1、XXXXXXXXXXXXX有限公司农业综合开发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145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1.1 任务依据和工作概况1.2 原有电厂概况1.3 项目建设的必要性1.4 研究工作的主要工程设计目标1.5 研究范围22、 电力系统3 热负荷分析4 燃料供应5 建厂条件5.1 厂址概述5.2 交通运输5.3 水源5.4 水文气象5.5 厂址区域稳定性与工程地质 6 工程设想6.1 全厂总体规划及总平面布置6.2 装机方案及机组选型6.3 化学水处理系统6.4 电气部分6.5 水工部分6.6 岩土工程6.7 烟气脱硝系统6.8 项目实施条件和建设进度及工期 7 环境和社会影响8 初步投资估算及财务与风险分析9 结论及建议1 概 述xxxx高井热电厂是中国xx集团公司唯一在京电厂，xxxx发电股份有限公司全资电厂，地处北京市最西部的门头沟区与石景山区交界处，总装机660MW，始建于1959年，是全国最早按照扩大单元3、集中控制的火力发电厂，1974年6台机组全部竣工投产。曾被誉为“电力工业战线上的一面旗帜”。作为北京地区主力热电厂，北京电网骨干电源支撑点和重要热源点的高井热电厂至今已运行了50年。高井热电厂是首都电网220千伏和110千伏并联点的通道，供热面积超过1300万平方米。自2003年以来，xxxx发电股份有限公司先后投入17亿元资金对高井热电厂进行供热改造和脱硫、脱硝、布袋除尘、煤棚封闭等环保综合治理。截止2007年底，高井热电厂所有环保设备全部投入运行，成为国内第一家完全实现清洁生产的热电联产企业。环保排放指标全部达到北京市锅炉大气污染物排放标准，兑现了履行社会责任的承诺。随着国家“节能减排”的4、政策和北京市新的环保排放标准的颁布实施，高井热电厂于“十二五”期间扩建热电联产机组，确保稳定供热。随着北京市逐步向xx化大都市迈进，集中供热要求日益强烈。根据北京市热力公司的供热规划统计，目前北京市(城八区)集中供热需求量约5亿平方米，而能满足集中供热的仅为1.5亿平方米，供热缺口相当大。针对石景山地区，待开发面积很大，特别是首钢搬迁以及地块发展方向规划和环境影响等各方面综合因素，其热负荷增长速度将会非常迅速。目前，京西沿线热负荷增长速度约为每年8001000万平方米，高井热电厂现1300万平方米的供热能力已远远不能满足热负荷需求。随着北京地区经济的飞速发展，北京地区高峰用电需求接近142405、MW并逐年增加，周边电厂只能提供3870MW电源支撑。外受电比例已达2/3，接近70%的电力靠远距离输电方式送达北京负荷中心，这对北京的供电安全极为不利。高井热电厂扩建工程全部竣工投产后，增加了北京电网主力发电机组，减少了北京地区外受电比例，改善了北京电力供需平衡，加强了受端电网电源支撑，提高了北京供电可靠性，同时增强了抵御自然灾害和突发事件的能力。高井热电厂扩建工程计划分二期建设，计划一期4台350MW级机组于2012年初投入使用。二期在厂区西南侧规划建设2台350MW级机组。1.1 任务依据和工作概况 任务的来源及编制依据(1) xxxx发电股份有限公司委托书(2) 火力发电厂初步可行性研6、究报告内容深度规定DL/T5374-2008(3) 火电工程限额设计参考造价指标(2008年水平)(4) 火力发电厂设计技术规程DL5000-2000版(5) 燃气 蒸汽联合循环电厂设计规定DL/T5174-2003 初步可行性研究主要设计原则.1 厂区总布置总平面布置方案为：在石景山区高井热电厂新购置的160亩地布置4350MW等级燃机机组。该处紧邻高井热电厂，与该厂仅一墙之隔。要充分考虑直接空冷对气象要素的要求。本期按4350MW等级燃机供热机组进行总平面布置方案设计。现有厂区规划2350MW等级燃机供热机组位置。.2 热机专业按4350MW等级燃机供热空冷或水冷机组考虑，根据需要同步建设7、脱硝装置。落实热负荷，进行装机方案研究。主厂房结构按钢筋混凝土结构考虑。.3 化学水处理系统根据高碑店污水处理厂二级排放水供水，按厂内深度处理考虑设计水处理系统。.4 电气部分应根据电力负荷的发展趋势，论述电厂的作用和建设的必要性。出线电压按 220kV考虑，对机组的出线方案提出推荐意见。电气主接线方案应根据电厂接入系统方案确定。.5 供水排水系统电厂冷却系统按高碑店污水处理厂二级排放水供水，厂内深度处理考虑，官厅水库水备用，分析推荐供水方案，冷却系统按直接空冷或水冷考虑。.6 环境保护根据全厂污染物排放情况进行计算，落实本期工程污染物减排量及北京市环保标准的要求。 .7 机组年利用小时数年发8、电利用小时数暂按4000小时计算。.8 技术经济投资估算按2008年指标主厂房部分按类似工程的指标，主厂房以外按各专业提供的资料进行估算和分析。建设轮廓进度为2010年10月1日开工，2012年6月1日第一台机组投产，2012年10月1日第二台机组投产。20个月第一台机组投产发电，总工期24个月。1.2 原电厂概况 电厂规模及机组状况.1 电厂规模高井热电厂地处北京市石景山区，距市中心约30km，是京津唐电网负荷中心，是保证北京安全供电的重要电源支撑点，也是北京市集中供热，解决北京市西部小锅炉环境污染的供热中心。电厂始建于1959年，1974年全部竣工，总装机容量660MW，分三期建成，包括69、台110MW凝汽式汽轮发电机组和8台高温高压燃煤锅炉。机炉具体配置如下： 1、2号110MW汽轮发电机组，配1-4号220t/h高温高压煤粉锅炉，两炉一机； 3-6号110MW汽轮发电机组，分别配5-8号410、430t/h高温高压煤粉锅炉，一炉一机；.2 机组状况(1) 锅 炉型式：单汽包、自然循环、固态排渣煤粉炉；锅炉原始设计参数如下：名 称1-4号锅炉5-8号锅炉额定蒸发量(t/h)220410、430主蒸汽压力(MPa)9.89.8主蒸汽温度()540540效率(%)9090每台炉小时耗煤量(t/h)28.9(朔州)26.3(大同)52.8(朔州)48.1(大同)(2) 烟 囱1-4号10、炉烟气经一个公用的烟囱排放，5、6号炉公用一个烟囱，7、8号炉公用一个烟囱，烟囱高120米，出口内径6米。(3) 供热改造工程工程实施后，机组改为热电联产单抽凝汽式汽轮发电机组，每一台机组热经济指标：1） 全年供热量 8.935105GJ2） 全年发电量 3.5109kWh3） 供热标准煤耗 39.12kg/GJ4） 供电煤耗 398g/kWh5） 发电热效率 39.4%6） 全厂热效率 47.5%2005年供热改造工程完成后，全厂6110MW纯凝汽式机组全部改为供热机组，其中按4台机组带基本热负荷和2台带尖峰热负荷设计，全厂额定供热量为2512GJ/h(600Gcal/h)。 原有电厂燃料来11、源根据电厂实际燃煤为大同、朔州等地的煤。电厂提供的典型的煤质如下： 项 目单位朔州煤大同煤低位发热量Qnet，arMJ/kg21.2923.37收到基灰份Aar%26.2319.02全水份Mt%6.767.8干燥无灰基挥发份Vdaf%37.9533.79硫Sar%0.840.75 原有电厂水源原有循环水及工业水的补水水源取自永定河引水工程渠道，永定河引水渠距电厂0.5km。厂区及生活区生活用水使用距电厂约3km的麻峪水源地。水源地共有4眼深井，并建有二条DN300的钢管，专给高井热电厂供水。但由于北京地区地下水位下降，高井热电厂又在厂区附近打了两眼深井，供厂区及生活区生活用水。 原有电厂交通运12、输铁路：电厂铁路专用线在丰沙线三家店站已经接轨。公路：厂址东南侧排洪沟的东侧为电厂路，该路东北连石门公路，西南通双峪路。并连接石景山发电厂和高井热电厂。厂址西南侧有双峪路，该路西北通石门公路，西南通阜石路。双峪路、石门公路为二级公路。厂址外部交通十分方便。目前厂区内已有完整的道路系统，电厂的主干道已与市区主要干道相接。 原有电厂大气污染排放状况高井热电厂从2002年开始进行了环保综合治理，各项环保指标均达到了国家排放标准，烟尘排放浓度截至2007年底已全部满足北京市地方标准DB11/139-2007锅炉污染物综合排放标准时段的排放限值，2008年上半年完成了脱硝系统改造，全厂烟气污染物排放浓度13、均可满足北京市排放标准时段的排放限值。 原有电厂灰及灰渣处理高井热电厂全厂8台炉的除尘器全部改为布袋除尘器，灰渣处理方法如下：输送方式飞灰封闭式正压气力输送至贮灰库；炉渣为水力至脱水渣仓，水为循环使用贮存方式封闭式贮灰库、渣仓储存，汽车外运至综合利用用户综合利用及处理方式厂内原设有干灰分选设备，灰渣均由专门粉煤灰公司统一包销用于建工建材。 原有电厂总体布置高井热电厂现有装机容量6110MW凝汽机组，锅炉8台。自1961年到1974年陆续建成投产。电厂厂区用地约31hm2。主厂房布置在厂区中央部位。汽机房，固定端朝东南，扩建端朝西北，锅炉房朝西南。110kV、220kV屋外配电装置布置在主厂房东14、北侧。煤场及卸煤设施布置在主厂房西南侧。辅助、附属生产建筑布置在主厂房固定端东南面。厂区总平面布局呈三列式布置。电厂厂前区、主要出入口布置在厂区东南侧。1.3 项目建设的必要性(1) 北京市供热的迫切需求。(2) 优化电力结构(淘汰小机组，建设高参数大容量供热机组)，促进电力节能降耗的需要。(3) 减少污染物排放的需要。(4) 提高北京电网电压支撑以及满足京津唐电网负荷不断增长的需要。(5) 节约水资源的需要。(6) 美化城市景观，建设和谐社会，改善附近居民生活的需要。(7) 土地资源利用的需要。(8) 循环经济的需要。(9) 保持区域经济增长的需要。1.4 研究工作的主要工程设计目标(1) 15、选择350MW级燃气供热机组最大限度的节约能源消耗，提高机组整体效率。(2) 采用xx先进环保技术，环保排放标准要优于欧洲现行标准，达到北京市地方标准要求。(3) 使用城市再生水，最大限度的节约北方地区现已十分紧缺的水资源。采用直接空冷技术，最大限度的节约水资源。工业废水、生活污水经过厂内深度处理，实现循环使用，做到污水“零排放”。 (4) 选择使用当前世界上最先进的自动化控制系统，最大限度的体现科技含量。 (5) 控制噪声污染，设备选型要采用超低噪声设备，完善防噪措施，实现厂界噪声达标。(6) 符合城市总体规划，精心设计，在满足建设用地需求下，合理利用土地资源，减少用地。(7) 建筑设计上要16、体现美学理念，建筑新颖，更多的体现现代建筑的风格，达到与周边地区和谐。(8) 满足社会需要，承担社会责任，提供清洁电力，提高首都电网安全可靠性。(9) 缓解北京西部地区集中供热的供需矛盾，提供经济、环保、安全热源，创建美好生活。(10) 厂区总平面布置在建厂条件可行的条件下优化工程方案，认真分析不同建厂条件和不同方案对投资和运行费用的影响，以成本最低为原则。根据以上设计目标，我们提出本工程的总目标为：把本工程建设成为绿色环保型城市示范电厂。1.5 研究范围按初步可行性研究深度规定的要求，对本工程的基本建厂条件进行研究，包括水文气象、工程地质、水文地质、气源、厂区总平面布置、公路、环境保护、电力17、系统。并对接入系统、燃料运输、厂区总平面布置、供水、供热、环境保护等设计方案进行原则性阐述，提出初步投资估算和经济效益分析。2 电力系统2.1 电力系统概况 华北电网现状华北电网由京津唐电网、河北南部电网、山西电网、内蒙西部电网和山东电网组成，供电区域包括北京、天津两直辖市和河北、山西、山东三省及内蒙古自治区西部地区。截止2008年，华北电网已有500kV变电站79座，变压器151台，总变电容量约119660MVA，全网500kV线路229条，线路总长约21996.99km。其中京津唐电网已有500kV变电站23座，变压器52台，总变电容量约44910MVA。截止2008年，华北电网网调及各省18、调直调装机容量达152016.4MW，其中火电146763.4MW，水电(含抽水蓄能)4529.9MW，风电723.1MW，直调装机容量中直接接于500kV系统的容量达49090MW。其中京津唐电网直调装机容量达38219MW，其中火电36999MW，水电1220MW，直调装机容量中直接接于500kV系统的容量达19960MW。2008年华北电网从东北电网净受电52.56亿kWh；京津唐电网向山东电网送电29.54亿kWh。2008年华北电网最高发电负荷为114020MW，同比增长1.22%。2008年，华北500kV电网已形成以京津冀区域为受端负荷中心，以内蒙西部电网、山西电网为送端，省网间19、西电东送有11回500kV线路(不包括托克托、岱海、上都等直送线路)的较坚强电网；山东电网电力供需基本自平衡，通过辛安聊城双回500kV线路与主网相联。华北电网内主要电力走向为西电东送、北电南送。华北电网共有七个西电东送通道：内蒙古电网外送通道由丰万顺双回路、汗海沽源太平双回路组成；托克托电厂外送通道由托克托浑源安定(霸州)4回路组成；山西电网外送通道由大房双回、神保双回、侯石单回、潞辛双回共计7回组成。上都电厂承德的双回500kV线路开辟了一条独立的北电南送通道。在华北电网内部，京津唐电网、河北南网、山西电网、蒙西电网和山东电网均已形成各自较强的500kV主干电网。山西电网以大同至运城的南北20、之间500kV双回线路组成华北电网西部纵向通道；河北南网以保北至辛安的南北之间500kV双回线路组成华北电网中部纵向通道，并通过房保双回向北延伸至京津唐电网；由京津唐电网的姜家营安各庄芦台滨海线路和河北南部的黄骅沧西武邑辛安线路逐渐形成华北电网南北之间的第三纵。华北电网“七横三纵”主网架格局已初具规模。到2008年底华北电网地理接线示意如图2.1-1所示。 北京电网现状北京电网位于京津唐电网的西部，除承担为首都供电的任务外，还向相邻的天津、唐山等相邻的京津唐东部电网、河北省部分地区转送西电东送电力，在京津唐电网中处于十分重要的地位。到2008年底，北京电网500kV架空线路3017.62km，21、220kV架空线路2796.15km，220kV电缆线路长度200.773km。北京电网共有110kV及以上变电站354座，变电容量77306.5MVA，500kV变电所9座，220kV变电所55座。北京地区电网统调电厂19座，装机容量5996.6MW，其中，火电装机容量4934.1MW，水电装机容量213MW；抽水蓄能装机容量为800MW；风电装机容量为49.5MW。到2008年底，北京地区累计供电量665.84亿kWh，较去年同期的644.02亿kWh增长3.39%；整点最大负荷12428.3MW，较去年整点最大负荷11863.9MW增长4.76%；瞬间最大负荷12565.8MW，较去年瞬22、间最大负荷11895.8MW增长了5.63%。随着京津唐电网的不断扩大和发展，北京电网原有的500kV环网结构也在逐步发生变化，随着2008年朝阳站、门头沟站、兴都站的投产，北京目前形成了昌平 顺义双回、顺义 通州双回、通州 安定单回、安定 房山单回、房山 门头沟单回、门头沟 昌平单回的500kV环网。中心城区有城北、朝阳、兴都3个500kV负荷站，均由500kV环网上的两个不同方向的枢纽站提供电源。500kV环网和区外有8个联络通道，分别为张南 昌平双回、大同二厂 房山双回、房山 保北双回、浑源 安定双回、盘山电厂 通州单回、万全 顺义三回、太平 顺义双回、津北郊 安定单回。目前北京220k23、V电网正常方式下断开石吕双回、苑老双回、华营双回、上清三回、东奥双回，分为5个分区运行，分别为昌平 城北分区、城北 顺义 通州分区、通州 安定分区、兴都 房山 门头沟分区、门头沟 昌平分区。正常方式下珠聂双回备用和张家口电网断开电磁环网，韩涿双回备用和河北南网断开电磁环网，安龙单回备用以满足安定220kV分母线运行，龙河由霸州方向提供电源，大屯由安定方向提供电源，北京电网和廊坊南部电网断开电磁环网，廊坊北部电网通过三河 北寺线路和北京电网保持联系，蓟北双回备用和天津电网断开电磁环网。2008年北京电网接线图如图2.1-2所示。2.2 电力市场预测京津唐地区属华北经济发达地区，目前京津唐电网电力24、供需基本平衡。预计今后十年，京津唐地区经济将继续保持平稳发展，用电量也将稳定增长。近年来，京津唐地区夏季持续高温高湿天气，使空调制冷负荷增势迅猛，导致夏季负荷水平升高，出现夏、冬两个用电高峰季。近几年，京津唐电网最高供电负荷均出现在夏季。今后气候对供电负荷的影响将增大。根据华北各地区国民经济发展目标，分析电网历史情况、特别是1990年以来的用电量情况，对京津唐电网全社会用电量和发购电负荷进行了预测。根据华北电网规划负荷预测，2010年京津唐电网全社会用电量预计达2710亿kWh，最高发购电负荷预计达42600MW，北京电网社会用电量预计达426亿kWh，最高发购电负荷预计达15300MW；2025、12年京津唐电网全社会用电量预计达3290亿kWh，最高发购电负荷预计达52500MW，北京电网社会用电量预计达950亿kWh，最高发购电负荷预计达17700MW。京津唐电网负荷发展预测见下表所示。表2.2-1 京津唐电网及北京电网用电量、负荷预测结果2009201020112012201320142015全社会用电量(GWh)247600271000298600329000353400379700408000其中：北京77000850009000095000100000105300110800最高发购电负荷(MW)38400426004729252500568896164666800其中：北26、京142001530016600177001870019800210002.3 装机安排及电力平衡 电源建设情况由于煤炭、水利等资源的限制，京津唐电网无法依靠本地区电源建设来满足电网电力负荷的需求，从西部能源基地山西、内蒙及西北地区接受电力来满足本地区电力负荷的需求已成必然趋势。根据国家发改委批准和列入优选的电源项目，列出京津唐电网20092015年电源装机安排见表2.3-1所示。表2.3-1 京津唐电网电源项目 单位：MW项 目2009年2010年2011年2012年2013年2014年2015年京津唐电网合计586645911230159675013501198(一)水电/蓄能60060027、丰宁抽蓄600600(二)火电531734179803001大同三期13202津东北郊供热6603北疆100010004唐山新区热电6005张家口热电3003006宣化热电3303307军粮城五期3503508曹妃甸一期6009首钢自备50750710北塘热电33033011天津南疆热电30030012开滦煤矸石600(三)其他电源合计5491173.52501295.5750750598.05风电机组5491173.52501295.5750750598.05 电力平衡.1 电力平衡原则(1) 考虑到联网效益，京津唐电网的备用容量按最高发电负荷的18%计。(2) 对于电源中的燃机、油机、小水28、电等按受阻容量计入。因各种原因不能按额定容量发电的机组的少发部分按受阻容量考虑，在平衡中扣除。(3) 新投产机组当年不能完全发挥作用，在平衡中当年投产容量计入1/31/2。(4) 凡电力直送京津唐电网的电厂，均计入京津唐电网平衡。(5) 风电机组不参加电力平衡。.2 京津唐电力平衡根据前面负荷预测和装机安排，对京津唐电网作出相应的电力平衡。京津唐电网电力平衡结果见表2.3-2。表2.3-2 京津唐电网的电力平衡结果单位：MW序号20092010201120122013201420151最高发购电负荷384004260047292525005688961646668002需要发电装机45312529、026855804619506713072742788243新增装机容量5866459112301596750135011984网对网送受电44503150315031503150415041505规划从特高压交流受电005005001500170043006呼盟直流送唐山00040004000400040007外蒙直流送天津00400040004000400040008外蒙直流送霸州(京津唐)00000009装机盈亏1131-83-215-790-689-5745-7892京津唐电网电力平衡结果显示，仅计入发改委已核准的和同意开展前期工作的电源项目，考虑从蒙西电网、山西电网、东北电网受电，扣30、除转送山东电网和河北南部电网电力后，并考虑特高压受电后，京津唐电网“十一五”后两年电力基本平衡，进入“十二五”后，20112013年电力缺额200MW800MW，2014年、2015年京津唐地区缺少装机5745MW、7892MW。.3 北京电网电力平衡北京电网电力平衡结果见表2.3-3。由北京电网电力平衡可以看出，考虑北京电网中发改委已核准的和同意开展前期工作的电源，2010年北京电网装机市场空间约12220MW，2012年北京电网有装机空间约14300MW，2015年有装机空间17000MW。需考虑从500千伏电网和特高压受电以满足北京电网的负荷需求。表2.3-3 北京电网的电力平衡结果单位31、：MW序号20092010201120122013201420151最高发购电负荷142001530016600177001870019800210002需要发电装机167561805419588208862206623364247803新增装机容量0300600060060004年末可用装机56835833628365836883748377835装机盈亏-11073-12221-13305-14303-15183-15881-169972.4 接入系统方案电厂本期4350MW级机组暂考虑以220kV线路接入系统，暂考虑以34回220kV线路接入系统。具体方案待接入系统设计审查后确定。2.532、 系统对电厂的要求 电气主接线系统对电厂电气主接线没有特殊要求。 短路电流水平电厂本期电气设备短路水平可按不小于50kA选择。 机组功率因数建议电厂机组应具备满负荷时功率因数在0.85(滞相)0.95(进相)运行的能力。 