) 为了缩短厂外输煤栈桥长度，将厂址尽量往江边移动，在初可厂址基础上移动了约400m。移动厂址后占用了部分现有的园区规划道路，园区道路需改建。b. 总平面布置方案简述厂区总平面布置采用两列式布置形式，自西北向东南依次为主厂房区配电装置区。主厂房固定端朝东北，向西南扩建。主厂房区的布置：主厂房区210、位于厂区的中部，输煤栈桥从主厂房固定端引入。主厂房A排朝向为东偏南31 ，主厂房长度为202.80m，主厂房A排柱轴线到烟囱中心线的距离为252.85m。主厂房区域内，从西向东依次布置有汽机房、除氧间、煤仓间、锅炉房、送风机、除尘器、引风机、烟囱及脱硫设施等，集控楼布置在两炉之间。在A排外布置有主变压器、高厂变、起/备变等。配电装置区的布置：500kV屋外配电装置位于主厂房的东面，A排外，向东南出线后转向西南接入xx500kV石钟山变电站，出线条件好。冷却塔区的布置：冷却塔布置在主厂房北面，固定端，冷却塔和主厂房中间为部分辅助设施。贮煤场区的布置：本期贮煤场分为厂外和厂内两个部分，厂外贮煤场采211、用封闭条形煤场，布置在靠近江边码头，作为储备（中转）煤场用；厂内煤场也采用封闭条形煤场，布置在靠近厂区，作为发电厂贮煤场用。辅助及附属设施区的布置：辅助及附属设施主要布置于主厂房固定端，自西北向东南依次为氨液贮罐区、油罐区、制氢站、水预处理设施、综合水泵房、锅炉补给水处理车间、材料库及检修间等，灰库等布置在炉后。综合办公楼靠近改建后的园区规划道路，有较好的景观。电厂出入口的布置：厂区规划有两个出入口进厂主出入口及运灰出入口。进厂主出入口位于厂区的东南面，靠近改建后的园区规划道路，是电厂主要人流集散区；运灰出入口位于厂区的西北面。进厂主出入口道路从拆改建后的园区规划道路上引接，新建长度约140m212、；运灰道路从厂区西北面出，至灰场，新建运灰道路长约5.0km。施工场地的布置：施工生产、生活租地面积约15.0hm2，其中安装和土建生产区12.0hm2，生活区3.0hm2，位于主厂房扩建端。详见F06571K-A01-Z04。(4) 方案二方案二厂内总平面布局基本同与方案一，主要区别在于输煤系统的不同。本方案本期21000MW机组在靠近厂区位置设置2个直径140m的封闭圆形煤场，规划61000MW机组设置4个直径140m的封闭圆形煤场，集中布置。详见F06571K-A01-Z05。 (5) 厂区总平面布置方案比较方案一、二厂内布置格局基本相同，主要的差别在于采用的贮煤场形式的不同，方案一41213、000MW机组采用封闭条形煤场，厂内设置两个，厂外设置一个，方案二41000MW机组采用3个直径140m封闭圆形煤场，集中靠近厂区布置。两个方案厂外贮煤场位置经初步勘探有可能存在溶洞，在下阶段进一步落实，优化总平面布置。输煤专业本阶段报告对两种规格煤场形式进行了详细的技术经济比较，暂推荐采用方案一。厂区总平面布置方案技术比较表见表5.1.2-1.厂区总平面布置方案经济比较表见表5.1.2-2.表5.1.2-1 厂区总平面布置方案技术条件比较表序号比较内容方案一方案二备 注1本期厂区围墙内用地面积46.70hm239.16hm2含储备（中转）煤用地2贮煤场形式41000MW机组采用封闭煤场，厂内214、设置两个，厂外设置一个，远期21000MW机组采用直径120m圆形封闭煤场41000MW机组采用3个直径140m圆形封闭煤场，集中靠近厂区布置，远期21000MW机组采用1个直径140m圆形封闭煤场3输煤栈桥长度较短，约1850m最短，约1760m含厂内外输煤栈桥4厂区土（石）方工程量挖方110.70万m3，填方114.60万m3挖方93.50万m3，填方97.30万m35主要优缺点优点： (1) 煤场采用条形封闭煤场，投资稍省。(2)储备(中转）煤场独立运行，可靠性高。缺点：(1)贮煤场分为厂内、厂外两块，不方便管理。(2)封闭条形煤场占地较大。优点： (1) 贮煤场集中布置，方便管理。(2215、)节省用地，厂区占地面积较小。缺点：(1) 圆形封闭煤场投资稍大。(2) 储备(中转）煤场不独立，可靠性稍差。 表5.1.2-2 厂区总平面布置方案经济条件比较表序号项目单位单价(万元)方案一方案二工程量总价(万元)工程量总价(万元)1厂区及施工区土石方量填方104m322114.602521.297.302140.6挖方110.7093.502输煤栈桥长度m3.818507030.017606688.03贮煤场土建及设备投资万元20915209924小计万元30466.229820.65相对投资差值万元0-645.66输煤栈桥年运行费差万元037年费用差值万元0-114.05注：1.表中数据216、为工程量差异较大的项目，工程量基本相同或差异较小的项目如厂外补给水管线、拆迁工程量、运灰道路等未参加比较。2.年费用率18.13。3.图中方案经济比较以方案一为基准，“-”表示投资减少，“+”或无表示投资增加。4.贮煤场土建及设备投资包含防洪堤投资，详细比较见输煤专业专题报告。(6) 厂区总平面布置推荐意见从上述技术、经济比较可以看出，尽管方案一较方案二投资稍高，但方案一设置了三台堆取料机，储备(中转）煤场独立运行，可靠性高，因此本阶段暂将方案一作为本工程厂区总平面布置推荐方案。5.1.2.2 西山厂址厂区总平面布置厂区总平面布置采用两列式布置形式，自西北向东南依次为主厂房区配电装置区。主厂房217、固定端朝西南，向东北扩建。主厂房A排朝向为东偏南50。燃煤从码头用皮带引入煤场，本期贮煤场采用2个直径为140m的圆形煤场，布置在厂区扩建端，进入主厂房的输煤栈桥从固定端引入。辅助及附属设施区主要以两列布置于主厂房固定端。冷却塔和配电装置并列布置在主厂房A排外。配电设施靠近A排外变压器，连接方便。进厂道路引接自S302省道，长约3.22km。详见F06571K-A01-Z06。5.1.3 厂区竖向规划5.1.3.1 银砂湾厂址本期工程现有场地地形较平坦，主要为小山包和低洼地或小水塘。结合总平面布置方案可以看出，主厂房和冷却塔区域大部分自然标高在25m30m之间，小部分在水塘，标高约20m；厂内218、贮煤场区高差稍大主要为山包和水塘，标高在16.048.0之间；施工区位于扩建端，主要标高在22.0m25.0m之间。厂外储备（中转）煤场布置在厂区附近，自然标高在15.6m50.0之间。通过土方优化计算，竖向布置采用台阶式，主要分为四个台阶：厂外储备（中转）煤场为一个台阶，初平标高约为26.70m；厂内贮煤场区为一个台阶，初平标高约为28.70m；冷却塔区和主厂房区为一个台阶，初平标高约为26.90m；施工区为一个台阶，初平标高约为25.7m。厂区及施工区初平土石方工程量为挖方114.6104m3，填方110.7104m3。5.1.3.2 西山厂址西山厂址竖向布置采用台阶式，主要分为三个台阶：219、圆形贮煤场区为一个台阶，初平标高约为25.5m；主厂房及冷却塔区为一个台阶，初平标高约为25.0m；施工区为一个台阶，初平标高约为23.2m。5.2 装机方案本工程规划建设规模为装机61000MW等级超超临界燃煤发电机组，本期拟建设21000MW超超临界燃煤发电机组，同步建设烟气脱硫和脱硝装置，并留有扩建条件。截止到2011年6月，我国已经投产百万超超临界机组38台。其中国内较早的1000MW超超临界参数火电机组主要有华能玉环电厂、华电国际山东邹县电厂、国电江苏泰州电厂、xx浙能宁海电厂、上海外高桥电厂三期工程等，近期投产的主要有华润徐州彭城三期电厂、华电宁夏灵武二期工程、广东台山发电厂、皖能220、铜陵发电厂等。从2006年到2011年，已经有多台超超临界参数火电机组移交生产、并网发电，且均运行正常。超超临界机组逐步国产化，为节约能源、降低煤耗，有效利用厂址资源创造了条件，本期工程主机选用性能先进的国产引进型超超临界参数机组。本项目的设计煤种为xx神东矿区煤种，校核煤种为xx烟煤，其干燥无灰基挥发分Vdaf高达35%和37%，其灰份Aar为10%和20.50%，收到基低位发热量为21771kJ/kg和19260kJ/kg，属烟煤。因此就煤质而言，本工程的锅炉完全可以采用超超临界参数、常规燃烧方式的煤粉锅炉。