广东陆丰甲湖湾电厂新建工程 (2×1000MW)可行性研究报告 前言 广东宝丽华新能源股份有限公司（以下简称“公司”或“
”），是 1997 年 1月在深圳证券交易所上市的新能源电力公司 (证券代码：000690，证券简称：宝新 能源)。公司上市 18年以来，秉承立足主业求规模、稳健经营求效益的经营方针，发扬 “精品意识、人文关怀 ”的企业文化精髓，持续完善公司法人治理结构，提高规范运作与 制度创新、管理创新水平，努力提升公司核心竞争力和可持续发展能力，获得了快速健 康高效发展。
发展资源综合利用、高效清洁能源和可再生能源，是公司做大做强新能源电力核心 主业的两大主线。自 2003年开始，公司累计投资 67亿元，建设全国最大的资源综合利 用电厂——梅县荷树园电厂。2007年，公司成立全资子公司陆丰宝丽华新能源电力有限 公司，负责陆丰甲湖湾清洁能源基地的开发与建设。根据规划，公司拟在广东省汕尾陆 丰湖东镇建设 8台
100万千瓦级别的超超临界发电机组，建成后，公司陆丰甲湖湾电厂 将成为全国最大的发电厂之一。 本次投资项目为：广东陆丰甲湖湾电厂（以下简称“电厂”）新建工程(2×1000MW) （以下简称“本工程”）。 本工程能够有效满足广东地区电力需求快速发展的需要，符合国家产业导向和珠三 角地区发展低碳经济的政策，对促进粤东及汕尾地区经济发展，贯彻公司新能源电力
“221”发展规划、实现规模化扩张，具有重要意义。 本工程已委托广东省电力设计院编制《广东陆丰甲湖湾电厂新建工程(2×1000MW) 可行性研究报告》，并经中国国际工程咨询公司审查通过，已获广东省发展和改革委员 会《广东省发展改革委关于广东陆丰甲湖湾电厂新建工程项目核准的批复》（粤发改能 电函[号）核准。现本可研报告，依据广东省电力设计院编制的《广东陆丰甲
湖湾电厂新建工程(2×1000MW)可行性研究报告》而编制，供公司投资决策使用。 -1- 第一章概述 1.1项目背景 随着广东进入社会经济发展新阶段, 电力需求持续快速增长, 根据 2013年《广东电 网滚动规划研究》等研究成果，预计 2020年，广东全社会用电量和全社会用电最高负 荷分别为 7350亿 kWh和 180000MW，“十五五”年均增长率分别为 2.3%和 2.4%。
在省内已明确电源全部按规划建成投产的情况下，预计 2015有电力盈余 2868MW，但 随着负荷的快速增长，自 2017年开始，全省开始出现电力缺额，2017年和 2020年，广 东在充分接受西电的条件下，仍分别有约 6343W和 19978MW电源空间（利用容量）。 由珠江口以东地区电力平衡可以看出，在考虑备用容量和陆丰甲湖湾发电厂一期 1、2 号
2×1000MW机组所发电力在珠江口以东地区消纳的情况下，珠江口以东地区仍存在 较大的电力缺口。由此可见，广东陆丰甲湖湾发电厂(2×1000MW)工程的建设投产能够 有效满足广东尤其是深莞惠地区电力需求快速发展的需要，推动经济的发展。 另外，在今后的经济发展中，广东东西两翼将根据各自的产业特色、地域特点和资 源优势，承接和发展相关产业，实现珠三角资金、管理、信息、品牌与山区及东西两翼
土地、自然资源等方面优势互补。通过推动珠江三角洲产业向山区和东西两翼梯度转移， 缩小欠发达地区与发达地区的差距，以促进区域经济协调发展。根据《广东省东西两翼 地区经济发展专项规划》的相关意见，要充分发挥东西两翼良好的沿海港口条件，以电 力建设为中心，在东西两翼地区建设一批沿海大型骨干电厂，把两翼发展成为广东省电 力供应基地。
根据广东省政府提出在珠三角实施最严格的大气污染管理措施，未来，珠三角地区 新增常规火电难度较大。珠江三角洲地区环境污染严重，电力需求较大。外区供电可以 有效抑制该地区内 SO2、NOX等污染物的排放，降低污染，改善空气质量。外区建设 2×1000MW燃煤机组向珠三角地区供电，每年可减少本地区 SO2、NOX排放大约为 5000
吨，在提高区域供电能力的同时，对保护生态环境，促进社会经济的可持续平衡发展有 极大的帮助，符合国家产业导向和珠三角地区发展低碳经济的政策。 -2- 本工程向珠三角地区输送电力，在提高地区电力供应能力的同时，可有效满足珠三 角地区环境管理要求。适时建设陆丰甲湖湾电厂对提高广东省内电力供应能力，促进省 政府“区域协调发展战略”，改善珠三角环境、加快粤东经济发展具有积极的意义。
汕尾市陆丰属于粤东地区，自然资源丰富，具有较好的运输和港口建设条件。项目 所在地有 16km 的海岸线，既有很好的风力资源，又有优越的深水港海岸线，经炸礁后 可通行 15万吨船舶，属于天然良港，具备建设大型燃煤电厂的条件。项目位于南中国 对外开放的前沿地区，依海而建，是我国进口东南亚和澳大利亚煤炭海运运距较短的港
口之一。基地火电项目原煤的供应依托于海运，有利于统筹安排国内国外两个市场，有 效降低燃煤综合成本。但该地区工业经济非常落后，是一片待开垦的处女地，急需引进 有实力的知名企业到当地开发建设，带动当地经济的发展，促进和谐社会的建设。
拟建设的陆丰甲湖湾 (陆上)风电场、陆丰甲湖湾 (海上)风电场和大型百万 级超超临界火电机组，正是顺应了这种能源政策的要求，在沿海地区，充分利用沿海风 力资源，一方面建设大型风力发电机组，同时，在陆丰充分利用天然的深水港条件，建 设超超临界大型火力发电机组，是落实提高资源利用效率和实现节能减排目标的重大举 措。
是中国证券市场中的新能源电力龙头上市公司，具有丰富的电力运营经验 和较高的电力运行技术能力，在资源、机制、文化等方面有着自身独特而鲜明的特色优 势。根据
的新能源发展奋斗目标，发展资源综合利用、高效清洁能源和可再生 能源，是
做大做强新能源电力核心主业的两大主线。
拟利用陆丰市优 越的海域
规划建设 10万吨级的运煤专用码头、陆丰甲湖湾(陆上)风电场、陆丰 甲湖湾(海上)风电场及陆丰甲湖湾电厂，规划总装机容量达到 954万千瓦，将建成全国 最大的风电及高效节能燃煤发电并举、煤电储运一体化的新能源基地—汕尾市陆丰甲湖 湾清洁能源基地。这是
上市 17年来，在中央、省、市、县各级政府的大力支 持下做精做优山区经济之后，积极实施蓝海战略、做大做强清洁新能源基地的重大战略 部署，也是公司未来几年投资计划的重中之重。 汕尾市陆丰甲湖湾清洁能源基地的建设，是广东省、汕尾市的重点建设项目，不仅 将使
的新能源电力主业加速腾飞，而且将对汕尾市、陆丰市的地方经济的快速 发展起到极大的推动作用，同时对广东省电力建设和国民经济发展也具有积极意义。 -3- 根据汕尾市发改局要求，
委托广东省电力设计研究院于 2007年 8月底完 成《汕尾市陆丰宝丽华清洁新能源基地建设工程总体规划报告》，并上报汕尾市发改局。 根据该报告，
在陆丰地区的能源发展规划如下： (1) 陆丰宝丽华新能源电力有限公司甲湖湾(陆上)风电场一、二期总投资 10亿元的 装机 9.9万千瓦机组已通过核准。一期核准 4.95万千瓦，实建 4.8万千瓦已建成投产， 二期 4.95万千瓦正在全面建设中。 (2) 汕尾市陆丰甲湖湾(海上) 125万千瓦风电场，经广东省、汕尾市有关部门批准，
已开展前期测风、可行性报告的立项等准备工作，目标建成为全国最大的海上风电场。 2013年，根据国家批准的《广东省海上风电场工程规划》，该风电厂建设规模调整为 144万千瓦。 (3) 同时拟建汕尾市陆丰甲湖湖湾码头和陆丰甲湖湾电厂 8×1000MW超超临界机 组。一期 1、2号(2×1000MW)燃煤机组已于 2012年 10月取得国家能源局《关于同意广
东陆丰甲湖湾电厂新建工程开展前期工作的复函》 (国能电力[号)，并委托广 东省电力设计研究院开展前期工作，配套煤码头前期工作亦委托中交第四航务工程勘测 设计院开展相关工作,并取得相关批复文件。 在广东省委、省政府的优先支持和关怀下，在汕尾市委、市政府，陆丰市委、市政 府的关心指导下，在梅州市委、市政府，梅县县委、县政府和各有关部门的鼎力支持下， 在各有关部门的大力协助下，
和汕尾市、陆丰市人民携手奋斗，努力把汕尾市 陆丰建成全国最大的清洁新能源基地，并成为国家清洁新能源的样板基地。这对增进两 地人民友谊、加强区域间经济合作、实现两地社会经济的双赢发展，具有积极的重要的 现实意义！ 广东陆丰甲湖湾电厂新建工程(2×1000MW)(以下简称本项目)为新建燃煤机组，厂址 位于汕尾市陆丰湖东镇海岬山西约 2km的范围。本电厂近期装机容量按 4×1000MW国
产燃煤机组规划，分期建设，一期先建设 1、2号机组。电厂在远期总体规划布置上考 虑具备再扩建 4×1000MW机组的场地条件，最终规模容量达到 8×1000MW，计划在 8-10 年内陆续建设投产。1、2号机组计划于 2017年陆续投产。设备年利用小时数按 5500 小时考虑。 -4- 1.2投资方及项目单位概况 广东陆丰甲湖湾电厂新建工程 (2×1000MW)超超临界燃煤发电机组由
全资子公司陆丰宝丽华新能源电力有限公司负责建设。 1.3项目概况 1.3.1工程概况 广东陆丰甲湖湾电厂新建工程(2×1000MW)(以下简称本项目)为新建燃煤机组，厂址 位于汕尾市陆丰湖东镇海岬山西约2km的范围。厂址距陆丰市约40km，西距湖东镇约5.5 km，东北距甲子镇约8km，南临南海。根据建设厂址的自然条件、广东电力需求发展趋 势以及
公司的发展要求，本项目近期电厂装机容量按4×1000MW国产燃煤机组 规划，分期建设，先期建设1、2号机组。电厂在远期总体规划布置上考虑具备再扩建 4×1000MW 机组的场地条件，最终规模达8×1000MW，初步计划在8至10年内，按照“世 界第一流发电厂”水平完成8台机组的建设投产，尤其是在节能环保、建筑外观、去工业 化设计、性能先进性方面要按高标准建设。
本期工程拟建设2×1000MW超超临界燃煤机组，同步建设烟气脱硫、脱硝设施，公 用设施按照4×1000MW统一规划，土建一次建设，设备分期安装。 本期工程 1、2号机组分别计划于 2017月 6月和 10月陆续投产。 本项目的煤炭主要考虑由神华集团供应。燃煤海上运输在黄骅港装船，并与中远航 运股份有限公司签订了运输协议，由万吨级海轮经黄海、东海、南海运至广东陆丰甲湖
湾电厂新建工程专用煤码头泊位。 1.3.2主要设计原则 1) 总体规划指导思想：遵循近期为主、远近结合、统筹规划协调发展的原则，本 项目近期电厂装机容量按 4×1000MW国产燃煤机组规划，分阶段建设，先期建设 1、2 号机组，电厂在远期总体规划布置上考虑具备再扩建 4×1000MW 机组的场地条件，最 终规模达 8×1000MW。 2) 本期工程建设
2×1000MW高效超超临界燃煤机组，同步建设烟气脱硫、脱硝设 施，公用系统按 4台机组统一规划且尽可能分批建设，以节省本期工程投资。 3) 贯彻 2000年燃煤示范电厂的设计思路：以“成熟、可靠、先进、实用、环保、安 -5- 全”的原则为指导思想, 设法降低工程造价, 提高电厂设备质量水平、控制技术管理水平, 提高工程建设经济效益, 为电厂运行管理“减员增效”创造条件。 4)
主机选型及装机方案： 主机选型：优化选用提高初参数的高效超超临界机组，从根本上提高机组的热经济 性，实现节能减排，有利于经济调度。 装机方案：本工程安装的 2×1000MW国产高效超超临界燃煤发电机组，按带基本 负荷考虑, 但应具有一定的调峰性能，以便必要时参与调峰运行。机组设计年利用小时 为 5500h。 5) 各生产系统及其设备的选择要贯彻可靠安全、高效、节能的原则。 6)
电厂设计煤种及校核煤种均为神华混煤，并考虑进口煤的可能性。 7) 燃煤及运输：海上运输方式，电厂近期燃料以国产煤为主，远期不排除进口可 能性。 神府东胜煤从矿区通过南线第二通道——神黄铁路至黄骅港下海，运至陆丰电厂专 用卸煤码头。 卸煤码头及港池：专用码头设置一个 10万 t卸煤泊位，结构按 15万 t级考虑，同 时预留扩建泊位的位置和条件，由码头设计单位统筹考虑。 8) 电厂水源：
电厂的冷却水取自海水, 直流供水，码头港池取水，深取浅排。 临时施工用水源接自附近能源基地生活区淡水供应系统； 电厂生活及生产服务水均采用海水淡化。 9) 贮灰场：拟建贮灰场位于电厂厂区东北角的山边三角地带，包括部分陆域及海域。 灰渣 100%综合利用，事故备用灰场征地面积按贮存火力发电厂本期设计容量 2×1000MW 机组 1年灰渣量(含脱硫副产品)确定。 10)