系统调峰对电厂的要求要求机组在非供热期调峰能力应不小于额定容量的60%。2.6 项目建设必要性(1) 满足北京电网负荷需求京津唐电网是华北电网的负荷中心之一，北京电网是京津唐电网中电力负荷发展较快的地区，随着北京城市规模扩大，用电负荷的持续高速增长，加上本地电源建设受燃料运输、水资源及环境等条件的制约，北京电力供需平衡问题越来越突出。根据北京电网电力平衡，考虑北京电网中发改委33、已核准的和同意开展前期工作的电源，2010年北京电网装机市场空间约12220MW，2012年北京电网有装机空间约14300MW，2015年有装机空间17000MW。因此，本工程的建设对改善北京的电力供需平衡，提高北京供电可靠性，改善地区供电质量均具有积极意义。(2) 满足北京地区供热的需要本工程的建成投产，满足市区中心西部及海淀、石景山、门头沟地区的供热需求，符合国家“热电联产”政策。(3) 为北京电网提供必要的电压支撑随着北京城市规模扩大，用电负荷的持续高速增长，加上本地电源建设受燃料运输、水资源及环境等条件的制约，北京电力供需平衡问题越来越突出。从1980年开始，北京地区的电力供应不能满足34、地区需要，逐步扩大从区外受电，而且受电比重越来越高。1990年，北京的外受电比例在30%左右，为了保证北京的供电安全，加强了电网建设，形成了220kV环网结构，并开始建设500kV网络接受西部电力；2000年，北京电的外受电比例达到了60%左右，为了保证北京的供电安全，继续加强500kV电网建设，形成北京500kV环网，并且加强北京500kV电网与天津、河北南网等外区电网的联系，增强电网共同抵御大事故的能力；目前北京地区的区外受电比例已经达到2/3，接近70%，在这种情况下，为了保证北京地区的供电安全，华北电网公司又进一步加强北京500kV电网与外区电网的联系，形成京津冀500kV电网，并适当35、断开北京部分500kV线路以降低500kV短路电流，提高设备安全水平。在北京地区外区受电比例逐年增加的情况下，本工程的建设，增加北京电网的主力发电机组，这无疑对改善北京的电力供需平衡，加强受端电网电源支撑，提高北京供电可靠性，改善地区供电质量均具有积极意义。为满足北京电网的安全稳定供电的要求，在北京地区建设一定容量的支撑电厂是十分必要的。北京电网内部电源支撑严重不足，在夏季大负荷期间更为突出。因此，在增加西电东送容量的同时，应相应增加北京电网的大电源支撑，特别在北京负荷中心周边地区合理布局必要的大电源，本工程位于北京的负荷中心，其建设将增加北京电网220kV系统的大电源支撑，增加电压稳定储备，36、可有效地增加正常及事故情况下的受电能力，防止发生电压崩溃和频率崩溃。(4) 满足北京地区环保的需要本工程采用机组效率高、能源利用率高、环保指标高的大型燃气-蒸汽联合循环热电联产机组，可以提供清洁的电力、热能，本工程的建设大大减少区域供热小锅炉房的建设，减少大大小小烟囱的建设，有利于改善城西地区的空气质量和城市景观，有利于绿色北京建设。因此，本工程的建设有利于优化电力结构，提高本地区的供电可靠性，促进电力节能降耗减排，满足北京电网负荷和供热需求，更为受端系统提供无功电压支撑、提高严重故障时系统的支撑能力，因此该工程的建设是必要的。图2.1-2 北京电网2008年现状示意图3 热负荷3.1 热负荷37、现状 京西地区供热现状目前北京市西部供热主要以市政集中供热、燃气或燃煤锅炉房为主。北京市集中供热西部管网运行系统为：高井热电厂、石景山热电厂作为西部管网的基本负荷热源和双榆树供热厂联网运行。近几年来，北京市经济、建设迅猛发展，集中供热负荷增长迅速，需求量远大于实际供热能力。北京市西部现有的集中供热热源已全部达到最大出力。随着近些年来治理工作的力度加大，北京市城区目前基本已经取消了20吨/时以下的燃煤锅炉房，目前市区西部还存在一些20吨/时以上燃煤锅炉房。针对这些锅炉房的整合方案，目前相关部门已经开始着手制定。其中有一部分肯定会由市政热网来接纳。综上所述，为了保障北京市的发展，实现北京市治理大气38、污染的目标，有必要对西部现有热源进行改、扩建，新建大型热电联产源点，积极发展热电联产，加强大型热源支撑。3.1.2 高井电厂供热现状北京高井热电厂始建于1959年，1974年全部竣工，安装有6台110MW凝汽式汽轮发电机组和8台高温高压燃煤锅炉，总装机容量660MW。为满足京西地区集中供热需求，电厂在20022004年间将凝汽机组改造为采暖供热机组，现在供热面积已超过1300万平方米。目前，京西沿线热负荷增长速度约为每年8001000万平方米，供需矛盾很大，电厂的供热能力已远远不能满足热负荷发展需求。 高井热电厂实施扩建工程的必要性随着经济社会的快速发展，城市规模不断扩大，相应的供热需求增长非39、常迅速，同时也充分暴露了集中供热热源不足的问题。20072008采暖季北京市集中供热西部热网中的高井热电厂已经处于最大出力状态，并且电厂内的备用机组也投入使用，这对整个供热区域的用户用热安全极为不利。北京城市总体规划(2004-2020年)中对北京市中长期发展进行了详细的说明。其中供热需求发展规划说明:2000-2006年城市供热面积年均增加3200万平方米，年均增长7.5%。按照此种增长方式发展，到2010年全市城镇供热需求不低于6.5亿平方米，到2020年达到10亿平方米。北京集中供热管网已经是全国最大的热力管网，目前供、需存在严重的不平衡，集中供热热源点建设跟不上城市建设的发展速度。一些40、没有纳入市政管网的地区还在建设区域供热锅炉，城市建设的快速发展对集中供热热源需求极大。具体到北京西部，市政集中供热面积预计到2010年以前将还要新增2400万平方米，到2020年要新增面积将达到近1亿平方米。根据北京城市总体规划，北京市域范围内将构建起“两轴两带多中心”的城市空间结构。规划中的石景山区与门头沟新城共同构成城市西部发展带的重要节点，是城市综合服务中心之一，同时也是文化娱乐中心和重要旅游地区。因此根据北京西部地区的供热现状及首钢搬迁后8平方公里需要集中供热和未来发展规划需要新的热源，北京高井热电厂作为目前西部地区主要热源点之一，对其现有热源进行扩建，新建大型热电机组，这对实现市政发41、展规划，改善地区环境质量，节约能源都具有重要意义。3.2 热负荷分布北京热力集团初步规划了高井热电厂扩建供热规模，主要供热区域为北京城市中心区西部及海淀区、石景山区、门头沟区。规划的主要热负荷是：1) 替代规划供热区域内现有小锅炉的热负荷。海淀区、石景山区、门头沟区。目前该区域共有燃煤锅炉房165座，燃煤锅炉359台，年耗煤量为74.28万吨，供热面积2857万平方米(详见表1)。该热负荷可以由高井热电厂新热源替代。表1 燃煤锅炉汇总表行政区县燃 煤面积(万平方米)住宅(万平方米)锅炉房(座)锅炉(台)海淀1930.111218.0479206石景山423.39334.68818门头沟503.42、58413.5278135小计2857.081966.241653592) 石景山区新规划热负荷，新增供热面积2000万平方米。3) 门头沟区新规划热负荷。根据门头沟新城城区的划分及部分城区控制性详细规划，门头沟新城2012年新增集中供热面积1200万平方米，到2020年总建筑面积为2650万平方米。4) 北京市中心区西部规划热负荷。包括海淀区在内的北京中心区西部地区到2010年将新增供热面积2400万平方米。到2020年要新增面积将达到近1亿平方米。现状热负荷区域先期热负荷区域二期热负荷区域上地门头沟地区五里坨地区高井西部规划供热范围预测图从上述可知，近期热负荷总量达8357万平方米，远期热43、负荷总量可达2.2亿平方米。北京市西部现有高井热电厂和京能热电有限公司以及一些燃煤小锅炉总供热能力仅4057万平方米，由此可见高井热电厂扩建是十分必要的。本工程将为新增热负荷提供热源。3.3 项目建设必要性扩大供热能力，满足北京地区供热需求根据北京市四大热电中心规划，高井热电厂扩建热电联产机组，新机组建成后可提供2100万平方米供热面积，为北京市提供清洁的热源支撑。目前，北京城市热网中的热电厂和尖峰锅炉房均已达到设计负荷，供热设施已经超出力运行。现在不仅缺少供热发展所需的热源，而且一旦某个热电厂或锅炉房的供热设施出现问题，都会因热源缺少而影响供热，这种供热方式存在很大风险。因此，高井热电厂扩建44、工程可为北京西部增加一个安全、稳定的热源，缓解当前热负荷供需紧张的矛盾。 提高能源利用水平，促进节能降耗减排随着国家对节能、环保的高度重视，提高能源利用率、发展高参数、大容量、高效率的发电机组已成为当今乃至今后火电机组的发展方向。利用高参数大容量机组实现“节能减排”是目前供热机组的发展方向。目前国家制定了相应的政策，大力支持热电联产集中供热。为实现我国能源的可持续发展战略，提高能源的综合利用率、实现节能减排、达到改善环境的目标，国家发改委、国家环保部等部委在关于发展热电联产的规定（急计基础20001268号）中明确指出：“热电联产具有节约能源、改善环境、提高供热质量，增加电力供应等综合效益。热45、电厂的建设是城市治理大气污染和提高能源利用率的重要措施，是集中供热的重要组成部分，是提高人民生活质量的公益性基础设施”。采用燃气-蒸汽联合循环电厂供热的方案，可以发展热电联产，提高能源的利用率，缓解由燃煤发电引起的环保压力，改善首都北京的大气环境质量。既可以满足供热需求，也可以达到环保的要求。3.4 本工程建设规模本期工程建设规模为4350MW级燃机组成的燃气蒸汽联合循环发电供热机组。工程建成后，机组供热能力1086MW(相当于934Gcal/h)，折合供热面积约为2100万平方米。3.5 供热介质和参数本工程供热仅考虑采暖热负荷。热网供回水温度暂按130/70计算，热网循环水量约16000t46、/h。4 燃料供应4.1 燃料来源本工程燃料采用陕京三线天然气(暂定)。陕京第三条长输天然气管线的设计能力使每年输送到北京市的天然气将达到150170亿Nm3，该管线最迟于2010年年底投入商业运营。4.2 燃料分析资料天然气成分表如下(摩尔百分比)：成分CH4C2H6C3H8C4H10C5H12CO2N2H2SHe组分96.120.5010.1180.0330.0122.60.1476.13mg/m30.469低位发热量32720kJ/Nm3(注：Nm3指在101.32kPa，20条件下)4.3 燃料消耗量当燃用上述天然气，天然气的耗量见下表：季节指标冬季采暖期非采暖期全年合计每台燃机小时耗47、气量(Nm3/h)8286177544有效利用小时数(h)2880112040004台燃机耗气量(108Nm3)9.54563.821413.3671、Nm3指的是101.32kPa，20条件工况下的标准立方米；2、天然气燃料的低位发热量为32.720MJ/Nm3。3、非采暖期考虑机组起停、低负荷和老化因素，气耗增加10%。5 建厂条件5.1 厂址概况xx高井热电厂扩建工程燃气联合循环机组厂址，位于北京市石景山区高井热电厂厂区西侧，距北京市区约30km。高井热电厂厂区东南隔鬼子山距石景山发电厂约1.2km；厂址西南有永定河自西北向东南流过，距电厂约0.8km。其间有石门公路及丰沙铁路线，双峪公48、路沿河与厂址相邻，高井热电厂北、东北方向有永定河引水渠环绕。厂址东北为高井村。拟建厂址利用北京市石景山区xx高井热电厂既有厂区和厂区西侧近期收购的北京现代建材有限责任公司土地进行建设。厂址处于北京西山的东南部边缘，其东、南、西三面被低山地形所环绕。地形比较平坦，自然地面标高在101.00m98.00m之间。西北高，东南低。拟选厂址附近有八宝山断裂(F1)、黄庄高丽营断裂(F2)、高丽营西直门琉璃河断裂(F3)。八宝山断裂(F1)、黄庄高丽营断裂(F2)为强烈全新活动断裂，与两个厂址的距离分别约为5.5、7.0km，均大于最小安全距离，断裂对两个厂址的稳定性不构成影响。高丽营西直门琉璃河断裂(F49、3)、为中等全新活动断裂，与两个厂址的距离约为11.0km，对两个厂址的稳定性不构成影响。厂址区附近在历史上未发生过6级以上的地震。厂址附近历史地震最大为3.8级，历史地震震中距2个厂址的距离均大于或等于4.5km，对两个厂址的稳定性不构成影响。根据建筑抗震设计规范(GB 50011-2001)，场地抗震设防烈度为8度，设计基本地震加速度值为0.20g，设计地震分组为第一组。从区域稳定上综合分析，厂址适宜建厂。5.2 交通运输厂址东南侧排洪沟的东侧为电厂路，该路东北连石门公路，西南通双峪路。并连接京能热电。厂址西南侧有双峪路，该路西北通石门公路，西南通阜石路。双峪路、石门公路为二级公路。厂址外50、部交通十分方便。5.3 水 源 电厂现有水源现状北京高井热电厂现有水源有地表水源、城市再生水水源和地下水源3个。其中电厂的工业用水取用城市再生水水源，电厂及附属生活区的生活用水取用地下水源，地表水源作为电厂工业用水的应急备用水源。现就3个水源描述如下：.1 地表水源北京高井热电厂的地表水源取自永定河引水渠。永定河引水渠的上游为官厅水库和三家店水库，永定河引水渠距电厂约0.5km。北京高井热电厂为提取电厂工业用水，在永定河引水渠的五里坨公路的倒虹吸前加设平板闸门并建有取水口及引水明渠，官厅水库沿着引水明渠自流至厂前的中央水泵房，取水构筑物的容量按最大流量20m3/s设计。北京高井热电厂现有装机651、60MW(6台110MW)燃煤供热机组。原电厂循环水系统设计为直流供水，由于多年来北京用水紧张，自1976年后电厂逐步改造为带冷却塔的二次循环供水系统，至1985年先后建有4座逆流式自然通风冷却塔，至此电厂全部改为二次循环供水系统。根据1985年3月29日，北京市(1985)57号文：“加速高井热电厂四号冷却塔的建设，保证九月底以前竣工投入使用，从十月份起，对高井热电厂用水按1.5m3/s供应”。另据1998年2月20日，北京市城市河湖管理处(1998)007号文：“关于1998年用水指标的批复”核准电厂1998年1月12月用水总量为：4730104m3。所以到目前为止，电厂的用水指标仍按1.52、5m3/s计。由于近年来电厂的节水技改工程起到了节水效果，现电厂的实际取用水量已控制在0.50.7m3/s左右，最大补水量为0.9m3/s。根据北京高井热电厂化学试验室，在永定河老店水闸取水点，提取的近2年官厅水库地表水水样，经分析统计其水质结果如下：透明度嗅味其它项目项 目含量悬浮物2.28.3mg/L色度全硬度4.455.98mmol/L离子分析非碳酸盐硬度0.460.67mmol/L离子碳酸盐硬度3.925.31mmol/L成分导电度590880S/cm阳离子K+Na+甲基橙碱度CaO45.871.48mg/L酚酞碱度MgO55.165.9mg/L腐植酸补正NH32+02.26mg/L酸53、度Fe3+pH8.168.58Al3+游离CO2总计H2S阴离子Cl-56.084.5mg/L化学耗氧量(COD)2.985.68mg/LSO42-81.91101.72mg/L全硅量(SiO2)2.68.6mg/LNO3-0.8633.44mg/L溶硅量(SiO2)NO2-铁铝氧化物(R2O3)0.62.3mg/LHCO3-3.75.31mmol/L全固形物425.2528.6mg/LOH-溶解固形物420.4626.4mg/LCO32-00.5mg/L灼烧碱量总计胶硅量(SiO2)5.3.1.2 城市再生水水源北京高井热电厂所使用的城市再生水水源，来自北京市城市河湖高碑店再生水补水工程的城54、市再生水。现就城市再生水水源叙述如下：(1) 北京市城市河湖高碑店再生水补水工程北京市城市河湖高碑店再生水补水工程(八一湖船闸高井热电厂)是城市河湖高碑店再生水补水工程(以下简称上段工程)的后续工程，同时也是北京市重要的水资源配置工程。原计划上段工程的主要功能是将第六水厂中水(对高碑店污水处理厂二级出水进行深度处理的水)调到八一湖闸下，作为南护水系的补水水源，以改善该水系的水环境质量。2006年，北京市持续干旱，北京市主要供水水源密云、官厅水库蓄水严重不足，京西工业区安全供水面临严重威胁。考虑到北京水资源的严峻情况，根据北京市水务及有关部门的要求，对原工程功能作了调整，将输水终点改向京西工业区55、，向高井、石景山热电厂提供冷却用水。该再生水水质满足国家相应标准，可作为工业用水水源。将再生水用于工业用水符合北京市水资源战略，通过本工程的实施，可为北京高井热电厂提供第二水源，有效提高了电厂供水的安全保障程度，确保北京城市社会稳定、经济持续发展。官厅水库是永定河引水渠的上游水库，该水库始建于1951年，设计总库容41.61108m3。由于上游水利工程的兴建和经济社会的发展，流域用水量逐步增加，下垫面条件改变，导致官厅水库来水持续减少，2000年以来年入境水量不足1108m3。目前官厅水库的主要功能是向京西高井、石景山热电厂及首钢等大型企业供水。由于干旱，密云、官厅水库现状蓄水严重不足，地下水56、持续超采。在外流域调水存在困难的情况下，作为北京重要的能源基地的高井热电厂、京能热电两大电厂，供水安全受到严重威胁。根据国务院近期批复的北京城市总体规划(20042020年)、北京市国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要、以及近期编制完成的北京市“十一五”时期水资源保护及利用规划，到2010年，北京市再生水利用量必须达到6108m3左右，才能实现全市水资源供需基本平衡。为了实现上述目标，北京市必须大力发展再生水用户，加快再生水输配水管网等基础设施建设。 本工程在上段工程的基础上，将已经由第六水厂对高碑店污水处理厂深度处理、且输送到八一湖船闸的再生水，沿永定河引水渠加压输送到高井热电厂前池和石景57、山热电厂支渠进口，为高井热电厂、石景山热电厂提供工业用水，以缓解官厅水库供水压力。根据现有水源条件，工程规模确定为日供水规模为8104m3，设计流量0.926m3/s，年供水量2900104m3。工程主要内容为加压泵站、压力管道及其附属建筑物。包括：新建八一湖泵站一座，后接DN1000mm压力管道长约14.4km；改造原东水西调工程刘娘府泵站一座，后接DN1000/700mm压力管道长5.8km，管线总长约20km。该工程2006年3月动工修建，2007年上半年建成送水。该工程对高碑店污水处理厂再生水进行重新调配，用于京西工业，提高了再生水利用率，符合北京市水资源利用总体战略，对近期缓解官厅水58、库供水压力，确保供水安全是十分必要的。该工程远期可纳入中水管网，为实现北京市多水源联合调度提供条件。北京市城市河湖高碑店再生水补水工程的基本水源来自高碑店污水处理厂，高碑店污水处理厂位于北京市朝阳区高碑店乡界内，是北京市城市总体规划中建设的14座城市污水处理厂中规模最大、也是目前全国最大的城市污水处理厂，承担着市中心区及东部地区总计96.6km2流域范围内的污水收集与处理任务，服务人口240万人，占地68hm2，总建设规模100104m3/d。工程分两期建设，一期工程1993年建成通水，日处理污水50104m3/d，二期工程1999年建成通水，日处理污水50104m3/d。高碑店污水处理厂建成59、以来平均日处理水量70104m3左右，年处理污水量 2.5108m3。近年污水处理厂逐月实际处理量见图5.3-1。图5.3-1 高碑店污水处理厂近年处理水量高碑店污水处理厂污水处理采用传统活性污泥硝化二级处理工艺，出水水质达到国家二级排放标准。一级处理包括格栅、泵房、曝气沉砂池和矩形平流式沉淀池。二级处理采用空气曝气活性污泥法。根据北京市再生水利用总体规划以及高碑店污水处理厂污水资源化利用工程可行性研究报告初步成果，高碑店污水处理厂污水资源化利用工程完成后，其中53104m3/d出厂水达到一级B标准，污水处理后进入通惠河；另外47104m3/d经深度处理用于市政与锅炉补水。规划47104m3/60、d的水量分配见表5.3-1。表5.3-1 高碑店污水处理厂再生水利用规划表用 户规划供水量(104m3/d)备 注市政杂用2.9六厂中水售水量，共计2.9万m3/d电厂(高井、石热)8.02007年六厂计划供水方向，共计14万m3/d周边现有用户(公园、居民、市政)2.0亦庄开发区4.0华能电厂15.0高碑店污水厂的再生水，共计17万m3/d第一热电厂2.0朝阳区景观河湖补水13.1其中河流补给6.2m3/d，湖泊补给6.9m3/d合 计47北京第六水厂建于60年代初，距高碑店污水处理厂仅几公里，是为工业供水的河水处理厂，供水及处理规模17104m3/d。该厂进水取自通惠河，设有两个取水口，分61、别位于通惠河南岸东四环以西200米左右和南护城河龙潭闸南侧东岸。每个取水口均可取水17104m3/d。由于北京市城市的发展和工业结构的调整，原有的东郊工业区工厂已搬出或停产。2001年高碑店污水处理厂污水资源化再利用工程完成以后，该厂的河道取水口停止使用。第六水厂实际上已由原来向工业供水改变为高碑店污水处理厂二级出水的深度处理厂，即改用高碑店污水处理厂二级出水作为水源。(2) 电厂城市再生水的利用北京市城市河湖高碑店再生水补水工程(八一湖船闸高井热电厂)其城市再生水的主要供水对象为高井热电厂、石景山热电厂，同时也是高井热电厂的工业用水水源。北京市城市河湖高碑店再生水补水工程实现日供水8.01062、4m3/d的供水能力，其中4.0104m3/d供高井热电厂，另外4.0104m3/d供石景山热电厂。根据xxxx发电股份有限公司北京高井热电厂与北京京城中水有限责任公司签订的供水协议。北京京城中水有限责任公司将负责连续提供4.0104m3/d城市再生水至高井热电厂，供水管道为1条DN600的PVC管道，输水至北京高井热电厂现有自然通风冷却塔区的循环水前池，供水接口点压力为0.020.1MPa。根据供水协议，其城市再生水供水水质满足如下要求：序号水质项目供水水质指标备 注1CODcr(mg/L)382TP(mg/L)0.33SS(mg/L)104NH3-N(mg/L)15pH6.58.56浊度(63、NTU)97氯化物(mg/L)1308总硬度(mg/L)2809总碱度(mg/L)20010溶解性固体(mg/L)70011Fe(mg/L)0.312Mn(mg/L)0.213SO42+(mg/L)150北京市城市河湖高碑店再生水补水工程(八一湖船闸高井热电厂)，该工程于2007年上半年建成送水。