5.3 主机技术条件5.3.1 机、炉、电匹配原则机、炉、电的匹配原则如下：1) 221、汽机调阀全开(VWO)工况下的进汽量不小于汽机最大连续出力(T-MCR)工况进汽量的1.03倍，作为机组运行老化、设计、制造误差及调节能力的裕量。2) 锅炉最大连续蒸发量与汽轮机调阀全开(VWO)工况蒸汽流量相匹配。3) 汽轮机在额定进汽参数，补水率为3%，保证进汽量，背压为11.8kPa时，机组发额定出力。4) 发电机的额定容量与汽轮机的额定容量相匹配，发电机的最大容量与汽轮机的最大连续出力(T-MCR)相匹配，此时发电机的功率因数、氢压为额定值，发电机氢冷却器的冷却水温度与汽轮机相应工况下的冷却水温度一致。目前国产1000MW超超临界汽轮机存在三种不同的参数，主蒸汽入口参数分别为25MPa222、26.25MPa、和27MPa。在超超临界机组参数范围的条件下，主蒸汽压力提高1MPa，机组的热耗率就可下降0.13%0.15%；主蒸汽温度每提高10，机组的热耗率就可下降0.25%0.30%；再热蒸汽温度每提高10，机组的热耗率就可下降0.15%0.20%。按这样的条件计算，28MPa方案比25MPa方案的热效率约可相对提高0.45%；同时目前国际上可采购到的成熟材料可满足620蒸汽参数的要求。所以按照xx集团对于本工程要实现“现代工业艺术品，建设低碳环保、技术领先、世界一流数字化电站”目标的要求，为降低机组的热耗率，从而降低机组的煤耗水平，通过与三大主机厂的技术交流，我院认为在现有的技术223、条件下，主汽压力提高到27MPa是可行的，已有外高桥三期的运行业绩；再热温度提高到610也具有可实施性，汽机厂和锅炉厂所做的改动均较小，在国外已有运行业绩。所以在本阶段推荐汽轮机采用27MPa/600/610的进汽参数。另外根据主机交流的结果，各主机厂认为汽机进口压力提高到28MPa、再热蒸汽温度提高到617从技术上来讲也是可行的，但是汽机和锅炉均需做较大的改动，德国和荷兰已有27.5MPa/598/619参数的电厂。我院认为满足本工程工期要求、主机厂进行了详细的方案论证、材料采购不存在困难的情况下，也可采用28MPa/600/617的机型。有关机组选型内容，详见专题报告40-F06571K-224、A02-J01锅炉选型和40-F06571K-A02-J02汽轮机选型。5.3.2 锅 炉型式：超超临界直流锅炉，单炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、露天布置、全钢架悬吊结构，每台锅炉配用两台三分仓回转式空气预热器，可采用前后墙对冲或单炉膛双切圆燃烧方式或塔式单切圆燃烧方式。本阶段系统设置和主厂房布置暂按前后墙对冲燃烧锅炉考虑，锅炉炉型暂按型炉考虑。制粉系统采用中速磨正压直吹式冷一次风机系统，每台锅炉配6台中速磨煤机(本阶段磨煤机暂按ZGM型式进行考虑)。锅炉点火及助燃燃料为0号轻柴油，锅炉不投油最低稳燃负荷应不大于30BMCR负荷。锅炉应采用能有效抑制和减少NOx生成的燃烧技术，最大限225、度降低NO生成量，在各种燃烧工况或负荷下NO排放浓度不超过350mg/Nm3(干态，O26)，同步设置烟气脱硝装置，保证锅炉出口NOx排放不超过100mg/Nm3(干态，O26，以NO2计)。锅炉主要技术参数见下表(暂定)：序号项 目单 位BMCR工况参数1主蒸汽流量t/h2946.62主蒸汽压力MPa(a)28.423主蒸汽温度6054再热蒸汽流量t/h2441.6925再热蒸汽进口压力MPa(a)4.9066再热蒸汽进口温度342.47再热蒸汽出口压力MPa(a)4.7078再热蒸汽出口温度6139给水温度303.510锅炉保证效率(低位热值)%93.711不投油最低稳燃负荷(相对BMCR226、负荷)%30.05.3.3 汽轮机汽轮机拟选用单轴、一次中间再热、四缸四排汽、凝汽式、国产超超临界机组，汽轮机主要参数暂定为：额定功率：1000MW(TRL工况)额定主蒸汽参数(高压主汽阀前)：压力：27 MPa(a)温度：600流量：2860.8t/h额定再热蒸汽参数(中压联合汽阀前)：压力：4.427MPa(a)温度：610流量：2360.486t/h主蒸汽最大进汽量：2946.6t/h低压缸平均排汽压力：4.95 kPa(a)回热级数：8汽轮机技术条件：TRL工况下的功率为1000MW。(额定蒸汽参数，11.8 kPa(a)的平均排汽背压)在THA工况下汽机低压缸排汽平均压力为4.95k227、Pa(a)，此工况为汽轮机热耗保证工况，机组热耗不大于7212kJ/kWh。热力循环：系统采用一次中间再热，8级回热抽汽，7级表面式给水加热器（其中3号高加设前置式蒸汽冷却器），1台除氧器，1台汽动给水泵运行，2台凝结水泵，7号低加疏水通过低加疏水泵打至6号低加入口凝结水管道，轴封加热器后凝结水管道引接一路至低温省煤器，加热后返回6号低加入口的凝结水管道，汽机2个低压缸排汽排入双背压凝汽器。布置方式：室内纵向布置，运转层平台标高为17.00m。转速：3000r/min。旋转方向(由机头向发电机方向)：顺时针。5.3.4 发电机型式： 三相交流同步发电机额定功率： 1000 MW (功率因数、额228、定氢压)额定功率因数： 0.9 (滞后)额定电压： 27kV冷却方式： 定子绕组水冷，转子绕组及定子铁芯氢冷励磁方式：静态励磁5.4 热力系统原则性热力系统图见F06571K-A01-J01。本工程热力系统除辅助蒸汽系统设置联络母管外，其余系统均采用单元制。热力循环采用八级回热抽汽系统，设有双列六台高压加热器、一台除氧器和四台低压加热器。5.4.1 主蒸汽及再热蒸汽系统主蒸汽管道从过热器出口集箱以双管分别接至汽轮机主汽门。主蒸汽管道材料选用A335P92。主蒸汽管道上不设流量测量装置，流量通过设在锅炉一级过热器和二级过热器之间的流量装置来测量。低温再热蒸汽管道由高压缸排汽口以双管接出，汇成一根229、单管，在锅炉侧再分为双管分别接入锅炉再热器入口联箱。高温再热蒸汽管道，由锅炉再热器出口联箱以双管分别接入汽轮机左右侧中压联合汽门。高温再热蒸汽管道材料选用A335P92，低温再热蒸汽管道材料将根据最终选用主机的特点选用A672B70CL32或A691 1-1/4Cr CL22。主蒸汽管道和高温再热蒸汽管道在汽轮机入口前设压力平衡连通管，以消除压力偏差。5.4.2 汽机旁路系统设置旁路系统可改善机组的启动性能，缩短启动时间和减少汽轮机的循环寿命损耗，回收工质。根据已经投产同类机组的经验，按照东方的机型，推荐采用一级高压大旁路系统。旁路系统仅考虑机组启动需要，暂按25%BMCR容量考虑，具体容量待230、机炉启动匹配完成后最终确定。5.4.3 回热抽汽系统本工程1000MW机组拟采用8级抽汽回热系统。一、二、三段抽汽向3级高压加热器供汽，其中3号高加设置前置式蒸汽冷却器，四段抽汽向除氧器和给水泵汽轮机供汽，五、六、七、八段抽汽向4级低压加热器供汽。作为防止汽机进水和防止停机或甩负荷时汽机超速的措施，除布置在凝汽器喉部的七、八段抽汽管道外，一至六段抽汽管道上设有气动止回阀和快速电动隔离阀，电动隔离阀装在靠近加热器侧处，是防止汽轮机进水的主要保护，气动止回阀则按蒸汽流向装在电动隔离阀之前，主要用于汽轮机超速保护及防止进水的次要保护。在四段抽汽管道上靠近汽轮机处装设一个电动隔离阀和两个止回阀，防止由231、于除氧器和给水箱热容量大，一旦汽机甩负荷或除氧器满水等事故时，将会引起汽水倒流入抽汽管再灌入汽轮机。除氧器采用滑压方式运行，通向除氧器的抽汽管道上不设调节阀。给水泵汽轮机采用双汽源，正常运行低压汽源为主汽轮机四段抽汽，备用汽源按辅助蒸汽考虑。5.4.4 给水系统给水系统采用单元制。给水系统从除氧器给水箱把给水输送至锅炉省煤器进口联箱。在此过程中，给水在高压给水加热器内被汽机抽汽加热以提高循环效率。给水系统还向锅炉过热蒸汽减温器、再热蒸汽减温器及汽机旁路减温器提供减温水，以控制蒸汽温度。给水系统配有两列6台半容量高压加热器。高压加热器组水侧采用大旁路以简化系统，降低设备投资。当一列3台高压加热器232、中任何一台发生故障时，则该列高加切除，高加旁路自动开启，系统经由高加旁路及另一组高加向省煤器供水。每台机组设置一台容量为100%锅炉最大给水消耗量的汽动给水泵，单独的电动前置泵，每台机设置一台电动启动给水泵。