根据项目《地震安全性评价报告》，工程场地 50年超越概率 10%的地表水平 地震动峰值加速度为 115gal(0.117g)，特征周期为 0.50s，工程建筑抗震设防烈度为Ⅶ度。 建筑场地类别为Ⅱ类。按规范要求进行抗震设防。 11) 1号、2号机组工程电厂出线电压为 500kV，出线 2回，升压站按户内式 GIS考 虑。 -6- 12) 环保措施
干式低低温静电除尘器+MGGH+湿式除尘器：为充分体现宝丽华公司节能环保要 求，建设低碳环保、
、世界第一流数字化电站，本工程每台锅炉设 2台三通道 五电场干式低低温静电除尘器，2套 MGGH装置和 2台湿式除尘器，粉尘排放控制按 照高于最新国家标准执行，无论燃用设计煤种还是校核煤种，均优于目前环保的排放要 求。 烟囱采用双管钢内筒式, 高度暂定为 240m, 两炉共 1座； 配套烟气脱硫设施及选择性催化还原脱硝设施，脱硝采用液氨脱硝吸收剂。 工业废水及生活污水集中处理，按
4台机组统一规划，分期建设。 13) 采用机炉电集中控制，两机一控设计，采用现场总线技术及一键式启停技术， 提高自动化水平，实现减员增效。电气监控全面采用以 IEC61850标准为基础的全数字 化控制技术，取消部分硬接线。 14) 在设备选型时除考虑高效节能外, 宜尽量考虑运行时具备调节能力, 使设备能 随主机变工况运行, 以降低运行成本。 15)
编码系统采用《电厂标识编码标准》(GBT)进行编码标识。 16) 电厂定员及机构设置参 1998年国家电力公司颁发的火力发电厂劳动定员标准 执行，暂定 280人。 17) 电厂生活区由业主单独规划建设。 1.3.3投资规模及主要技术经济指标 1) 投资规模 建设的环保设施齐全，环境保护治理措施同步建设投产，满足国家环保标准。本工程将 建设成为节地、节水、节能、环境洁净的优质工程。
由于本工程推荐厂址建厂条件优越，可有效较低初投资和运行成本。项目资本金内 部收益率达到 10%的前提下，测算出含税上网电价为 408.781/MWh (含脱硫脱硝)，低于 广东省统一核定新投产机组的标杆上网电价 502元/ MWh(含脱硫脱硝除尘)；在标杆电 价下，项目资本金内部收益率达到 31.94%，项目的经济效益显著。同时电厂各项经济
指标符合国家和本行业的有关规定，电厂建成投入生产运营后，具有较强的盈利和偿债 能力，也具备一定的竞争力。在经济方面，本项目是可行的。 综上所述，本工程建设是十分必要，完全可行和效益显著的。 第二章电力系统 2.1工程建设必要性 （1）满足广东尤其是深莞惠地区电力需求快速增长的需要 改革开放以来，广东社会经济保持快速、稳定发展，电力需求也同步快速增长，电 力市场迅速扩大。
根据《广东电网滚动规划研究》等研究成果，预计 2020年，广东全社会用电量和 全社会用电最高负荷分别为 7350亿 kWh和 135500MW，“十三五”期间年均增长率分 别为 5.8%和 6.0%；预计 2.4%。在省内已明确电源全部按规划建成投产的情况下，预计 2015有电 力盈余 2868MW，但随着负荷的快速增长，自 2017年开始，全省开始出现电力缺额， 2017年和
2020年，广东在充分接受西电的条件下，仍分别有约 6343W和 19978MW电 源空间（利用容量）。由珠江口以东地区电力平衡可以看出，在考虑备用容量和陆丰甲 湖湾发电厂一期 1、2号 2×1000MW机组所发电力在珠江口以东地区消纳的情况下， 珠江口以东地区仍存在较大的电力缺口。由此可见，广东陆丰甲湖湾发电厂(2×1000MW)
工程的建设投产能够有效满足广东尤其是深莞惠地区电力需求快速发展的需要，推动经 济的发展。 （2）促进电源布局在两翼的发展 在今后的经济发展中，广东东西两翼将根据各自的产业特色、地域特点和
， 承接和发展相关产业，实现珠三角资金、管理、信息、品牌与山区及东西两翼土地、自 然资源等方面优势互补。通过推动珠江三角洲产业向山区和东西两翼梯度转移，缩小欠 发达地区与发达地区的差距，以促进区域经济协调发展。根据《广东省东西两翼地区经 济发展专项规划》的相关意见，要充分发挥东西两翼良好的沿海港口条件，以电力建设
为中心，在东西两翼地区建设一批沿海大型骨干电厂，把两翼发展成为广东省电力供应 基地。 根据广东省政府提出在珠三角实施最严格的大气污染管理措施，未来，珠三角地区 新增常规火电难度较大。珠江三角洲地区环境污染严重，电力需求较大。外区供电可以 有效抑制该地区内 SO2、NOX等污染物的排放，降低污染，改善空气质量。外区建设 2 ×1000MW燃煤机组向珠三角地区供电，每年可分别减少本地区
SO2、 NOX排放大约 为 5000吨，在提高区域供电能力的同时，对保护生态环境，促进社会经济的可持续平 衡发展有极大的帮助，符合国家产业导向和珠三角地区发展低碳经济的政策。 陆丰甲湖湾发电厂位于广东东翼沿海地区，具有较好的运输和港口建设条件。本工 程向珠三角地区输送电力，在提高地区电力供应能力的同时，可有效满足珠三角地区环
境管理要求。适时建设陆丰甲湖湾发电厂对提高广东省内电力供应能力，促进省政府“区 域协调发展战略”，改善珠三角环境、加快粤东经济发展具有积极的意义。 （3）加快电源结构优化进程，节约能源，改善环境 陆丰甲湖湾发电厂一期 1、2号 2×1000MW机组的建设可以加快大容量高效率低 -9- 煤耗机组在广东的发展，加大了大容量、高效率机组在系统中的比重，促进广东电源结
构的优化，节约一次能源消耗，改善环境质量。 （4）发挥港口经济作用，促进粤东及汕尾地区经济发展 陆丰市是广东省经济欠发达的革命老区，地处汕尾市东南沿海地带，具有良好的港 口条件，建设陆丰甲湖湾发电厂，一方面有利于促进当地港口经济的发展，另一方面是 可以促进汕尾地区的基础设施建设，充分运用港口进行资源配置，调整当地产业结构，
推动区域经济发展；另一方面电厂的建设，可以促进汕尾地区沿江公路等基础设施建设 力度，为港口充分发挥辐射作用打下基础，对促进粤东及汕尾经济发展具有重大战略意 义。 2.2工程在系统中的地位和作用 陆丰甲湖湾电厂建成以后，对缓解远期广东电网的供电压力，提高电网供电可靠性， 推进系统电源结构优化进程，具有十分重要的作用，该电厂将属广东电网骨干电源之一。
本工程建成投产后，其电力主要送往深莞惠地区进行消纳。 第三章燃料供应及运输 3.1燃料来源 根据广东省委省政府的有关文件，广东省内的所有煤矿已全部关闭，因此本项目所 耗煤炭资源需全部外购。 根据 2008年 6月
与神华能源签订的长期供煤协议，本项目以神华煤为设 计煤种和校核煤种，同时将进口煤作为备用煤源。 3.1.1神府东胜矿区概况 神华集团有限责任公司(简称神华集团)于 1995年 10月经国务院批准，按公司法组 建的国有独资公司，是中央直管的 53家国有重要骨干企业之一，我国最大的煤炭企业 之一，在国民经济中占有重要地位。神华集团以能源为主业，主要负责统一规划和开发
经营神府东胜煤田的煤炭资源和与之配套的铁路、电厂、港口、航运船队等项目，实行 矿、路、电、港、航一体化开发，产运销一条龙经营。 2008年，神华集团商品煤销售 3.08×108t，煤炭产销量稳居全国首位，居世界第五位。2012年其原煤产量再创新高，以 -10 - 4.t的绝对优势位列全国第一。神华集团 2013年原煤产量 3.181×108t。
神府东胜煤炭有限责任公司是神华集团的全资子公司，主要负责开发经营神府东胜 煤田骨干矿井及其配套项目。神府东胜矿区位于内蒙中部包头市黄河以南东胜地区，以 及陕西北部榆林、神木和府谷地区。煤田总面积 3.12×104km2，探明储量 t，远 景储量高达 6000～1t，属世界上八大煤田之一，煤田地质构造简单，煤层稳定，
煤质属低灰、特低硫、特低磷、中高发热量，为高挥发分的长焰煤和不粘结煤，是优质 动力煤、化工和冶金用煤。 神东矿区位居中国大型煤炭基地之首，由神华集团负责经营。神府东胜矿区规划面 积 3481km2，地质储量 354×108t。，矿区地质总储量和可采储量、生产能力巨大。矿区 1997年二期工程完成后已形成年生产能力 t的规模，三期工程建设规模为年产 能力 t。截止
2011年底，矿区现有生产和在建矿井 1317对，生产能力超过 1.5×108 t。2013年生产商品煤达到 1.961×104t。 神东矿区主要生产矿井情况如下： 1)榆家梁矿：该矿于 2001年 1月投产，设计能力 800×104t/a，规划矿井生产规模 t/a，矿井服务年限 34.2a。截止 2011年 12月 31日，保有资源储量 4t， 保有可采储量 4t。2013年原煤产量达
t，外运商品煤达 t。 2)大柳塔矿：该矿规划矿井生产规模 3.1.2进口煤源 广东陆丰甲湖湾电厂新建工程(2×1000MW级)地处东南沿海，港口具有良好的辐射 国内外的海运条件。近年来国外进口煤炭日益增多，煤炭来源日趋多元化，印尼煤、澳 大利亚煤等国外进口煤炭已成为广东省电煤重要供给来源。本项目在利用国外煤源上具 有较好的便利条件。因此将国外进口煤作为用备用煤源。 3.2燃料消耗量
电厂规划装机规模 4×1000MW超超临界燃煤机组，一期工程建设规模为 2×1000MW 机组。机组燃煤量见表 3.2-1。 表3.2-1机组耗煤量表 机组容量1×1000MW 2×1000MW 数量设计煤种校核煤种 1校核煤种 2设计煤种校核煤种 1校核煤种 2 项目 神华煤 神府 东胜煤 印尼煤神华煤 神府 东胜煤 印尼煤 小时耗煤量 3.3燃料运输
本工程燃煤拟由矿区经铁路运至黄骅港装船，海运至电厂专用卸煤码头。 3.3.1铁路运输 我国有着丰富的煤炭资源，在今后相当长的时期内，以煤炭为主体的能源结构不会 发生大的变化，由于主要产煤区集中在我国西北部，而能源市场需求偏重于东南、华南 沿海地区，因而形成了煤炭必须经“西煤东运”、“北煤南运”的局面，其中“三西”(山西、 陕西和蒙西)作为我国煤炭主要产区，承担了大部分的煤炭调出任务。
我国自“八五”开始，先后对铁路运输系统进行了一系列的新建和扩建改造，特别是 80年代后期建设的“大秦线”、“朔黄线”两条煤炭专用铁路大通道，加上秦皇岛港，黄骅 港，
等煤炭装船港运设施，构成了煤炭外运的第一和第二大通道。 -12 - 南线第二大通道包括包神线和神黄线，神黄线包括神朔铁路和朔黄铁路，是我国西 煤东运第二大通道，其中神朔铁路270km于1996年建成投入试运营，2000年底建成电气 化，运输能力为t/a；朔黄铁路2001年9月底与黄骅港全线贯通，全长588km，神
府煤炭可通过神朔铁路从神木经府谷到朔县，再通过朔黄铁路运至黄骅港。2012年，神 朔、朔黄铁路的运输能力均达到2.2×108t/a。 3.3.2海上运输 目前，北方沿海运煤港口主要有
、秦皇岛港、黄骅港、青岛港等，根据本工 程煤源情况，本工程拟将黄骅港作为煤炭的下水港口，煤炭从煤矿经铁路运输到港口后 通过海轮直接运到电厂专用煤码头，中间不设中转港口。 黄骅港位于河北省沧州市以东约 90km的渤海之滨，漳卫新河与宣惠河交汇的大河 口以北海域。黄骅港与神黄铁路配套建设的现代化大港，是“西煤东运”第二条大通道的 出海口。通过优化设计和加快控制工程的建设，于
2001年底建成投产。2006年黄骅港 输出能力达 t/a。黄骅港在 2006年后共有 7个泊位。2011年外运煤炭 1t/a。2012年黄骅港煤炭港区生产运营再创历史新高，共完成吞吐量 10564万 吨，同比增长 5%，其中煤炭完成 10201万吨，同比增长 6.2%。 广东陆丰甲湖湾电厂新建工程(2X1000MW)用煤的运输路径是通过铁路与海船联
运，相关铁路以及海路运输的装船码头、运输船均有能力承担运输任务，故神华煤、神 府东胜煤均拟采用铁海联运方式直接用大型货船运至电厂的专用煤码头。 3.3.3黄骅港至电厂的海运距离、船型及航路气象影响。 海运距离约：1260海里； 运煤船型：7～10万吨； 3.3.4结论 公司于2008年6月与
能源股份有限公司(供方)正式签署了长期供煤协议，供 方承诺自2×1000MW机组投产之日起，为电厂连续提供原煤约500×104t/a。 公司与
股份有限公司 (供方)正式签署了长期煤炭运输协议，供方承诺自 2×1000MW机组投产之日起，已方每年负责将所需煤炭由装船港运到甲方广东陆丰甲湖 湾发电厂码头。 因此广东陆丰甲湖湾电厂2×1000MW级机组的煤源及燃煤运输路径是可行的。 -13 - 第四章建厂条件 4.1厂址概述 陆丰市位于广东省东南部，北和陆河县、普宁市交界；东与惠来县接壤；西与海丰 县和汕尾市城区为邻。总面积