北京高井热电厂现已完成地表水至城市再生水的水源置换工作，电厂现有6台机组已成功地使用了城市再生水，地表水源置换为应急备用水源。5.3.1.3 地下水源北京高井热电厂厂区及生活区生活用水与石景山发电厂共用距电厂约3km的麻峪水源地。水源地共有4眼深井，并建有2条DN300的输水钢管，专给高井热电厂供水。64、但由于北京地区地下水位不断下降，高井热电厂又在厂区附近约1km处打了 2眼深井，供电厂厂区及生活区的生活用水。5.3.2 本工程用水水源本工程的用水水源有3个。其中，电厂的工业用水采用城市再生水，水源来自北京市城市河湖高碑店再生水补水工程的城市再生水；电厂的生活和消防用水采用地下水。另官厅水库作为电厂工业用水的应急备用水源。5.3.2.1 城市再生水本工程的电厂工业用水将采用城市再生水，水源来自北京市城市河湖高碑店再生水补水工程的城市再生水。北京市城市河湖高碑店再生水补水工程其城市再生水的主要供水对象为高井热电厂、京能热电厂。北京市城市河湖高碑店再生水补水工程实现日供水8.0104m3/d的供65、水能力，其中4.0104m3/d供高井热电厂，另外4.0104m3/d供石景山热电厂。目前，北京市城市河湖高碑店再生水补水工程的城市再生水已实现为高井热电厂的现有6台供热机组提供工业和供热用水。本工程采用北京市城市河湖高碑店再生水补水工程提供的城市再生水，可满足本工程2套二拖一燃机空冷机组的用水量需求。因此该电厂的供水水源是有保证的。5.3.2.2 官厅水库同时，考虑到电厂工业用水取用北京市城市再生水，其水源的可靠程度受到污水处理厂和再生水处理厂的工艺系统、供水输送系统等因素的影响，为保证电厂机组的安全运行，本工程拟采用电厂现有的官厅水库作为其应急备用水源。5.3.2.3 地下水考虑到北京高井66、热电厂是一个老电厂，该电厂有着丰富的人力资源，本工程的电厂管理和运行人员全部考虑由现有电厂解决，因此其地下水用水量基本无变化，故其电厂的生活和消防用水水源仍采用电厂现有的地下水水源供给。5.3.3 用水可靠性分析.1 电厂补给水量根据电厂的用水量分析，基于水量、水质、水温分质再利用的节水原则，通过平衡计算，得出本期工程电厂的用水量。(1) 电厂冷却系统采用带湿式冷却塔的循环冷却水系统用水量本期工程2套“F”级二拖一燃气联合循环湿冷供热机组的城市再生水夏季小时耗水量为2105.8 m3/h (含中水深度处理站自用水)，日耗水量为5.05104m3/d；冬季小时耗水量为780m3/h(含中水深度处67、理站自用水)，日耗水量为1.87104m3/d；全年城市再生水耗水量为1192.2104m3/a。地下水小时耗水量为11.0m3/h，日耗水量为264.0m3/d，全年地下水耗水量为9.6104m3/a。电厂全年总耗水量为1201.8104m3/a。设计耗水指标为0.35m3/sGW，单位发电量设计耗水指标为1.26L/kWh。(2) 电厂冷却系统采用直接空冷系统用水量本期工程2套“F”二拖一燃机空冷机组的城市再生水夏季小时耗水量为500.0m3/h，日耗水量为1.2104m3/d；冬季小时耗水量为900.0m3/h，日耗水量为2.16104m3/d；全年城市再生水耗水量为491.8104m368、/a。地下水小时耗水量为11.0m3/h，日耗水量为264.0m3/d，全年地下水耗水量为9.6104m3/a。电厂全年总耗水量为501.4104m3/a。设计耗水指标为0.089m3/sGW，单位发电量设计耗水指标为0.32L/kWh。.2 可靠性分析结论目前，北京高井热电厂已落实的工业用水供水水源只有4.0104m3/d城市再生水，折合平均小时供水量1667m3/h。本期工程2套“F”级二拖一燃气联合循环供热机组的夏季总用水量为2116.8m3/h，约合日用水量5.08104m3/d。因此本期工程的实施尚需落实1.08104m3/d的供水水源。同时还应考虑将来再扩建1套“F”级二拖一燃气联69、合循环供热机组的工业用水量。基于上述已落实水源情况，本期工程的用水不可能完全立足于电厂现有水源来解决，考虑到厂区位置及区域自然气象条件，本阶段冷却系统推荐采用直接空冷系统。根据已落实的水源情况，本期工程2套二拖一燃机空冷机组的补给用水量是有保证的。5.4 水文气象 概 述北京高井热电厂扩建工程位于北京市石景山区境内，紧靠高井热电厂，东南距北京市市中心约30km，东距石景山热电厂约2.5km，其地理位置坐标为E 116 89，N 395617；厂址东侧为石门路，西侧为丰沙铁路线，永定河引水渠经厂区北部及东部流过，具体位置见下图。 厂址洪水本期扩建工程厂址位置紧靠高井热电厂，高井热电厂在建设过程中70、已经考虑了厂区周围的洪水问题，并且建设有相应的防洪排涝设施，达到了100年一遇防洪要求，因此本次扩建工程的防洪排涝方案可以参照高井热电厂的防洪方案，电厂厂址标高可抬高至与高井热电厂厂址标高相当。 厂区气象.1 气象站概况距离厂址区域较近的气象站为北京石景山气象站，位于厂区东北约6km处，相距较近，且下垫面条件基本一致，代表性又较好，资料齐全。石景山区气象站始建于1977年，站址设在石景山区杨庄村外，由于观测环境的破坏，1998年迁至福田寺村。石景山气象站现位于石景山福田寺村外永引渠北岸，北纬3957，东经11612。观测场海拔65.6米，地势平坦，视野较开阔。风向、风速仪距地面10.5米。观测71、年限为30年。观测项目包括：温度、湿度、气压、风向风速、降水、天气现象、日照、地温、蒸发。2003年11月，温度、湿度、降水、地温实现自动化观测。石景山地区属于温带大陆性季风气候，四季分明。年平均气温为12.6，年降水量约541毫米。温度较同纬度地区偏高；春季多风沙；降水主要集中于7月下旬8月上旬，区域内降水量分布不均。.2 常规气象统计成果(1) 气 温1) 多年极端最高气温为41.0，出现在1999年7月24日，统计年限为1978年2006年。2) 多年各月极端最高气温详见表5-1，统计年限为1978年2006年。表5-1 多年各月极端最高气温成果月份123456789101112气温()72、14.519.22832.837.939.24136.135.330.821.820.13) 多年极端最低气温为-17.7，出现在1987年1月13日，统计年限为1978年2006年。4) 多年各月极端最低气温详见表5-2，统计年限为1978年2006年。表5-2 多年各月极端最低气温成果月份123456789101112气温()-17.7-16.1-11.9-2.62.91014.512.63.4-5.6-11.2-16.45) 多年年平均气温为12.6，统计年限为1978年2006年。6) 多年各月月平均气温详见表5-3，统计年限为1978年2006年。表5-3 多年各月月平均气温成果月份73、123456789101112气温()-3.4-0.26.514.720.624.726.325.020.113.14.6-1.47) 多年平均最低气温为7.2，统计年限为1978年2006年。8) 多年各月月平均最低气温详见表5-4，统计年限为1978年2006年。表5-4 多年各月月平均最低气温成果月份123456789101112气温()-8.1-5.30.78.214.018.921.820.614.57.4-0.3-5.89) 多年平均最高气温为18.2，统计年限为1978年2006年。10) 多年各月月平均最高气温详见表5-5，统计年限为1978年2006年。表5-5 多年各月月平74、均最高气温成果月份123456789101112气温()2.15.612.320.726.630.531.129.926.019.310.43.8(2) 气 压1) 多年年平均气压为1007.5hPa，统计年限为1978年2006年。2) 多年各月月平均气压详见表5-6，统计年限为1978年2006年。表5-6 多年各月月平均气压成果月份123456789101112气压(hPa)1004.71017.51012.41005.51001.5997.1995.8999.71006.61012.51016.51019.73) 多年年平均最低气压为1005.5hPa，统计年限为1978年2006年。75、4) 多年各月月平均最低气压详见表5-7，统计年限为1978年2006年。表5-7 多年各月月平均最低气压成果月份123456789101112气压(hPa)1016.31014.11008.51001.6998.2992.1993.5997.61004.11009.51013.51016.65) 多年年平均最高气压为1011.0hPa，统计年限为1978年2006年。6) 多年各月月平均最高气压详见表5-8，统计年限为1978年2006年。表5-8 多年各月月平均最高气压成果月份123456789101112气压(hPa)1022.41020.51015.51008.51004.1999.276、995.31001.41008.71015.01019.41022.7(3) 相对湿度1) 多年平均相对湿度为55%，统计年限为1978年2006年。2) 多年各月平均相对湿度详见表5-9，统计年限为1978年2006年。表5-9 多年各月平均相对湿度成果月份123456789101112相对湿度(%)43.942.441.842.950.559.773.175.567.461.054.047.63) 多年平均最小相对湿度为35%，统计年限为1978年2006年。4) 多年各月平均最小相对湿度详见表5-10，统计年限为1978年2006年。表5-10 多年各月平均最小相对湿度成果月份1234577、6789101112相对湿度(%)26.325.123.924.931.039.854.055.143.236.431.428.8(4) 降 水1) 多年平均降水量为541.0mm，统计年限为1978年2006年。2) 多年各月平均降水量详见表5-11，统计年限为1978年2006年。表5-11 多年各月平均降水量成果月份123456789101112降水量(mm)2.04.67.923.439.878.5170.5135.447.718.57.92.93) 多年年最大降水量为775.2mm，发生在1994年，多年年最小降水量为271.5mm，发生在1980年，统计年限为1978年2006年。78、4) 多年1日最大降水量为145.4mm，发生于1985年8月，多年1小时最大降水量为95.5mm，发生于1985年，多年10分钟最大降水量为55.5mm，发生于1986年，多年1次连续最大降水量为275.1 mm，发生时间为1994年7月6日13日，多年最长一次降水日数为11天，发生时间1996年8月27日9月6日，降水总量为235.4m，统计年限为1978年2006年。5) 多年年平均降水天数为84d，多年年最大降水天数为117d，发生在1990年，统计年限为1978年2006年。(5) 蒸发量1) 多年平均蒸发量为1768.0mm，统计年限为1978年2006年。2) 多年各月平均蒸发量79、详见表5-12，统计年限为1978年2006年。表5-12 多年各月平均蒸发量成果月份123456789101112蒸发量(mm)50.969.2146.9236.0272.2246.1189.0155.6146.0122.677.551.4(6) 日 照1) 多年平均日照小时数为2403.7h，统计年限为1978年2006年。2) 多年各月平均日照小时数详见表5-13，统计年限为1978年2006年。表5-13 多年各月平均日照小时数成果月份123456789101112日照小时数(h)176.4179.8214.3229.9253.4226.4187.6195.4212.3205.016480、.2159.03) 多年平均日照百分率为55%，统计年限为1978年2006年。4) 多年各月平均日照百分率详见表5-14，统计年限为1978年2006年。表5-14 多年各月平均日照百分率成果月份123456789101112日照百分率(%)596058585751414657605755(7) 风1) 多年年平均风速为2.1m/s，统计年限为1978年2006年。2) 多年各月月平均风速详见表5-15，统计年限为1978年2006年。表5-15 多年各月月平均风速成果月份123456789101112风速(m/s)2.22.42.62.82.42.11.81.51.61.72.02.13)81、 多年实测最大风速为23.0m/s，相应风向为SSW，发生时间为1978年6月8日，多年最长一次大风日数为6d，发生时间为1980年11月29日12月4日，统计年限为1978年2006年。4) 多年最长一次沙尘日数为3d，发生时间为1980年4月18日4月20日，统计年限为1978年2006年。5) 多年平均大风日数为21.5d，多年年最大大风日数为57d，发生在1981年，统计年限为1978年2006年。(8) 积雪深度 多年最大积雪深度为22.0cm，出现在1979年，多年平均积雪日数为13d，多年年最大积雪日数为31d，出现在2001年，统计年限为1978年2006年。(9) 冻土深度 82、多年最大冻土深度为52.0cm，出现在2000年，统计年限为1978年2006年。(10) 结冰日数 多年年平均结冰日数为127d，多年年最大结冰日数为144d，统计年限为1980年2006年。(11) 雷暴日数 多年年平均雷暴日数为33d，多年年最大雷暴日数为47d，出现在1990年，统计年限为1978年2006年。(12) 沙暴日数 多年年平均沙暴日数为2.5d，多年年最大沙暴日数为8d，出现在1980年，统计年限为1978年2006年。(13) 雾日数 多年年平均有雾日数为7d，多年年最大有雾日数为14d，出现在1980年和1994年，统计年限为19782006年。(14) 风向频率玫瑰83、图多年冬季、夏季及全年各风向频率风象玫瑰图详见下图。NNNENEENEEESESESSESSSWSWWSWWWNWNWNNWC全年368853457742355422夏季26108635610742233223冬季468943435521387624(15) 设计风速收集石景山气象站1978年2006年实测历年10分钟平均最大风速资料，共计29年的风速资料，采用Gumbel型方法进行频率计算，求得50年一遇10m高10min平均最大风速为24.7m/s。(16) 地区暴雨强度计算公式北京市城市暴雨计算公式：式中：降雨强度，单位为mm/min；TE：代表非年最大值法选样的重现期；：降雨历时，单位84、为min。 空冷气象.1 空冷主导风向采用厂址邻近的石景山气象站的19972006十年观测资料，统计得到电厂空冷设计条件。本次统计了如下的空冷条件风向频率玫瑰图和相应的统计成果： 最近10年全年各风向频率、平均风速、最大风速及风玫瑰图； 最近10年夏季各风向频率、平均风速、最大风速及风玫图； 最近10年夏季风速4m/s且气温24、25、26各风向频率、平均风速、最大风速分布图表； 最近10年夏季风速4、5、6m/s且气温26各风向频率、风玫瑰图； 最近10年夏季风速6m/s且气温28各风向频率、风玫瑰图。风向NNNENEENEEESESESSESSSWSWWSWWWNWNWNNWC总个数29485、847537425934568733056361938347390546944971606254247124465394611164年均个数294.8475.3742.5934.5687.3305.6361.9383.4739546.9449.7160.6254.2471.2446.5394.61116.4频率(%)3.45.48.510.77.83.54.14.48.46.25.11.82.95.45.14.512.7平均风速2.62.12.121.81.41.61.82.12.12.31.51.82.93.53.40最大风速14.110.39.87.87.47.66.85.76.77.1886、.15.69.312.512.414.10风向NNNENEENEEESESESSESSSWSWWSWWWNWNWNNWC总个数6211018240721201882857121911432498119114774257497095843652811年均个数62.1101.8240.7212188.285.7121.9114.3249.8119.1147.742.574.970.958.436.5281.1频率(%)2.84.610.99.68.53.95.55.211.35.46.71.93.43.22.61.712.7平均风速1.81.41.91.81.71.41.61.721.82.21.87、41.622.21.60最大风速9.86.17.77.87.47.66.85.76.767.45.46.8911.210.20风向NNNENEENEEESESESSESSSWSWWSWWWNWNWNNW总个数37198730203525953489417617317年均个数3.71.98.7320.30.52.59.53.48.90.41.76.17.31.7频率(%)63.114.14.93.20.50.84.115.45.514.40.62.89.911.92.8平均风速5.24.74.84.74.65.34.84.54.64.44.64.44.855.85.5最大风速9.86.17.7788、.87.47.66.85.76.75.47.44.96.8911.28.4风向NNNENEENEEESESESSESSSWSWWSWWWNWNWNNW总个数34177927183422943389414516617年均个数3.41.77.92.71.80.30.42.29.43.38.90.41.45.16.61.7频率(%)6.3313.84.73.10.50.73.816.45.815.60.72.48.911.53平均风速5.24.64.84.64.75.34.94.54.64.44.64.44.755.85.5最大风速9.85.77.77.87.47.66.85.76.75.47.4489、.96.57.111.28.4风向NNNENEENEEESESESSESSSWSWWSWWWNWNWNNW总个数29157426142422933289413485117年均个数2.91.57.42.61.40.20.42.29.33.28.90.41.34.85.11.7频率(%)5.42.813.94.92.60.40.84.117.4616.70.82.499.63.2平均风速54.64.84.64.54.24.94.54.64.44.64.44.755.55.5最大风速9.15.77.77.87.24.36.85.76.75.47.44.96.57.111.28.4风向NNNENEEN90、EEESESESSESSSWSWWSWWWNWNWNNW总个数1122442013254180421299年均个数1.10.22.40.40.200.10.32.50.41.800.42.12.90.9频率(%)71.315.32.51.300.61.916.32.511.502.513.418.55.7平均风速6.35.55.76.36.706.85.45.45.35.505.65.76.36.3最大风速9.15.77.77.87.206.85.76.75.47.406.57.111.28.4风向NNNENEENEEESESESSESSSWSWWSWWWNWNWNNW总个数40622010391、04015156年均个数0.400.60.20.200.100.300.400.10.51.50.6频率(%)8.2012.24.14.10206.108.20210.230.612.2平均风速7.206.67.26.706.806.206.606.56.57.26.8最大风速9.107.77.87.206.806.707.406.57.111.28.4风向NNNENEENEEESESESSESSSWSWWSWWWNWNWNNW总个数20521010302014134年均个数0.200.50.20.100.100.300.200.10.41.30.4频率(%)5.3013.25.32.602.92、607.905.302.610.534.210.5平均风速6.106.57.26.206.806.206.106.56.66.97最大风速6.107.77.86.206.806.706.206.57.110.18.4.2 典型年气温累积小时数2002年至2006年五年气温平均值为13.3，与之最为接近的是2005年，故以2005年作为典型年进行逐小时气温累积频率计算，统计成果见如下图表。