每台给水泵设有一套给水再循环系统，以保证给水泵在小流量时的安全运行。汽动给水泵设置单独的小机凝汽器，给水泵汽轮机正常工作汽源来自主汽轮机的四段抽汽，备用汽源为辅助蒸汽系统。高压给水管道材料为15NiCuMoNb5-6-4(EN 10216-2)。5.4.5 凝结水系统本系统是将凝汽器热井中的凝结水加热并输送至除氧器，在此过程中，凝结水被加热、除氧、化学水处理和净化。另外本系统还向辅助蒸汽系233、统、低压旁路减温器、疏水扩容器等提供减温水，为设备提供密封水以及为各种系统提供补给水和杂用水。系统设两台100%容量的立式凝结水泵，1台运行1台备用。设置一拖二的变频装置。四台低压加热器(5号、6号、7号、8号)，一台汽封蒸汽冷却器，一台除氧器。凝结水采用中压精处理装置，不设凝结水升压泵。5、6号，7、8号低压加热器分别设置凝结水大旁路，凝结水精处理装置设有单独的凝结水旁路。本工程设置有低温省煤器，轴封加热器出口的凝结水管路引接一路至低温省煤器，升温后返回6号低加进口的凝结水管路上。该系统还设置有凝结水的升压泵。升压泵设置2台，1运1备。除氧器加热汽源来自四段抽汽，启动和低负荷汽源来自辅汽系统234、。5.4.6 凝汽器有关管道及抽真空系统本工程采用双背压凝汽器，抽真空系统采用扩大单元制，设有三台50%容量的机械真空泵。机组正常运行时，高背压及低背压凝汽器各运行一台真空泵，另一台真空泵则经切换阀作为任一运行真空泵的备用，切换阀门采用气动阀，与真空泵联锁。机组启动时，三台泵同时投入运行，以缩短抽真空时间。5.4.7 辅助蒸汽系统辅助蒸汽系统为全厂提供公用汽源。本工程每台机设一个压力0.81.2MPa(a)，温度为300360的辅助蒸汽联箱。相邻机组的辅助蒸汽联箱用一根辅助蒸汽母管连接。机组正常运行时由本机四级抽汽向辅助蒸汽系统供汽，机组启动时辅助蒸汽由启动锅炉或邻机提供辅助汽源，低负荷时由本235、机低温再热蒸汽供汽。本工程还设置有邻炉加热系统，两台机组各自从低温再热蒸汽引接一路汽源合并为母管。当一台机组运行，另一台机组启动时，为启动机组的2号高加提供汽源，加快机组的启动速度。5.4.8 加热器疏水系统双列高压加热器疏水采用逐级自流的串连方式最终进入除氧器，最后一级两路高加疏水分别接至除氧器，两列高加疏水相互独立。在事故情况或低负荷时，每台高压加热器均设有单独的事故疏水管道，分别接至与凝汽器相连接的疏水扩容器。低压加热器组疏水5号低加逐级自流疏水到6号低加，6号低加疏水至7号低加，7号低加通过低加疏水泵将疏水打入凝结水管道6号低加进口。8号低加疏水疏向凝汽器，各低压加热器均设有事故疏水，236、分别接入凝汽器。5.4.9 启动蒸汽系统根据大火规对于非采暖区1000MW机组启动锅炉的要求，本工程设置1台容量为50t/h的燃油启动锅炉，蒸汽参数为1.27MPa、350。5.5 燃烧制粉系统原则性燃烧和制粉系统图见40-F06571K-A01-J02、J03。5.5.1 耗煤量本工程所用燃煤设计煤种为xx神东矿区煤种，校核煤种为xx烟煤。煤质资料见3.2。根据锅炉参数及煤质数据，计算的锅炉耗煤量见下表：表5.5.1-1 锅炉燃料消耗量序号项目名称单位设计煤种BMCR校核煤种BMCR1锅炉台数台12122时耗煤量t/h390.39780.78441.30882.603日耗煤量t/d7807.237、815615.68826.017652.04年耗煤量104t/a214.72429.44242.715485.43注：日运行小时数按20小时计，年利用小时数按5500h计。5.5.2 锅炉点火方式及燃油系统本期工程锅炉点火及助燃燃料品种暂按0号轻柴油考虑。锅炉采用2级点火，即高能点火器轻柴油煤粉。在燃烧器管理系统(BMS)中，锅炉自动点火、油枪自动投切。油质特性可参照GB252-2000，燃油的主要特性见下表所示：表5.5.2-1 0号轻柴油特性表序号项 目指标试验方法1色度，号，不大于3.5GB/T 65402氧化安定性，总不溶物，mg/100mL，不大于2.5SH/T 01753硫含量，%238、(m/m)，不大于0.2GB/T 3804酸度，mgKOH/100mL，不大于7GB/T 258510%蒸余物残碳1)，%(m/m)，不大于0.3GB/T 2686灰分，%(m/m)，不大于0.01GB/T 5087铜片腐蚀(50，3h)，级，不大于1GB/T 50968水分，%(V/V)，不大于痕 迹GB/T 2609机械杂质无GB/T 51110运动粘度(20)，mm2/S3.08.0GB/T 26511凝点，不高于0GB/T 51012冷滤点，不高于4SH/T 024813闪点(闭口)，不低于55GB/T 26114十六烷值，不小于45GB/T 38615馏程：GB/T 653650%馏239、出温度， 不高于30090%馏出温度，不高于35595%馏出温度，不高于36516密度(20)，kg/m3实 测GB/T 1884GB/T 188517比重，t/m30.830.87经验值18低位发热量，MJ/kg42经验值根据目前节油点火技术的发展现状和本工程的煤质分析资料，在技术上完全可以采用节油点火系统。本工程现阶段推荐采用小油枪点火装置并辅以邻炉蒸汽加热点火技术，关于锅炉点火方式的选择详见40-F06571K-A02-J03锅炉点火方式选型及助燃油系统设计优化专题报告。由于采用了节油点火技术，燃油系统的容量及设备的选择均按设置节油点火系统进行考虑。电厂燃油的运输暂按公路运输考虑，燃油系240、统设2500m3轻油储罐、335%容量供油泵、2台卸油泵。除锅炉点火及助燃用油外，燃油系统还向启动锅炉和机组柴油发电机供油。油罐区设有最大处理能力为5t/h的机械重力式或多级组合式高效油水分离器，以收集油罐底层的沉积水、油泵房地面冲洗等含油污水，进行分离处理达标(含油量5ppm)后排入水工设置的复用水池。油水分离器分离出来的油通过废油泵送回油罐或用专用油桶收集回收处理。5.5.3 制粉系统根据火力发电厂设计技术规程(DL5000-2000)规定，对大容量机组，在煤种适宜时，宜优先选用中速磨煤机；对低挥发分贫煤、无烟煤、磨损性很强且易爆的烟煤等煤种，当技术经济比较合理时，可以选用双进双出钢球磨煤241、机。当采用中速磨磨煤机、风扇磨煤机或双进双出钢球磨煤机制粉设备时，宜采用直吹式制粉系统；当采用中速磨煤机和双进双出钢球磨煤机，且空气预热器能满足要求时，宜采用正压冷一次风机系统。根据本工程的煤质分析数据(具体数据见上表)可以看出，本工程的煤种为极优的动力煤种，由于目前尚缺煤的磨损指数(Ke)，根据煤的灰成分分析，现阶段按中速磨煤机正压直吹式冷一次风机制粉系统进行设计在技术及方案上应该是完全可行的。本期工程每台锅炉配6台中速磨煤机，5台运行1台备用，每台磨煤机对应锅炉的一层燃烧器，中速磨煤机的出力按磨损后期出力满足10%的出力裕量进行设计。每台磨煤机配1台称重式皮带给煤机，每台锅炉设2台冷一次风242、机。为防止制粉系统向外漏粉，磨煤机的密封系统采用集中密封系统，每炉设2台密封风机，1台运行，1台备用。密封风机与一次风机串联，以提高风压后向磨煤机本体及磨煤机进口风门提供密封空气，而磨煤机出口闸板门及给煤机的密封空气则直接取自冷一次风管。密封风机进口装有空气过滤器，以保证密封空气的清洁度避免阻塞密封间隙。密封风机由磨煤机厂配供。中速磨直吹式制粉系统具有系统简单、辅机少、磨煤机出力调节幅度大、调节灵活、操作方便、噪音低、制粉电耗低、节省土建投资等优点。近几年来随着燃煤电站的设计，制造，运行以及维护水平的不断提高，中速磨直吹式制粉系统的技术水平也得到了迅速发展，其应用领域也不断扩大，对于煤种的适应243、性越来越广。与磨煤机对应，每台锅炉设6座原煤仓。原煤仓的总有效储煤量可满足锅炉BMCR工况时8小时以上的耗煤量，原煤仓下部采用双曲线型式，同时内衬不锈钢板，同时每个煤斗设1套煤斗疏松装置，以便于原煤流动和有效解决可能出现的堵煤现象。每台磨煤机配用1台耐压称重式皮带给煤机，配置变频电动机，可以随锅炉负荷自动调节给煤量。给煤机进、出口落煤管采用不锈钢管，既便于原煤流动，同时也保证了耐磨性。5.5.4 烟风系统锅炉烟风系统按平衡通风设计，锅炉设有两台回转式三分仓空气预热器。