1681 km2，总人口 157万人。陆丰市辖 3个街道(东海、 城东、河西)、17个镇。陆丰市濒临南海，自然条件优越，全市海岸线 116.5km。市区 距广州 330km，距香港 300km，距深圳 280km，距汕头 140km。地处北回归线以南，属 亚热带季风气候，气候温和，雨量充沛。 可行性研究报告阶段在陆丰市域内选取了海岬山、麒麟山 2个厂址，审查推荐了海 岬山厂址为优选厂址。
4.1.1海岬山厂址 1）厂址地理位置 海岬山厂址位于陆丰市东南部海岬山的西南侧(22°49' 45.70"N，115°58' 42.73"E)， 海岬山山顶标高 214.88m(1985年国家高程，下同)，厂址距陆丰市约 40km，西距湖东镇 约 5.5 km，东北距甲子镇约 8km，南临南海。 2 ）厂址自然条件
厂址东北邻海岬山，南面面海，场地现状主要有木麻黄、稀疏林地和少量农田。厂 址属沿海丘陵平原地带，场地比较平坦，陆域标高在 0～10.2m，海域标高在 0～-6.6m(当 地理论海平面基准线以下)，5m水深线平行海边约 250m，10m水深线最近处约 1100m。 厂址地块较为开阔平坦，长约 1600m，宽约 1000m，用地可规划布置 6×1000MW 燃煤机组电厂，并留有再扩建的条件。
3）厂址周边环境 厂址西侧是陆丰宝丽华风电场及其办公区，在厂址东北面的海岬山山脚是规划的陆 丰湖东港口作业区，除此之外，拟用厂址场地及附近无其它工业、民用设施, 仍处在待 开发的自然状态, 无任何拆迁。 在厂址北侧 200m处有规划的沿海公路(湖东镇至甲湖镇)和港湖公路(G324国道至 沿海公路)。 -14 - 厂址地理位置图 -15 - 4.2交通运输 4.2.1交通现状
陆丰市交通非常方便，主要以公路和水路为主。 1）公路 全市共有公路 93条，其中国道 1条，高速公路 2条，省道 5条。G324国道、G15 国家高速公路东西方向横贯陆丰市辖区，S17省高速公路连接南北，形成了以高速公路、 国道、省道为骨架，县、乡公路为支线的公路网络。 2）水路 陆丰市海岸线长 116.5km，海湾曲折，港湾众多，主要有乌坎、甲子、碣石、湖东、 金厢
5个港口。乌坎港位于碣石湾顶部，历史悠久，该港距市中心城区东海镇仅 9km， 目前建有 1000t级码头 2座，还有可建 t级码头泊位 100多处，已于 1997年 3 月 3日正式对外通航，是省口岸办批准的二类进出口岸；甲子港是一个泻湖港，航道水 深 3-4m，是国务院批准的对外开放口岸装卸点和广东省 10大渔港之一；碣石港海域面 积达 5500km2，有可建万
t级以上码头、泊位多处，现投资 4000多万元建设的 5000t级 碣石港成品油专用码头已经投入使用。 3）铁路 陆丰市现无火车站，建设中的厦深铁路客运专线横贯陆丰市，将在陆丰市设有车站。 4）航空 附近有潮汕揭阳国际机场，距离厂址约 95km，潮汕揭阳机场现可起降大型客机并 已开通国内、国际 40多条航线，同时办理部分货运业务，国内可直达北京、天津、上 海、广州等
30多个城市，国际可直达香港、泰国、新加坡、马来西亚等地。 4.2.2厂址交通条件 海岬山厂址附近的公路有 S338省道、港湖公路和规划建设中的沿海公路，互为连 接，沿海公路厂址段已修好，港湖公路和沿海公路均为 4车道混凝土道路，路况较好， 现有简易公路从沿海公路接入厂址，距离约 250m。 厂址位于海边，5m水深线平行海边约 250m，10m水深线最近处约 1100m，建港条 件较好。
4.2.3电厂交通运输设想 -16 - 根据厂址的自然条件与现状以及电厂的规划，厂址交通运输的原则是：大件运输、 燃料(煤)运输以水路为主，公路为辅，不考虑铁路；人员出入、建设材料、施工设备运 输以公路为主，水路、铁路为辅。 燃料煤运输由海上运至电厂的运煤专用码头，通过卸煤机及输煤皮带运至厂区煤 场。大(重)件设备从生产厂家通过铁路、水路运至电厂自建的大件运输码头，上岸后用
大型平板车运至施工区的设备堆场。其它设备或建设期间的材料运输等可视具体情况采 用铁路转公路或公路、水路联运方式运抵电厂。 a、进厂道路 主进厂道路由沿海公路厂址段接至厂区，是人流主要进出口通道，次进厂道路，由 港湖公路连接厂区，是灰渣运输和后期施工的出入口。2条进厂道路总长约 1185.80m。 b、码头 电厂拟建 1个 10万 DWT级运煤专用码头泊位，10万 DWT级运煤专用码头港池
和航道按 10万 t级开挖，结构按 15万 t级预留，同时建设一个 3000t级大件运输码头， 预留 1个 10万 DWT级运煤专用码头泊位。 4.2.4大件设备运输条件 因本工程三大主机及其主要设备厂家还未确定，大件设备按同类型机组考虑。 大件设备主要采用水路运输，运输到电厂自备大件运输码头后进行现场转运。 本工程所安装的主设备，由生产厂家通过水路运至厂内重件码头上岸，再通过平板
车运至施工场地；其它设备或建设期间的材料等可视具体情况采用公路或水运运抵厂 区。 4.3气象水文 4.3.1气象条件 4.3.1.1气候特征 海岬山厂址位于陆丰市湖东镇东南，背靠海岬山，面向南海。厂址地处北回归线 以南，属亚热带季风气候，光热充足，气候温和，雨量充沛，但降雨量的年内分配很 不均匀，其中汛期的 4～9月约占全年降雨量的 85.6%，降雨多属锋面雨和热带气旋
雨，前汛期(6月以前)以锋面雨为主，雨面广，降雨量大后汛期以台风雨为主，降雨强 度大。季风盛行，全年盛行偏东风，年内风向随季节转换明显，大致 4～8月盛行东南 -17 - 风，9～次年 3月盛行东北偏北风。每年的夏、秋季节常受强烈热带风暴的影响，是当 地主要的灾害性天气之一；而冬季则受北方强冷空气的侵袭，北部、中部山区、丘陵 区会出现短暂的霜冻和结冰现象。 4.3.1.2气象要素
厂址处无长期的气象观测站，距离厂址约 35km有陆丰市气象站，位于东海镇东风路 尾后壁洋“郊外”，北纬 22°57′，东经 115°39′，于 1959年 10月开始记录整编资料，观测 项目有气压、绝对湿度、相对湿度、风速和风向、气温、降水量、日照、蒸发量等，仪 器设备和资料整理等均符合国家规范。 厂址 50年一遇厂址处基本风压为 0.90kN/m2，地面粗糙度为 A类。 厂址处
10m高度 100年一遇风压为 1.00kN/m2，地面粗糙度为 A类。 陆丰气象站主导风向是 E，占 18%，静风频率占 12%。历年 10m高度十分钟平均最大 风速 29.3m/s，相应风向 E，发生日期 1990年 7月 31日。 4.3.2水文条件 除特殊说明外，本小节一律采用 1985国家高程系。 4.3.2.1潮汐 1) 潮汐特征
厂址处无验潮资料，暂参考厂址西面的汕尾海洋站的验潮资料，潮汐类型属不正 规日潮。 在陆丰市境内查测得的最高风暴潮水位为发生于 1953年 9月 2日，系 5315号台风 所致，最高暴潮水位达 2.65m。 2) 设计潮位 按汕尾海洋位站和厂址处周年潮水位观测站同期低潮位资料，点绘汕尾海洋站与厂 址处周年观测站低潮位相关图，推算得厂址保证率P=97%的最低潮位为－2.14 m；保证
率P=99%最低潮水位－2.20m。换算至厂址之设计低潮位拟于下一设计阶段进一步复核。 4.3.2.2海流 厂址附近海域的潮流主要受
潮波自巴林塘海峡和巴士 海峡进入南海后，以前进波的形式向广东沿岸传播，由于地形、地貌复杂，对潮波运 动产生各种影响。在广东沿海浅海范围内，潮波分布复杂，潮波性质、大小、运动形 -18 - 式均因地而异。 参考该海域 2005年 7月、2006年 1月两次短期调查结果，本海域潮流性质属不正 规半日潮流，且运动形式大都呈往复流，近岸流速较小，远岸较大。涨、潮流速差别
不明显，夏季落潮流稍大于涨潮流，而冬季涨潮流速稍大于落潮流速。夏季海区的余 流流速最大值为 0.41m/s；小潮期的余流流速比中潮期大、中潮期比大潮期大；冬季海 区的余流流速最大值为 0.35m/s；中潮期的余流流速最小。夏季余流流向小潮期以东向 为主，中潮期表层以东向为主，中、底层以西向为主，大潮期趋势不明显；冬季的余
流流向以偏西向为主。在垂直方向上，上层的余流流速比中层大、中层比下层大；在 水平方向上，远岸余流流速比近岸大。 4.3.2.3波浪 厂址附近无长期波浪观测资料，厂址西南面约 45km的遮浪站长期测波，据遮浪站 1971～1990年测波资料统计得该海区以风浪为主，常浪向为 由于厂址附近地区没有水温观测资料，因此借用厂址西南面约 45km的遮浪海洋站 的水温资料。 遮浪海洋站历年最高表层水温
32.7 ℃，发生于 1986年 9月 14日，9月 15日；历 年最低表层水温 9.9 ℃，发生于 1973年 12月 25日。 4.3.2.5 泥沙及岸滩稳定性 本海区没有较大的河流来沙影响，水体含沙量不大，潮流流速很弱，螺河等远距离 的高含沙量的水体不易随潮流运移到本海域，本海域活动的泥沙只能是滩面泥沙在波浪 的作用下的再搬运。经现场勘查，本海区岩石裸露，且附近无大江大河输沙入海。
4.4电厂水源 电厂的供水水源包括循环冷却水供水水源和淡水供水水源两部分。 4.4.1循环冷却水水源 电厂机组冷却水采用直流供水系统，冷却水水源为海水。 -19 - 厂址位于陆丰市湖东镇东南，背靠海岬山，面向南海。由于水域宽阔，水量充 沛，近岸水深条件较好，5m水深线离岸约 300m，10m水深线离岸约 1000m，不仅对电 厂的温排水扩散和冷却都颇为有利，且厂区已处在
6～7m水深线，缩短了深水区与岸 边的距离，具备良好的取水条件。经现场勘查，本海区岩石裸露，且附近无大江大河 输沙入海，可初步判断其岸滩基本稳定。 本海域潮流性质属不正规半日潮流，且运动形式大都呈往复流，近岸流速较小， 远岸较大。涨、潮流速差别不明显，夏季落潮流稍大于涨潮流，而冬季涨潮流速稍大 于落潮流速。 厂址处无长期验潮资料，暂参考厂址西面的汕尾海洋站的验潮资料。
在陆丰市境内查测得的最高风暴潮水位为发生于 1953年 9月 2日，系 5315号台风 所致，最高暴潮水位达 2.50m。 4.4.2淡水水源 依据合理利用水资源和节约用水的原则，参考同类型工程估算，当装机容量为 2×1000MW时，淡水平均时用水量约为 549m3/h，年用水量约 314万 m3； 据现场踏勘及到当地水利部门调查收资了解的初步情况判断，厂址淡水水源方案
为：生活及施工用水由陆丰市龙潭灌区龙潭水库和巷口水库供给，两水库水量通过输 水干渠向南部输水，进入其结瓜水库－尖山水库，电厂可从尖山水库取水；电厂工业 用水采用海水淡化。 为了保证龙潭灌区满足电厂用水的要求，应调整水库的功能规划，包括农田灌溉面 积、灌溉定额，且需得到水行政主管部门的批准。但即使如此，客观上仍然存在不可避
免的供需矛盾。如果将龙潭水库从年调节水库扩容为多年调节水库，将要研究解决扩容 的工程费用，以及水库淹没、迁安等问题。因此为了保证电厂安全可靠用水，电厂淡水 用水本阶段按照海水淡化供给考虑。 4.4.3海水淡化 目前，海水淡化技术已渐趋成熟，国内也有滨海电厂采用淡化海水作为淡水水源。 厂址濒临南海，水深条件良好，具备海水淡化的地理条件，可作为电厂工业用水水源。 4.5贮灰场
本期工程建设规模为：本期建设 2×1000MW超超临界燃煤机组，同步建设烟气脱 -20 - 硫、脱硝设施。 本工程采用干除灰方式，2×1000MW机组年灰渣量约为 66.90×104 m3/a，年石子煤 量 2.24×104 m3/a。脱硫石膏量 18.54×104m3/a，当脱硫石膏无法综合利用时也将占用灰场 堆放。 《大中型火力发电厂设计规范》GB 中规定：“……当灰渣(含脱硫副产
品)确能全部利用时，可按贮存 1年灰渣量(含脱硫副产品)确定征地面积并建设事故备用 贮灰场。” 根据调查，厂址附近周边地区灰渣销售很好，供不应求，综合利用情况较好。灰渣 综合利用既能变废为宝，节约能源，节省投资，同时还减少环境污染，减少贮灰场占地 面积，符合相关国家产业政策。 本工程业主已与广东
股份有限公司签订了 1、2号机组粉煤灰、渣及脱硫 石膏销售及综合利用协议，尽可能保证电厂 1、2号机组所排粉煤灰、渣及脱硫石膏零 排放。同时结合珠三角灰渣综合利用现状，灰渣将 100%被综合利用。因此本期按照贮 存 1年左右灰渣量(含脱硫副产品)确定事故灰场征地并建设。 4.5.1海岬山厂址贮灰场 事故灰场按贮存年限 1年左右征地和建设。