数值个数频率(%)数值个数频率(%)数值个数频率(%)38.810.0132.91621.8527119213.6138.710.0132.81691.9326.9122413.9738.610.0132.7193、711.9526.8125314.338.510.0132.61802.0526.7127014.538.420.0232.51902.1726.6130314.8738.330.0332.41952.2326.5132415.1138.230.0332.32002.2826.4135315.4538.140.0532.22062.3526.3138815.843850.0632.12152.4526.2142016.2137.960.07322212.5226.1144816.5337.880.0931.92322.6526147816.8737.790.131.82412.7526.31494、9917.1137.6100.1131.72552.9125.8152617.4237.5110.1331.62673.0525.7155517.7537.4120.1431.52743.1325.6158318.0737.3120.1431.42813.2125.5160718.3437.2130.1531.32933.3425.4162818.5837.1140.1631.23073.525.3165918.9437160.1831.13153.625.2168519.2436.9170.19313303.7725.1170819.536.8190.2230.93383.86251725195、9.6936.7220.2530.83493.9824.9174319.936.6250.2930.73694.2124.8177720.2936.5290.3330.63844.3824.7181020.6636.4320.3730.54064.6324.6184221.0336.3340.3930.44284.8924.5186721.3136.2360.4130.34445.0724.4189621.6436.1380.4330.24625.2724.3191821.8936390.4530.14795.4724.2195122.2736.3420.48304995.724.11980296、2.635.8430.4929.95196.3224201422.9935.7430.4929.85516.2923.9204623.3635.6450.5129.75716.5223.8207623.735.5470.5429.65836.6623.7210724.0535.4530.6129.56066.9223.6215124.5535.3580.6629.46217.0923.5218224.9135.2590.6729.36447.3523.4220925.2235.1600.6829.26597.5223.3223025.4635620.7129.16787.7423.22254297、5.7334.9640.73297007.9923.1228426.0734.8680.7828.97118.1223232026.4834.7740.8428.87338.3722.9235426.8734.6780.8928.77628.722.8238527.2334.5820.9428.67838.9422.7241927.6134.4840.9628.58059.1922.6245027.9734.3860.9828.48269.4322.5247928.334.2901.0328.38509.722.4251228.6834.1951.0828.287710.0122.32536298、8.9534991.1328.190410.3222.2256029.2233.91031.182893010.6222.1259229.5933.81081.2327.995810.9422262229.9333.71141.327.897811.1621.9265730.3333.61181.3527.799911.421.8269730.7933.51221.3927.6102311.6821.7272331.0833.41271.4527.5104611.9421.6276431.5533.31371.5627.4107112.2321.5279531.9133.21431.6327.99、3110512.6121.4281832.1733.11471.6827.2113412.9521.3285332.57331541.7627.1115413.1721.2287632.83数值个数频率(%)数值个数频率(%)数值个数频率(%)21.1291033.2215.1438550.069.1547762.5221293533.515440150.249549062.6720.9296833.8814.9442350.498.9550462.8320.8299834.2214.8445750.888.8552563.0720.7302434.5214.7447451.078.75536100、63.220.6305534.8714.6449451.38.6555563.4120.5307235.0714.5451151.58.5556263.4920.4310635.4614.4453651.788.4557663.6520.3312635.6814.34555528.3558563.7620.2315336.3914.2457052.178.2559963.9220.1318736.3814.1459052.48.1561464.0920321936.7514461952.738562764.2419.932413713.9464252.997.9564264.4119.8327101、237.3513.8466453.247.8565464.5419.7329937.6613.7468953.537.7566964.7119.633293813.6469953.647.6568664.9119.5335338.2813.5471753.857.5569865.0519.4337838.5613.4473254.027.4570965.1719.3340638.8813.3474654.187.3571665.2519.2343139.1713.2476354.377.2572865.3919.1345639.4513.1478754.657.1574365.56193484102、39.7713481554.977575265.6618.9351440.1112.9483455.186.9577265.8918.8353640.3712.8485155.386.8578866.0718.7356240.6612.7487555.656.7580266.2318.6358640.9412.6488855.86.6582566.518.5361541.2712.5490856.036.5584166.6818.4363441.4812.4492556.226.4584966.7718.3366741.8612.3494356.436.3586266.9218.2368742103、.0912.2496256.646.2587867.118.1371042.3512.1497556.796.1589267.2618373342.6112499957.076591167.4817.9375342.8411.9502157.326.3592567.6417.8378243.1711.8503657.495.8593767.7717.7380743.4611.7505357.685.7594967.9117.6383143.7311.6506757.845.6596368.0717.538544411.55081585.5597568.2117.4387744.2611.451104、0358.255.4599668.4517.3389744.4911.3511958.445.3600968.617.2392044.7511.2514358.715.2602668.7917.1394144.9911.1515658.865.1603868.9317396345.2411516758.985605169.0816.9398445.4810.9518659.24.9606669.2516.8401245.810.8519859.344.8608669.4716.7403246.0310.7521759.554.7610269.6616.6405446.2810.6523559.105、764.6612069.8616.5408346.6110.5525559.994.5613169.9916.4410946.9110.4526860.144.4614270.1116.3413147.1610.3528660.344.3616170.3316.2415447.4210.2530260.534.2617570.4916.1417847.6910.1531460.664.1619270.681642054810533060.844621270.9116.3422648.249.9534661.033.962207115.8425548.579.8536361.223.862397106、1.2215.7427848.849.7537761.383.7625671.4215.6429949.089.6539961.633.6626671.5315.5431849.299.5542561.933.5628171.715.4433849.529.4544562.163.4630171.9315.3435849.759.3545862.313.3631372.0715.2437649.959.2546962.433.2633372.29数值个数频率(%)数值个数频率(%)数值个数频率(%)3.1635372.52-2.9774488.4-8.9868599.143636772.68-107、3776488.63-9869699.272.9638672.9-3.1778688.88-9.1870199.332.8640573.12-3.2780289.06-9.2870799.392.7641673.24-3.3783289.41-9.3871499.472.6643573.46-3.4785189.62-9.4872299.572.5644473.56-3.5787289.86-9.5872899.632.4646073.74-3.6789190.08-9.6873599.712.3647873.95-3.7791190.31-9.7874199.782.2649774.17-3108、.8793890.62-9.8874599.832.1651274.34-3.9796090.87-9.9874799.852652774.51-4798891.19-10874999.871.9654674.73-4.1800791.4-10.1875299.911.8656674.95-4.2803691.74-10.2875299.911.7658675.18-4.3806192.02-10.3875699.951.6660575.4-4.4808192.25-10.4875699.951.5662675.64-4.5809692.42-10.5875699.951.4664775.88109、-4.6812492.74-10.6875699.951.3666376.06-4.7814392.96-10.7875899.981.2667776.22-4.8817393.3-10.8875999.991.1669576.43-4.9819093.49-10.9875999.991672176.72-5821893.81-11875999.990.9674176.95-5.1824194.08-11.1875999.990.8675977.16-5.2826294.32-11.287601000.7678277.42-5.3828294.540.6680977.73-5.4830194.110、760.5683578.03-5.5832495.020.4685578.25-5.6834195.220.3687478.47-5.7836095.430.2689778.73-5.8837695.620.1692079-6.3839495.820694179.24-6840796.37-0.1696079.45-6.1841496.05-0.2699479.84-6.2843296.26-0.3701680.09-6.3844896.44-0.4703380.29-6.4846096.58-0.5706680.66-6.5847196.7-0.6709881.03-6.6848096.8-111、0.7712181.29-6.7849797-0.8714981.61-6.8850697.1-0.9717181.86-6.9852697.33-1719782.16-7854097.49-1.1722482.47-7.1854897.58-1.2724382.68-7.2855797.68-1.3727883.08-7.3857097.83-1.4730683.4-7.4858197.96-1.5733983.78-7.5859198.07-1.6737084.13-7.6859798.14-1.7740484.52-7.7860698.24-1.8744384.97-7.8861898.112、38-1.9747485.32-7.9862698.47-2750085.62-8863498.56-2.1753986.06-8.1863998.62-2.2756886.39-8.2864698.7-2.3760086.76-8.3865098.74-2.4763787.18-8.4865698.81-2.5765387.36-8.5866298.88-2.6767687.63-8.6866998.96-2.7769987.89-8.7867599.03-2.8772588.18-8.8867999.08.3 典型年逐时平均风速统计成果表2002年至2006年五年风速平均值为1.7m/s，113、2004年平均风速为1.62m/s，与之较为接近，故以2004年作为典型年进行逐小时风速累积频率计算，统计成果见如下图表。数值个数频率(%)1220.021130.031080.099130.158310.357740.8461731.9753894.4347468.493144216.422304034.611522159.44087841005.5 厂址的区域稳定与工程地质 区域构造、地震地质及稳定性.1 区域构造北京地区在大地构造上处于阴山东西向复杂构造带的南缘；祁吕贺兰山字型东翼反射弧的拐弯部位；东北、华北及江汉平原新华夏系第二沉降带与大兴安岭、太行山、雪峰山新华夏系第三隆起的分界线上114、。在区域构造上，厂址区隶属华北平原的太行山隆起区和华北平原坳陷区的交汇部位。根据北京地区活动构造体系图及说明书(1/10万)，厂址区位于华北平原的西部，主要构造格架形成于燕山运动，该时期发育了一系列北东向、北北东向和北西向断裂，区内由于受区域构造体系和断裂的综合影响以及燕山期频繁的岩浆活动，致使本区所显示的构造形迹较为复杂，因而产生一系列NE向断裂构造。详见图1：厂址区区域地质构造图。图1 厂址区区域地质构造图厂址区附近有三条断裂通过，即八宝山断裂(F1)、黄庄 高丽营断裂(F2)和永定河断裂(F3)，上述断裂分别距厂址区5.5km、7.2km、800m。 八宝山断裂(F1)八宝山断裂位于北京115、平原与西部山区的接壤地带，南起河北省涞水县境，向北经南尚乐、岳各庄、瓦井、牛口峪、磁家务、晓幼营、羊圈头、后甫营、大灰厂、化工七厂、梨园、大沟，过永定河抵达八宝山，再往北东隐伏于北京平原。根据北京地震会战物探资料，往北东延伸至东三旗附近，全长约110km，总体呈北北东至北东向展布，倾向南东、倾角较缓(35-45)，为前寒武系自东南方向逆掩于寒武系下侏罗统之上的压扭性断裂。八宝山断裂属第四纪早更新世中更新世活动断裂，最晚活动时代为第四纪中更新世。 黄庄高丽营断裂(F2)黄庄高丽营断裂是北京平原区重要的断裂之一，是划分西山迭坳褶与北京迭断陷的界限。断裂总体走向北东北北东，倾向东南，倾角5575，全116、长130余公里。平面上呈舒缓波状展布于八宝山断裂东侧并与其相伴而行，一般相距1-2km，最远4-5km。断裂南起涞水，向北经石楼、辛开口、晓幼营、大灰厂、辛庄西、芦井，过永定河，再经黄庄、洼里、北七家、高丽营继续北延经怀柔庙城至密云西田各庄一带。断裂从早白垩纪开始发育，控制了下白垩纪地层厚度分布，新生代基本上取代八宝山断裂而构成北京断陷的西边界，活动时间自南向北变新。除个别地段有露头外，整体上属于一条隐伏断裂。根据整个断裂带对第四系沉积厚度的控制作用，及其与NW向断裂交切关系、新活动性等，自北而南可划分为怀柔-北七家、立水桥 衙门口、芦井-晓幼营和郭家坟 房山等4段。根据国家地震局地质研究所最117、新研究成果，黄庄 高丽营断裂第四纪以来则一直有持续性的活动(主要根据该断裂带上历史地震活动情况及近期地震监测资料)，但活动强度不大，其最晚活动时代为中更新世晚更新世，全新世活动尚无直接证据。但据国家地震局地震地质大队自1967年以来对该断裂进行的微量位移测量结果显示，19661978年下盘持续下降了34mm，另据地震台网对近期地震活动的监测结果，19661979年黄庄高丽营断裂带上及附近发生了3-5级的有感地震多次，微震上千次，可见该断裂全新世以来的继承性活动还是相当明显的。 永定河断裂(F3)经过地质工作者野外调查，并结合卫星、航空遥感图象的判读，认为存在一条大致与永定河现行下游河道并列或重118、合的断裂带。该断裂沿永定河河谷延伸，大致沿军庄、三家店、鬼子山、卢沟桥呈南东方向延展，长约30余公里，走向北西 330左右，推测产状较陡。永定河断裂由于断层顺永定河发育，因此地面标志并不十分明显。在航片上可以看出香峪大梁有位移，此外在卢沟桥以下第三系长辛店砾石层在断层两侧岩层产状突变。但这一断层规模可能不大。永定河断裂形成于早侏罗世，但晚于东西向和北北东 北东向断裂，其南东段切割了八宝山断裂、黄庄 高丽营断裂和良乡 顺义断裂。后期活动具多期性，第三纪活动较强烈。就目前所掌握的资料来看，近现代未发现有活动迹象。.2 区域历史地震京津唐张地区(38.541N；114120E)，自有历史记载以来(西119、晋开始)，共查证到五级以上地震60余次(不含余震)。计五级的20次，55级20次，56级6次，66级6次，67级4次，7级以上的4次。平均10年发生一次，频率虽不高但破坏极大。仅就北京市行政区划所属范围内来说，已经发生过大至8级的各种级别的强震，这些地震离开市区的距离也就几十公里。 根据资料记载，厂址区附近历史上发生的地震有：1961年2月9日3.2级地震(北纬3954，东经11610)，1964年3月5日3.8级地震(北纬3954，东经11606)，1964年8月5日3.0级地震(北纬3954，东经11606)，1964年1月30日3.3级地震(北纬3955，东经11601)，1968年1月120、1日3.0级地震(北纬3958，东经11614)，历史地震震中距拟选厂址的距离均大于或等于4.5km。.3 厂址稳定性评价厂址区附近存在八宝山断裂(F1)、黄庄高丽营断裂(F2)和永定河断裂(F3)。八宝山断裂最晚活动时代为第四纪中更新世，位于厂址的东南部约5.5km，为非全新活动断裂，对厂址稳定性不构成影响；黄庄高丽营断裂为强烈全新活动断裂，位于厂址的东南部约7.0km，与厂址的距离大于最小安全距离，该断裂对厂址的稳定性不构成影响；永定河断裂属微弱全新活动断裂，与厂址距离约为800m，对厂址的稳定性影响不大。厂址区附近在历史上未发生过6级以上的地震。厂址附近历史地震最大为3.8级，历史地震震121、中距厂址的距离均大于或等于4.5km，对厂址的稳定性不构成影响。从区域稳定上综合分析，拟选厂址适宜建厂。厂址无滑坡、泥石流等不良地质作用，亦无压矿或采空问题。 厂址岩土工程条件.1 地形地貌厂址区位于北京西山山前倾斜平原上，地层属于河流冲洪积相，地形平坦，厂区地势呈西北高东南低的趋势，地面标高约为96.299.9m。.2 地层岩性根据高井热电厂扩建改造工程可行性研究阶段岩土工程勘测报告(F179VIIIK-G20071)和xx高井热电厂环保综合治理之5-8号炉脱硫工程(F179E02(2)S-G20041)，厂址区25m深度内的地层主要由填土和第四系河流冲洪积形成的砂卵石、砾石及少量粘性土组成122、。根据物理力学性质及特征，地层自上而下可分为三大层：第一大层：由杂填土和素填土组成。杂填土：以粘性土为主，混砖块及煤渣等，稍湿，松散，层底板埋深一般0.501.50，局部埋深达6.00，一般厚度0.501.50，最大厚度为6.00。素填土：黄褐色，以粉土、粉质粘土为主，含有少量砖渣、煤渣，稍密，稍湿，不均匀，底板埋深一般为1.005.00，一般厚度1.004.50。据调查厂址内该层回填时间大于30年。地基承载力特征值fak=130kPa。第二大层：由粉土组成，局部夹有细砂、粉质粘土薄层。粉土：黄褐色，稍湿，土质较均匀，含氧化铁、云母，中密状态，摇震反应中等，无光泽反应，干强度低、韧性低。该层局123、部夹中砂、细砂、粉质粘土薄层。中砂、细砂，颗粒较均匀，成分以石英、长石为主，稍湿，稍密，分布不连续； 粉质粘土，可塑状态，无摇震反应，稍有光泽反应，干强度中等、韧性中等。该层底板埋深一般为3.505.50，一般厚度为1.004.00。地基承载力特征值fak=160kPa。第三大层：由卵石组成，局部夹有圆砾、粉质粘土薄层或透镜体。卵石：杂色，卵石成分以石灰岩、凝灰岩为主，呈亚圆形，一般粒径2050m，最大粒径150mm，卵石约占60%左右，充填物为砂、砾石及少量粘性土，稍湿，中密密实。顶板埋深一般为3.505.50。根据高井热电厂前期资料，该层厚约3040m。在卵石层中分布有圆砾、粉质粘土薄夹层124、。地基承载力特征值fak=350kPa。圆砾：杂色，稍湿，中密。顶板埋深一般为8.5012.20，一般厚度0.802.00。此层为夹层，分布不连续。地基承载力特征值fak=250kPa。粉质粘土：黄棕及深棕色，可塑，土质均匀，含氧化铁，可见小钙质结核，无摇震反应，稍有光泽反应，干强度中等、韧性中等，局部为粉土。顶板埋深一般为9.0010.00，一般厚度为0.502.00。此层为夹层分布不连续。地基承载力特征值fak=200kPa。.3 地下水及水、土腐蚀性分析2007年4月勘测期间，在深度15m内均未见地下水，地下水埋深大于15m。