每台锅炉分别选用2台50%容量的动叶可调轴流式冷一次风机、动叶可调轴流式送风机、动叶可调轴流式吸风机。三大风机的基本风量按设计煤244、种、锅炉BMCR工况、空预器运行一年后保证漏风率计算。5.5.4.1 一次风系统一次风机具有风量小、风压高、转速高以及随负荷变化风量变化大而风压变化小等特点。离心式风机的特性曲线适合于一次风的运行工况，并具有结构简单、运行可靠、价格便宜等优点，生产厂家较多，运行业绩普遍，但运行调节效率较低。而轴流风机具有效率较高、调节性能良好等特点，采用双级动叶可以满足风机高风压的要求，控制系统完善，完全可以克服在起动或锅炉低负荷时运行不当而易产生“喘振”现象，目前国内1000MW等级机组应用运行业绩也基本上均采用了这种型式。因此本工程的一次风机按双级动叶可调轴流式风机进行设计。在一次风机的吸风口设有消声器。245、为调节风温和风量，在每台磨煤机的冷、热风管上均设自动电动调节风门。在冷、热风后的混合风道上装有流量测量装置，用来测量磨煤机进口干燥用热风量。同时，按防爆设计要求，在每台磨煤机进口的热一次风道和调温风道上设有隔绝门，用于事故和检修状态下隔绝冷、热风进入磨煤机。为配合锅炉小油枪点火装置的运行，与锅炉设置小油枪点火装置的燃烧器对应的磨煤机进口另设有一路蒸汽加热风道，用于锅炉点火状态下利用启动锅炉蒸汽提高该磨煤机进口风温以满足磨煤机冷炉制粉干燥要求。为有效保护锅炉火焰监测装置，每台锅炉配2台离心式火焰监测冷却风机，其中一台运行、一台备用。5.5.4.2 二次风系统本工程送风机按2台50%容量的动叶可调246、轴流式风机考虑，风机吸风口设有消声器，为防止低温腐蚀，在空气预热器的进口二次风道上设置热风再循环。二次风机出口设置有冷二次风联络风道。从空预器出来的热二次风分两路至锅炉的热二次风大风箱后，进入每一个燃烧器的二次风口。在进大风箱前的热二次分风道上，装有流量测量装置。5.5.4.3 烟气系统烟气从炉膛出口通过尾部受热面后，经过省煤器、烟气脱硝装置后进入容克式三分仓空气预热器，然后通过烟道进入静电除尘器，再经两台50容量动叶可调轴流式吸风机升压后，经过脱硫吸收塔后经烟囱进行排放。在空气预热器进口烟道上装有电动挡板门，可允许特殊工况下单侧空气预热器运行。在除尘器出口烟道上设有联络烟道，用于平衡除尘器进247、口烟气量。吸风机进出口设有电动风门，起开启、关断作用。根据环保排放的要求，锅炉烟气除尘暂按采用高效静电除尘器，其除尘效率与烟气脱硫(湿法)一并考虑，每台锅炉采用两台三室五电场静电除尘器可满足烟囱出口烟尘排放浓度小于30mg/Nm3，除尘器的除尘效率要求不低于99.80%。静电除尘器的除尘效率最终以国家环保部门的批复文件为准。本工程静电除尘器采用高频电源、低低温除尘技术并结合低温省煤器方案，可提高除尘器效率，降低粉尘排放浓度，同时也利用了烟气余热对凝结水进行加热，降低机组煤耗。低温省煤器采用两级设置方案，第一级低温省煤器设置在除尘器前的入口烟道上，第二级低温省煤器设置在吸风机后烟道上。由于本工程248、现阶段煤质资料中暂无灰比电阻资料，建议业主方在下阶段对灰在各温度下的比电阻进行测定，以便在下阶段设计中全面判断本工程煤灰的收尘特性和最终确定除尘器型式，如比电阻过高可考虑在采用低低温电除尘器的基础上增设旋转极板技术，或采用布袋除尘器、电袋除尘器。本工程采用尾部全烟气脱硫系统，脱硫系统的设计按不设置GGH进行设计。脱硫系统不设置旁路烟道，原烟气从吸风机出口烟道引出，经脱硫系统的吸收塔后进行排放。考虑到GGH是脱硫系统故障率最高，在取消GGH后，脱硫系统运行的稳定性大大提高，因此在本阶段按不设置GGH和旁路烟道进行设计。脱硫系统不单独设置脱硫增压风机，采取与吸风机合并的方式进行设计。本工程吸风机现249、阶段暂按每台炉设2台50%容量的双级动叶可调轴流式风机考虑。本工程两台锅炉合用一座钢筋混凝土外筒、钢制圆内筒的双管烟囱。根据环保专业计算的结果，本工程烟囱高度暂按210m。为防止出现烟羽下洗，本工程烟囱出口直径（单个钢内筒）定为8.0m，其出口流速满足环保要求，不低于烟囱出口处平均风速的1.5倍，且不得在58m/s以下运行。内筒材质采用钛复合钢板，为控制液滴夹带出烟囱带来的环境问题，排烟筒直径取为8.5m，BRL工况排烟筒内的流速控制在18m/s以下，为了保证同时在筒体内和出口处均有合理的烟气流速，在烟囱出口设置长直段收缩段。故本工程烟囱内筒的基本筒型为“下部直段圆筒+收缩段+出口段直段圆筒”250、结构，单个内筒下部直径为8.5m，出口直径为8.0m。本工程最终的烟囱高度、烟囱出口直径等均最终以国家环保部门的批复文件为准。5.5.5 关于汞及其化合物排放的控制火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2011)已于近日发布，其中规定：汞及其化合物排放限值为0.03mg/Nm3。本工程汞及其化合物排放限值也应满足此要求。5.5.5.1 烟气中汞的形态汞具有较强的挥发性，燃煤中绝大部分的汞在燃烧过程中以元素态汞（Hg0）转移到了烟气中，而在烟气从管道排出的过程中，部分Hg0 被氧化成氧化态汞（Hg2+），颗粒物吸附Hg0和Hg2+形成颗粒态汞（Hgp）。烟气中3种形态的汞的含量及其转化受到多251、种因素的影响。我国储煤中汞的含量相对较高，大约在0.22mg/kg左右，不同煤种中汞的含量由高到低依次为：瘦煤褐煤焦煤无烟煤气煤长焰煤。由于Hg2+的化合物易溶于水，Hg(p)易被除尘器捕获，所以这两种形态的汞是比较容易除去的。而Hg0由于容易在大气中长距离运输，从而形成全球性的汞污染，它在大气中的平均停留时间长达半年至2年，是最难控制的形态之一。因此，对Hg0污染的控制成为当前研究的重点和难点。5.5.5.2 控制汞排放的技术措施（1）燃煤前处理技术燃煤前处理技术燃煤前处理技术主要包括洗煤、热处理和使用煤添加剂等。通过这些方法可以尽量减少汞进入到烟气中或者使汞在煤燃烧时生成更易于被后续工艺去252、除的形态。煤中汞一般与灰分、黄铁矿及有机碳等结合在一起。采用传统方法选煤时，可以去除大部分硫化铁硫和其它矿物质，从而除去煤中的部分汞，平均去除率为51%。不过浮选法把煤中的汞转移到了废液中，洗煤后产生的浆液的处理是个新的问题，同时该方法无法有效去除煤中与有机碳结合在一起的汞。热处理技术是利用汞高挥发性的特点，在高温环境下把煤中的汞蒸发除去。但是，由于高温环境下煤也将发生热分解造成热值损失，因此，如何在增强汞蒸发的情况下尽量减少煤的热解是研究的重点。除此之外，加入煤添加剂是对煤进行处理的另一种方法。其中由于生物质中含有较丰富的Na，K，Cl，Ca 等物质，如果把生物质与煤混合燃烧，可以有效氧化烟253、气中的汞。另外，添加石灰石也能有效影响烟气中汞的含量。不过，采用煤添加剂方法目前仍没有得到较好的发展，相关机理研究有待进一步深入。（2）协同脱汞技术协同除汞就是利用现有烟气处理设备，在对其他污染物进行处理的同时，实现对汞的协同控制。这种方法可以提高污染控制设备的利用率，降低控制成本，主要包括颗粒物控制单元和脱硫脱氮单元。除尘器协同除汞，静电除尘器（ESP）和布袋除尘器（FF）是电厂广泛使用的除尘设备。随着对颗粒物的控制，他们对烟气中的汞有一定的去除效果。脱硫设备协同除汞，脱硫设备在控制燃煤电厂烟气SO2排放中发挥着重要的作用。由于烟气中的Hg2+极易溶于水或者其他吸收液体，因此湿式脱硫系统（W254、FGD）对汞具有一定的去除效果。SCR脱氮设备协同除汞，SCR选择性催化还原技术是为了削减NOx 排放量而使用的技术，但其对烟气中的汞也具有一定的氧化效果，使经过SCR 反应器后的烟气中Hg2+的浓度有所增加。SCR 只能氧化烟气中的汞，而没有直接的吸附去除效果，其协同除汞作用需要与其他烟气处理设备联用，才能发挥作用。大部分的现有烟气处理设备对汞的减排都具有一定的作用，但不同的设备对烟气中不同形态的汞的捕捉能力有所不同，因而单独的除汞能力相对有限，或者需要比较苛刻的条件才能保证较好的汞去除效果。因此，采用设备联用的方法在一定程度可以降低工艺的复杂性，提高汞减排的实际效果。欧盟大型燃烧装置的最佳255、可行技术参考文件（Reference Document on Best Available Techniques for Large Combustion Plants）建议汞的脱除优先考虑采用高效除尘、烟气脱硫和脱硝协同控制的技术路线。