本期事故备用贮灰场选用海边灰场，位于现有厂址东侧，利用排水明渠、护岸和进 厂道路之间形成的边角区域就近建设灰场。该区域地形上呈狭长的三角形，不利于作为 其他功能使用，本着节约土地的宗旨，选用该区域作为贮存灰渣的灰场是比较适合的。 该区域由陆域部分和海域部分组成，陆域部分灰场内的地面标高 1.1m~7.3m(1985国家
高程，下同)，海域部分灰场内的海床面标高-2.0m~-1.0m(1985国家高程，下同)，多年 平均潮位为 0.50m，可将灰场内开挖或回填至 0.65m，利用低潮位时期进行防渗土工膜 的干施工。陆域部分占地面积为 10.12 hm2，开挖至 0.65m高程开始堆灰，至最终堆灰 高度 6.10m时，形成库容为 51.2万 m3的灰场。海域部分占地面积为
灰场库底铺设土工膜进行防渗处理，以避免灰水外渗。石膏与灰渣分区堆放，二者 -21 - 之间筑土石坝隔离，并铺设土工膜防渗漏。 干灰(渣)调湿后采用密闭罐车运送至灰场碾压堆放，由于本期初期贮灰场紧邻厂区， 故暂不设立灰场管理站，灰场内喷淋可以采用洒水车，也无需建设运灰道路。 4.6地震、地质及岩土工程 4.6.1区域地质概况 4.6.1.1地层岩性
根据区域地质资料及岩土工程勘测资料所揭示，厂址场地广泛出露第四系地层，上 覆第四系主要有冲积层、海积层、海陆交互沉积层及坡、残积层，厚度较大，下伏基岩 主要为白垩世二长中粗粒斑状花岗岩(K1ηγ)。 4.6.1.2 近场区断层 在海岬山厂址东面附近的海岬山上，有一组北西向断层组，定名为 F1北西向断层 组。根据断裂活动性调查及能动断层鉴定海岬山附近范围内没有发现晚更新世以来活动
断裂，近区域的断裂与海岬山附近范围的地表断层不存在构造上的联系，海岬山附近范 围内未发现能动断层。可不考虑其对海岬山厂址稳定性的影响。 4.6.2地震地质 4.6.2.1区域地震活动情况 根据 1995年国家地震局震害防御司编《中国历史强震目录》(公元前 23世纪至 1911 年)、1999年中国地震局震害防御司编《中国近代地震目录》(1912年至 1990年 Ms≥4.7)、
国家地震局地球物理研究所编《中国地震年报》(1991年至 2000年)、国家地震局地球 物理研究所编《中国数字地震台网观测报告》(2001年至 2004年)、中国地震局分析预 报中心汇编《中国地震详目》(1970至 2005年)等地震资料，编制了区域范围内破坏性 地震(Ms≥4.7)(1067年～2004年)和现代小震(1.0≤Ms≤4.6)(1970年～2005年 4月)目录。
区域范围内 Ms≥4.7级历史地震目录列于表 2.2.1-1，现代微震数目较多不以表格形式列 出。区域范围内 1067～2004年共记录到 Ms≥4.7级破坏地震(包括余震)37次，其中 地震安全评定委员会评审，中国地震局以中震安评【2009】63号文予以批复同意该报告 的结论意见。指出：“该报告结果为广东陆丰甲湖湾发电厂工程的抗震设防要求，供建 设工程抗震设计使用。” 按该报告工程场地
50年超越概率 10%的地表水平地震动峰值加速度为 115gal(0.117g)，特征周期为 0.50s，工程建筑抗震设防烈度为 7度。建筑场地类别为Ⅱ 类，属建筑抗震不利地段。 4.6.2.3厂址稳定性分析 推荐的海岬山厂址区域范围内虽然有破坏性地震分布，但是厂址近场区未曾有地震 地质灾害的历史纪录，现今的地震活动较弱，活动频度也低。推荐的海岬山厂址与各断 裂直线距离均大于
10km，处于地质构造稳定地带。 推荐的海岬山厂址东侧海岬山分布有一规模较小的北西向断层组，该断层组属于非 全新活动断裂，对厂址稳定性无影响，该厂址区适宜建设大型发电厂。 4.6.3岩土工程特征 4.6.3.1地形地貌 推荐的海岬山厂址位于甲子港西面的海岬山西侧，南面临南海。地貌单元主要为海 积平原和海岸地貌两大类。海积平原地形平坦宽阔，高程约 4m～8m，部分为小沙丘。
海岸地貌主要有沙堤、滩涂和水下岸坡。临海地域多为海积砂堤、砂地和浅滩，往外为 海域。砂堤内侧相对低洼、平坦，局部分布小鱼塘、盐田等。 4.6.3.2地层岩性 根据钻孔揭露，推荐的海岬山厂址上覆第四系主要有：人工填土、冲洪积粘性土、 海积砂土、海积粘性土和残积粘性土；下伏基岩为白垩世二长中～粗粒斑状花岗岩(K1ηγ) 和煌斑岩岩脉。 4.6.4水文地质条件
推荐的海岬山厂址场地地下水为潜水型地下水，水位较浅，主要埋藏于第四系孔隙 及白垩世风化基岩裂隙中，地下水主要靠大气降水和地表径流的补给，地下水与南海相 通，并与南海海水有一定的水力联系。地下水位的变化随季节性气候变化而变化。 根据水质分析结果，勘测场地陆域地段的地下水对混凝土结构、钢筋混凝土结构中 钢筋均为微腐蚀性。海水对混凝土结构有中等腐蚀性，腐蚀介质为 SO42ˉ；在干湿交替 -23
- 条件下对钢筋混凝土结构中钢筋有强腐蚀性，长期浸水条件下对钢筋混凝土结构中钢筋 有弱腐蚀性，腐蚀介质均为 Clˉ。 工程设计、施工需考虑地下水的影响，深基坑要采取降排水措施。 4.6.5不良地质作用 勘测场地局部地段有砂土液化现象，根据建筑抗震设防类别，应采取有效的抗液化 措施。由于本次勘测点间距较大，所进行的标准贯入试验次数有限，不排除其它地段存
在砂土液化的情况，建议下阶段对砂土层做进一步的液化判别工作。 厂址区揭露的淤泥质土层(包括⑤、⑦层)地基承载力特征值≤80kPa，在场地遭受Ⅶ 度地震时，存在软土震陷的可能性。 除此以外，场地暂未发现海蚀沟(洞)、地下洞穴、采空区、塌陷等不良地质作用。 也未发现压矿、保护的古文物等情况。 4.6.6岩土工程分析与评价
勘测场地分为海积平原地段(陆域)和海域地段两部分，根据波速测试成果数据和 《建筑抗震设计规范》(GB )对场地土的类型划分标准，勘测场地内地基土可 划为五种类型，即坚硬土或岩石、中硬土、中软土和软弱土。根据地震安全性评价报告， 建筑场地类别为Ⅱ类，属建筑抗震不利地段。 4.6.7结论与建议 1) 拟选厂址区大地构造上处于粤东断块区内，区域断裂构造发育。厂址附近主要
区域性断裂构造有：东西向的高要～惠来深断裂带、北东向的潮州～普宁深断裂和汕 头～惠来深断裂带。厂址与各断裂直线距离均大于 10km，处于地质构造稳定地带。 厂址东侧海岬山分布有一规模较小的北西向断层组，该断层组属于非全新活动断 裂，对厂址稳定性无影响，该厂址区适宜建设大型发电厂。 2)厂址近场区历史上未发生过破坏性地震，地震活动相对微弱。根据厂址区的地震 安全性评价报告，按该报告工程场地
50年超越概率 10%的地表水平地震动峰值加速度 为 115gal(0.117g)，特征周期为 0.50s，工程建筑抗震设防烈度为 7度。 4) 未经处理的松散状的人工填砂①及中砂③1层、淤泥质土⑤、⑦层，不能直接作 为地基基础持力层。 -24 - 5) 陆域地段区：中密状砂土层埋深较浅地段，建议布置在该地段荷载较轻、沉降
变形要求不高的附属建筑(构)物的基础型式可以采用天然地基，中密状砂土作为天然地 基的持力层，对于存在下卧软弱层的地段，应对软弱下卧层进行强度和变形验算。其它 地段建议采用桩基，主要建(构)筑物宜采用中等风化、微风化岩层作为桩端持力层；荷 载较轻的附属建(构)筑物可采用残积土、全风化及强风化岩层作为桩端持力层。 6)
海域地段区：布置在该地段的建(构)筑物宜采用桩基，主要建(构)筑物宜采用中 等风化、微风化岩层作为桩端持力层；荷重较轻的附属建(构)筑物可采用残积土、全风 化及强风化岩层作为桩端持力层。若考虑采用上部的人工填土层作为某些荷载较轻沉降 变形要求不高的附属建(构)筑物的基础持力层，需对上部土层(人工填土、松散状中砂) 进行人工处理，处理后经检测满足设计要求后才能使用。 7)
勘测场地陆域地段的地下水对混凝土结构、钢筋混凝土结构中钢筋均为微腐蚀 性。海水对混凝土结构有中等腐蚀性，在干湿交替条件下的钢筋混凝土结构中的钢筋有 强腐蚀性，长期浸水条件下对钢筋混凝土结构中钢筋有弱腐蚀性考虑。由于地下水与南 海海水有密切的水力联系，而海水的化学成分受季节、气候、海潮等因素影响变化较大。 建议下一阶段勘测过程中对岸边地下水进行长时间的观测，进一步查明地下水与海水的
水力联系，确定海水渗透岸边陆域的范围，最终对地下水和海水的腐蚀性进行分区评价。 8) 场地地下水位较浅，工程设计、施工需考虑地下水的影响，深基坑要采取降排 水措施。 9) 勘测场地局部地段有砂土液化现象，根据建筑抗震设防类别，应采取有效的抗 液化措施。由于本次勘测点间距较大，所进行的标准贯入试验次数有限，不排除其它地 段存在砂土液化的情况，建议下阶段对砂土层做进一步的液化判别工作。
10) 场地未发现海蚀沟(洞)、地下洞穴、采空区、塌陷等不良地质作用。也未发现 压矿、保护的古文物等情况。 11) 预测工程建设引发的地质灾害类型有砂土液化和水土流失，工程建设可能遭受 的地质灾害有地基不均匀沉降、桩基失稳、地下水和海水的腐蚀，其处理措施详见地质 灾害危险性评估报告。 -25 - 第五章工程设想 5.1全厂总体规划及厂区总平面布置 5.1.1电厂总体规划
厂址是不可多得的资源，根据可研阶段选定的 2个厂址均具备建设 4×1000MW级 燃煤发电机组的条件，均有再扩建的条件，因此厂址总体规划遵循近期为主、远近结合、 协调发展的原则，统筹规划，分期建设。本期建设 2×1000MW超超临界燃煤机组，同 步建设烟气脱硫、脱硝设施，公用设施按照 4×1000MW级统一规划，土建一次建设， 设备分期安装。 1）电厂总体规划原则
a、执行基本国策，节约和合理利用土地资源； b、符合当地土地利用规划要求； c、与城市(镇)总体规划相协调； d、以厂区为中心，厂内外工艺流程合理，尽量缩短各种管线； e、处理好厂内外道路、码头、管线的连接； f、处理好厂内与厂外、生产与生活、生产与施工之间的关系； g、合理利用自然地形、地质条件，实现土石方量平衡； h、方便施工，有利扩建。
海岬山厂址西侧是陆丰甲湖湾能源基地生活区、陆丰宝丽华风电场及其办公区，在 厂址东北面的海岬山山脚是规划的陆丰湖东港口作业区，除此之外，拟用厂址场地及附 近无其它工业、民用设施, 仍处在待开发的自然状态,，无任何拆迁。根据可行性研究报 告审查意见，海岬山厂址做了 2个厂址总体规划方案。 a、海岬山厂址总体规划图(方案一) 本方案为码头方案一
A(码头推荐方案)对应厂区总平面规划布置方案一进行厂址 总体规划，其主要特点是电厂由东北向西南扩建，详见图 F3071T-A02-Z03。 电厂主厂区：位于海岬山西南的岸滩上，南面面海，陆域标高在 0～10.2m，海域 标高在 0～-6.6m(当地理论海平面基准线)，厂址地块较为开阔平坦。电厂一期工程建设 2×1000MW级燃煤机组，公用设施按
4×1000MW级燃煤机组规划，电厂固定端朝东北， 由东北向西南扩建。 -26 - 码头及航道：本工程燃煤及大（重）件设备运输采用海上运输，电厂专用码头及港 池位于电厂一期工程主厂区的南侧，码头前沿线距离电厂护岸 100m，入港航道向南偏 西接入外海航道。电厂拟建 1个 10万 DWT级运煤专用码头泊位，码头结构按 15万 DWT级预留，一个
3000t级大件运输码头。防浪堤为单环抱式，防浪堤从海岬山尖咀 引出，向西南伸出 2509.6m，对码头(港池)和电厂厂区形成掩护。 电气出线及走廊规划：电厂规划暂以 500kV一级电压接入系统，本期工程建设 2 回 500kV线路接入规划建设的 500千伏城西开关站，电气出线从厂区的西北部接出，出 线走廊规划在厂区的西北部。城西开关站位于厂址西面约 247km处，出线长度约为
2×247km，采用 6×630mm2耐热型导线。 水源：电厂施工用水接自陆丰甲湖湾能源基地生活区，能源基地生活用水由陆丰市 龙潭灌区龙潭水库和巷口水库供给，两水库水量通过输水干渠向南部输水，进入其结瓜 水库－尖山水库，电厂从尖山水库取水，输水管线长度约 20.30km，能源基地生活区淡 水供应不属于本项目范围；电厂生活用水及电厂工业用水均采用海水淡化，海水淡化设
施规划布置在电厂厂区内。 循环冷却水系统：电厂采用直流供水系统，循环冷却水为海水。采用明渠取水和排 水，取水口位于厂区的东南角的码头港池内，排水口位于东面海岬山的入海处、防浪堤 外。 进厂道路规划：主进厂道路由厂区接至沿海公路厂址段，是人流主要进出口通道， 路宽为 12m混凝土道路，长度为 237.70m。次进厂道路，由厂区连接港湖公路，是灰渣 运输和后期施工的出入口，路宽为