根据高井热电厂一期工程1959年12月勘测资料地下水水位埋深约125、9.80，相应标高约为87.50m，据了解地下水位呈逐年下降趋势，因此，本工程一般可不考虑地下水的影响。2007年4月勘测期间在钻孔N1、N2和N3中取样进行了土的可溶盐分析，分析结果见表5.5-1： 表5.5-1 土壤可溶盐指标含量表依据岩土工程勘察规范(GB50021-2001)，按场地环境类型为类进行判别：土对混凝土结构无腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋无腐蚀性，对钢结构无腐蚀性。 .4 建筑场地类别根据建筑抗震设计规范(GB 50011-2001)，场地抗震设防烈度为8度，设计基本地震加速度值为0.20g，设计地震分组为第一组。场地20m内地层等效剪切波速预估为290330m/s，覆盖126、层厚度在3040m，根据建筑抗震设计规范(GB50011-2001)，建筑场地类别为类。.5 液化问题建筑场地无地震液化问题。.6 地基条件分析电厂建(构)筑物基础埋深为-2.5-6.0m。对于电厂一般附属建筑物，基础埋深约为-2.5m，基础分别置于层杂填土、素填土、层粉土中。杂填土不宜为建(构)筑物基础持力层，须清除；素填土回填时间大于30年，地基承载力特征值fak=130kPa，当电厂一般附属建筑物荷重和沉降或差异沉降要求不大时，可以考虑作为天然地基持力层，但应对建筑物基础下的填土进行碾压或夯实处理。层粉土为中密状态，局部夹有细砂、粉质粘土薄层，地基承载力特征值fak=160kPa，该层可127、为电厂一般附属建筑物的天然地基持力层。电厂主要建(构)筑物和重要附属建筑物一般可以采用天然地基，基础持力层为层卵石。但考虑到厂址区位于北京市城区，由于城市建设和老厂改造可能局部存在较厚的填土问题，应建议考虑局部地基处理措施，如换填等。 结论与建议(1) 厂址区附近存在八宝山断裂(F1)、黄庄高丽营断裂(F2)和永定河断裂(F3)。八宝山断裂最晚活动时代为第四纪中更新世，位于厂址的东南部约5.5km，为非全新活动断裂，对厂址稳定性不构成影响；黄庄高丽营断裂为强烈全新活动断裂，位于厂址的东南部约7.0km，与厂址的距离大于最小安全距离，该断裂对厂址的稳定性不构成影响；永定河断裂属微弱全新活动断裂，128、与厂址距离约为800m，对厂址的稳定性影响不大。厂址区附近在历史上未发生过6级以上的地震。从区域稳定上分析，拟选厂址适宜建厂。(2) 厂址无滑坡、泥石流等不良地质作用，亦无压矿或采空问题。(3) 厂址区地层分布有杂填土、素填土、粉土、卵石等。对于电厂一般附属建筑物，杂填土不宜为建(构)筑物基础持力层，宜清除；素填土回填时间大于30年，地基承载力特征值fak=130kPa，当电厂一般附属建筑物荷重和沉降或差异沉降要求不大时，可以考虑作为天然地基持力层，但应对建筑物基础下的填土进行碾压或夯实处理。粉土为中密状态，局部夹有中砂、细砂、粉质粘土薄层，地基承载力特征值fak=160kPa，该层可为电厂一129、般附属建筑物的天然地基持力层。电厂主要建(构)筑物和重要附属建筑物一般可采用天然地基，卵石1可为天然地基基础持力层。但考虑到厂址区位于北京市城区，由于城市建设和老厂改造可能局部存在较厚的填土问题，应建议考虑局部地基处理措施，如换填等。(4) 2007年4月勘测期间，在深度15m内均未见地下水，地下水埋深大于15m。根据高井热电厂一期工程1959年12月勘测资料地下水水位埋深约9.80，相应标高约为87.50m，据了解地下水位呈逐年下降趋势，因此，本工程一般可不考虑地下水的影响。依据岩土工程勘察规范(GB 50021-2001)，按场地环境类型为类进行判别：土对混凝土结构无腐蚀性，对钢筋混凝土结130、构中的钢筋无腐蚀性，对钢结构无腐蚀性。 (5) 根据建筑抗震设计规范(GB 50011-2001)，场地抗震设防烈度为8度，设计基本地震加速度值为0.20g，设计地震分组为第一组。(6) 建筑场地类别为类；建筑场地无地震液化问题。(7) 拟建场地标准冻结深度为0.80m。6 工程设想6.1 全厂总体规划及总平面布置6.1.1 电厂总体规划6.1.1.1 建设规模本期工程新建4台350MW级燃气联合循环机组、直接空冷、同步脱硝。6.1.1.2 厂址用地厂址利用北京市石景山区高井热电厂既有厂区北侧近期收购的北京现代建材厂土地进行建设。上述场地地形比较平坦，自然地面标高在100.00m-98.00m131、之间。西北高，东南低。厂址用地为规划工业建设用地。本期建设4台350MW级燃气联合循环机组，本期厂区用地面积为9.674hm2。6.1.1.3 水 源本工程拟采用城市再生水作为全厂的工业用水水源，城市市政自来水提供本工程的生活和消防水源。6.1.1.4 燃 料燃料为天然气。6.1.1.5 出 线 电厂本期以4回220kV电压等级出线。6.1.1.6 施工场地包括施工生产，施工生活区在内的施工场地，布置在拟建厂址周边，用地面积约6hm2。6.1.2 厂区总平面布置.1 厂区总平面布置设计原则本期工程建设4台350MW级燃气联合循环机组，预留扩建条件。按此进行厂区总平面布置，以本期为主，考虑远期发132、展。(1) 远近规划结合，功能分区明确； (2) 布置紧凑合理，工艺流程顺畅；(3) 结合外部条件，节约使用土地；结合厂址外部条件优化总平面布置，充分合理地利用场地条件，并且考虑与周边环境一体性的原则下进行的。在充分满足电厂基本功能的前提下，尽量压缩辅助、附属建、构筑物的占地面积和建筑物的数量，采取联合布置，以减少厂区用地。合理划分功能分区，做到功能分区明确，工艺流程顺畅，方便生产生活，造型协调环境优美。.2 本工程总布置重点研究的问题 厂址利用北京市石景山区xx高井热电厂既有厂区，以及西侧近期收购的北京现代建材厂土地进行建设。由于历史原因在电厂北侧有高井村存在，主要存在噪音对周围环境的影响及133、建设用地紧张两大问题。本期规划建设4台350MW级燃气联合循环机组，并预留扩建条件。因此根据总体规划结合厂区外部条件，减少噪音对周围环境的影响及最大限度减少建设用地，是本工程厂区总布置设计重点研究解决的问题。6.1.2.3 厂区总平面规划布置(湿冷、直接空冷方案)厂区总平面布置方案一基本布局为二列式，即由南向北依次为机械通风冷却塔及循环水泵房、燃气联合循主厂房和220kV(GIS)配电装置区。由西向东依次布置辅助及附属建筑区、联合循环主厂房。由此提出3个总平面规划布置方案。.4 厂区总平面规划布置方案一(水冷、二拖一方案)4台350MW级燃气联合循环机组主厂房，布置在拟建厂区中部。机械通风冷却134、塔及循环水泵房布置在联合循环主厂房南侧。结合建设场地及周围限制条件分析，影响建设场地规划布置的限制条件之一是噪音对周围环境的影响。因此结合厂区外部条件将机械通风冷却塔布置在建设场地南部，北距高井村200m以上，东距电厂家属区450m左右，南距电厂南围墙30m左右，西距北京现代建材厂200m左右，可使风机噪音对周围环境的影响敏感度大幅降低。本方案辅助及附属建筑布置在主厂房以西和以北区域，除必须建设者外，将依托老厂解决。预留扩建条件。4台350MW级燃气联合循环机组厂区占地面积9.674hm2。.5 厂区总平面规划布置方案二(直接空冷、二拖一方案)厂区总平面布置方案二与厂区总平面布置方案一布局基本135、相同，不同之处在于，方案一采用湿冷方式机械通风冷却塔及循环水泵房布置在联合循环主厂房南侧，方案二采用直接空冷方式空冷平台布置在联合循环主厂房南侧。其余布置基本相同。4台350MW级燃气联合循环机组厂区占地面积9.674hm2。.6厂区总平面规划布置方案三(直接空冷、一拖一方案)厂区总平面布置方案三与厂区总平面布置方案二布局基本相同，不同之处在于，方案三采用一拖一主厂房，方案二采用二拖一主厂房。其余布置基本相同。4台350MW级燃气联合循环机组厂区占地面积9.674hm2。.7 总平面布置主要技术经济指标表总平面布置主要技术经济指标表序号比较项目单位方案一、二、三1本期工程用地面积(4350MW136、级)hm29.6742本期工程单位容量用地面积m2/kW0.623厂区内建构筑物用地面积hm24.7844建筑系数%49.455厂区内场地利用面积hm26.146利用系数%63.477电厂铁路专用线长度km-8厂区道路路面及广场地坪面积m2123009道路广场系数%12.7110循环水管线长度m-11挖方104m37.6厂区土方量填方104m35.512厂区围墙长度砖墙m152013围栅m90014绿化用地面积m21934815绿化用地系数%206.1.3 厂区竖向规划布置厂址地形较平坦，呈西北高，东南低之势，自然地面标高在99.00100.60m之间，坡度约0.5%。厂区竖向规划采取平坡式竖137、向布置。场地整平标高为99.5m，主要生产建筑室内标高100m。厂区土石方填挖工程量约13.1104m3。厂址不受外来洪水及内涝水的影响。6.1.4 厂区管线规划布置厂区主要管线沟道布置原则：厂区主要管线的敷设方式尽可能采用综合管架，除自流管线(雨、污水)、消防供水管及生产生活供水管外，其余管线(如厂区暖气管、油管、蒸汽管、除盐水管等)均架空敷设， 以减少管、沟地下交叉，利于施工、运行及检修。主要管廊宽度：主厂房A列外侧管廊(空冷平台至围墙) 20m主厂房固定端管廊 20m其它分区间管廊 18m20m6.1.5 厂区道路布置电厂主、次进厂道路，从厂址附近既有公路引接，沟通厂内外交通。厂区主要道138、路采用7m宽城市型混凝土道路，厂区次要道路采用4m宽城市型混凝土道路。厂区道路构成路网，通达全厂各车间，道路净空5.00m以上，满足运输和消防要求。6.2 装机方案及机组选型 工程设想及建设规模由于北京市对热力和电力的需求较大，机型选择时应优先考虑技术成熟的大容量机组。而且，由于天然气价格较高，采用效率高、大容量“F”级机组有利于降低供电、供热的成本。本期工程初步确定建设由4台“F”级燃机组成的燃气蒸汽联合循环发电供热机组。世界上各个公司生产的燃气轮机出力各不相同，不同机型燃机组成的联合循环供热机组供热能力不同。为满足我国电力工业发展的需要，提高重型燃气轮机制造技术水平，2001年由原国家计委139、牵头，按照以“市场换技术”的原则，对燃气轮机设备进行了xx打捆招标。目前国内的供货商有：哈尔滨动力股份有限公司(简称哈动力)，上海电气集团股份有限公司(简称上海电气)，东方电气集团有限公司(简称东方电气)。阿尔斯通也是重型燃机的著名生产商之一，但阿尔斯通没有进入国产化名单。国内已经引进的技术成熟的“F”级燃机型号及出力见下表国产厂家技术支持方燃机型号ISO工况燃机出力哈动力美国GE公司PG9351FA255.6MW东方电气日本三菱公司M701F3M701F4270.3MW312MW上海电气德国西门子公司SGT5-4000F（2）SGT5-4000F（4）271MW287MW上表中SGT5-40140、00F（4）型燃机为西门子公司在SGT5-4000F（2）型燃机基础上经过一些技术升级及设计优化后改进型燃机，为以后主推燃机。M701F4和M701F3型燃机技术都比较成熟，但出力相差较大。由2台技术先进、效率高、经济性好的国内引进的“F”级燃机组成的燃气蒸汽联合循环抽凝供热机组常规配置有如下三种方案：即“一拖一“单轴方案、“一拖一”多轴方案和”二拖一“多轴方案。各种方案的主机设备具体配置情况如下：“一拖一”单轴方案：2台燃机2台余热锅炉2台抽凝式供热汽轮机2台发电机2台凝汽器。“一拖一”多轴方案：2台燃机2台余热锅炉2台抽凝式供热汽轮机4台发电机2台凝汽器。“二拖一”多轴方案：2台燃机2台余141、热锅炉1台大功率抽凝式供热汽轮机3台发电机1台凝汽器。经过与哈动力进行技术交流，哈动力/GE公司2台PG9351FA型燃机组成的联合循环供热机组各方案出力及供热参数如下表：2套“一拖一”同轴2套“一拖一”多轴1套“二拖一”多轴抽凝北京太阳宫1套“二拖一”多轴联合循环机组出力（MW）ISO工况793.44793.44786.82供热工况713.88713.88699.64706.12汽机抽汽供热量（MW）456.2456.2494.3479.6联合循环机组效率（%）ISO工况57.457.457供热工况80.280.281.980.69烟气热网加热器供热量（MW）27.327.327.060总供142、热量（MW）483.5483.5521.36热电比不含烟气热网加热器0.6390.6390.70650.6792含烟气热网加热器0.6770.6770.74518注：上表中“二拖一”方案为哈动力在太阳宫“二拖一”多轴抽凝方案基础上将汽轮机最小冷却蒸汽流量降到110t/h后的数据。从上表来看，对于由GE公司2台PG9351FA型燃机组成的联合循环抽凝供热机组来说，“一拖一”单轴和多轴方案的机组出力和抽汽供热量是一样的，“二拖一”多轴抽凝方案的供热量和热效率均较“一拖一”单轴、多轴方案有所增加。对于同一型号燃机组成的联合循环供热机组来说，由于“一拖一”单、多轴方案配有2台抽凝式汽轮机，虽然单台汽轮143、机的最小冷却蒸汽量较小，但综合来看2台汽轮机的最小冷却蒸汽量和“二拖一”方案中1台较大蒸汽轮机的最小冷却蒸汽量相比仍然偏大，因此“一拖一”单、多轴方案的抽汽供热量小于“二拖一”多轴方案。另外，由于“F”级燃气蒸汽联合循环机组多为纯凝运行，采暖供热机组较少，目前仅有太阳宫电厂（GE公司PG9351FA型燃机）和北京三热电厂（三菱M701F型燃机），且北京三热电厂为纯凝机组改造为供热机组，因此，为能利用现有成熟设计，各主机厂家对于机组配置、推荐装机方案不尽相同，具体见下表。装机方案哈动力上海电气东方电气一拖一同轴主机厂不推荐，供热抽汽来自热段，供热能力小主机厂不建议、成本高主机厂推荐、有运行业绩中144、压缸排汽抽汽一拖一多轴主机厂不推荐，抽汽来自热段，供热能力小主机厂推荐但无运行业绩中、低压缸各一级抽汽主机厂不建议二拖一主机厂推荐、有运行业绩主机厂推荐但无运行业绩中压缸排汽抽汽主机厂不建议由于主机厂尚未招标确定，且各主机厂的机组出力不尽相同，本阶段暂按GE 9351FA型最新燃机，采用GTPRO软件进行热力计算，下阶段，主机将通过招标最终确定。由于北京市供热负荷需求非常巨大，因此希望每套机组能按照最大能力供热，下面对几种提高供热能力的措施进行说明。 供热能力最大化技术方案.1 增加抽汽量、尽量减少低压缸冷却蒸汽量的方案燃机配套常规抽凝式汽轮机抽汽量与其低压缸末级叶片长度有关，末级叶片越长需要145、的冷却蒸汽量越大，冷却蒸汽量越大相应汽机抽汽量越少。因此低压缸冷却蒸汽量越少汽机抽汽量越大，供热量越多。冬季为尽可能多抽汽，低压缸末级叶片越短越好，经过与主机厂咨询，哈汽与GE PG9351FA型燃机配套的二拖一蒸汽轮机最小冷却蒸汽量为110t/h左右。增加抽汽量、尽量减少低压缸冷却蒸汽量方案技术较为成熟，且汽机结构改动最小，最容易实施。.2 余热锅炉尾部加装烟气热网加热器方案由于冬季采暖期运行时余热锅炉排烟温度较高(约116)，可采用在余热锅炉尾部设置烟气热网加热器来增加供热量。烟气热网加热器设计时应考虑管道酸腐蚀以及溶氧腐蚀，且有长期处于干烧的能力(非采暖工况运行时)。经初步估算，1套“二146、拖一”机组2台余热锅炉均装设烟气热网加热器供热量可增加约32MW。该方案烟气热网加热器安装在余热锅炉尾部，烟气阻力相应增加，会造成燃机出力的略微下降，另外，考虑到烟气热网加热器的布置空间，余热锅炉长度尺寸会有所增加。详细的设备初投资以及烟气加热器供热量，需下一阶段主机厂进行方案设计后，才能确定。总之，烟气加热器方案实施的技术难度较小，投资费用不高，是可行的方案。.3 汽轮机供热期背压非供热期纯凝运行的方案为能够最大程度地提供抽汽量，可将汽轮机设计成分段式，高中压缸和低压缸分成2段，高中压缸和低压缸通过SSS离合器连接，冬季供热工况时，汽机低压缸解列，高中压缸背压运行，其排汽及低压主汽全部用于加147、热热网加热器，非供热工况时，低压缸通过离合器与高中压缸连接，汽轮机纯凝运行。此种机组配置没有低压缸最小冷却蒸汽流量的要求，可使汽轮机供热量能达到最大化。如下图所示。为了机组运行灵活，汽轮机单独带一个发电机，可配“一拖一”多轴方案（4套小蒸汽轮发电机组）或“二拖一”多轴方案（2套大蒸汽轮发电机组）。采暖工况，高中压缸背压运行，所有汽轮机的排汽全部用于供热，能够比常规机组多提供80110t/h左右的抽汽量（一套“二拖一”方案），供热量增加1014%左右。该背压式机组与常规抽汽机组的主要区别为：(1) 该方案汽轮机分成2部分，发电机和汽轮机高中压模块连接。(2) 油系统、蒸汽系统、汽封系统为一套系统148、，但是工作起来有部分解列和再并列的情况。经与主机厂咨询，这种设计在技术上是可行的，但国内没有相关运行业绩。.4 余热锅炉补燃方案随着燃气轮机初温和循环效率的提高，允许补燃的燃料倍率是随之降低的。有关理论研究表明：当燃气轮机的初温大于900后，补燃方式反而会使联合循环的效率下降。补燃多产汽如果直接用于供热，其效率是与热水锅炉相当的；补燃多产汽如果先用于发电，再从汽轮机中抽汽供热，虽然从供热的成本上较热水锅炉供热有所降低，但对整台机组的效率会因为汽轮机的发电量增大而降低，从而影响机组的性能。目前，国内锅炉厂尚无9F级补燃余热锅炉的业绩，需要得到国外技术支持方的支持才能提供性能设计数据。余热锅炉补燃149、需设置单独的运行保护系统，整套补燃系统(含燃烧器)需要进口，造价较高，一般约增加整套余热锅炉造价的20%左右。设置补燃系统，余热锅炉换热面积需相应增加，汽轮发电机组及其附属设备容量需相应增加，热经济性差，运行费用也会随之增加。目前余热锅炉补燃在9E及以下小机组上有过应用，9F机组还未有过补燃余热锅炉的业绩。 .5 蒸汽余热锅炉减温减压供热方案为最大程度的供热，冬季采暖期可将蒸汽轮发电机组停运，余热锅炉产生的高、中、低压蒸汽全部用于供热。根据“F”级燃机组成的联合循环供热机组热力系统特点，系统设置有100%高、中、低压旁路装置，高压旁路将高压主汽减温减压后接至冷再，之后进入余热锅炉再热器继续加热150、，中、低压旁路分别将中、低压主汽减温减压后接入凝汽器。该方案需要在中、低压主蒸汽管道预留至热网系统接口，中压蒸汽经过减温减压（低压主汽参数较低可直接加热热网加热器）后进入热网加热器，供热量比常规抽汽供热机组提高30%左右，但发电量减少160MW左右(1套“二拖一”机组)，经济性较差。此方案适宜在汽轮机故障情况下，为保证继续供热，作为事故备用措施实施。.6 热网疏水热泵余热利用方案冬季纯凝工况和抽汽工况条件下余热锅炉排烟温度相差28左右，其主要原因在于热网疏水(80)不经过凝汽器冷却直接进入凝结水系统去余热锅炉加热，而纯凝工况经过凝汽器冷却的凝结水温度为26。本方案的系统流程如下图所示，在热网回151、水与二级热网加热器入口之间增加余热回收专用热泵机组，利用汽轮机二级抽汽作为驱动热源，吸收热网疏水的热量(热网疏水由80降温到40)，将70的热网回水预加热到78.3后再送入二级热网加热器，余热回收专用机组可增加供热量32MW，供热量增加约6%(1套“二拖一”机组)。其原理是采用吸收式热泵，吸收介质为溴化锂，提取低品质的热能，同时减少了锅炉尾部的排烟损失，驱动蒸汽可采用汽机二级抽汽，驱动蒸汽热能和低品质热能之比约为1.42。本方案实施需要在城市热网加热系统上增加余热回收专用热泵机组。经与相关厂家咨询，可设置2台单机供热容量40MW并联余热回收专用机组，单台设备造价为1130万元，热泵设备总投资为152、2260万元。如果实施本方案，将降低余热锅炉尾部的排烟温度，则余热锅炉尾部烟气加热器方案将无法实施。.7 循环冷却水热泵余热利用方案由于冷却蒸汽流量所限，燃机常规配套蒸汽轮机冬季采暖工况下仍有100t/h左右凝汽通过循环水冷却。按40倍循环倍率和10温差估算，约需要4000t/h循环冷却水。因此，可以通过热泵技术将循环水温度降低，提取出热量。该方案的系统流程图如下图所示。该方案仍然采用吸收式热泵，不同的是由于与热网供热温度(130C)温差较大，驱动蒸汽需选用一级抽汽，驱动蒸汽热能和低品质热能之比约为2.86，也即需要2.86份驱动蒸汽热能才能提取1份低品质热能。经与相关厂家咨询，该方案可增加供153、热46.5MW，供热量增加约9%(1套“二拖一”机组)，但需要并联设置6套30MW容量大温升余热回收机组，单台设备价格为1605万元，仅热泵设备总投资就达9630万元，另外需要配套一些其他的投资，投资额较大，目前阶段暂不考虑。.8 综合比较和结论综合考虑技术可行性、机组的安全运行的可靠性和机组的经济性、工期等因素，本工程推荐增加抽汽量、尽量减少低压缸冷却蒸汽量的方案，同时实施余热锅炉尾部加装烟气热网加热器方案或热网疏水热泵余热利用方案，每套“二拖一”机组供热量为543MW，本期工程2套“二拖一”机组总供热量为1086MW。推荐方案汽轮机可靠性较高，汽轮机结构改动较小，经济性较好，且热量能充分利154、用，选择余热锅炉尾部加装烟气热网加热器方案或热网疏水热泵余热利用方案可在下一阶段详细经济技术比较后确定。上述方案还可与和循环冷却水热泵余热利用方案配套实施，循环冷却水热泵余热案由于投资增加较多，是否实施需要在下一阶段进行详细经济技术比较(包括政策支持)后确定。蒸汽余热锅炉减温减压供热方案，可作为汽轮机事故情况下的应急方案实施；汽轮机供热期内背压机运行的方案，目前阶段国内没有运行的业绩，在本工程实施存在一定的不确定性，本工程目前阶段暂不考虑，待下一阶段根据背压机汽轮机产品开发进展情况确定。 装机方案比较由于天然气价格较高，需供的热负荷较大，为降低工程造价，本工程燃机选型采用国产化的高参数、高效率155、大容量F级重型燃气轮机，同时蒸汽轮机采用抽凝式汽轮机以满足冬季热负荷的需求。从满足热负荷需求来看，机组有以下三种配置方案，即：方案一：2套“二拖一”的“F”级燃气蒸汽联合循环供热机组； 方案二：4套“一拖一”的“F”级单轴燃气蒸汽联合循环供热机组；方案三：4套“一拖一”的“F”级多轴燃气蒸汽联合循环供热机组。