就燃煤电厂而言，在采用除尘、脱硫和脱硝协同控制脱汞后，其联合脱汞效率一般可以达到70%90%。（3）吸附法专门除汞技术基于汞的特点及污染现状，研究者们提出了各种控制方法，其中较为广泛的就是吸附剂的研究，吸附技术利用对汞具有良好吸附性能的物质，以喷射或固定床的形式对烟气中的汞进行吸附处理，增强汞的去除效果。这些吸附剂主要有活性炭类、飞灰、钙基类、沸石、蛭石类等固256、体吸附剂。其中在烟道内喷入活性炭吸附剂是比较常用的方式，该方法是将含有卤化物的活性碳在静电除尘器或布袋除尘器前喷入，烟气里的汞和活性碳中的卤化物反应并被活性碳所吸附，然后被静电除尘器所捕集，飞灰里被收集下来的汞不会再次释放从而达到除汞的目的。吸附剂占粉煤灰中的比例取决于喷射率和燃煤的灰分含量，一般在0.1%到3%左右。烟道喷入活性炭吸附剂技术包括选择和生产吸附剂、吸附剂储存和喷射与汞测量三个环节。含卤化物的活性碳吸附剂从生产的工厂运送到电厂，储存于贮料罐中，压缩空气将吸附剂分别压到喷射器的进料注入导管，再通过一批喷嘴喷射到烟气中，连续汞监测仪将烟气中的汞含量记录下来。吸附剂是该技术的核心。优化257、的喷射系统可以将吸附剂颗粒均匀地喷射在烟气中，让吸附剂颗粒涵盖所有的烟道空间，以最快的速度和烟气混合，使吸附剂颗粒与汞化合物最大限度地接触和反应，大大地提高吸附剂的脱汞效率和降低成本。5.5.5.3 本工程烟气脱汞的工程设想根据目前国内电厂燃煤的特点以及部分运行电厂对烟气中汞的排放浓度的测定，一般利用除尘、脱硫和脱硝控制装置可以达到火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2011)对汞及其化合物排放限值为0.03mg /Nm3的要求。根据相关资料，对中国煤炭的汞含量及主要用煤行业燃煤汞排放因子进行了研究，并结合有关统计资料计算了我国各行业和各地区燃煤汞的排放量，全国煤炭的平均汞含量约为0.2258、2mg/kg。如本工程煤质中的含汞量按0.22mg/kg计算，则烟气中的含汞浓度约为0.03mg/Nm3，再考虑到脱硫、脱硝和除尘设备脱汞的效率可达到70%90%，烟囱出口的含汞浓度可满足排放要求。本工程现阶段煤质资料中暂无汞含量的资料，尚无法对烟气中的汞排放浓度进行准确计算，建议业主方在下阶段对煤中的汞含量进行测定。如煤质中的汞含量偏高且经过脱硫、脱硝和除尘设备脱汞后仍无法满足排放标准要求，可采取吸附法专门除汞技术，即在炉后空气预热器进口或出口烟道上开孔用于喷吸附剂脱汞。5.6 电气部分5.6.1 电气主接线根据电力系统规划，xx江西xx煤炭储备（中转）发电一体化工程，规划容量为6台1000259、MW机组，本期工程新建2台1000MW机组，本期500kV出线两回，远景规划500kV出线按5回考虑。根据接入系统资料，本期工程拟采用以下两种方案接入系统，相应500kV系统的电气主接线如下：方案一：厂内设500kV配电装置母线，每台机组均采用发电机变压器组单元接线接入厂内500kV配电装置母线，500kV出线两回，两回出线均接入11公里外的500kV石钟山变。500kV配电装置为3/2接线，两进两出共两个完整串。发电机回路暂按不装设发电机出口断路器考虑，每台机设两台高压厂用工作变压器，电源从主变低压侧和发电机出口之间引接，另设置一台高压启动备用变压器作为2台机组的启动备用电源，其电源由附近的260、220千伏变电所引接。方案二：厂内设500kV配电装置母线，每台机组均采用发电机变压器组单元接线接入厂内500kV配电装置母线，500kV出线两回，一回接入11公里外的500kV石钟山变，另一回接入100公里外的500kV洪源变。500kV配电装置为3/2接线，两进两出共两个完整串。发电机回路暂按装设发电机出口断路器考虑，每台机设两台高压厂用工作变压器，电源从主变低压侧和发电机出口断路器之间引接，另设置一台高压备用变压器作为2台机组的备用电源，其电源由附近的220千伏变电所引接。现阶段暂按方案二进行总平面配合和计列投资估算，最终的方案将根据接入系统审查意见决定。有关启动备用电源引接问题，由于电261、厂位于xx市xx县金砂湾工业园区，周边220千伏的变电所较多，下阶段将经过调研后进一步论证备用电源外引的可能性。现阶段本工程方案一暂按不装设GCB方案计列投资估算。方案二暂按装设GCB方案考虑。5.6.2 主要电气设备选择主变压器暂按一台1140MVA三相变压器考虑。两台高压厂用工作变压器，均采用无载调压分裂变压器，一台为分裂结构变压器容量暂定为50/30-30MVA，另一台为双卷变容量暂定为38MVA。另设一台容量为50/38-38MVA的有载调压分裂结构高压备用变压器作为高压厂用工作变压器的备用。发电机出口断路器额定电流28000A，额定电压27kV，额定开断电流180kA；500kV断路262、器选用SF6瓷柱式断路器，额定电流4000A，额定开断电流63kA；500kV隔离开关选用水平开启式和垂直伸缩式隔离开关，额定电流4000A，动稳定水平为160kA。发电机励磁方式拟采用自并励静态励磁。5.6.3 电气设备布置500kV配电装置采用户外敞开式布置方式。500kV本期布置按3/2断路器接线方式布置，配电装置采用断路器三列式布置方案。进线两回，出线两回。该布置方案的特点是500kV一串设备占用12个间隔，配电装置横向尺寸较小，扩建很方便。同时可有效地减少配电装置的横向尺寸，对500kV出线走廊非常有利。主变压器、高压厂用工作变压器、高压启动备用变压器等电气设施布置在主厂房A排外，主263、变高压侧引出线采用架空线接入500kV屋外配电装置，主变低压侧采用离相封闭母线接至发电机的出线端。本期高压备用变压器布置在2台机高压变压器的中间，通过220千伏高压电缆引接至厂内500kV屋外配电装置旁的220kV高压开关设备，再通过220kV架空线接到厂外的相关变电站。5.6.4 厂用电系统5.6.4.1 厂用电接线经过初步估算，综合考虑电机起动时母线电压降及厂用母线的短路水平的要求，本阶段高压厂用电电压等级暂按10kV一级电压考虑，最终高压厂用电压等级待下一阶段做详细研究比较后确定。每台机暂按设一台容量为50/30-30MVA的无载调压分裂变和一台容量为38MVA的无载调压双卷变作为高压厂264、用工作变压器，每台机设三段10千伏工作母线，两台机共设一台容量为50/38-38MVA的高压备用变压器作为两台机组的备用电源，高压厂用电系统中性点采用电阻接地方式。低压厂用电系统采用380/220伏PC-MCC、中性点直接接地方式。其中主厂房内采用动力和照明检修分开的供电方式。主厂房外的辅助车间低压厂用电系统，采用动力和照明检修合并的供电方式。由于厂区面积大，负荷分散，采用按工艺系统和就近供电相结合的原则，设立车间配电PC或MCC母线。为保证机组在交流厂用电发生停电事故时安全停机及重要负荷的事故备用，本期每台机组设置一台容量为1800kW快速起动的应急柴油发电机组。5.6.4.2 厂用配电装置265、布置本期主厂房高压厂用配电装置布置在汽机房内，分别与高压工作变及备用变连接。本期主厂房低压厂用配电装置初步考虑布置在汽机房和集控楼内各层。主厂房外低压厂用配电装置根据工艺系统分别布置在各工艺系统辅助车间专用配电室内。应急柴油发电机组布置在集控楼0米层。5.6.5 直流系统及交流不停电电源5.6.5.1 直流系统1) 直流系统配置本期每单元机组装设一套直流系统。直流系统由蓄电池组、充电器、直流主屏及直流分屏等组成。每台机设置三组蓄电池：一组220V蓄电池，对直流油泵、断路器合闸储能机构和直流事故照明等动力负荷供电；二组110V(或220V)蓄电池，对本机组的控制、信号、继电保护和自动装置等控制负266、荷供电。机组直流系统设备布置在主厂房单元机组直流屏室和蓄电池室。本期主接线采用发电机-变压器组接线，本期在500kV配电装置设置网络继电器室，布置本期控制保护、电能计费、远动等设备，同时预留远期控制保护设备屏位。故本期 500kV升压站设置一套网络直流系统，布置于500kV网络继电器室。网络直流系统容量及配电回路均按满足远期配置要求考虑。蓄电池采用阀控式密封铅酸蓄电池。