9m混凝土道路，长度为 948.10m。 厂址竖向及防排洪(防浪)规划：厂址东北高西南低，周边标高在 6.0m~11.0m之间， 南面面临南海，厂址二百年一遇设计高潮位为 2.95m.。考虑与周边地区的衔接及充分利 用码头港池疏浚砂石填海的土石方平衡的等因素，电厂厂区场地地坪标高初定为 4.50m， 有利于排水通畅与防洪排涝。另外，电厂主厂区的东、北面规划了 2道防排洪屏障，在
沿海公路的东北侧(循环冷却水排水明渠外侧)设排洪沟，作为厂址北面和东面防排洪的 第 1道屏障，在主厂区的北侧和东侧有循环冷却水取水和排水明渠，可作为第 2道屏障。 电厂主厂区的南面也规划了 2道防浪屏障，第 1道防浪屏障是码头东防浪堤，第 2道防 浪屏障是厂区护岸。 -27 - 灰场规划：本工程根据现有规定只需建设事故灰场，事故灰场按贮存年限 1年左右
征地和建设，位于电厂固定端东面的滩涂上。事故灰场占地面积为 18.64hm2，可形成库 容为 90.3万 m3的灰场，可以满足 2×1000MW机组贮存灰渣和脱硫石膏 1年的要求。 施工场地：施工区及施工单位生活区初步考虑布置在厂区扩建端，一期工程的西南 侧，该用地是二期工程 3、4号机组的规划用地，施工场地采用租地，面积为 22.16hm2。 电厂生活区：规划布置在厂区西面
1300m的陆丰甲湖湾能源基地生活区内。 厂址条件一览表详见表 5.1-1 表 事故灰场土石方工程量 填方万 m3 20.00 取、排水明渠土石方工 程量 挖方万 m3 41.50 填方万 m3 0.00 填方万 m3 47.80 b、海岬山厂址总体规划图(方案二) 本方案为码头方案二对应厂区总平面规划布置方案二进行厂址总体规划，其主要 特点是电厂由西南向东北扩建，详见图
F3071K-A02-Z04。 电厂主厂区：位于海岬山西南的岸滩上，南面面海，陆域标高在 0～10.4m，海域 标高在 0～-8.2m(当地理论海平面基准线)，厂址地块较为开阔平坦。一期工程建设 2×1000MW级燃煤机组，公用设施按 4×1000MW级燃煤机组规划，电厂固定端朝西南， 由西南向东北扩建。 码头及航道：本工程燃煤运输采用海上运输，电厂专用码头及港池位于电厂一期工
程主厂区的南侧，码头前沿线距离电厂护岸 100m，入港航道向南偏西接入外海航道。 电厂拟建 1个 10万 DWT级运煤专用码头泊位，码头结构按 15万 DWT级预留，一个 3000t级大件运输码头。防浪堤为双环抱式，东防浪堤从海岬山尖咀引出，向西南伸出 2509.6m，西东防浪堤从厂区西南角取水明渠接出，向东南伸出 384.63m，对码头(港池) 和电厂厂区形成掩护。
电气出线及走廊规划：电厂规划暂以 500kV一级电压接入系统，本期工程建设 2 -29 - 回 500kV线路接入规划建设的 500千伏城西开关站，电气出线从厂区的西北部接出，出 线走廊规划在厂区的西北部。城西开关站位于厂址西面约 247km处，出线长度约为 2×247km，采用 6×630mm2耐热型导线。 淡水水源：电厂施工用水由能源基地生活区供应，能源基地生活区淡水水源由陆丰
市龙潭灌区龙潭水库和巷口水库供给，两水库水量通过输水干渠向南部输水，进入其结 瓜水库－尖山水库，电厂从尖山水库取水，输水管线长度约 21.30km，该管线不属于电 厂建设范围；电厂生活及电厂工业用水均采用海水淡化，海水淡化设施规划布置在电厂 厂区内。 循环冷却水系统：电厂采用直流供水系统，循环冷却水为海水。采用明渠取水和排
水，取水口位于厂区的西南角的码头港池内，排水口位于东面海岬山的入海处、防浪堤 外。 进厂道路规划：主进厂道路由厂区接至沿海公路厂址段，是人流主要进出口通道， 路宽为 12m混凝土道路，长度为 180.00m(其中有桥梁 50m)。次进厂道路，由厂区连接 港湖公路，是灰渣运输和后期施工的出入口，路宽为 9m混凝土道路，长度为 1250.00m。
厂址竖向及防排洪(防浪)规划：厂址东北高西南低，周边标高在 6.0m~11.0m之间， 南面面临南海，厂址二百年一遇设计高潮位为 2.95m.。考虑与周边地区的衔接及充分利 用码头港池疏浚砂石填海的土石方平衡的等因素，电厂厂区场地地坪标高初定为 4.50m， 有利于排水通畅与防洪排涝。另外，电厂主厂区的东、北面规划了 2道防排洪屏障，在
沿海公路的东北侧(循环冷却水排水明渠外侧)设排洪沟，作为厂址北面和东面防排洪的 第 1道屏障，在主厂区的北侧和东侧有循环冷却水取水和排水明渠，可作为第 2道屏障。 电厂主厂区的南面也规划了 2道防浪屏障，第 1道防浪屏障是码头东防浪堤，第 2道防 浪屏障是厂区护岸。 灰场规划：本工程根据现有规定只需建设事故灰场，事故灰场按贮存年限 1年左右
征地和建设，位于电厂扩建端东面的滩涂上。事故灰场占地面积为 37.06hm2，可形成库 容为 90.3万 m3的灰场，可以满足 2×1000MW机组贮存灰渣和脱硫石膏 1年的要求。 施工场地：施工区及施工单位生活区初步考虑布置在厂区扩建端，一期工程的西南 侧，该用地是二期工程 3、4号机组的规划用地，施工场地采用租地，面积为 22.76hm2。 电厂生活区：规划布置在厂区西面
300m的陆丰甲湖湾能源基地生活区内。 -30 - 厂址条件一览表详见表 5.1-2 表 5.1-2海岬山厂址总体规划图(方案二)厂址条件一览表 序 号 名称 电厂总用地面积 一期工程厂区用地面积(征地) 施工区用地面积(租地) 取、排水明渠用地面积(征地) 事故灰场用地面积(征地) 厂外道路用地面积(征地) 1 其 中 码头、防浪堤、港池及航道面积 (海域) 2 主进厂道路线长度(宽
12m) 3 次进厂道路长度(宽 9m) 4 桥梁(宽 16m) 5 排洪沟 挖方 土石方工程量 填方 挖方 厂区土石方工程量 填方 3) 海岬山厂址总体规划图方案比较 海岬山厂址总体规划图(方案一)在电厂用地、土石方工程量、防浪堤、施工及生活 区用水管线、桥梁等方面都优于海岬山厂址总体规划图(方案二)，其中电厂总用地少了 19.03hm2，土石方工程量少了 46.20万
m3（填方不足部分由港池开挖余方补充，暂不计 列），防浪堤长度短了 384.63m，桥梁短了 50m。同时，在电厂的施工工期、海域使用、 岸线使用等方面的条件海岬山厂址总体规划图(方案一)都具有优势，所以，总体规划推 荐采用海岬山厂址总体规划图(方案一)。 5.1.2厂区总平面布置 1）总平面布置原则 a、工艺流程合理，交通运输方便；
b、根据电厂运煤专用码头的布置及航道走向、厂址的自然地形地貌等，进行合理 布局，确定厂区固定端朝向，合理规划厂区总平面布置格局； c、处理好厂内与厂外、生产与生活、生产与施工的关系； d、公用设施按 4×1000MW级规模统一规划，分期建设，公用设施要尽量合并，如 生活设施、办公设施、供水及废水处理等设施都要统一考虑，减少重复建设的辅助建构 筑物等；
e、根据厂址地形及本工程的特点，合理确定厂区竖向布置形式，尽量减小场地平 整土石方量； f、方便施工，有利扩建 g、节约用地，工程造价低，运行费用少，经济效益高。 2) 海岬山厂址 a、厂区总平面规划布置图(方案一) 厂区总平面采用三列式布置的格局形式，与北向偏了 45°，从西北至东南依次为配 电装置—主厂房区—煤场，其他辅助车间布置在主厂房的固定端。
主厂房区：主厂房采用机务专业推荐的顺煤仓布置形式，本期机组固定端朝东北， 往西南扩建。主厂房 A排柱至烟囱由西北向东南布置了汽机房、除氧间、煤仓间、锅炉、 脱硝装置、送风机支架、电除尘器、引风机室、烟道、脱硫塔、烟囱等；A排柱外布置 了主变压器、启动/备用变压器、厂用变压器、变压器事故油池、循环水进排水管等。集 -32 - 控楼布置在 2炉之间，本期考虑 2机一控。
输煤系统：煤场采用圆形封闭煤场，布置在厂区的东南部，靠近电厂运煤专用码头， T1、T2、T3、T4、转运站布置在一条直线上，上煤路径短捷。 升压站：本期机组采用 500kVGIS配电装置，布置在汽机房 A排外；变压器与配电 装置之间采用架空进线方式。 循环冷却水系统：机组循环冷却水采用一次循环，采用明渠取、排水，取水明渠从 电厂的东南港池取水，沿厂区东北边沿往北转西接到
500kVGIS配电装置西北侧，循环 水泵房布置在取水明渠东南侧，循环水进水管道从这里接到主厂房，循环水排水管道从 主厂房出来后接入取水明渠西北侧的排水明渠，排水明渠往东北转东接入大海。取水明 渠长度约 1080m，排水明渠长度约 2050m。 除灰(渣)系统：除灰采用干出灰系统，干灰库、气化风机房设在圆形封闭煤场的西
北侧；除渣系统采用机械排渣，渣仓布置在锅炉侧；电厂灰(渣)可采用汽车外运到电厂 专用贮灰场或进行综合利用。 辅助生厂区：辅助生厂区主要布置在厂区固定端，由西北向东南布置了运行维护楼、 水务中心、污水站、制氢站、启动锅炉房、检修楼、氨站、材料库；在主厂房区与煤场 间布置了石膏脱水楼、脱硫废水处理站、油库区、灰库等。其中部分公用设施按
4×1000MW级机组统一考虑，就近预留扩建场地、分期建设。 办公楼、食堂、值班宿舍、消防车库设在厂区主入口西面约 1300m的陆丰甲湖湾能 源基地生活区，港监楼设在厂区南部码头附近。 电厂出入口：厂区设 2个出入口，一个为主入口，位于厂区西北角，主要用于人流 进出，该出入口为临时出入口将随着电厂的扩建一路西迁；另一个次入口，位于厂区东 南角，主要用于运灰渣进出。
土石方工程量：厂址二百年一遇设计高潮位为 2.95m，厂区场地标高暂定为 4.50m， 建筑物室内外高差基本为 0.30m。厂区及施工区土石方工程量挖方约 23.00万 m3，填方 约 142.50万 m3，考虑到电厂建筑的基槽余土挖方约 18万 m3，取、排水明渠挖方约 41.50 万 m3，消纳码头港池和航道疏浚挖方 90万 m3。
厂区道路：厂区道路把电厂各功能区域分开，在厂区设人流的绿化景观通道和灰 渣运输通道，做到人货基本分流，互不干扰，路面宽度及坡度须符合规范要求。厂区主 -33 - 干道宽为 12m、9m、7m，厂区次要道路宽为 4m，各主要生产车间四周设有环形通道， 方便运行人员检修巡视和消防车通行，道路转弯半径大部分为 12m。 厂区管线布置：厂区管线布置力求顺畅、短捷，减少交叉，小管让大管，压力管让
自流管。管线沿道路两侧布置，部分采用架空综合管廊，节约用地。靠近架空综合管廊 的压力管线、电缆尽量上管架，循环水进、排水管采用直埋；气力除灰管道、油管、化 水管采用架空或沟内敷设。 厂区绿化：绿化是改善生活、生产、生态环境的重要措施，结合电厂和亚热带地区 的特点进行厂区绿化规划布置，选种适宜亚热带地区生长的、具有抗污染、吸收有害气
体、防尘和杀菌性能的树种以及观赏性植物或果树，因地制宜，以点带面，突出重点， 按功能分区绿化，将不同功能的建筑群体分隔成若干小区，厂区绿化率控制在 20%。在 主厂房区的西南侧、主厂房 A排外、煤场的南面规划了绿化景观通道。 厂区技术经济指标：厂区总平面规划布置图(方案一)的各项指标详见表 5.1-4。 表 5.1-4厂区技术经济指标表 序号项目单位数量备注 厂区范围用地面积 hm2
31.58 1 陆地面积 hm2 14.52 其中 海域面积 hm2 17.06 2 本工程围墙内用地面积 hm2 29.35 % 20 17综合管廊 m 980 b、厂区总平面规划布置图(方案二) 厂区总平面采用三列式布置的格局形式，与北向偏了 45°，从西北至东南依次为配 电装置 —主厂房区 —煤场，其他辅助车间布置在主厂房的固定端。详见附图
(F3071K-A02-Z07)厂区总平面规划布置图(方案二)。 主厂房区：主厂房采用机务推荐的顺煤仓布置形式，本期机组固定端朝西南，往东 北扩建。主厂房 A排柱至烟囱由西北向东南布置了汽机房、除氧间、煤仓间、锅炉、脱 硝装置、送风机支架、电除尘器、引风机室、烟道、脱硫塔、烟囱等；A排柱外布置了 主变压器、启动/备用变压器厂用变压器、变压器事故油池、循环水进排水管等。集控楼 布置在
2炉之间，本期考虑 2机一控。 输煤系统：煤场采用圆形封闭煤场，布置在厂区的西南部，靠近电厂运煤专用码头， T0、T1、T2、T3、T4、转运站布置在一条直线上，上煤路径短捷。 升压站：本期机组采用 500kV GIS配电装置，布置在汽机房 A排外；变压器与配 电装置之间采用架空进线方式。 循环冷却水系统：机组循环冷却水采用一次循环，采用明渠取、排水，取水明渠从