方案一的优点在于： 两台燃气轮机组带动一台蒸汽轮机组，汽轮机及其发电机可国产化，设备投资费用略低； 机组效率较“一拖一”方案略高； 燃机、余热锅炉可以独立运行通过减温减压来保证供热； 动力岛占地面积比“一拖一”双轴方案小。方案一的缺点在于： 由于2台燃机共用一台蒸汽轮机，非采暖期机组运行156、时，当一台燃机停运或者燃机低负荷运行，汽轮机组运行经济性较差； 抽汽供热可靠性比“一拖一”方案差； 机组启动、运行不灵活。方案二的优点在于： 燃气轮机和蒸汽轮机共用一台发电机及其配电系统，设备数量较少； 4台机单元机组，系统相对简单独立，运行控制方便； 4台汽轮机分别供热，抽汽供热可靠性较高； 占地面积较小； 与同类型机组的多轴方案相比，安装工期节省12个月。方案二的缺点在于： 运行不灵活； 动力岛纵向部分占地较大，主厂房跨度大； 由于单轴机组需要国外公司的技术支持，国产化率相对较低，设备造价略高。方案三的优点在于： 4台机单元机组，系统相对独立，运行控制方便； 4台汽轮机分别供热，抽汽供热可157、靠性较高； 燃机、余热锅炉可以独立运行通过减温减压来保证供热； 汽轮机及其发电机可国产化； 燃气机组和蒸汽机组可以分别采用不同的控制系统；控制系统相对简单。方案三的缺点在于： 需要配置8台发电机及其配电系统，电气和控制系统复杂； 占地面积较大。下表为各方案综合比较结果： 比较项目方案一：二拖一分轴方案二：单轴一拖一方案三：多轴一拖一燃气轮机数量444蒸汽轮机数量244余热锅炉数量444发电机数量648主变压器数量648设备投资低中高联合循环效率高中低运行灵活性低高高抽汽供热可靠性低高高国产化率较高较低较高综合来看，“二拖一”双轴和“一拖一”单、双轴各有优缺点，“二拖一”机组供热量最大，国产化率158、较高，设备投资较少，本阶段暂按“二拖一”进行经济技术比较。 机组运行方式本工程燃气-蒸汽联合循环供热机组的运行方式如下：(1) 冬季采暖期运行方式：按照“以热定电”的方式运行，机组冬季设备运行小时数约为2880小时。(2) 非采暖期运行方式：没有供热负荷，机组采用供电调峰方式运行。根据机组全年设备利用小时数为4000小时，非采暖期机组的年发电利用小时数为1120小时。6.2.5 主机技术条件下列表格中的技术数据均为二拖一方案，按现场工况进行的理论计算值。当项目进入可研阶段后，应与设备厂家配合，具体数据应以厂家提供的数据为准。6.2.5.1 1套二拖一燃气蒸汽联合循环机组项 目单位水冷空冷采暖期159、非采暖期采暖期非采暖期联合循环机组配置型式2+2+1(2台GT、2台HRSG、1台ST)联合循环机组毛发电毛功率MW727.801798.283723.918753.882联合循环机组供热负荷MW543/543/联合循环机组总毛热效率%84.3756.6384.1153.48联合循环机组年平均热电比0.7461/0.75008/燃料消耗量Nm3/h1657221550881657221550886.2.5.2 一台燃气轮机发电机组(空冷和水冷方案相同)项 目单位数据采暖期非采暖期燃气轮机发电机组型号PG9351FA燃气轮机发电机组型式重型(工业型)、室内布置、快装式、采用干式低氮燃烧器燃气轮机160、发电机组频率Hz50燃机简单循环额定功率MW278.953258.804燃机排气量t/h25562405.5燃料消耗量(Nm3/h)8286177544燃机排气温度593605燃机转速rpm30003000燃机压比15.815.86.2.5.3 一台余热锅炉项 目单位数据采暖期非采暖期余热锅炉型式：卧式、自然循环、三压再热、无补燃锅炉出口蒸汽压力(高压) MPa(a)12.6512.65锅炉出口蒸汽温度(高压)554565锅炉出口蒸汽流量(高压)t/h277.3271.8锅炉出口蒸汽压力(中压)MPa(a)2.8982.898锅炉出口蒸汽温度(中压)554565锅炉出口蒸汽流量(中压)t/h3161、24.3312.7锅炉出口蒸汽压力(低压)MPa(a)0.36190.3619锅炉出口蒸汽温度(低压)290290锅炉出口蒸汽流量(低压)t/h65.259.9给水温度142142余热锅炉排烟温度116(117)90(112)注：括号中为空冷方案数据。6.2.5.4 一台汽轮发电机组项 目单位水冷空冷采暖期非采暖期采暖期非采暖期汽轮机型式三压再热、抽汽凝汽式汽轮机功率MW169.895280.675166.012236.274汽轮机额定转数 r/min3000300030003000汽轮机主蒸汽流量t/h554.6543.6554.6543.6汽轮机主汽门前额定蒸汽压力MPa(a)12.412162、.412.412.4汽轮机主汽门前额定蒸汽温度552563552563汽轮机一级抽汽压力MPa(a)0.61360.6136汽轮机一级抽汽流量t/h250250汽轮机一级抽汽温度344.9344.9汽轮机二级抽汽压力MPa(a)0.27580.2758汽轮机二级抽汽流量t/h429.5429.5汽轮机二级抽汽温度254.5254.5汽轮机背压kPa(a)3.45.51030汽轮机设计冷却水温度20202020发电机额定功率MW300300300300发电机额定转数r/min3000300030003000发电机额定频率Hz50505050 全厂技术指标(2套二拖一联合循环供热机组).1 水冷方163、案经济技术指标季节指标冬季采暖期非采暖期全年合计单位供热量(MW)/套543/单位发电量(MW)/套727.801798.283单台燃机输入热量(MW)753.116704.79单台燃机单位耗气量(Nm3/h)8286177544有效小时数(h)288011204000机组供热量(106GJ)11.2596/11.2596发电机出口发电量(109kWh)4.1921.7885.98机组耗气量(108Nm3)9.54563.821413.367供热气耗(Nm3/GJ)30.56/供热天然气量(103Nm3)344094/发电天然气量(103Nm3)610466382137992603发电气耗(N164、m3/kWh)0.14560.21370.16598机组年平均热电比0.7461/0.523机组年总毛热效率(%)84.3751.48474.9681、Nm3指的是101.32kPa，20条件工况下的标准立方米；2、天然气燃料的低位发热量为32.720MJ/Nm3。3、非采暖期考虑机组起停、低负荷和老化因素，气耗增加10%，机组年总毛热效率比联合循环机组毛效率稍低。.2 空冷方案经济技术指标季节指标冬季采暖期非采暖期全年合计单位供热量(MW)/套543/单位发电量(MW)/套723.918753.882单台燃机输入热量(MW)753.116704.79单台燃机单位耗气量(Nm3/h)82861165、77544有效小时数(h)288011204000机组供热量(106GJ)11.2596/11.2596发电机出口发电量(109kWh)4.16981.68875.8585机组耗气量(108Nm3)9.54563.821413.367供热气耗(Nm3/GJ)30.56/供热天然气量(103Nm3)344095/发电天然气量(103Nm3)610466382137992603发电气耗(Nm3/kWh)0.14640.22630.16943机组年平均热电比0.75008/0.53387机组年总毛热效率(%)84.1148.6273.9651、Nm3指的是101.32kPa，20条件工况下的标准立方166、米；2、天然气燃料的低位发热量为32.720MJ/Nm3。3、非采暖期考虑机组起停、低负荷和老化因素，气耗增加10%，机组年总毛热效率比联合循环机组毛效率稍低。6.2.7 热力系统 6.2.7.1 燃气 蒸汽联合循环机组燃气 蒸汽联合循环机组包括燃气轮机、余热锅炉、蒸汽轮机等设备。燃气轮机排气排入余热锅炉，余热锅炉产生蒸汽驱动蒸汽轮机，从汽轮机抽出两级蒸汽，分别供级热网加热器、级热网加热器和疏水冷却器，加热热网循环水。蒸汽轮机的排汽进入凝汽器(水冷方案)或者排汽装置(空冷方案)，凝汽器的冷却采用带机力通风冷却塔的二次循环供水系统冷却，排汽装置的冷却采用空气冷却。6.2.7.2 燃气 蒸汽联合循167、环机组汽水流程凝汽器或排汽装置出来的凝结水经过凝结水泵升压，经过轴封加热器，送入锅炉尾部凝结水加热器，进入低压汽包兼除氧器，除过氧的给水经过高、中压给水泵，分别经高、中压省煤器、蒸发器和过热器，高压缸排汽与中压过热汽混合后送入再热器，余热锅炉产生的高压过热汽、再热汽和低压汽分别送入汽轮机的高、中压缸入口和低压补汽口，在汽轮机中作功后，乏汽排入凝汽器或排汽装置，完成一个循环工程。6.2.7.3 循环水系统(1) 循环水系统(水冷方案)蒸汽轮机排汽进入凝汽器。循环水系统来的冷却水作为冷却介质来冷却蒸汽。凝汽器真空系统通过抽出凝汽器壳侧的空气和未凝气体来建立和保持真空。(2) 空冷凝汽器有关系统(空168、冷方案)汽轮机低压缸排汽先排至排汽装置，在排汽装置内加热位于底部热井中的凝结水，然后通过排汽母管引出室外，进入空冷凝汽器。凝结水在空冷凝汽器中汇集后通过母管再进入排汽装置热井。6.2.7.4 供热系统热网回水经回水母管进入厂区后，由热网循环水泵加压后先送至疏水冷却器加热，经级热网加热器加热再进入级热网加热器加热，然后送出厂区。根据供热期热负荷的要求，热网水也可从级热网加热器出口直接供至热用户。热网加热器的疏水经疏水冷却器后，由疏水泵加压送入轴封加热器后凝结水母管。热网水的正常补水来自化学软化水，事故水来自工业水系统，热网回水考虑定压系统。本期工程2套“二拖一”燃气蒸汽联合循环供热机组供热期对外169、供热负荷为1086MW。6.2.8 燃料系统6.2.8.1 燃烧系统空气经与燃气轮机同轴的压气机压缩后进入燃烧室，与天然气充分混合后通过低NOx燃烧器燃烧，生成高温烟气驱动燃机透平做功，其废气排入余热锅炉，在余热锅炉中进行热交换，最后经烟囱排入大气。6.2.8.2 燃料输送系统本期工程燃料为天然气。由于不同燃机厂对燃机入口压力要求不同，GE9351FA型燃机入口压力要求为3.137MPa.g3.437MPa.g，三菱M701F型燃机入口压力要求为3.65MPa.g，本阶段按设置天然气增压站考虑，增压站还应满足燃机对天然气洁净、干燥的要求。增压后的天然气在燃机前经过计量和过滤送入燃机。考虑到天然170、气可足量稳定供应，厂内不再设置天然气储罐。在进入厂区增压装置前的天然气管路上装设计量装置。当燃气轮机或主厂房发生火险时，一个气动紧急关断阀将自动关闭以阻止天然气进入主厂房，另一个电磁阀将气动阀到主厂房之间的管道中的天然气排放至天然气释放系统。6.2.8.3 天然气压缩机天然气压缩机的型式可分为：离心式、活塞式和螺杆式。由于螺杆式空压机容量不能满足“F”级燃机要求，只能选用离心式或活塞式空压机。离心式压缩机的特点离心式压缩机的优点是输气量大而连续，运转平稳；机组外形尺寸小，占地面积少，设备的重量轻，易损部件少，使用年限长，维修工作量小。离心式压缩机的缺点是高速下的气体与叶轮表面有摩擦损失，气流在171、流经扩压器、弯道和回流器的过程中也有摩擦损失，因此效率比活塞式压缩机低，对压力的适应范围也较窄，有喘振现象。活塞式压缩机的特点活塞式压缩机的优点是：压力范围大，目前，应用在工业领域的最高压力达320MPa.g；热效率高；气量调节时排气压力几乎不受影响；相对于离心式压缩机来说，价格较低，工程初投资低。但活塞式压缩机机器体积大而重；结构复杂，易损件多，维修工作量大；功率损耗大；由于受不平衡力和气流脉动的影响，机器和进、排气管道的振动和噪音都比较大。本阶段推荐采用离心式压缩机。6.2.9 主厂房布置动力岛主要包括燃气轮机、蒸汽轮机、发电机和余热锅炉及其辅助设备。燃机及其发电机、汽机及其发电机、热网站172、所需设备为室内布置，余热锅炉布置在主厂房外，但为全封闭结构。燃机岛和汽机岛的钢结构各自独立。燃机岛跨度为41m，汽机房跨度为26.5m，热网站跨度为18m，汽机房和热网站的长度均为52m。燃气轮机采用侧进风、轴向排气，燃机辅机布置在0m。燃气轮发电机组为低位布置，蒸汽轮机组采用高位布置，凝汽器采用下排汽。蒸汽轮机组厂房分为三层，即零米、中间层和运转层。其中，中间层的标高分为6.5m，运转层为大平台布置，标高为12.6m。燃气轮机的辅助设备主要布置在零米，包括润滑油集装装置、液压油集装装置、燃机水洗装置、发电机密封油集装装置、电气和热控盘柜等。汽机区域的辅助设备布置在零米的有：润滑油箱、冷油器、173、油净化装置、真空泵、凝结水泵、胶球清洗装置、密封油冷却装置、电气和热控盘柜等。热网区域布置在零米的设备还有热网循环水泵、热网疏水泵、闭式冷却水泵、闭式水换热冷却器、厂内采暖加热器、事故减温减压器、辅助蒸汽联箱、顶轴油装置、轴封加热器、轴封风机、发电机定子水装置等。燃气轮机进气装置布置在燃机房燃机发电机上方，进气中心线与燃气 蒸汽发电机组同轴，为降低噪声，在吸风口处设置阻挡声音传播的围挡。运转层除主机外，还布置有一级热网加热器和高中低压旁路装置。控制室布置在本期工程机组外，占地面积36m27m，共3层。12.60m为控制室，6.50m为电子设备间、气瓶间和空调机房，0.00m布置蓄电池间、柴油发174、电机和空压机。在6.50m下方还设有电缆夹层。余热锅炉为卧式锅炉，考虑到景观和噪声要求，余热锅炉本体及其辅助设备均采用封闭结构。余热锅炉沿燃机排气轴向方向布置，尾部设有钢烟囱。连续排污扩容器、定期排污扩容器和定排冷却水池布置在余热锅炉尾部左侧。高、中压给水泵及给水加热器再循环泵布置在余热锅炉左侧的余热锅炉辅助生产工艺楼零米。该楼分两层，零米层除布置高、中压给水泵及低压省煤器再循环泵外，还布置有化学加药装置；6.00m层有汽水取样装置、余热锅炉就地控制及电子设备等。余热锅炉右侧布置有燃机天然气前置模块和尾部烟气脱硝设备。另外，在厂区建设脱硝用液氨储存场地。6.3 化学水处理系统6.3.1 概 述175、6.3.1.1 设计范围本期工程化学部分的设计内容包括如下部分：污水深度处理系统、锅炉补给水及热网补水处理系统、凝结水精处理系统、供氢站系统、工业废水集中处理系统、冷却水处理系统、热力系统化学加药系统、水汽取样系统、化验室等。6.3.1.2 水源水质本工程工业用水(锅炉补给水和循环冷却水)采用高碑店污水处理厂二级排放水，官厅水库水作为备用水源。高碑店污水处理厂水质报告见表6.3-1，官厅水库水水质报告暂缺。表6.3-1 高碑店污水处理厂水质报告序号项 目供水水质1CODcr(mg/L)382TP(mg/L)0.33SS(mg/L)104NH3-N(mg/L)15PH6.58.56浊度 (NTU176、)97氯化物 (mg/L)1308总硬度 (mg/L)2809总碱度 (mg/L)20010溶解性固体(mg/L)70011Fe (mg/L)0.312Mn (mg/L)0.213SO42+(mg/L)1506.3.2 污水深度处理系统现阶段暂按电厂内设置污水深度处理考虑，深度处理工艺采用石灰凝聚澄清过滤处理工艺，最终工艺待取得足够的水质资料后优化确定。深度处理后的产水作为全厂工业用水的水源。6.3.3 锅炉补给水及热网补充水处理系统中水经深度处理站石灰处理后，部分出水作为锅炉和热网补给水处理系统的水源，由于中水水质情况复杂，为了保证锅炉的进水水质，化学水处理系统拟采用“超滤、反渗透、一级除盐177、加混床”的处理工艺。热网补充水采用反渗透出水。6.3.4 凝结水处理系统凝结水处理拟采用不反洗的除铁过滤器，对全部凝结水进行处理。6.3.5 供氢站本工程设置供氢站，容量满足发电机正常用氢量和最大一台氢冷发电机一次启动充氢量。6.3.6 工业废水集中处理系统本期工程设置全厂工业废水集中处理系统。各种废水分类收集后，送至工业废水集中废水处理站，处理达标后进行综合利用或排放。6.3.7 冷却水处理系统冷却水为经深度处理后的再生水，采用杀菌以及加稳定剂处理。6.3.8 水汽取样分析系统为监测热力系统的运行状况，每台机组设置一套集中水汽取样分析装置。6.3.9 化学加药系统为了控制水汽品质，减少热力系178、统的结垢和腐蚀，设置了化学加药系统，对给水、闭冷水采用加氨和联氨处理，炉水采用加碱处理。6.3.10 化学实验室本期工程拟设置与机组等级匹配的化验室设施及试验仪器。化学试验室与水处理车间综合布置。6.4 电气部分 概 述高井热电厂扩建工程本期建设安装2套二拖一燃气蒸汽联合循环发电机组。6.4.2 电气主接线根据接入系统设计方案，本期工程建设2套二拖一燃气蒸汽联合循环发电机组的6台发电机，经各自的升压变压器接入厂内220kV母线，220kV母线采用双母线双分段接线，4回出线。发电机与主变压器间采用离相封闭母线连接。由发电机端与主变低压侧之间的主回路“T”型连接高压厂用变压器；燃机发电机出口装设断179、路器。最终电气主接线方案待接入系统设计审查后确定。6.4.3 配电装置由于本工程为扩建改造工程，场地狭窄，220kV配电装置考虑采用220kV GIS型式布置，GIS采用户内式或户外式两个方案。配电装置与主变压器高压侧的连接采用电力电缆。220kV出线厂内部分也需采用电缆，送出后采用架空导线。6.4.4 主变压器根据机组在不同工况下的出力，燃机、汽机主变压器容量初步确定为320MVA。6.4.5 备用电源由厂内220kV母线引接起动备用电源。6.4.6 电气设备布置燃机主变压器、厂用变压器和备用变压器仍均匀布置在燃机房A列柱前。汽机主变压器布置在A列空冷平台下。由于场地狭窄，主变、起动/备用变180、压器与220kV配电装置之间的连接均需采用220kV电力电缆连接。6.5 水工部分本期2套“F”级二拖一燃气联合循环供热机组的主体冷却系统拟考虑采用直接空冷系统，现简单论述该方案的配置如下：6.5.1 主体冷却系统的主要设施配置每套“F”级二拖一燃气联合循环供热空冷机组所配置的汽轮机排汽将通过粗大的排汽管道送到室外的空冷凝汽器内，轴流冷却风机使空气流过散热器外表面，将排汽冷凝成水，凝结水再经泵送回汽轮机的回热系统。每套“F”级二拖一燃气联合循环供热空冷机组暂按配置6组空冷凝汽器冷却单元，每组冷却单元有5个空冷凝汽器，其中4个为顺流空冷凝汽器，1个逆流空冷凝汽器。逆流凝汽器布置在顺流凝汽器的中间181、。所有的空冷凝汽器单元搁置在空冷平台上，平台标高为35m。每个空冷凝汽器单元下部安装一台直径为9750mm的轴流风机，连同驱动装置都悬挂在空冷平台的防振桥上，作为隔振装置，防振桥上装有减振节的钢弹簧。风机与电机是通过正齿轮联动机构来驱动的，所有风机均采用变频电机，可以分组或独立地变化其转数，从而根据机组运行负荷和环境空气温度的变化进行最佳调节。每套“F”级二拖一燃气联合循环供热空冷机组为一个独立的单元冷却系统，空冷凝汽器平行于主厂房布置在汽机房A列外场地上，平台高度35m。为了防止热风再回流，在空冷平台的周围设有挡风板，高度从平台到蒸汽分配管顶部。空冷平台下布置主变压器和厂用变压器，轴流风机配182、电间等设施。每套“F”级二拖一燃气联合循环供热空冷机组的空冷平台长75m，宽63m，共30个空冷凝汽器。鉴于本工程机组的空冷平台距离周边居民区或工业区较近，因此轴流风机采用先进的超低噪音风机。 辅机循环水系统本工程主体冷却系统采用直接空冷系统，考虑到汽机辅机要求水温较低，本工程的辅机冷却方式拟采用带湿式机力通风冷却塔的二次循环供水系统。6.5.3 补给水系统本工程的补给水水源有3个。电厂的工业用水采用城市再生水水源来自北京市城市河湖高碑店再生水补水工程的城市再生水，电厂的生活和消防用水采用地下水。另官厅水库作为电厂工业用水的应急备用水源。.1 城市再生水由于北京市城市河湖高碑店再生水补水工程的183、DN600供水管道输水至高井热电厂现有的自然通风冷却塔区，该塔区位于高井热电厂发电厂区以南约500m处，且城市再生水的供水余压只有0.020.1MPa，不能直接进入本工程的城市再生水深度处理站。为此，本工程将在该塔区建设1座600m3的原水池和1座原水升压泵房。原水升压泵房内安装3台原水升压泵，3台水泵2用1备，水泵特性参数为：Q=700m3/h，H=40m，P=110kW，U=380V。原水升压泵通过1条DN500焊接钢管输水至本工程建设的城市再生水深度处理站。DN500焊接输水钢管在向电厂输水过程中需穿越电厂厂区南侧的1条城市道路和1条城市排洪沟，为此该输水管道在穿越城市道路处将顶置1根D184、N1000钢筋砼顶管，顶管长度约30m左右；另外在跨越城市排洪沟处将建设1座管架桥，管架桥长度约40m左右。考虑到城市再生水的供给可能出现中断，为此在电厂内拟建设1座容量1000m3的地下钢筋混凝土生产水贮水池，该水池可满足电厂最大用水量约2小时。.2 官厅水库官厅水库作为电厂安全运行的应急备用水源，当北京市城市河湖高碑店再生水补水工程的水源供给中断时，该水源必须在其供给中断2小时内投入使用。本工程拟在电厂现有的中央水泵房内安装4台应急给水泵，4台水泵3用1备，水泵特性参数为：Q=1200m3/h，H=20m，P=110kW。应急给水泵通过1条DN800焊接钢管输水至本工程建设的生产水贮水池内185、。鉴于官厅水库与本工程建设的城市再生水深度处理站处理后的水质不同，为保护官厅水库水质，在其输水焊接钢管上设置有防污阀。.3 地下水考虑到北京高井热电厂是一个老电厂，该电厂有着丰富的人力资源，本工程的电厂管理和运行人员全部考虑由现有电厂解决，因此其地下水用水量基本无变化，故其电厂的生活和消防用水水源仍采用电厂现有的地下水水源供给。鉴于本期工程新建2套“F”级二拖一燃气联合循环供热机组，远高于电厂现有的110MW机组，其电厂原有的消防给水系统将不能满足新建机组的消防水量和水压的要求，因此本工程需新建1套消防给水系统，其水源也采用地下水。本工程的生活、消防用水考虑从电厂现有的生活给水主管上引接，结合186、消防系统的补水要求，其引水管道拟采用1条DN150焊接钢管供水。为满足电厂消防供水量的需要，在电厂内拟建设1座容量1000m3的地下钢筋混凝土生活、消防贮水池，消防水池贮存有最大一次消防用水量约为800m3。