充电器采用微机型高频开关电源。2) 辅助车间控制电源供电方式为简化直流系统接线，提高机组直流系统可靠性，同时降低投资，对本工程重要辅助车间配电装置采用直流电源成套装置供电。不重要配电装置可采用交流控制。5.6.5.2 交流不停电267、电源(UPS)为了保证单元机组的分散控制系统(DCS)、电气控制系统、自动装置、热工保护、智能装置、调节装置及热工仪表等不停电负荷的不间断供电，每单元机组将装设一套交流不停电电源装置。本工程为百万级机组，如因UPS故障导致机组停运将造成较大损失。故本工程交流不停电电源推荐采用双套冗余配置。5.6.6 电气系统控制及保护5.6.6.1 单元机组控制方式本工程单元机组采用机、炉、电集中控制，机组控制采用现场总线为基础的分散控制系统(FCS)。发变组及厂用电作为FCS的一个子系统纳入机组FCS控制系统。本工程电气系统具体配置方案将在初步设计阶段进行详细论证。5.6.6.2 辅助车间控制系统1) 电除268、尘控制系统本工程每台炉配置两套三室四电场除尘器，每台炉配用一套智能静电除尘器控制系统。为提高本工程节能水平、提高电除尘的除尘效率并节省占地，电除尘器第一和第二电场采用高频电源控制。电除尘控制系统由上位机、由DSP作核心控制芯片，IGBT作开关模块的高频电源装置、PLC可编程控制器控制的低压系统及各种检测装置、传感器等组成。2) 输煤控制系统本期工程输煤系统同时承担电厂内运煤及及煤炭储备(中转)2个功能，输煤工艺系统的设置是将两个功能统一考虑，在系统流程上密不可分，故控制系统也按一套考虑，即电厂内运煤及及煤炭储备(中转)采用一套控制系统。本工程码头卸船及相关输送系统的控制另设独立控制系统完成，由269、项目法人另行委托设计，不在本设计范围内。由于输煤系统设备非常分散，传感器在运煤皮带沿线布置，传统的输煤PLC I/O控制方式将耗费大量电缆，对于交流控制回路，存在过长的电缆带来的感应电压问题。故现场总线技术在输煤系统中的应用优势十分明显。为此本工程输煤系统推荐采用现场总线技术。根据本工程统一规划，输煤系统作为一个子系统纳入本工程辅网现场总线控制系统，可以在集中控制室集中监控。但考虑到输煤系统启停频繁且启动过程与现场联系较多的特殊性，建议在就地输煤电子设备间设置操作员兼工程师站及工业电视监视器，作为调试和辅助监控使用。5.6.6.3 继电保护发电机/变压器组及高压备用变压器保护采用微机型成套保护270、装置，主、后备保护均按双重化配置。针对1000MW级发电机变压器组保护配置，双重化保护的其中一套定子接地保护采用注入式定子接地保护。此外增加发电机轴电流及轴电压保护。5.6.6.4 火灾报警及门禁系统全厂设置一套火灾报警系统，火灾报警系统由火灾集中报警控制器、火灾区域报警控制器、消防联动控制柜、火灾点式及线型探测器、手动报警按钮、输入/输出模块、消防电话系统、消防报警及广播系统等组成。为满足电厂安防管理要求，全厂设置一套门禁系统，对控制室、电子设备间、电气配电间等重要区域设置门禁管理。5.6.7 厂内通信5.6.7.1 概述本期工程将建设2x1000MW，规划容量6x1000MW。厂内通信为电271、厂的公用系统之一，主要由生产管理(行政)通信系统、生产调度通信系统(包括调度交换机、输煤扩音/呼叫系统、无线对讲通信)和通信网络等组成。各系统之间互为备用，互相补充，形成一个安全可靠的全厂行政管理、生产调度、生产维护、检修的通信网络。根据电厂一期工程、终期工程的建设规模、容量及生产运行控制方式，厂内通信方案如下：5.6.7.2 厂内通信方案5.6.7.2.1 生产管理(行政)通信生产管理通信系统主要由：数字式程控电话交换机、配线设备、通信电缆网络及用户话机组成。该系统主要完成厂内各用户之间电话通信联系，并通过交换机中继方式接入当地市话公用通信网以及上级管理部门行政专网以便于全厂行政管理系统对外272、对内通信联系，同时也作为生产调度通信的备用。1) 本期工程生产管理通信系统配置一套数字式程控交换机(采用冗余系统)，用户配置600门，该交换机系统的配置具备扩容能力，终期系统容量为2048端口。2) 数字程控交换机安装在厂区办公大楼通信机房内，该套系统将通过本系统电力专网电路采用2M或4W E/M接入上级网(省)电力行政专网。通信终端(电话分机)一般都设置在行政办公室和生产管理型办公室及主要生产调度值班室。电话机应为双音频/脉冲式。电话机的安装方式可为座式或挂式。3) 生产管理交换机可通过接入市话网实现全厂行政管理系统对外、对内通信联系。5.6.7.2.2 生产调度通信1) 生产调度通信系统273、，主要是主控制室值长通过调度操作台与各级生产岗位(机、炉、电及输煤系统)进行通话、发布命令、完成电厂内生产调度指挥、处理事故告警、保证电力生产可靠、安全的运行，同时接收上级调度部门对系统的调度指令。根据电厂运行、控制方式本期工程配置一套生产调度程控交换机(采用冗余系统)，系统容量为768端口(需配置至网、省调调度交换网组网中继端口、与电厂内交换机的中继端口)，该交换机系统配置应具备扩容的能力。生产调度交换机需配置调度台2个，机炉电集控室、生产厂房、各主要巡回操作点和生产岗位等设置电话分机，值班员可通过调度台与生产人员联系，同时接收系统内及各主管部门对电力生产的调度指挥。其调度主机设备与行政管理274、系统的数字程控交换机一起布置在厂区办公大楼的厂内通信机房内，调度台布置在主厂房集控室内。该设备经本工程系统通信设备提供的2M中继电路接入电力调度专网。2) 输煤扩音呼叫/对讲系统本期工程在输煤系统配置一套输煤扩音呼叫/对讲系统，该系统主要用于输煤系统的生产调度指挥，此系统按50个话站进行配置，主机设备及调度台布置在输煤集控室内，该输煤扩音呼叫/对讲系统应具备扩容能力。3) 无线通信针对本工程机组容量大，自动化水平高，维护人员少的特点，在离主厂房距离较远的生产岗位，为了解决厂区至灰场及重要岗位流动生产人员，检修、调试工作人员的通信问题，按照实际需要在本工程中配备一定数量的无线对讲通信手机，本工程275、按 50 个用户配置。5.6.7.2.3 电源本工程配备2套48V/250A高频开关电源设备(N+1备份)和二组-48V、600 Ah的阀控式铅酸免维护蓄电池，组成通信直流不停电电源供电系统；此系统所需交流电源，通过自动切换的、可靠的、来自不同厂用电母线段的双回交流电源装置供电。两套电源系统为厂内通信、系统通信设备供电，且互为备用。生产管理数字程控交换机和生产调度程控交换机的供电电源均采用48V直流不停电电源供电。输煤扩音呼叫/对讲系统的供电电源由电气不停电220伏交流引来。5.6.7.2.4 配线设备及电缆网络生产管理程控交换机及生产调度程控交换机的电缆(线)配线设备和音频电缆网络，以保证厂276、内生产调度通信的可靠性和安全性。配线设备及电缆网络主要由配线架、交接箱、分线盒、通信电缆、用户终端设备等组成。本期工程生产管理系统和生产调度系统配备一套容量为2000回线总配线架，配线架具备扩容条件。网络的交接箱有600回线、300回线、200回线，分线盒有50对、30对、20对、10对等。通信电缆容量依施工图网络的实际情况而确定。5.6.7.3 通信机房及设备布置要求为了便于运行、维护和管理，除输煤系统的通信设备外，生产管理通信部分、(包括通信机房总配线架)、生产调度通信交换机、系统通信部分的设备均安装在通信机房，因此本工程考虑设置一个通信机房、一个蓄电池室。本工程配置的生产管理系统设备(包277、括交换机、总配线架)、生产调度系统设备、系统通信设备(包括光传输设备、光、数配线架)、高频开关电源等设备均安装在通信机房内。配备的二组蓄电池设备安装在蓄电池室内。配备的输煤系统扩音/呼叫设备置于输煤系统集控室中。5.7 燃料输送系统5.7.1 概述本工程推荐厂址为银砂湾厂址，位于xx县城东北面约16.8km的银砂湾工业园区，距离西南面的xx市约37.5km，距离东北面的彭泽县城约21.5km。本项目规划建设规模为：电厂规划装机61000MW燃煤发电机组，中转煤炭400万吨/年，煤炭中转外销采用水路或铁路运输方式。输煤系统按电厂41000MW燃煤发电机组加中转煤炭200万吨设计，分期实施。预留远278、期21000MW燃煤发电机组加中转煤炭200万吨建设条件。