电厂的西南港池取水，沿厂区西南边沿往北转东接到 500kVGIS配电装置西北侧，循环 水泵房布置在取水明渠东南侧，循环水进水管道从这里接到主厂房，循环水排水管道从 主厂房出来后接入取水明渠西北侧的排水明渠，排水明渠往东北转东接入大海。循环水 系统这样布置循环水管道最短、厂用电最省。取、排水明渠从西南往北转东围绕厂区布 置，既掩护了厂区，同时电厂的景观也较好。取水明渠长度约
1080m，排水明渠长度约 -35 - 2550m。 除灰(渣)系统：除灰采用干出灰系统，干灰库、气化风机房设在圆形封闭煤场的北 侧；除渣系统采用机械排渣，渣仓布置在锅炉侧；电厂灰(渣)可采用汽车外运到电厂专 用贮灰场或进行综合利用。 辅助生厂区：辅助生厂区主要布置在厂区固定端，由西北向东南布置了淡水供应站、 海水淡化站、锅炉补给水处理间、检修楼、污水站、制氢站、氨站、材料库、输煤集控
楼；在主厂房区与煤场间布置了石膏脱水楼、启动锅炉房、油库区、灰库等。其中部分 公用设施按 4×1000MW级机组统一考虑，就近预留扩建场地、分期建设。 办公楼、食堂、值班宿舍、消防车库设在厂区主入口西面约 200m的陆丰甲湖湾能 源基地生活区，港监楼设在厂区南部码头附近。 电厂出入口：厂区设 2个出入口，一个为主入口，位于厂区西北角，主要用于人流
进出；另一个次入口，位于厂区东北角，主要用于运灰渣进出。 厂区道路：厂区道路把电厂各功能区域分开，在厂区设人流的绿化景观通道和灰渣 运输通道，做到人货基本分流，互不干扰，路面宽度及坡度须符合规范要求。厂区主干 道宽为 12m、9m、7m，厂区次要道路宽为 4m，各主要生产车间四周设有环形通道，方 便运行人员检修巡视和消防车通行，道路转弯半径大部分为 12m。
土石方工程量：厂区竖向布置采用平坡式布置，根据厂区二百年一遇设计高潮位为 2.95m，厂区场地标高暂定为 4.5m，建筑物室内外高差基本为 0.30m。厂区及施工区土 石方工程量挖方约 47.20 m3，填方约 274.50万 m3，基槽余土约 18万 m3，厂区土石方 挖、填不平衡，但厂区能消纳码头港池和航道挖方 200万 m3，减少码头港池和航道外 抛余方的工程量。
厂区管线布置：厂区管线布置力求顺畅、短捷，减少交叉，小管让大管，压力管让 自流管。管线沿道路两侧布置，部分采用架空综合管廊，节约用地。靠近架空综合管廊 的压力管线、电缆尽量上管架，循环水进、排水管采用直埋；气力除灰管道、油管、化 水管采用架空或沟内敷设；大量电缆在沟内敷设，部分直埋或架空。 厂区绿化：绿化是改善生活、生产、生态环境的重要措施，结合电厂和亚热带地区
的特点进行厂区绿化规划布置，选种适宜亚热带地区生长的、具有抗污染、吸收有害气 体、防尘和杀菌性能的树种以及观赏性植物或果树，因地制宜，以点带面，突出重点， -36 - 按功能分区绿化，将不同功能的建筑群体分隔成若干小区，厂区绿化率控制在 20%。在 主厂房区的西南侧、主厂房 A排外、煤场的南面规划了绿化景观通道。 厂区技术经济指标：厂区总平面规划布置图(方案二)各项指标详见表
5.1-5。 表 5.1-5厂区技术经济指标表 序号项目单位数量备注 厂区范围用地面积 hm2 30.91 1 厂区总平面规划，以达到投资省、运 行及施工方便的目的。 本方案各功能分区明确，有利于施工 和扩建。主厂房主立面面对对外联系 的港湖公路，电厂景观较好。 基本同方案一，只是固定端与扩建方 向与方案一相反。 2 厂区用地 厂区范围内用地 31.58hm2，厂址场地
平坦开阔，厂区用地基本是林地和近 岸海域，陆域和海域的面积相差不大， 是当地规划的独立工矿区，没有基本 农田和拆迁。 厂区围墙内用地面积基本同方案一， 厂区用地基本是林地和近岸海域（海 域较多），是当地规划的独立工矿区， 没有基本农田和拆迁。 3 主厂房区 主厂房 A排朝西北，固定端朝东北， 向西南扩建。主厂房采光、通风条件 较好，有利扩建，煤仓间采用顺煤仓
布置。汽机房坐落在地基较好的场地 上。 主厂房 A排朝西北，固定端朝西南， 向东北扩建。其它基本同方案一。 4 升压站 500kV配电装置采用 GIS屋内式布 置，布置在主厂房 A排外的西北面， 节约用地，出线方便。 基本同方案一。 5 输煤系统 煤场采用封闭圆形贮煤场，靠近煤码 头，对厂区的影响较小，输煤距离短 捷顺畅。贮煤场处于厂区较小风频上 风向，对厂区影响较小。 基本同方案一。
6 循环冷却系统 电厂机组冷却水采用一次循环冷却系 统。从港池取水，采用明渠取、排水， 排水明渠较短，循环水泵房布置在主 排水明渠较长，取水明渠长度约 1080m，排水明渠长度约 2550m。投 资比方案一高约 2400万元。其它基本 -38 - 序号比较项目方案一方案二 厂房 A排柱外，这样循环水管道最短、 厂用电最省，电厂的景观也较好，同 时对厂区形成保护。取水明渠长度约
1080m，排水明渠长度约 2050m。 同方案一。 7 除灰(渣)系统 灰库设在煤场的北侧，灰(渣)输送距 离适中，远离电厂人流密集区域，靠 近灰渣运输通道，灰渣外运方便。 基本同方案一。 8 脱硫系统 采用石灰石湿法脱硫，脱硫岛区位于 烟道和烟囱附近，工艺流程合理。脱 水楼位于脱硫岛区东侧，靠近灰渣运 输通道，石膏外运方便。 基本同方案一。 9 厂内道路
各功能分区都有环行道路，在厂区设 人流的绿化景观通道和灰渣运输通 道，做到人货基本分流，互不干扰。 基本同方案一。 10 厂区及施工区土 石方工程量 挖方(实方)为 23.00万 m3，填方为 142.50万 m3。除消纳部分厂外工程开 挖的余方外，还可消纳港池和航道开 挖余方约 90.00万 m3，减少港池和航 道开挖余方的外抛压力。 挖方(实方)为 47.20万 m3，填方为
274.50万 m3。除消纳部分厂外工程开 挖的余方外，还可消纳港池和航道开 挖余方约 200.00万 m3，减少港池和 航道开挖余方的外抛压力。 11 码头 防波堤为单环抱布置，防波堤长度为 2509.62m，疏浚工程量为 679万 m3， 炸礁工程量 17.43万 m3。 防波堤为双环抱布置，防波堤长度为 2894.25m，疏浚工程量为 622万 m3， 炸礁工程量 9.62万
m3。码头投资比 方案一高了约 3500万元。 12 施工条件 施工场地位于一期工程的扩建端，3、 4号机组的场地上，占地 22.16hm2， 施工条件较好。由于厂区用地的陆地 施工场地位于一期工程的扩建端，3、 4号机组的场地上，占地 22.76hm2， 施工条件较好。 -39 - 序号比较项目方案一方案二 面积较大，关键路经建(构)筑物的施 工场地都在陆地上，受海潮和海浪的
影响较小，项目立项后可以马上施工。 施工用水、用电：施工用水、用电从 陆丰甲湖湾能源基地生活区引接，施 工用水、用电较为方便。 由于厂区用地的海域面积较大，关键 路经建(构)筑物的用地有部分在海 域，受海潮和海浪的影响较大，所以 电厂的施工周期较方案一长。 其他基本同方案一。 通过上表的比较，厂区总平面规划布置图(方案一)在下列几个方面比方案二更具有 优势：
方案一的取、排水明渠可分期建设，投资比方案二低约 2400万元； 方案一电厂厂区距离厂址西侧的陆丰甲湖湾能源基地生活区及风电场的最东面的 风机较远，本期工程对陆丰甲湖湾能源基地生活区、陆丰甲湖湾风电场的影响较小； 方案一码头的投资比方案二低了约 3500万元，比方案二更符合海洋和岸线使用要 求； 方案一电厂的施工周期比方案二短。
方案一在上述几个方面条件都明显优于方案二，目前阶段本专业推荐方案一为优选 方案。 5.2装机方案 5.2.1机组选型原则 改革开放以来，广东社会经济快速、稳定发展，电力需求也同步快速增长，电力市 场迅速扩大，用电需求缺口很大。但因为广东省火电机组本身的结构不合理, 严重影响 广东电网的整体经济效益和社会效益，故降低机组供电煤耗和改善环境条件势在必行。
并且广东煤炭运输距离远，环境容量有限，需要建设技术先进、高效、节能、环保的大 型电厂。 提高参数能提高机组热效率，相当于降低单位发电量的煤耗和污染物排放。参数越 高，容量越大，单位造价越低，因此本工程拟选用超超临界参数大容量机组。 -40 - 我国三大动力设备制造集团对发展超超临界参数机组做了长期大量的技术储备工
作，包括技术引进、人员培训及超临界技术开发、科研攻关等。另外近年来各制造厂都 引进了大量先进加工设备, 包括数控机床等，大大提高了加工制造能力。目前国内三大 主机厂已有多台超超临界参数机组的成功运行业绩。因此，建议本工程主机采用国产机 组。 根据上述要求，拟定本工程机组选型的原则如下： 1) 主机采用引进技术制造的国产超超临界大容量火电机组； 2)
辅助设备选用技术先进，具有高可靠性和可用率的产品； 3) 机组发电净功率要大，发电净热耗要低，具有良好的热经济性； 4) 机组的调峰性能好； 5) 交货及时，安装方便，有利于缩短建设工期； 6) 供货商信誉好，价格合理、售后服务优良。 5.2.2机组选型 经国内三大主机厂论证，当前的 1000MW超超临界主机略经调整即可用于高效超 超临界一次再热机组主机，其本体结构和性能基本不变。
5.2.2.1机组参数的选择 1)锅炉 主蒸汽压力：提高主蒸汽压力锅炉设计的应对策略主要是提升壁厚适当增大规格， 技术上基本没有困难。对材料本身也没有特殊需求，可以沿用常规方案的材料。目前东 锅执行中压力最高的项目为万州、寿光、罗源湾等项目，锅炉过热器出口压力 29.4MPa， 很快将设计建造完成。 主蒸汽温度：对于目前汽温 600℃参数的超(超)临界锅炉而言，常规材料的运用刚
好可以满足需求，并且接近材料的使用界限。尤其对于 T92和 P92而言，600℃左右的 温度已经是其许用应力快速下降的区间。主蒸汽温度提升 5℃增加的材料用量比压力增 加 1MPa多出一倍以上，且随着温度上升，每提升 1℃导致的壁厚增加都比前 1℃要更 多，兼顾流通内径后，会使得受热面规格整体放大，材料用量大大增加。同时，由于常 规机组的集箱规格已经较大(如过热器集箱壁厚就达到了
147mm)，再进一步增加规格势 必造成制造、加工的难度和运行风险。故提升过热器汽温虽然可行，但技术难度和风险 -41 - 均较大，并且成本上升的幅度远高于提升压力造成的成本上升。因此，600℃参数水平 的机组在现有的材料体系下，不建议采用提升过热汽温的方式来提高机组效率。 再热蒸汽温度：如再热器出口汽温由常规的 603℃提高到 623℃，高再出口集箱、
管道、受热面的壁温有较大提升，接近部分材料的许用温度。因此材料的安全性是首先 需要解决的问题。再热器出口蒸汽温度采用 623℃参数的项目目前国内还没有运行业绩， 但相关厂家已经针对再热器蒸汽温度提高做了相关研究，确定 623℃是可行的。各锅炉 厂的控制策略主要有：调整主蒸汽和再热蒸汽吸热比例、增加再热器系统换热面积和加 大材料壁厚、减少烟气偏差。 2)汽轮机
根据目前的技术发展现状，过热器出口压力最高可达到 29.4MPa(国内有加工制造经 验)，过热器出口温度最高可达到 603℃(有国内运行经验)，再热器出口温度最高可达到 623℃(国内有加工制造经验)。本阶段综合考虑选取参数 28MPa/600/620℃。 5.2.2.2回热级数 考虑到，如采用增设 1级高加的 9级回热方案，将导致设备初投资较多，且导致锅
炉排烟温度高，降低锅炉效率，因此暂推荐高效超超临界一次再热机组采用增加 1级低 加的九级回热系统。 5.2.2.3关于一次再热和二次再热 与传统的一次再热循环比较，二次再热有如下主要三个优点： a)降低低压缸的排汽湿度，减少末级叶片的腐蚀。 b)降低再热器的温升。一次再热循环的温升为 280℃左右，而二次再热通常在每个 再热器中的温升为 200℃左右，这使得锅炉出口蒸汽温度更加均匀。
c)降低了高压缸的焓降。在二次再热循环中，通常高压缸的焓降在 300kJ/kg，而 一次再热循环的焓降通常要在 400kJ/kg。因此，二次再热循环使得高压缸更短，刚性更 好，提高了转子的稳定性。 根据三菱公司提供的资料：二次再热与一次再热相比，其热效率一般提高 1.3%~1.5%。而机组的造价却要高10~15％。机组的投资一般约占电厂总投资的40~45％
左右，经折算电厂投资约要提高4~6.8％。由此可见，二次再热所带来的总体经济性并不 十分明显。同时，由于采用了二次再热，还对锅炉的受热面布置以及再热汽温的控制提 -42 - 出了新的要求。当既要满足一次再热汽温，又要满足二次再热汽温时，调温手段较为复 杂。此外，二次再热循环系统复杂，压力损失也增加了。 故采用二次再热的超超临界机组，除了早期美国的三台机组、日本川越两台(1989 年)