本期工程的2套“F”级二拖一燃气联合循环供热机组的循环冷却水系统的补水将利用电厂内的城市再生水深度处理站的出水余压直接补水至机力通风冷却塔的水池中，补水管采用1条DN400焊接钢管。6.5.4 补给水量本期工程2套“F”级二拖一燃气联合循环空冷供热机组的城市再生水夏季小时耗水量为500m3/h(含中水深度处理站自用水)，日耗水量为1.2104m3/d；冬季小时耗水量为900m3/h(含中水187、深度处理站自用水)，日耗水量为2.16104m3/d；全年城市再生水耗水量为491.8104m3/a。地下水小时耗水量为11.0m3/h，日耗水量为264.0m3/d，全年地下水耗水量为9.6104m3/a。电厂全年总耗水量为501.4104m3/a。本期工程设计耗水指标为0.087m3/sGW，单位发电量设计耗水指标为0.3132L/kWh。需要说明的是，本期工程2套“F”级二拖一燃气联合循环供热机组的工业用水水源均按城市再生水水质设计，电厂内按建设城市再生水深度处理系统考虑。6.5.5 生产、生活给排水系统.1 给水系统电厂给水系统主要分生产给水和生活给水两部分。厂区内设置生活、生产和消防188、综合给水泵房一座，综合给水泵房紧邻3000m3的生产水贮水池和生活、消防贮水池布置。(1) 生活给水本期工程生活用水正常最大小时用水量约为50m3/h，其水源来自电厂现有的生活供水深井。本工程的生活用水考虑从电厂现有的生活给水主管上引接，并供水至生活、消防贮水池，随后通过综合给水泵房内安装的生活供水设备提升供至全厂生活用水各用户。(2) 生产给水生产给水主要包括辅机循环水系统的补充水，空调补充水、空冷凝汽器冲洗水、脱硝系统冲洗水、建筑物地面冲洗水、道路浇洒用水、汽车冲洗用水等。生产给水通过综合给水泵房内安装的生产给水泵提升供至全厂生产用水各用户。.2 排水系统电厂排水系统主要包括生活污水、工业189、废水、雨水三部分，采用完全分流制。(1) 生活污水全厂设独立的生活污水管网，本期工程的生活污水量为7.2m3/h。电厂新增厂区的各生活用水点所产生的生活污水，经室外设置的化粪池进行预处理后，排入电厂新增厂区的生活污水排水管道，新增厂区的生活污水汇总后，就近排入电厂已有的生活污水排水管网，并最终进入电厂已有的生活污水处理站。(2) 工业废水本期工程的化学废水、含油等废水送至工业废水处理站。辅机循环水排污水、和工业废水经处理达标后的排水部分回用于生产水系统，富余部分就近排入市政排水管网。(3) 雨 水电厂新增厂区设独立的雨水排水管网，原有厂区仍利用电厂已有的雨水排水系统。电厂新增厂区所产生的雨水，190、经本工程新建的雨水排水管网，汇入雨水排水泵房，经雨水泵提升后分别排至电厂北侧的永定河引水渠内和南侧的排水明渠内。6.5.6 消防系统 本工程消防设计贯彻“预防为主，防消结合”的方针，立足自防自救。针对不同建(构)筑物和设施，采取多种消防措施。厂区同一时间火灾次数为一次。消防水源采用地下水，电厂设置独立的消防给水系统。消防系统主要依据现行国家规程、规范进行设计，主要设计原则如下：.1 主变压器、厂用变压器、启动备用变压器、主厂房油系统、柴油发电机室等部位采用自动水喷雾灭火系统。综合给水泵房中的柴油机驱动消防水泵和油箱等部位采用自动喷水灭火系统。.2 集中控制楼、网络控制楼中的电缆夹层、电子设备间191、计算机房、继电器室、DCS工程师室和配电装置室等采用固定式组合分配洁净气体灭火系统。.3 主厂房内主蒸汽管道与油管道交叉处，电缆竖井、电缆交叉、密集及中间接头等部位采用悬挂式气体自动灭火器灭火。.4 电厂所有建筑物的各层布置适宜型式的移动式灭火器。6.6 建筑及岩土工程建筑部分.1电厂的整体形象，主要是标志性建筑体现出的特征。通过对厂前区建筑、主厂房、余热锅炉、烟囱的处理使整个电厂显得稳重大方；材质上可运用清水混凝土、砌块、压型钢板、玻璃和钢等多种材料来丰富立面效果，使整个厂区符合现代建筑的气息，从而达到去电厂化的效果。.2功能上进行分区，尽量将功能相近的建筑合并建设。如将检修间和材料库合并192、布置，形成联合建筑，并围合成一个独立的院落，即方便维护检修又减少占地；也可将辅机循环水泵房、雨水泵房、循环水加药合并为一个联合建筑；还可将综合办公楼、生活服务综合楼、检修宿舍、车库等集中布置在一个区域，采用联合建筑，形成生活、行政及生产综合设施区。这样既改善了厂区形象，又避免了分散小建筑的凌乱感，并节约了用地。.3各标志性建构筑物的处理也很重要。该部分包括烟囱、余热锅炉。烟囱是电厂中最高的构筑物，其断面可打破常规，赋予方形或多边形，加以适当的线条处理；亦可考虑在烟囱上加斜向色带，使整个区域产生活跃的动感。.4主厂房部分是一个实体，设计应简洁大方、稳重大气。建筑形体变化可考虑以直角立方体为主，少193、量弧线点缀为辅。抛弃多余的装饰，最大限度地追求功能和形式的统一；亦可在建筑立面采用凹凸处理将整个厂房分割，形成体块的穿插组合，使建筑在体量上变得轻巧现代。.5厂前建筑是厂区内部空间与外部环境的衔接体，是工作人员主要的活动区域，是进入电厂给人的第一印象，所以厂前建筑的布置直接关系到电厂的形象。在方案设计中厂前区域的规划是在全厂总体规划的基础上进行设计，与建筑的单体功能、体形密切相关。在总体规划时可将厂前建筑综合成两个区域，一是综合楼区域，把办公、生产实验、夜班宿舍、招待所、检修公寓、汽车库、食堂等功能综合成一个联合建筑。二是检修材料区域，功能包括检修间、材料库和金属实验室等。.6从色彩上看，由于194、该机组位于北京地区，考虑北方地区少雨多沙尘的气候条件，建筑外墙容易受到污染，在色彩处理上要尽量使电厂干净整洁，尽量采用耐脏的色彩。建筑主色调可考虑采用冷色调和白色调组合的处理方式，将整个厂区分成三个区域分别进行色彩处理，一是主厂房区域，二是厂前建筑区域，三是其它附属建筑区域。.7室外的罐体采用冷色调加色带的处理，色带的颜色采用与冷色调靠近的色相，使色带的颜色不至于很刺眼，避免了规范规定的颜色与建筑色彩不统一的问题，使其与厂区融合到一起。室外设备管线是电厂建筑的肌体，它把电厂厂区内机械的、冰冷的性格放大了，所不同的是它们是外露的、直接的机器。设计中为了全厂建筑的协调一致，应与其它附属建构筑物采用195、了统一的色彩和装饰。.8最后应注意场地景观的处理。这里包括绿化、广场、道路、细部（灯具、雕塑、垃圾桶、路面、管线井）等方面。从空间意义来说，场地景观是建筑空间的延续，应与建筑组成一个有机的整体，共同表达一种精神含义。6.6.1.9 接近群众。由于是城市电厂，因此电厂的发展与市民的生活息息相关。可考虑将电厂作为一个开放性的电厂，在适当的范围内允许市民前来参观，让人们正确地看待电厂，了解电厂。岩土部分厂址区地层分布有杂填土1、素填土2、粉土、粉质粘土 1、卵石1等。电厂主要建(构)筑物和重要附属建筑物一般可采用天然地基，卵石1可为天然地基基础持力层。但考虑到厂址区位于北京市城区，由于城市建设等原因196、可能局部存在较厚的填土问题，应建议考虑局部地基处理措施，如换填等。基础根据荷载和布置情况，可为钢筋混凝土独立基础、联合基础或箱形基础。6.7 烟气脱硝系统 设计原则随着人们生活水平的日益提高，消除污染、保护生存环境已成为人类的共同呼声。NOx作为大气的首要污染物，其脱除工作受到了广泛的重视。降低NOx排放主要是从两方面入手，一是采用低NOx燃烧技术，如采用低NOx燃烧器，来减少燃烧过程中的NOx生成量。二是对已生成的NOx进行处理，使NOx含量进一步降低以达到排放标准。本工程燃气热电厂地处北京，对环保的要求是非常高的。燃机在选择干式低NOx燃烧器后，排放浓度为25ppm(ISO工况下预混燃烧带197、基本负荷，排气中含15%的氧)。余热锅炉设置脱硝系统，可进一步降低机组排放的污染物。余热锅炉可采用催化还原法(SCR)以NH3作为还原剂将烟道中的NOx分解成无害的N2和H2O，反应温度在250450之间。SCR装置安装在余热锅炉高压蒸发器模块之间，通过上述反应减少烟气中的NOx的浓度。本工程采用液氨(暂定)作为脱硝还原剂。 烟气成分(一套二拖一)成分% 冬季采暖工况N2 74.93O2 12.57CO2 3.902H2O 7.678Ar 0.9204湿烟气密度(kg/Nm3)： 1.271干烟气密度(kg/Nm3)： 1.3098湿烟气流量(t/h)： 5098干烟气流量(t/h)： 485198、0.5烟囱出口烟气温度()： 134 烟气治理措施(1) 本工程燃料采用天然气，利用清洁能源发电和供热，其本身就是为保护北京市区的环境空气质量做出贡献。(2) 为降低NOx的排放量，本工程燃机将设有干式低氮燃烧器，排放浓度为25ppm(ISO工况下预混燃烧带基本负荷，排气中含15%的氧)，在此基础上采用脱硝装置，进一步降低NOx的排放量。(3) 本工程余热锅炉烟囱高度暂定为80m，每套机组一个烟囱。(4) 为了便于电厂对大气污染物排放的管理和环保行政部门的监督，根据国家规定，本工程将在烟道上安装烟气连续监测系统(CEMS)，以监控SO2、NOx等污染物的排放，为运行管理和环境管理提供依据。6.199、8 项目实施的条件和建设进度及工期 项目实施的条件.1 厂址条件根据火力发电工程施工组织设计导则施工地区分类表，电厂厂址所在地区属类寒冷地区。.2 主要大型施工机具配备主要施工大型机械包括土建施工大型机械及安装施工大型机械配备。土建大型施工机械配备包括主厂房设备材料垂直运输机械、主厂房大型吊装机械配备，混凝土制备系统机械配备，混凝土运输及浇筑机械配备，中小型预制构件预制机械配备，及钢筋制作加工运输机械配备。安装工程大型机械配备主要包括大型起重机械配备，发电机吊装机械配备，组合场设备组合及水平运输机械配备。其它还包括设备材料、土方的水平运输车辆及装卸车辆及机械。本工程为燃机机组，因火力发电工程施200、工组织设计导则无燃机大型施工机械配备方案，故参考已施工完成的类似工程并结合本工程的具体情况，提出本工程的大型施工机械配备方案如下：主要大型施工机械配备表序号机械名称型号及规格数量备 注1吊装机械1.1履带式起重机450t11.2履带式起重机150t21.3履带式起重机250t11.6龙门式起重机LQ322541.7汽车吊车40-50t21.8汽车吊车80-120t1小 计112土方机械(辆)2.1挖土机械1-2m342.2装载机械2-3m322.3推土机械120-140ps22.5自卸车8-15t102.6小 计203运输车辆3.1拖车组40-60t23.2低驾平车40-60t23.3低驾平车201、25t23.4货 车15t43.5货 车2.5-10t4小 计144混凝土机械4.1混凝土泵车60-80m3/h24.2混凝土输送车6-8m3/h2小 计45其它机械5.1液压提升装置GYT-2004套.3 施工总平面施工总平面布置应本着“有利施工、节约用地、方便运输、保证安全”的原则合理规划布置。火电工程限额设计参考造价指标(2008年水平)用地指标中无燃机施工用地指标的规定，故参考类似工程初步提出本期工程施工总占地按6.00hm2，其中施工区占地4.00hm2，施工生活区占地2.00hm2。.4 施工降水根据工程地质资料，厂区主要建(构)筑物基础埋深均在地下水位线以上，故基础施工时可不考虑202、施工降水措施。6.8.1.5 大件设备运输因本工程地处北京西北，尚无运输过此类大件设备，参考北京三热及太阳宫运输的经验，须做大件设备运输的专门论证报告，并经审查。建议业主委托有资质的运输单位编制大件运输论证报告，为工程的顺利进行创造条件。6.8.1.6 力能供应(1) 施工电源本工程为扩建4350MW级供热燃气机组，火力发电厂施工组织大纲设计规定(试行)中规定尚无燃气机组施工装设变压器容量及高峰用电量，参考类似工程，本工程施工装设变压器容量暂按3000kVA考虑。(2) 施工水源火力发电厂施工组织大纲设计规定(试行)中规定无燃气机组施工高峰用水量，参考类似工程初步确定施工高峰用水量为100t/203、h。施工生活用水应满足GB5749 生活饮用水卫生标准和当地卫生部门的规定，施工生产用水应符合JGJ63 混凝土拌合用水标准的规定，施工机械用水应符合GB1576 低压锅炉水质标准。(3) 施工通讯参考火力发电厂施工组织大纲设计规定(试行)，施工通讯可按815对对外通讯中继线考虑的规定，本工程施工通讯暂按15对对外通讯中继线考虑。(4) 氧气乙炔及其它力能供应氧气可采购瓶装氧气集中供氧或现场制氧集中供应，氩气、乙炔建议到北京去采购，现场瓶装供气的方案。压缩空气由施工单位自备空气压缩机来解决，施工生活供暖及施工用蒸汽亦由施工单位自备小锅炉来解决。.7 地方材料供应根据初步了解到的资料，水泥、砂、204、石、机制砖及其它建筑材料均可到当地市场去采购。 建设进度及工期电厂建设进度包括前期工作进度和工程实施进度，前期工作主要包括从项目规划选厂到开工前的工作，根据本工程的具体情况以及参考同类工程，本工程前期工作应抓住以下几项工作：初步可行性研究报告编制 初步可行性研究报告审查 可行性研究报告编制 可行性研究报告审查及收口 核准报告编制及上报 主机招标 初步设计 初步设计审查 初步设计修改及收口。项目实施阶段进度是从项目开工到项目投产的整个工作过程。上述工作中属于业主范围能控制的是项目的设计、项目设备的选择及招标，以及项目实施阶段的工程进度控制，因此应充分抓紧上述工作，为项目早日投产创造充分的条件。 205、.1 建设进度2009年12月 初步可行性研究文件编制完成； 2010年2月 初步可行性研究报告审查；2010年2月 可行性研究文件编制开始；2010年3月 可行性研究报告编制完成； 2010年3月 可行性研究报告审查完成；2010年4月 主机设备招标完成；2010年4月 初步设计文件开始编制； 2010年8月 初步设计文件编制完成；2010年9月 初步设计文件审查完成；2010年10月 开工；2012年6月 第一套机组投产；2012年10月 第二套机组投产；.2 工 期根据业主要求及本工程的具体情况，参考火电工程限额设计参考造价指标(2008)年水平，工程初步定于2010年10月1日开工建设206、，2012年6月1日第一套机组投产，2012年10月1日第二套机组投产。第一台机组从开工到投产20个月，两台机组开始投产相隔4个月，施工总工期24个月。7 环境和社会影响7.1 厂址区环境状况 厂址地理位置高井热电厂位于北京市石景山区高井村西侧，距北京市中心约30km。东临石门公路，厂区东南隔鬼子山距京能热电厂约1.2km，其中有石门及丰沙铁路线、双峪公路沿永定河与厂址相邻。 地形地貌电厂处于北京西山的东南部边缘，其东、南、西三面为低山。厂区地形比较平坦，自然地面标高在97.50m-98.50m之间，西北高，东南低，地面平均高程98.35米，地震裂度为8度。厂前有一条汇水面积为28.03km2207、的排洪沟，流向永定河。 气候特征根据近年来的气象资料，电厂所在区域气象特征如下：(1） 气 温多年年平均气温： 11.8多年极端最高气温： 44.7多年极端最低气温： -27.4多年最热月(7月份)平均气温： 25.7多年最冷月(1月份)平均气温： -4.2多年平均最高气温： 18.5多年平均最低气温： 5.0(2） 湿 度多年年平均相对湿度： 56% 多年最大月平均相对湿度； 87% 多年最小月平均相对湿度； 24% 多年8月平均相对湿度； 79% 多年1月平均相对湿度； 39% (3） 降 雨多年平均降水量： 626.4mm多年月最大降水量： 473.5mm多年一日最大降水量： 161mm208、多年最长连续降水量： 285.4mm多年最长连续无降水日数： 124d(4） 风速风向多年平均风速为2.5m/s；全年主导风向为S、NW；夏季主导风向为S ；冬季主导风向为NW。30年一遇10m高10min平均最大风速为26.8m/s。50年一遇10m高10min平均最大风速为27.5m/s。(5） 其 它多年最大冻土深度：68cm；多年最大积雪厚度：22cm；多年最多雷暴日数：51d多年平均雷暴日数：36.6d 水文水资源高井热电厂厂址西南有永定河自西北向东南流过，距厂址约0.8km。电厂北东北方向有北京 永定河引水渠环绕。 社会经济环境概况高井热电厂地处北京市石景山区。石景山区辖八宝山街道209、老山街道、八角街道、古城街道、金顶街街道、苹果园街道、广宁街道、五里坨街道、北辛安街道和鲁谷街道，共计10个街道。高井热电厂位于广宁街道辖区内。高井热电厂附近交通发达，东临石门公路，西临广宁路，门前有高井路。距离丰沙铁路不远，由三家店车站编组站至厂内设有一股铁路专用线。有336路、325、621、746、747、959、972、977、992等多路公交线路可达电厂。区内以首钢集团公司为龙头企业，包括北京汽轮电机有限责任公司、北京巴布科克威尔科克斯有限公司、北京京能热电股份有限公司和xxxx高井热电厂在内的141家规模以上工业企业，所创造的各项经济指标，占全区GDP的62%左右。截止“十五”规210、划末年，全区工业企业实现现价工业总产值452.2亿元。截止2005年，全年地区生产总值完成163亿元。7.2 厂址地区环境质量现状 大气环境质量根据项目地区环境质量监测资料统计，项目区SO2、NO2、PM10、CO的排放值见表7.2-1。表7.2-1 项目地区环境质量监测统计表监测项目 监测值监测时间SO2(mg/Nm3)PM10(mg/Nm3)CO(mg/Nm3)NO2(mg/Nm3)2005年全年平均0.0470.1401.80.0602006年1-9月平均0.0470.1731.80.056 声环境质量项目区主要以交通噪声为主，据2006年上半年监测资料显示，昼间噪声59.5dB(A)，211、夜间噪声52.75dB(A)。 主要环境保护对象高井热电厂周边500米范围内东侧有高井村、总后某部，西南有电厂路小学、高井中学。7.3 拟采用的环境保护标准根据厂址地区的环境功能，本工程拟采用的环境保护标准如下，最终执行的环保标准以环保部门批复的本工程环境影响报告书为准。7.3.1 环境质量标准(1） 环境空气质量标准(GB3095-1996)二级标准。(2） 声环境质量标准(GB3096-2008)中的2类标准。(3） 地表水质量执行地表水环境质量标准(GB3838-2002)类标准；地下水质量评价标准执行地下水质量标准(GB/T14848-93)类标准。7.3.2 污染物排放标准(1） 北212、京市锅炉大气污染物排放标准(DB11/139-2007)。(2） 北京市水污染物排放标准(DB11/307-2005)中的类水体一级限值B标准。(3） 工业企业厂界环境噪声排放标准(GB12348-2008)中的2类标准。(4） 贮灰场执行一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准(GB18599-2001)第类一般工业固体废物环境保护要求，煤场和灰场扬尘执行大气污染物综合排放标准(GB16297-1996)无组织排放监控浓度限值周界外浓度最高点1.0mg/m3。7.4 主要污染物及治理措施设想 电厂现状(1） 电厂装机概况高井热电厂始建于1959年，1974年全部竣工，总装机容量660MW，包213、括6台110MW凝汽式汽轮发电机组和8台高温高压燃煤锅炉。机炉具体配置如下： 1、2号110MW汽轮发电机组，配1-4号220t/h高温高压煤粉锅炉，两炉一机； 3-6号110MW汽轮发电机组，分别配5-8号410、430t/h高温高压煤粉锅炉，一炉一机；高井热电厂年发电量约35亿千瓦时，年耗煤量约200万吨左右，年耗油量约800吨左右，设计煤种主要是大同矿务局煤种。目前，高井热电厂1#8#炉，采用三套石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置，用于处理1#8#号炉在B-MCR工况下100%的烟气。同步配置三套GGH，型号为28.5GVN350，换热面积为4631m2；配备一套公用系统，包括石灰石来料及破碎214、系统、石灰石浆液制备系统、脱硫废水处理系统、石膏制备系统。8台炉均采用布袋除尘器除尘。8台炉均采用SCR(选择性催化还原法)脱硝工艺与低NOx燃烧技术相结合的方法，降低NOx排放量，脱硝剂为液态氨。(2） 现阶段电厂环保设施投运情况目前，高井热电厂已完成环保技改工程，电厂各环保设施运行情况见表7.4-1。表7.4-1 电厂环保设施投运情况时间(年)脱硫系统脱氮系统除尘系统全年运行投运全年运行投运全年运行投运20065-8号炉1-4号炉1-4号炉6、8号炉20071-8号炉1-4、6、8号炉5、7号炉20081-8号炉1-8号炉1-8号炉注：2008年3月1#8#炉脱硝系统完成168小时试运行。215、(3） 现阶段电厂污染物排放情况根据高井热电厂2006年、2007年及2008年前4个月的污染物排放情况统计，高井热电厂排放情况见下表。表7.4-2 电厂大气污染物排放情况(现行)时间SO2NOx烟尘排放量(t/a)排放浓度(mg/m3)排放量(t/a)排放浓度(mg/m3)排放量(t/a)排放浓度(mg/m3)20069496.54558.7911245.41661.70693.4140.8020071218.0871.9711542.67681.97173.8710.27表7.4-3 2008年1-4月电厂大气污染物排放情况时间SO2NOX烟尘排放量(t)排放浓度(mg/m3)排放量(t)216、排放浓度(mg/m3)排放量(t)排放浓度(mg/m3)2008407.5359.831447.97773.797.01813.7注：2008年NOx、烟尘排放浓度取自监测系统6月13日采集的瞬间值，2008年仅有前4个月的 监测值。(4） 电厂供热现状及规划据北京市热力集团消息：北京市热力需求不断增加，目前的热源不能满足热负荷需要，全市集中供热热源需求缺口较大，还有很多区域是小锅炉供热，而非集中供热。xxxx发电股份有限公司北京高井热电厂地处北京市石景山区，距市中心约30km，是京津唐电网负荷中心，是保证北京安全供电的重要电源支撑点，也是北京市集中供热，解决北京市西部小锅炉环境污染的供热中心217、。