5.7.2 煤质分析及电厂燃煤量5.7.2.1 煤质分析见3.2燃料5.7.2.2 本期工程燃煤量41000MW机组，燃煤量见下表： 煤量 容量小时耗煤量（t/h）日耗煤量（t/d）年耗煤量（10kt/a）设计煤种11000MW390.397807.8214.714521000MW780.7815615.6429.42941000MW1561.5631231.2858.858校核煤种11000MW441.38826242.71521000MW882.617652485.4341000MW1765.235304970.86说明：1. 设备279、日利用小时数为20小时。2. 设备年利用小时数为5500小时。5.7.3 卸煤设施5.7.3.1 码头吞吐能力本项目规划建设规模为：电厂规划装机61000MW燃煤发电机组，61000MW机组年耗煤量1290万吨，中转煤炭400万吨/a，煤炭中转外销采用水路或铁路运输方式。码头规划货物吞吐量2090万吨/a（其中码头进口1690万吨/a，出口400万吨/a）。本期工程电厂安装21000MW燃煤发电机组，发电年耗煤量约为430万吨，煤炭外销水路运出200万吨/a；码头设计卸煤能力630万吨/a，设计装船能力200万吨/a。5.7.3.2 码头及设备配置根据货运量、货种、流向、船型及自然条件等基础条280、件和其它要求，本工程码头设计为直立式码头结构形式。平面布置自上游往下游依次布置了2个500DWT专业散货出口泊位和3个5000DWT专业散货进口泊位。出口泊位配置2台轨距为12m、额定出力为800t/h的直线移动式装船机进行装船作业，出口装船考虑了2种工艺流程：一为当卸煤煤驳与装船煤驳同时到达时，物料可由卸船机通过码头前沿胶带输送带机（B=1.4m）和装船机进行对接装船作业直接装船；二为当卸煤煤驳与装船煤驳未同时到达时，物料可由卸船机通过引桥胶带输送带机（B=1.8m）将煤卸至后方煤场储备；当码头无卸煤煤驳时，可通过煤场胶带机将煤转运至装船机进行装船作业。3个进口泊位共配置5台轨距为18m、额281、定出力为800t/h的桥式抓斗卸船机，皮带机按2个泊位、3台桥式抓斗卸船机共用1条皮带机布置，和1个泊位2台桥式抓斗卸船机共用1条皮带机布置，本期工程引桥上游桥式抓斗卸船机轨道内部布置1条进口皮带机（B=1.8m）和2条出口皮带机（B=1.0m），引桥下游布置1个进口泊位和3个预留进口泊位，引桥下游桥式抓斗卸船机轨道内部布置2条皮带机（B=1.8m），其中1条为预留的皮带机。物料通过桥式抓斗卸船机、码头平台皮带机（B=1.8m）、引桥皮带机（B=1.8m）运至设计分界点（0号转运站）。码头上还配有进出港口的装卸计量电子皮带称和煤取样装置。5.7.4 储煤场5.7.4.1 中转码头后方煤场储量根282、据海港总平面设计规范（JTJ21199）中有关规定，并结合本工程的具体条件，进行计算确定中转码头后方堆场容量：E=QhKBkKrtdc/（TykaK）式中：E堆场所需容量（t）Qh年货运量（200万吨）KBK堆场不平衡系数（1.3）Tyk堆场年营运天（350天）tdc堆场平均堆存期（13天）aK堆场容积利用系数（0.8）Kr煤炭进场百分比（70）经计算年中转200万吨煤炭堆场计算容量为8.45万吨。 5.7.4.2 煤场总储量电厂煤场储量按机组20天燃煤量考虑，本期按21000MW机组加中转200万吨煤场储量为39.68万吨，按41000MW机组加中转200万吨煤场储量为70.91万吨，当达到283、61000MW机组加中转400万吨时，储量为110.6万吨。本工程输煤系统按41000MW机组容量加中转200万吨煤设计，缓建部分设施。5.7.4.3 煤场设备及布置目前在电厂运煤系统和煤码头储煤场中常用的储存方法有常规露天储存（必要时设置部分干煤储存设施）、完全室内储存和筒仓储存三种方式。针对于本工程而言，其环保要求较高，只能采用完全室内储存和筒仓储存方式。完全室内储存可采用的方案有斗轮堆取料机条形封闭煤场和圆形封闭煤场。本工程输煤系统按41000MW机组规划设计，根据总平面布置及场地地质条件，本工程煤场设想2个方案：方案一：斗轮堆取料机煤场是目前在电厂运煤系统和煤码头中使用最多和最广泛的储284、煤设施，由于斗轮堆取料机煤场堆高提高有限（一般在1218m），只能通过加大煤场宽度和长度来增加储煤量，斗轮堆取料机封闭储煤场目前正在国内兴起。21000MW机组加200万吨煤炭中转采用斗轮堆取料机条形封闭煤场，考虑到便于码头来煤的中转，在中转码头与电厂之间设置一个长355.米、宽120米、煤堆高15米、储量为17万吨的斗轮堆取料机条形封闭煤场，在电厂侧设置一个长555.米、宽120米、煤堆高15米、储量为31.2万吨的斗轮堆取料机条形封闭煤场，本期建设1座斗轮堆取料机条形封闭煤场，预留1座斗轮堆取料机条形封闭煤场，可满足41000MW机组20天加中转200万吨的耗煤量。方案二：近年来随着国家对285、环保要求的提高、特别是沿海和东部经济发达地区，封闭煤场已被逐步采用。典型的圆形封闭煤场主要组成部分为：中心柱及下部的圆锥形煤斗、堆料机、取料机、电气和控制设备、土建结构及其它相关辅助设施等构成。目前投运的有福建漳州后石电厂，福建可门电厂、xx宁海电厂、粤电汕尾电厂、河源电厂、贵溪电厂、海南东方电厂等多个电厂；其利于环保的优势也已被逐步认可。21000MW机组加200万吨煤炭中转采用园形封闭煤场，在电厂侧设置4座直径140m，煤堆最大高度34.5m，挡煤墙高度23.5m，储量27万吨圆形封闭煤场，本期先上2座，二期预留1座，可满足41000MW机组20天加中转200万吨的耗煤量。通过技术比较分析286、，斗轮堆取料机封闭煤场投资稍低，圆形封闭煤场投资略高。煤场占地面积斗轮堆取料机封闭煤场较大，圆形封闭煤场较小。就斗轮堆取料机封闭煤场而言，斗轮堆取料机封闭煤场虽煤场占地面积较大，在煤场四周留有消防通道，可进入煤场，对于高挥发份煤的自燃处理较容易。从运行管理角度考虑，斗轮堆取料机封闭煤场由于煤的回取率较低，需大量的辅助机械作业，圆形封闭煤场煤的回取率较高，但仍需少量的辅助机械作业。本工程为煤炭一体化工程，采用斗轮堆取料机封闭煤场，中转煤场与电厂用煤可分隔，可独立运行，给运行管理带来一定的方便，又中转煤场靠近码头可节省一定的煤炭中转运行电耗。故本工程本阶段暂按斗轮堆取料机封闭煤场设计，待下阶段再作287、进一步分析研究。5.7.5 厂内输送系统5.7.5.1 输送系统设备型式的选择目前国内输送系统设备一般采用普通胶带机，为节约工程的初投资普通胶带机采用露天加小罩布置；对于野外长距离输送也可采用管式胶带输送机，管式胶带输送机由于结构比普通胶带机复杂，检修维护不便，在短距离内一般不推荐采用；目前国际上兴起一种气垫式胶带输送机，据了解与普通胶带机相比在水平输送方向可节省30%的轴功率，造价比普通胶带机每米多2000元左右，输送出力一般在1500t/h，是一种节能降耗设备，由于造价稍高，本阶段暂不采用，待下阶段调查研究后再行考虑。5.7.5.2 胶带机输送系统本期输煤系统按41000MW机组容量设计，288、小时耗煤量为1561.56t/h（按设计煤种计算），考虑到校核煤种等因素，输送系数按1.5计算，厂内输送系统采用带宽1600mm，带速3.15m/s的带式输送机，出力2400t/h，输送系统均采用双路布置，一路运行，一路备用，并具有双路同时启动的条件。输煤系统工艺流程图详见：F06571K-A01-M01附图。5.7.6 输煤系统远期规划本工程输煤系统设计规模为41000MW机组，远期21000MW机组预留建设条件，当扩建远期21000MW机组加200万吨中转煤炭时，码头相应扩建，增加1路卸煤胶带输送机，将煤转运至电厂。在电厂内建设2个圆形煤场，圆形煤场的煤既可向远期21000MW机组供煤，也289、可向铁路装车系统供煤，远期规划的铁路装车系统为一套贯通式自动化铁路装车系统，可满足整列装车要求。5.7.7 筛碎系统本工程筛碎系统设备采用环锤式碎煤机及滚轴筛：筛分设备采用12轴滚轴筛，出力2400t/h，筛上物粒度300mm，筛下物粒度30mm；碎煤机采用环锤式碎煤机，进料粒度300mm，出料粒度30mm，出力1800t/h，可以满足磨煤机进口对燃煤粒度的要求。