和丹麦外，日本及欧洲均趋向于采用一次再热。 由此从电厂投资以及热经济性角度考虑，本工程采用一次中间再热更为合适。 5.2.2.4锅炉选择 由于本工程地处沿海地区，风荷载较大，以采用全悬吊结构Π型煤粉锅炉为宜，具 体炉型可在设备招标时根据经济技术比较确定。 5.2.2.5大容量汽轮发电机组的布置型式(单轴和双轴) 近年来，随着末级长叶片的迅速发展以及低压缸排汽面积的增大，使得在常规背压 下
1000MW容量的汽轮机可以做到四缸四排汽，因此就为该等级的汽轮机组实现单轴 布置提供了条件。国内已经确定的百万机组项目均为单轴全速布置。 因此，在本工程机组推荐采用单轴全速布置。 5.2.2.6发电机 与锅炉、汽轮机相比，发电机的技术比较成熟。各大制造厂大致都认为按现有技术 条件，对于1000MW全速汽轮发电机的设计、制造等方面不会存在很大的困难。除了少
数关键技术，一般均能实现国产化。原来认为运输条件是制约发电机容量大型化的一个 阻碍，但从目前情况来看，各制造厂均有一套完整的运输方案。 对于百万等级单轴全速汽轮发电机一般需要24~27kV电压。上电、哈电及东电均引 进并消化了该电压等级的绝缘系统，技术上是成熟的并已经应用到实际工程中。从发电 机大容量的要求以及长远发展的角度来看，电压等级以选择26~27kV为佳。对于额定电
压26~27kV来说，防晕体系将采用一次成型防晕或者涂刷型防晕，关键绝缘材料将采用 进口。 发电机冷却方式采用目前国际上较为普遍的“水氢氢”方式，即定子绕组水冷、定子 铁芯、转子绕组氢内冷。 励磁系统为自并励静止可控硅励磁或旋转励磁系统。 5.2.3推荐意见 根据上述几个方面的论证分析，推荐本工程 2×1000MW机组采用高效超超临界一 -43 - 次再热机组，装机方案如下： 主机参数：
28MPa/600/620℃参数 热力系统：采用增加 1级低加的九级回热系统。 锅炉：采用一次再热、单炉膛、平衡通风、固态排渣、全悬吊钢结构直流锅炉。 汽轮机：采用单轴四缸四排汽全速汽轮机。 发电机：采用水氢氢冷自并励磁发电机。 5.3主机技术条件 主要技术规范如下： 5.3.1锅炉 炉型：超超临界变压运行直流炉、一次再热、采用前后墙对冲或切圆燃烧方式、烟
气挡板调节再热汽温、平衡通风、固态排渣、全钢结构、全悬吊结构 短路比：0.53 额定电压：27kV 额定氢压：0.52MPa(g) -45 - 保证效率：99% 冷却方式：水－氢－氢 励磁方式：自并励静止励磁 定子净重：409t 5.4热力系统 5.4.1 系统说明 1) 主蒸汽、再热蒸汽 主蒸汽及高、低温再热蒸汽系统采用单元制系统。主蒸汽管道从过热器出口联箱的
两侧引出，两路主蒸汽管道平行接到汽轮机机头前的主汽门，在靠近主汽门的两路管道 上设压力平衡连通管。高温再热蒸汽管道从再热器的出口联箱的两侧引出，两路蒸汽管 道分别接入中压缸左右侧的中压联合汽门，在靠近中压联合汽门的两路管道上设压力平 衡连通管。低温再热蒸汽管道从高压缸的两个排汽口引出，在机头处汇成一根总管，到 锅炉前再分成两根支管分别接入再热器入口联箱。这样既可以减少由于锅炉两侧热偏差
和管道布置差异所引起的蒸汽温度和压力的偏差，有利于机组的安全运行，同时还可以 选择合适的管道规格，节省管道投资。 再热器的进、出口管道上设置水压试验隔离装置，锅炉侧管系可隔离做水压试验。 主蒸汽管道上不装设流量测量装置，主蒸汽流量根据汽轮机调速级后的蒸汽压力计 算。 给水泵汽轮机备用汽源采用低温再热蒸汽，在进入高压进汽阀之前，设有电动隔离 阀，在正常运行时处于开启状态，使管道处于热备用。
低温再热蒸汽系统除供给 2号高压加热器加热用汽之外，还为辅助蒸汽系统提供汽 源。 在高压缸排汽总管的端头有蒸汽冲洗接口，以供在管道安装完毕后进行冲洗，在管 道冲洗完成后用堵头堵死。 主蒸汽管道，高、低温再热蒸汽管道均考虑有适当的疏水点和相应的动力操作的疏 水阀(在低温再热蒸汽管道上还设有疏水罐)以保证机组在启动暖管和低负荷或故障条件 下能及时疏尽管道中的冷凝水，防止汽轮机进水事故的发生。
-46 - 2) 汽机旁路系统 为了协调机炉运行，改善整机启动条件及机组不同运行工况下带负荷的特性，适应 快速升降负荷，增强机组的灵活性，每台机组设置一套汽轮机旁路系统。系统的设计按 以下功能考虑： a)调节工况：在各种启动工况下，使蒸汽温度和金属温度相匹配，缩短启动时间； 满足汽机冲转启动方式要求。 b)安全保护：跳机时快开功能；机组滑压运行时，旁路系统配合汽轮机实行压力
跟踪；防止机组启动时锅炉及管道中固态颗粒对汽轮机调速汽门、喷嘴及叶片的侵蚀的 功能。 c)回收工质：在机组启动、停运、事故甩负荷、停机不停炉等工况中，可以通过 旁路系统回收工质，减少汽水损失。 d)保护再热器。 旁路型式与汽机的启动方式有关。如采用高压缸启动，可选用一级大旁路等系统简 单的旁路系统；如采用高中压缸联合启动必须配高、低压二级串联旁路系统。
根据上述旁路功能要求及汽轮机启动方式和旁路型式要求，机组的旁路暂按 35%BMCR容量的高、低压二级串联旁路系统设置。 汽机的高压旁路每台机组安装一套，从汽机入口前主蒸汽联络管接出，经减压、减 温后接至再热(冷段) 蒸汽管道，高压旁路的减温水取自给水泵出口的高压给水系统。低 压旁路每台机组安装二套，从汽机中压缸入口前高温再热蒸汽两根支管分别接出，经减
压、减温后接入凝汽器。减温水取自凝结水精处理装置出口的凝结水系统。高、低压旁 路包括蒸汽控制阀、减温水控制阀、关断阀和控制装置。系统设置中已考虑了旁路阀的 预热，保证高、低压旁路蒸汽管道在机组运行时始终处于热备用状态。 3) 抽汽系统 机组采用 9级非调整抽汽(包括高压缸排汽) 。一、二、三级抽汽分别供给高压加热
器；四级抽汽供汽至除氧器、锅炉给水泵汽轮机、引风机汽轮机和辅助蒸汽系统等；五 级～九级抽汽分别供给#5～#9低压加热器用汽。 为防止汽机超速，除了最后两级抽汽管道外，其余的抽汽管上均装设强制关闭自动 逆止阀(气动控制) 。四级抽汽管道去除氧器，一旦机组汽轮机突然甩负荷或停机时，抽 -47 - 汽压力突降，给水箱中的饱和水快速汽化，产生大量蒸汽倒流入抽汽管内，造成汽轮机
超速的危险性最大，因此设有双重气动逆止阀。其他凡是从抽汽系统接出至其它系统的 管道都装有逆止阀。抽汽逆止阀的位置尽可能的靠近汽轮机的抽汽口，以便当汽轮机跳 闸时，可以尽量降低抽汽系统能量的贮存。同时该抽汽逆止阀亦作为防止汽轮机进水的 二级保护。 汽机的各级抽汽，除了最后三级抽汽外，均装设具有快关功能的电动隔离阀作为汽
轮机防进水的一级保护。在各抽汽管道低位管段的顶部和底部分别装有热电偶，作为防 进水保护的预报警，便于运行人员预先判断事故的可能性。 四级抽汽去除氧器管道上除设有上述双重逆止阀外，在除氧器进口处还安装一个电 动隔离阀和一个逆止阀。除氧器还接有从辅助蒸汽系统来的蒸汽，用作启动加热和低负 荷稳压及防止前置泵汽蚀的压力跟踪。
给水泵汽轮机的正常工作汽源从四级抽汽管道上引出，装设有流量测量喷嘴、电动 隔离阀和逆止阀。逆止阀是为了防止高压汽源切换时，高压蒸汽串入抽汽系统。当给水 泵汽轮机在低负荷运行使用高压汽源时，该管道亦将处于热备用状态。当主机负荷重新 上升时，调节器又能自动地将汽源切换到工作汽源。小汽机排汽进入小机凝汽器。 按 ASME TDP-1的要求，在抽汽系统的各级抽汽管道的电动隔离阀前后和逆止阀
后，以及管道的最低点，分别设置疏水点，以保证在机组启动、停机和加热器发生故障 时，系统中不积水。各疏水管道单独接至凝汽器疏水扩容器。 4) 给水系统 每台机组设置 1台 50%容量的汽动给水泵。每台机组设 1台 25%~30%容量启动用 的电动定速给水泵，既节省投资，又满足启动要求。 高加采用单列形式。每台机组共设置 3台卧式、双流程高压加热器。由于目前高压
加热器的可靠性明显提高，因此三台高加采用大旁路系统。 给水泵出口设有最小流量再循环管道并配有相应的控制阀门等，以确保在机组启动 或低负荷工况流经泵的流量大于其允许的最小流量，保证泵的运行安全。每根再循环管 道都单独接至除氧器水箱。 给水总管上装设 25%~30%容量(根据锅炉最小直流负荷确定)的启动旁路管道，旁路
管道上设置气动调节阀，以增加机组在低负荷时的流量调节的灵敏度。
广东陆丰甲湖湾电厂新建工程 (2×1000MW)可行性研究报告 前言 广东宝丽华新能源股份有限公司（以下简称“公司”或“
”），是 1997 年 1月在深圳证券交易所上市的新能源电力公司 (证券代码：000690，证券简称：宝新 能源)。公司上市 18年以来，秉承立足主业求规模、稳健经营求效益的经营方针，发扬 “精品意识、人文关怀 ”的企业文化精髓，持续完善公司法人治理结构，提高规范运作与 制度创新、管理创新水平，努力提升公司核心竞争力和可持续发展能力，获得了快速健 康高效发展。
发展资源综合利用、高效清洁能源和可再生能源，是公司做大做强新能源电力核心 主业的两大主线。自 2003年开始，公司累计投资 67亿元，建设全国最大的资源综合利 用电厂——梅县荷树园电厂。2007年，公司成立全资子公司陆丰宝丽华新能源电力有限 公司，负责陆丰甲湖湾清洁能源基地的开发与建设。根据规划，公司拟在广东省汕尾陆 丰湖东镇建设 8台
100万千瓦级别的超超临界发电机组，建成后，公司陆丰甲湖湾电厂 将成为全国最大的发电厂之一。 本次投资项目为：广东陆丰甲湖湾电厂（以下简称“电厂”）新建工程(2×1000MW) （以下简称“本工程”）。 本工程能够有效满足广东地区电力需求快速发展的需要，符合国家产业导向和珠三 角地区发展低碳经济的政策，对促进粤东及汕尾地区经济发展，贯彻公司新能源电力
“221”发展规划、实现规模化扩张，具有重要意义。 本工程已委托广东省电力设计院编制《广东陆丰甲湖湾电厂新建工程(2×1000MW) 可行性研究报告》，并经中国国际工程咨询公司审查通过，已获广东省发展和改革委员 会《广东省发展改革委关于广东陆丰甲湖湾电厂新建工程项目核准的批复》（粤发改能 电函[号）核准。现本可研报告，依据广东省电力设计院编制的《广东陆丰甲
湖湾电厂新建工程(2×1000MW)可行性研究报告》而编制，供公司投资决策使用。 -1- 第一章概述 1.1项目背景 随着广东进入社会经济发展新阶段, 电力需求持续快速增长, 根据 2013年《广东电 网滚动规划研究》等研究成果，预计 2020年，广东全社会用电量和全社会用电最高负 荷分别为 7350亿 kWh和 180000MW，“十五五”年均增长率分别为 2.3%和 2.4%。
在省内已明确电源全部按规划建成投产的情况下，预计 2015有电力盈余 2868MW，但 随着负荷的快速增长，自 2017年开始，全省开始出现电力缺额，2017年和 2020年，广 东在充分接受西电的条件下，仍分别有约 6343W和 19978MW电源空间（利用容量）。 由珠江口以东地区电力平衡可以看出，在考虑备用容量和陆丰甲湖湾发电厂一期 1、2 号
2×1000MW机组所发电力在珠江口以东地区消纳的情况下，珠江口以东地区仍存在 较大的电力缺口。由此可见，广东陆丰甲湖湾发电厂(2×1000MW)工程的建设投产能够 有效满足广东尤其是深莞惠地区电力需求快速发展的需要，推动经济的发展。 另外，在今后的经济发展中，广东东西两翼将根据各自的产业特色、地域特点和资 源优势，承接和发展相关产业，实现珠三角资金、管理、信息、品牌与山区及东西两翼
土地、自然资源等方面优势互补。通过推动珠江三角洲产业向山区和东西两翼梯度转移， 缩小欠发达地区与发达地区的差距，以促进区域经济协调发展。根据《广东省东西两翼 地区经济发展专项规划》的相关意见，要充分发挥东西两翼良好的沿海港口条件，以电 力建设为中心，在东西两翼地区建设一批沿海大型骨干电厂，把两翼发展成为广东省电 力供应基地。
根据广东省政府提出在珠三角实施最严格的大气污染管理措施，未来，珠三角地区 新增常规火电难度较大。珠江三角洲地区环境污染严重，电力需求较大。外区供电可以 有效抑制该地区内 SO2、NOX等污染物的排放，降低污染，改善空气质量。外区建设 2×1000MW燃煤机组向珠三角地区供电，每年可减少本地区 SO2、NOX排放大约为 5000
吨，在提高区域供电能力的同时，对保护生态环境，促进社会经济的可持续平衡发展有 极大的帮助，符合国家产业导向和珠三角地区发展低碳经济的政策。 -2- 本工程向珠三角地区输送电力，在提高地区电力供应能力的同时，可有效满足珠三 角地区环境管理要求。适时建设陆丰甲湖湾电厂对提高广东省内电力供应能力，促进省 政府“区域协调发展战略”，改善珠三角环境、加快粤东经济发展具有积极的意义。