目前高井热电厂主要供采暖用一次热水，用户是北京特新xx供热有限责任公司，带石景山区杨庄、八大处、海特高科技园区和高井以西等地。2006-2007年度通过西延线与市区供热管网联通，计划冬季最大供热量600Gcal/h。目前电厂冬季为居民采暖供热，非供热季为生产用汽，但用量较小，在发展中。2006年新增加的现代建筑材料有限责任公司工业用汽项目，目前已竣工，供汽参数是1.5MPa、198、15t/h。有计划尚没有进行的还有门头沟地区的供暖负荷。 本期工程概况本期工程包括2套二拖一燃气蒸汽联合循环发电供热机组，每套二拖一燃气蒸汽联合循环发电供热机组包括2台“F”级燃气轮发电机组(本阶段暂按GE935218、1FA计算)、2台余热锅炉和1台蒸汽轮发电机组。采暖工况：每台燃气轮发电机组毛出力278.953MW，每台蒸汽轮发电机组毛出力169.895MW(166.012MW)，1套二拖一联合循环机组毛出力727.801MW(723.918MW)。每台余热锅炉产生高、低压蒸汽的流量分别为：277.3t/h、65.2t/h；冷段、热段蒸汽流量分别为：271.8t/h、324.3t/h。非采暖工况：每台燃气轮发电机组毛出力258.804MW，每台蒸汽轮发电机组毛出力280.675MW(236.274MW)，1套二拖一联合循环机组毛出力753.882MW。每台余热锅炉产生高、低压蒸汽的流量分别为：271.8t219、/h、59.9t/h；冷段、热段蒸汽流量分别为：265.25t/h、312.75t/h。每套二拖一燃气蒸汽联合循环机组毛供热量为543MW。 本期工程主要污染物排放情况及污染防治措施7.4.3.1 烟气污染物排放情况及防治措施设想(1) 本工程燃料采用天然气，利用清洁能源发电和供热。(2) 为降低NOx的排放量，本工程燃机将设有干式低氮燃烧器，并配有氨水脱硝工艺，脱硝效率不小于50%，排放浓度不大于75mg/m3。(3) 本工程余热锅炉烟囱高度暂按80m。(4) 为了便于电厂对大气污染物排放的管理和环保行政部门的监督，根据国家规定，本工程将在烟道上安装烟气连续监测系统(CEMS)，以监控SO2220、NOx等污染物的排放，为运行管理和环境管理提供依据。本期工程采取以上大气污染防治措施后，大气污染物排放量情况见表7.4-4。表7.4-4 主要大气污染物排放量及排放浓度运行工况NOxSO2排放量排放浓度排放限值排放量排放浓度排放限值kg/ht/amg/m3mg/m3kg/ht/amg/m3mg/m3燃机采暖期400.031152.09751003.82411120非采暖期376.47421.65753.57641全厂全年合计1573.7415注： 利用小时数为：采暖期供热2880h，非采暖期1120h。 脱硝效率按50%计算。7.4.3.2 废污水排放情况电厂排水系统主要包括生活污水、工业废221、水、雨水三部分，采用完全分流制。全厂设独立的生活污水管网。电厂新增厂区的各生活用水点所产生的生活污水，经室外设置的化粪池进行预处理后，排入电厂新增厂区的生活污水排水管道，新增厂区的生活污水汇总后，就近排入电厂已有的生活污水排水管网，并最终进入电厂已有的生活污水处理站。本期工程的化学废水、含油等废水送至工业废水处理站。辅机循环水排污水、和工业废水经处理达标后的排水部分回用于生产水系统，富余部分就近排入市政排水管网。电厂新增厂区设独立的雨水排水管网，原有厂区仍利用电厂已有的雨水排水系统。电厂新增厂区所产生的雨水，经本工程新建的雨水排水管网，汇入雨水排水泵房，经雨水泵提升后分别排至电厂北侧的永定河引222、水渠内和南侧的排水明渠内。7.4.3.3 噪 声城市区域电厂的噪声污染问题是十分敏感的环境问题之一，降低噪声源强、控制传播途径、优化电厂总平面布局是噪声治理的有效措施。本工程噪声治理措施的设想是：首先从声源上开始控制，对设备生产厂家提出严格的噪声控制的要求，采用符合国家规定噪声标准的设备，尽可能选用低噪声设备；对于部分高噪声设备和声源上无法根治的生产噪声采取有效的隔音、消声等噪声控制措施，安装消音器和隔声罩等。为控制本工程设备噪声对环境的影响，有必要对噪声问题突出的设备，如燃气轮机、蒸汽轮机、发电机、机力通风冷却塔、天然气调压阀和主变压器等采取必要的隔声降噪措施，建议采取如下控制措施：为降低厂223、区环境噪声，除选用低噪声设备外，燃气轮机-发电机组(选择有隔音罩的)、蒸汽轮机-发电机组、热水炉、各种风机、各种水泵、空气压缩机等必须采取室内布置，安装在隔声良好的厂房内，采用隔声门窗，通向室外的门应设计隔声门斗，通风道应加消声器，通风道入口可设在厂房顶层。锅炉对空排气噪声较高，应安装排气放空消声器。优化厂区总平面布置，对整个厂区的总平面布置考虑噪声因素，尽量避免将机力通风冷却塔等室外高噪声设施布置在声环境敏感区一侧和厂界附近，为免除将来冷却塔的运行噪声扰民和影响厂界噪声值达标，考虑选用低噪声冷却塔风机，并增设相应的隔、消、吸音装置和其它措施，如在机力通风冷却塔接水盘安装减噪声泡沫塑料降噪，在224、机力通风冷却塔下部进风口安装消声器，冷却塔尽可能远离厂界，对厂区建筑物和绿化的隔声、消声、吸声作用进行优化等降低电厂噪声的措施，使电厂运行噪声对厂界的影响降至最低程度。采用合理有效的降噪措施后，可大幅度降低电厂噪声的影响。7.5 本期机组与旧机组大气污染物排放情况比较电厂目前大气污染物排放与规划机组大气污染物排放比较见表7.5-1。表7.5-1 新、旧机组大气污染物排放情况比较时间SO2NOX烟尘排放量(t/a)排放浓度(mg/m3)排放量(t/a)排放浓度(mg/m3)排放量(t/a)排放浓度(mg/m3)20069496.54558.7911245.41661.70693.4140.802225、0071218.0871.9711542.67681.97173.8710.27本期2套9F1511573.7475脱硝效率按50%计从表7.5-1可以看出，本期电厂规划的2套9F级燃气供热机组，电厂大气污染物排放指标显著下降，可以满足北京市锅炉大气污染物排放标准(DB11/139-2007)限值要求。7.6 水土保持根据北京市人民政府关于划分水土流失重点防治区的通告(京政发200011号，本期工程所在的厂址地区属于水土流失重点监督区，土壤容许流失量为200t/km2a。应按照开发建设项目水土流失防治标准规定应执行二级防治标准。本期工程的水土流失产生的时段主要在施工期，本工程厂区、施工区可能造226、成水土流失。项目建设区水土流失防治应将工程措施、植物措施、临时防护措施相结合，形成完整的防护体系。侧重施工过程中的防护，并结合主体工程设计规划布设水土流失防治措施体系。根据不同区域情况，合理有效的利用资源，本着“谁开发、谁保护、谁造成水土流失、谁治理”的原则，因地制宜，因害设防配置水土流失综合防治措施体系。详细内容由本工程的水土保持方案确定。本工程将按水土保持方案审查意见落实水保措施。7.7 对社会的影响(1) 本期工程属于热电联产项目，就供热而言，可将作为北京市区的主要供热源之一，污染物的排放量很小，可进一步改善市中心区及其周边地区的环境质量。采取高效燃气蒸汽联合循环发电机组，充分利用高品位227、热能，发展热电联产，能够达到最佳的能源利用率和较高的环保要求，即符合国家可持续发展战略、能源政策和企业市场化经济运作的改革道路，也符合清洁能源的环保法规，满足社会对能源和环境的共同要求。(2) 我国是个电力供应比较紧张的国家，与发达国家相比，人均用电量显著偏低。电力不足制约着经济发展，影响到了人民生活。如果用城市热电厂把分散供热改成“集中供热、热电结合”，很明显可以额外获得一部分电力以补充电网不足。(3) 本工程采用清洁燃料 天然气为燃料，不产生固体废弃物，但燃烧后所产生的废气中含有微量的SO2和烟尘，主要污染物为NOx；城市电厂的建设会占用城市用地，而且城市区域电厂会给周围环境带来噪声污染问228、题。7.8 初步结论与建议 初步结论本期工程采用清洁燃料天然气为燃料，属热电联产项目，符合国家政策，所采取的环境保护措施先进、可靠、可行，能有效控制污染物对环境的影响，从环保角度初步考虑是可行的。 建 议(1) 建议建设单位尽快征求环保主管部门对本工程的意见和要求，并取得相关文件。并在下一阶段中，委托相关资质单位进行工程的环境影响评价、水土保持方案、劳动安全预评价和职业卫生预评价的编制工作。(2) 请建设单位根据本工程污染物排放总量情况，向地方环保主管部门和相关主管部门申请污染物总量控制指标。(3) 建议下一阶段落实供热及替代情况。8 投资估算与经济效益分析8.1 投资估算 工程概况xxxx发229、电股份有限公司北京高井热电厂地处北京市石景山区，距市中心约30km，是京津唐电网负荷中心，是保证北京安全供电的重要电源支撑点，也是北京市集中供热，解决北京市西部小锅炉环境污染的供热中心。高井热电厂始建于1959年，1974年全部竣工，总装机容量660MW，分五期建成，包括6台110MW凝汽式汽轮发电机组和8台高温高压燃煤锅炉。机炉具体配置如下：(1) 1、2号110MW汽轮发电机组，配1-4号220t/h高温高压煤粉锅炉，两炉一机；(2) 3-6号110MW汽轮发电机组，分别配5-8号410、430t/h高温高压煤粉锅炉，一炉一机。本期工程新建4350MW等级燃气-蒸汽联合循环供热机组。本估算230、按直接空冷方案计算。 投资估算计列范围工程投资估算计列范围包括：电厂围墙以内全部工艺设备安装及建筑工程、厂外临时道路、补给水工程以及其他费用。 投资估算编制原则.1 项目划分及费用标准依据中华人民共和国国家发展和改革委员会2007年颁发的火力发电工程建设预算编制与计算标准进行项目划分，并计取各项费用。.2 定额选用采用电力企业联合会发布的电力建设工程概算定额(2006年版)，不足部分可参考相关预算定额、地方定额及近期同类工程；调试费采用中国电力企业联合会发布的电力建设工程预算定额(2006年版)。.3 人工单价人工费单价：建筑工程26元/工日，安装工程31.00元/工日。.4 材料、机械台班价231、格安装工程装置性材料价格：采用发电工程装置性材料综合预算价格(2006年版)价格。其中主要材料根据2008年水平火电工程限额设计参考造价指标实际综合价计列价差，列入表一的编制年价差。建筑工程材料价格：主要材料在定额预算价格的基础上根据工程所在地实际价格计算价差，列入表一编制年价差。.5 设备价格参考同类工程设备价格计列。8.1.3.6 预备费基本预备费按7.0%计列；价差预备费按零计列。 其 它投资估算价格水平为当前价格水平。 工程投资本工程静态投资为606912万元，单位造价4025元/千瓦；建设期贷款利息26784万元，工程动态投资为633696万元，单位造价为4203元/千瓦。投资估算见232、下表（金额单位：万元）：序号工程或费用名称建筑工程费设备购置费安装工程费其他费用合计各项占总计(%)单位投资(元/kW)一厂内生产工程488404083303296049013080.76 3251(一)热力系统148103266591305035451958.41 2351(二)燃料供应系统130618412426201443.32 134(三)水处理系统12662593150253600.88 36(四)供水系统7331200331923292864.83 194(五)电气系统11982861612280420946.94 279(六)热工控制系统95223340128622.12 85(233、七)附属生产系统229292495440258644.26 172二厂内、外单项工程21033405613220513.63 146(一)地基处理189618960.31 13(二)厂区平整4164160.07 3(三)厂内外临时工程260026000.43 17(四)噪声治理费13000130002.14 86(五)补给水系统521405 613 15390.25 10(六)厂外临时道路260026000.43 17三 编制年价差4120542995491.57 63四 其他费用851848518414.04 565(一)建设场地征用及清理费40000400006.59 265(二)项目建设234、管理费741374131.22 49(三)项目建设技术服务费14150141502.33 94(四)分系统调试及整套启动试运费12584125842.07 83(五)生产准备费370337030.61 25(六)大件运输措施费200020000.33 13(七)基本预备费533453340.88 35 发电工程静态投资739924087363900185184606912100.00 4025 各类费用单位投资(元/千瓦)49127112595654025 各类费用占静态投资的(%)12.1967.356.4314.04100.00五动态费用26784.0026784.00(一) 建设期贷款利235、息2678426784 工程动态投资7399240873639001111968633696100.00 4203 各类费用单位投资(元/千瓦)49127112597434203 各类费用占动态投资的(%)11.6864.506.1517.67100.008.2 经济效益分析本经济效益分析按电力规划设计总院颁发的电力建设工程项目经济评价实施细则编制，采用了2008版微机经济分析计算程序，本经济效益分析按投资方内部收益率10%测算电厂上网电价，并测算各项经济指标。 资金来源及资金使用 本项目按内资建设经营考虑，资金来源如下：资本金：20%(占工程动态投资)融 资：80%(年利率：5.94%，10236、年还贷，2年宽限) 资金使用计划如下：第1年：55%第2年：45%注册资金与融资按比例同步使用。 设想进度参考电力规划设计总院编制的火电工程限额设计参考造价指标(2008年版)，本工程总工期按24个月考虑。 关于成本计算设备年利用时间：4000小时发电厂用电率：3%(含脱硝厂用电)发电气耗：169.43Nm3/MWh(另考虑5%的负荷系数)含税天然气价格：1.95元/Nm3含税热价：68元/GJ折旧年限：15年残值率：5.0%大修提存率：3.50% 定员：200人工资：70000元/人年福利费系数：57.00%材料费：8.00元/MWh其它费：12.00元/MWh还贷利息和流动资金贷款利息在成237、本中列支。 关于损益计算按投资方内部收益率10%测算上网电价。发电增值税率：17%城市维护建设税：7%教育费附加：3%所得税：25.0%法定公积金：10.0%8.2.5 主要经济指标经计算，主要经济指标见下表： 序号指标名称单位数量1机组总容量万千瓦150.782工程动态总投资万元6336963单位投资元/千瓦42034铺底生产流动资金万元8430.745上网电价(不含税)元/MWh522.286上网电价(含 税)元/MWh610.547全部投资内部收益率(税后)%8.168全部投资财务净现值(税后)万元6978.619全部投资投资回收期年11.1410项目资本金内部收益率%11.6411注资238、方内部收益率%1012总投资收益率%6.8313资本金净利润率%19.238.2.6 敏感性及项目风险分析8.2.6.1 敏感性分析在投资方内部收益率10%的条件下，按设备年利用小时减少10%和增加10%、天然气价格降低10%和增加10%、总投资减少10%和增加10%分别测算项目上网电价，测算结果见下表：敏感性分析结果一览表序号上网电价(元/MWh)年发电小时天然气价格工程总投资售热价格-10%10%-10%10%-10%10%-10%10%1不含税541.42506.68479.28565.22504.7539.86534.63509.962含 税632.88592.33560.27660.239、75590.03631.07624.95596.17通过敏感分析可以看出，天然气价格变化对项目测算电价影响最大，即为最敏感因素。其次为年发电小时数，再次为工程总投资。8.2.6.2 项目风险分析根据敏感性分析，可以看出项目在燃料价格、销售电量、物价及融资方面存在一定的风险：燃料价格方面，由于天然气价格仍然处在上升趋势中，故本项目将不可避免的面临成本上升的压力。利用小时方面，尽管电力市场未来存在较大的不确定性，但由于本工程系热电联产工程，将会受益于供热需求的带动，故机组利用小时方面有一定的保障。工程投资方面，随着全球经济形势好转，以及通胀预期抬头，各项费用都有上升的可能；另外，我国目前仍处在存贷240、款利率水平由中央银行管制的环境中，国家会根据xx、国内金融市场环境调整利率水平，客观存在利率风险。8.3 简单结论本期工程的静态投资为606912万元，单位造价为4025元/千瓦，动态投资为633696万元，单位造价为4203元/千瓦。当机组年利用小时数4000小时，按各投资方的内部收益率10%测算，在不考虑项目补贴的前提下，不含税上网电价为522.28元/千度，含税上网电价为610.54元/千度，上网电价较高。通过敏感分析可以看出，天然气价格变化对项目测算电价影响最大，即为最敏感因素。 9 结论及建议9.1 结 论本工程初可在有关单位的大力支持配合下，通过调查研究，搜集资料、综合比较，按照初241、步可行性研究深度规定的要求完成了高井热电厂扩建工程4350MW级燃气供热机组初步可行性研究报告，主要结论如下：(1) 预测到2010年北京电网装机市场空间约12220MW，2012年北京电网有装机空间约14300MW，2015年有装机空间17000MW。因此，本工程的建设对改善北京的电力供需平衡，提高北京供电可靠性，改善地区供电质量均具有积极意义。北京高井热电厂扩建工程4350MW级机组处于电力负荷中心，对电网稳定、安全运行大有益处。(2) 满足北京市集中供热的巨大需求随着北京市逐步向xx化大都市迈进，集中供热要求日益强烈。根据北京市热力公司的供热规划统计，目前北京市(城八区)集中供热面积需求242、量约5亿平方米， 而能满足集中供热的仅为1.5亿平方米，供热缺口相当大。京西沿线热负荷增长速度约为每年8001000万平方米，供需矛盾很大，现有的供热能力已远远不能满足热负荷发展需求。根据北京市热力公司的供热规划，具体到北京西部，市政集中供热面积预计到2010年以前将还要新增2400万平方米，到2020年要新增面积将达到近1亿平方米，供热需求量很大。因而急需通过对电厂的扩建改造，增加机组容量、增大供热能力来实现。(3) 本期工程的水源使用高碑店污水处理厂的二级排放水。本工程地处北京市，水资源匮乏，城市用水供需矛盾突出，为了响应北京市节约用水的号召，提高城市复用水水平，本工程的电厂工业用水采用北243、京市高碑店污水处理厂的二级排水作为水源。北京市高碑店污水处理厂地处北京市东部地区的高碑店，根据北京市水务局的城市污水处理排水的再利用规划，北京市高碑店污水处理厂的部分二级处理排水将向北京市西部的石景山地区调水。计划中调水8104m3/d，输水路线为通过通惠河西行至昆玉湖，再经永定河的分支河道向西调水至高井热电厂附近。其中，4104 m3/d供高井热电厂。本期工程最大用水方案(空冷方案)的日用水量只有约2.16104m3/d，因此该水源是完全有保证的。(4) 常规湿冷电站水耗量较大，循环冷却系统的水损失在电厂耗水中占有很大比重，而空冷电站没有循环水损失，仅需补充锅炉补水和其他用水，耗水量大大减少244、。湿冷电厂300MW及其以上机组的耗水指标是0.8m3/sGW左右，而空冷电厂可以做到每百万千瓦0.20.1m3/sGW，节水效果明显。为缓解地区用水紧张，采用空冷发电技术是切实可行的。目前，我国所建设的电站直接空冷系统，主要集中在内蒙、山西、陕西等缺水地区。在北京地区及我国南部地区尚无建设电站直接空冷系统的先例。通过与国内山西和陕西南部地区的3个已建电厂的气象条件(空气干球温度、风速)进行了对比分析，可以看出，本工程采用直接空冷系统的主要气象影响因素与国内山西和陕西南部地区的3个已建电厂基本相同，并略优于山西地区的2个拟建电厂，因此建设直接空冷系统是可行的，并且其汽轮机背压水平也是有工程实践245、经验和可以接受的。(5) 根据北京市拟修订的污染物排放标准，北京市A类区内不再禁止排放烟气污染物，而是执行较为严格的排放标准。本期工程NOx年排放量为1573.74t/a，排放浓度是75mg/m3；SO2年排放量仅为15t/a，排放浓度仅为1mg/m3(采暖期)、1mg/m3(非采暖期)，满足北京市的锅炉大气污染物排放标准(DB11/139-2007)中的新建、扩建、改建锅炉大气污染物排放限值的要求。电厂通过脱硝采用污水回收处理等环保措施，可以满足北京市污染物排放标准要求。 (6) 符合国家产业政策本期工程的采暖期热电比0.75，年平均发电气耗0.169Sm3/kWh；供热气耗30.56Sm3246、/GJ，采暖期毛热效率84.11%，非采暖期毛热效率48.62%，全年总毛热效率73.97%。符合国家要求。本工程厂址在热负荷中心附近、依托老厂辅助设施和扩建场地，利用城市中水。符合国家发改委对现阶段火电项目建设安排的“三个标准和六个原则”。严格执行国家环保政策，同步采用脱硝设施，同时安装自动连续环保监测系统。采取降噪措施厂界噪声达标。(7) 若采用空冷方案，本期工程的静态投资为606912万元，单位造价为4025元/千瓦，动态投资为633696万元，单位造价为4203元/千瓦。当机组年利用小时数4000小时，按各投资方的内部收益率10%测算，在不考虑项目补贴的前提下，不含税上网电价为522.28元/千度，含税上网电价为610.54元/千度，上网电价较高。通过敏感分析可以看出，天然气价格变化对项目测算电价影响最大，即为最敏感因素。(8) 根据区域地质构造和工程地质分析，厂址适宜建厂。 (9) 通过以上的评价，可以认为北京高井热电厂扩建工程建设4350MW级燃气供热空冷机组工程是合理的、必要的、初步可行的。从当地条件来看，该项目具有热电联产、节水、环保、节省投资等特点，建设条件较好。是一个节水型、环保型、节能型的电源项目。9.2 建 议建议本工程尽早开展土地资源预审、环境评价、水资源论证、地震安全、地质灾害、安全生产预评价工作。10 附 件