筛、碎系统中留有旁路系统，当来煤粒度满足磨煤机进口粒度要求时，燃煤可不经过筛、碎设备直接进入运煤系统。5.7.8 输煤系统控制方式及辅助设备本工程输煤系统采用程序控制和就地控制两种方式，主要设备联锁，程控室设在输煤综合楼内。带式输送机290、设保护装置。输煤系统采用三级除铁方式，在卸煤码头设置一台除铁器作为一级除铁，在煤场出口胶带机设置除铁器作为二级除铁，在碎煤机后设置除铁器作为三级除铁。入炉煤的计量采用ICS型电子皮带秤并设循环链码动态校验装置对皮带秤进行动态校验，设入炉煤取样装置，以对入炉煤质进行采制样。为降低煤尘，减少污染，备用煤场设喷洒水装置，并在栈桥和转运站、煤仓间设水冲洗装置和喷水抑尘装置。各带式输送机头尾部、碎煤机楼、各转运站及推煤机库设起吊设备，用于设备的安装与检修。5.8 除灰渣系统5.8.1 概述 本工程为煤炭储备（中转）发电一体化工程，本期建设21000MW燃煤机组，规划容量61000MW。正常情况下灰渣将全291、部综合利用。粉煤灰是燃煤火力发电厂发电的同时伴随产生的固体废料之一，由于它具有火山灰效应，对混凝土具有减水性、和易性，增加抗渗性，减少蠕变，掺入粉煤灰具有后期强度高等许多优点，受到建材、建工、建筑等行业的青睐。利用粉煤灰，具有相当可观的经济效应。粉煤灰被广泛应用于建筑、水泥生产、筑路、回填、生产复合材料及填充材料等方面应用前景非常广阔。近几年来，随着干灰研究成果的不断成功，干灰作为新型建筑材料得到了广泛的应用，特别是细灰的综合利用市场十分看好，一级灰是建筑混凝土优质的掺合料，可用来作大坝水泥和高速公路水泥的掺合料，而二级灰亦可直接作水泥掺合料，很受市场的欢迎，灰渣综合利用前景好。本设计采用灰渣292、分除，干灰干渣干排，为灰渣综合利用创造条件。5.8.2 设计原始资料1) 本工程机组日利用小时数按20小时计，年利用小时数按5500小时计。2) 发电机组：锅炉：锅炉设冷渣斗，采用连续排渣方式。除尘方式：每台锅炉配2台3室五电场静电除尘器。制粉系统型式：中速磨煤机正压冷一次风机直吹式。 3）灰场：二个厂址的近期灰场均采用黄茅潭灰场，远期贮灰场采用中凸头灰场。黄茅潭灰场位于银砂湾厂址西南面约3.5km，黄茅潭灰场位于西山厂址东北面约2km。该灰场为一山谷型灰场4) 锅炉排灰渣量：见5.8-1表表5.8-1 21000MW机组BMCR工况下锅炉排灰渣量表5.8-1 锅炉灰渣量煤种机组容量小时灰渣量293、（t/h）日灰渣量（t/d）年灰渣量（104t/a）（MW)灰渣灰渣灰渣灰渣灰渣灰渣设计煤种1x100036.26 4.03 40.29 725.29 80.59 805.87 19.95 2.22 22.16 2x100072.53 8.06 80.59 1450.57 161.17 1611.75 39.89 4.43 44.32 校核煤种1x100082.55 9.17 91.72 1650.98 183.44 1834.42 45.40 5.04 50.45 2x1000165.10 18.34 183.44 3301.96 366.88 3668.85 90.80 10.09 100294、.89 备注：锅炉飞灰份额：0.9，渣：0.1。本工程机组日利用小时数按20小时计，年利用小时数按5500小时计。5) 石子煤量：见5.8-2表表5.8-2 21000MW机组BMCR工况下锅炉石子煤量煤种机组容量小时耗石量（t/h）日耗石量（t/d）年耗石量（10kt/a）设计煤种1x1000 MW1.9539.041.072x1000 MW3.9078.082.15校核煤种1x1000 MW2.21 44.13 1.21 2x1000 MW4.41 88.26 2.43 注锅炉石子煤量按0.5%计算，日利用小时数20小时，年利用小时数 5500小时。5.8.3 除灰渣系统的设想根据电厂的建295、设规模、机组配置、煤质资料、环保要求、综合利用条件、灰场条件及其特点，初步拟定除灰渣系统如下：5.8.3.1 除渣系统除渣系统设置有两个方案，方案一机械干式除渣方案，方案二机械湿式除渣方案（1）方案一：机械干式除渣方案a） 工艺流程： 渣井 排渣关断门预破碎机一级钢带输渣机碎渣机二级钢带输渣机中转渣仓 湿搅拌机 外运综合利用或灰场堆放 汽车散装机 外运综合利用 b）系统描述：炉底渣由锅炉渣斗落到炉底排渣装置上，大的渣块待充分燃烧后经预破碎后落到输送钢带上。高温炉渣由输渣机输送钢带送出，送出过程中的热渣被冷却成可以直接储存和运输的冷渣，冷却用的空气，是利用锅炉炉膛负压的作用下，由输渣机壳体进风口296、进入设备内部，被渣加热后的热空气直接进入炉膛，钢带输渣机出口处的灰渣温度可以在150C以下，而吸入炉膛中的空气温度可达600C以上。在精确自动控制下，经系统吸入炉膛中的空气量不会超过炉膛总燃烧空气量的1%。炉渣在锅炉渣斗机出口经予破碎机破碎后，经钢带输渣机提升进入中转渣仓储存，中转渣仓容积140m3，可贮存每台炉燃用校核煤种时12小时以上的排渣量，渣仓内的渣通过卸料机构定期装车外运供综合利用或运至临时灰场碾压贮存。（2）方案二：机械湿式除渣方案a） 工艺流程：炉底渣刮板捞渣机中转渣仓 装车外运 渣沟 渣水泵 除渣系统用水 冲洗水泵 缓冲水池 高效浓缩机 补充水b）系统描述：炉底渣由装设在锅炉炉297、膛下部的渣斗收集，冷却、粒化后，由渣斗下部的1台水浸刮板捞渣机连续将渣排出，运至渣仓顶部后，经电动三通、单向带式输送机转运至中转渣仓内贮存。中转渣仓采用双渣仓，其中一台析水时，由另一台放渣，交错运行。在渣仓顶部设有电动三通，实现分别向两个渣仓卸渣。渣仓容积为2x140m3，每个渣仓可贮存每台炉燃用校核煤种时12小时以上的排渣量。在中转渣仓内部设置有析水元件，可以将渣进一步析水滤干。滤干后的渣，含水率在25%-30%，定期用自卸汽车运至贮灰场或综合利用用户。从捞渣机溢流出的含渣水，流入渣浆池，然后由渣水泵输送至高效浓缩机，经高效浓缩机处理后，溢流水排入澄清池进一步澄清后，由冲洗水泵升压后输送至锅298、炉房供除渣系统冲渣用水，重复利用。（3） 除渣系统选择：方案一的系统在国内大型机组已有运行经验，虽设备投资相对较高，但系统设备配置简洁，运行环节少，维护工作量少，没有渣水处理系统，环保条件好，运行费用低，较少的运行管理人员、灵活方便的综合利用是干式排渣系统的优点。方案二的系统在国内有丰富的运行经验，系统投资相对低。但系统较为复杂，渣需在水中冷却淬化，再进行渣水的处理回收重复使用，需建一套渣水回收设施，使运行环节复杂，系统设备数量多，电耗、水耗较高。从节水、节能及综合利用能力观点出发，推荐采用机械干式除渣方案。方案一与方案二的比较详见专题报告5.8.3.2 除灰系统目前，飞灰气力输送技术发展较快299、，气力除灰系统在我国火力发电厂的应用非常广泛，除我国自行开发的各种型式的仓式气力输送系统外，还有从国外引进的负压气力输灰系统、低正压气力输灰系统、正压浓相气力输灰系统、双套管正压气力输灰系统等等。本工程拟按正压浓相气力输灰系统进行方案设计。正压相气力输灰系统是目前国际上先进的气力输送技术之一.它采用固气两相流的气力输送原理，利用压缩空气的动压输送物料。与常规的稀相仓泵输送技术相比较，它的主要特点是：输送空气压力低、输送速度低、输送距离长、灰气比高、输送管道的直径小、输送管道不需要采用耐磨材料(仅弯头要采用耐磨材料)、维护工作量小等。正压浓相气力输灰系统是一种安全、可靠、高效、节能的气力输送系统300、。a) 除灰系统工艺流程图：除尘器灰斗仓泵灰库 装车外运 脱硝灰斗 仓泵 灰库 装车外运 省煤器灰斗仓泵灰库 装车外运 b) 系统描述：正压浓相气力输灰系统主要分气力输送和灰库贮存两部分，通过输送管道连接成一个整体，并配套有气化部分和气源部分。该系统每个锅炉电除尘器灰斗配一台输灰器，通过输灰管道将干灰送至干灰库。采用浓相输送系统，输送灰气比高，系统所需空压机和相关空气净化设备的容量相应减小，从而可降低系统初投资及运行能耗。c)输送系统部分：除尘器采用3室5电场静电除尘器，每电场设置12个灰斗，通过除尘器灰斗下的输灰器，在压缩空气的作用下通过管道，将各灰斗内的排灰输送至灰库。每炉4根输灰管，电除尘器一电场的干灰设2根输灰管将灰送入粗灰库，电除尘器二电场的干