汕尾市陆丰属于粤东地区，自然资源丰富，具有较好的运输和港口建设条件。项目 所在地有 16km 的海岸线，既有很好的风力资源，又有优越的深水港海岸线，经炸礁后 可通行 15万吨船舶，属于天然良港，具备建设大型燃煤电厂的条件。项目位于南中国 对外开放的前沿地区，依海而建，是我国进口东南亚和澳大利亚煤炭海运运距较短的港
口之一。基地火电项目原煤的供应依托于海运，有利于统筹安排国内国外两个市场，有 效降低燃煤综合成本。但该地区工业经济非常落后，是一片待开垦的处女地，急需引进 有实力的知名企业到当地开发建设，带动当地经济的发展，促进和谐社会的建设。
拟建设的陆丰甲湖湾 (陆上)风电场、陆丰甲湖湾 (海上)风电场和大型百万 级超超临界火电机组，正是顺应了这种能源政策的要求，在沿海地区，充分利用沿海风 力资源，一方面建设大型风力发电机组，同时，在陆丰充分利用天然的深水港条件，建 设超超临界大型火力发电机组，是落实提高资源利用效率和实现节能减排目标的重大举 措。
是中国证券市场中的新能源电力龙头上市公司，具有丰富的电力运营经验 和较高的电力运行技术能力，在资源、机制、文化等方面有着自身独特而鲜明的特色优 势。根据
的新能源发展奋斗目标，发展资源综合利用、高效清洁能源和可再生 能源，是
做大做强新能源电力核心主业的两大主线。
拟利用陆丰市优 越的海域
规划建设 10万吨级的运煤专用码头、陆丰甲湖湾(陆上)风电场、陆丰 甲湖湾(海上)风电场及陆丰甲湖湾电厂，规划总装机容量达到 954万千瓦，将建成全国 最大的风电及高效节能燃煤发电并举、煤电储运一体化的新能源基地—汕尾市陆丰甲湖 湾清洁能源基地。这是
上市 17年来，在中央、省、市、县各级政府的大力支 持下做精做优山区经济之后，积极实施蓝海战略、做大做强清洁新能源基地的重大战略 部署，也是公司未来几年投资计划的重中之重。 汕尾市陆丰甲湖湾清洁能源基地的建设，是广东省、汕尾市的重点建设项目，不仅 将使
的新能源电力主业加速腾飞，而且将对汕尾市、陆丰市的地方经济的快速 发展起到极大的推动作用，同时对广东省电力建设和国民经济发展也具有积极意义。 -3- 根据汕尾市发改局要求，
委托广东省电力设计研究院于 2007年 8月底完 成《汕尾市陆丰宝丽华清洁新能源基地建设工程总体规划报告》，并上报汕尾市发改局。 根据该报告，
在陆丰地区的能源发展规划如下： (1) 陆丰宝丽华新能源电力有限公司甲湖湾(陆上)风电场一、二期总投资 10亿元的 装机 9.9万千瓦机组已通过核准。一期核准 4.95万千瓦，实建 4.8万千瓦已建成投产， 二期 4.95万千瓦正在全面建设中。 (2) 汕尾市陆丰甲湖湾(海上) 125万千瓦风电场，经广东省、汕尾市有关部门批准，
已开展前期测风、可行性报告的立项等准备工作，目标建成为全国最大的海上风电场。 2013年，根据国家批准的《广东省海上风电场工程规划》，该风电厂建设规模调整为 144万千瓦。 (3) 同时拟建汕尾市陆丰甲湖湖湾码头和陆丰甲湖湾电厂 8×1000MW超超临界机 组。一期 1、2号(2×1000MW)燃煤机组已于 2012年 10月取得国家能源局《关于同意广
东陆丰甲湖湾电厂新建工程开展前期工作的复函》 (国能电力[号)，并委托广 东省电力设计研究院开展前期工作，配套煤码头前期工作亦委托中交第四航务工程勘测 设计院开展相关工作,并取得相关批复文件。 在广东省委、省政府的优先支持和关怀下，在汕尾市委、市政府，陆丰市委、市政 府的关心指导下，在梅州市委、市政府，梅县县委、县政府和各有关部门的鼎力支持下， 在各有关部门的大力协助下，
和汕尾市、陆丰市人民携手奋斗，努力把汕尾市 陆丰建成全国最大的清洁新能源基地，并成为国家清洁新能源的样板基地。这对增进两 地人民友谊、加强区域间经济合作、实现两地社会经济的双赢发展，具有积极的重要的 现实意义！ 广东陆丰甲湖湾电厂新建工程(2×1000MW)(以下简称本项目)为新建燃煤机组，厂址 位于汕尾市陆丰湖东镇海岬山西约 2km的范围。本电厂近期装机容量按 4×1000MW国
产燃煤机组规划，分期建设，一期先建设 1、2号机组。电厂在远期总体规划布置上考 虑具备再扩建 4×1000MW机组的场地条件，最终规模容量达到 8×1000MW，计划在 8-10 年内陆续建设投产。1、2号机组计划于 2017年陆续投产。设备年利用小时数按 5500 小时考虑。 -4- 1.2投资方及项目单位概况 广东陆丰甲湖湾电厂新建工程 (2×1000MW)超超临界燃煤发电机组由
全资子公司陆丰宝丽华新能源电力有限公司负责建设。 1.3项目概况 1.3.1工程概况 广东陆丰甲湖湾电厂新建工程(2×1000MW)(以下简称本项目)为新建燃煤机组，厂址 位于汕尾市陆丰湖东镇海岬山西约2km的范围。厂址距陆丰市约40km，西距湖东镇约5.5 km，东北距甲子镇约8km，南临南海。根据建设厂址的自然条件、广东电力需求发展趋 势以及
公司的发展要求，本项目近期电厂装机容量按4×1000MW国产燃煤机组 规划，分期建设，先期建设1、2号机组。电厂在远期总体规划布置上考虑具备再扩建 4×1000MW 机组的场地条件，最终规模达8×1000MW，初步计划在8至10年内，按照“世 界第一流发电厂”水平完成8台机组的建设投产，尤其是在节能环保、建筑外观、去工业 化设计、性能先进性方面要按高标准建设。
本期工程拟建设2×1000MW超超临界燃煤机组，同步建设烟气脱硫、脱硝设施，公 用设施按照4×1000MW统一规划，土建一次建设，设备分期安装。 本期工程 1、2号机组分别计划于 2017月 6月和 10月陆续投产。 本项目的煤炭主要考虑由神华集团供应。燃煤海上运输在黄骅港装船，并与中远航 运股份有限公司签订了运输协议，由万吨级海轮经黄海、东海、南海运至广东陆丰甲湖
湾电厂新建工程专用煤码头泊位。 1.3.2主要设计原则 1) 总体规划指导思想：遵循近期为主、远近结合、统筹规划协调发展的原则，本 项目近期电厂装机容量按 4×1000MW国产燃煤机组规划，分阶段建设，先期建设 1、2 号机组，电厂在远期总体规划布置上考虑具备再扩建 4×1000MW 机组的场地条件，最 终规模达 8×1000MW。 2) 本期工程建设
2×1000MW高效超超临界燃煤机组，同步建设烟气脱硫、脱硝设 施，公用系统按 4台机组统一规划且尽可能分批建设，以节省本期工程投资。 3) 贯彻 2000年燃煤示范电厂的设计思路：以“成熟、可靠、先进、实用、环保、安 -5- 全”的原则为指导思想, 设法降低工程造价, 提高电厂设备质量水平、控制技术管理水平, 提高工程建设经济效益, 为电厂运行管理“减员增效”创造条件。 4)
主机选型及装机方案： 主机选型：优化选用提高初参数的高效超超临界机组，从根本上提高机组的热经济 性，实现节能减排，有利于经济调度。 装机方案：本工程安装的 2×1000MW国产高效超超临界燃煤发电机组，按带基本 负荷考虑, 但应具有一定的调峰性能，以便必要时参与调峰运行。机组设计年利用小时 为 5500h。 5) 各生产系统及其设备的选择要贯彻可靠安全、高效、节能的原则。 6)
电厂设计煤种及校核煤种均为神华混煤，并考虑进口煤的可能性。 7) 燃煤及运输：海上运输方式，电厂近期燃料以国产煤为主，远期不排除进口可 能性。 神府东胜煤从矿区通过南线第二通道——神黄铁路至黄骅港下海，运至陆丰电厂专 用卸煤码头。 卸煤码头及港池：专用码头设置一个 10万 t卸煤泊位，结构按 15万 t级考虑，同 时预留扩建泊位的位置和条件，由码头设计单位统筹考虑。 8) 电厂水源：
电厂的冷却水取自海水, 直流供水，码头港池取水，深取浅排。 临时施工用水源接自附近能源基地生活区淡水供应系统； 电厂生活及生产服务水均采用海水淡化。 9) 贮灰场：拟建贮灰场位于电厂厂区东北角的山边三角地带，包括部分陆域及海域。 灰渣 100%综合利用，事故备用灰场征地面积按贮存火力发电厂本期设计容量 2×1000MW 机组 1年灰渣量(含脱硫副产品)确定。 10)
根据项目《地震安全性评价报告》，工程场地 50年超越概率 10%的地表水平 地震动峰值加速度为 115gal(0.117g)，特征周期为 0.50s，工程建筑抗震设防烈度为Ⅶ度。 建筑场地类别为Ⅱ类。按规范要求进行抗震设防。 11) 1号、2号机组工程电厂出线电压为 500kV，出线 2回，升压站按户内式 GIS考 虑。 -6- 12) 环保措施
干式低低温静电除尘器+MGGH+湿式除尘器：为充分体现宝丽华公司节能环保要 求，建设低碳环保、
、世界第一流数字化电站，本工程每台锅炉设 2台三通道 五电场干式低低温静电除尘器，2套 MGGH装置和 2台湿式除尘器，粉尘排放控制按 照高于最新国家标准执行，无论燃用设计煤种还是校核煤种，均优于目前环保的排放要 求。 烟囱采用双管钢内筒式, 高度暂定为 240m, 两炉共 1座； 配套烟气脱硫设施及选择性催化还原脱硝设施，脱硝采用液氨脱硝吸收剂。 工业废水及生活污水集中处理，按
4台机组统一规划，分期建设。 13) 采用机炉电集中控制，两机一控设计，采用现场总线技术及一键式启停技术， 提高自动化水平，实现减员增效。电气监控全面采用以 IEC61850标准为基础的全数字 化控制技术，取消部分硬接线。 14) 在设备选型时除考虑高效节能外, 宜尽量考虑运行时具备调节能力, 使设备能 随主机变工况运行, 以降低运行成本。 15)
编码系统采用《电厂标识编码标准》(GBT)进行编码标识。 16) 电厂定员及机构设置参 1998年国家电力公司颁发的火力发电厂劳动定员标准 执行，暂定 280人。 17) 电厂生活区由业主单独规划建设。 1.3.3投资规模及主要技术经济指标 1) 投资规模 建设的环保设施齐全，环境保护治理措施同步建设投产，满足国家环保标准。本工程将 建设成为节地、节水、节能、环境洁净的优质工程。
由于本工程推荐厂址建厂条件优越，可有效较低初投资和运行成本。项目资本金内 部收益率达到 10%的前提下，测算出含税上网电价为 408.781/MWh (含脱硫脱硝)，低于 广东省统一核定新投产机组的标杆上网电价 502元/ MWh(含脱硫脱硝除尘)；在标杆电 价下，项目资本金内部收益率达到 31.94%，项目的经济效益显著。同时电厂各项经济
指标符合国家和本行业的有关规定，电厂建成投入生产运营后，具有较强的盈利和偿债 能力，也具备一定的竞争力。在经济方面，本项目是可行的。 综上所述，本工程建设是十分必要，完全可行和效益显著的。 第二章电力系统 2.1工程建设必要性 （1）满足广东尤其是深莞惠地区电力需求快速增长的需要 改革开放以来，广东社会经济保持快速、稳定发展，电力需求也同步快速增长，电 力市场迅速扩大。
根据《广东电网滚动规划研究》等研究成果，预计 2020年，广东全社会用电量和 全社会用电最高负荷分别为 7350亿 kWh和 135500MW，“十三五”期间年均增长率分 别为 5.8%和 6.0%；预计 2.4%。在省内已明确电源全部按规划建成投产的情况下，预计 2015有电 力盈余 2868MW，但随着负荷的快速增长，自 2017年开始，全省开始出现电力缺额， 2017年和
2020年，广东在充分接受西电的条件下，仍分别有约 6343W和 19978MW电 源空间（利用容量）。由珠江口以东地区电力平衡可以看出，在考虑备用容量和陆丰甲 湖湾发电厂一期 1、2号 2×1000MW机组所发电力在珠江口以东地区消纳的情况下， 珠江口以东地区仍存在较大的电力缺口。由此可见，广东陆丰甲湖湾发电厂(2×1000MW)
工程的建设投产能够有效满足广东尤其是深莞惠地区电力需求快速发展的需要，推动经 济的发展。 （2）促进电源布局在两翼的发展 在今后的经济发展中，广东东西两翼将根据各自的产业特色、地域特点和
， 承接和发展相关产业，实现珠三角资金、管理、信息、品牌与山区及东西两翼土地、自 然资源等方面优势互补。通过推动珠江三角洲产业向山区和东西两翼梯度转移，缩小欠 发达地区与发达地区的差距，以促进区域经济协调发展。根据《广东省东西两翼地区经 济发展专项规划》的相关意见，要充分发挥东西两翼良好的沿海港口条件，以电力建设
为中心，在东西两翼地区建设一批沿海大型骨干电厂，把两翼发展成为广东省电力供应 基地。 根据广东省政府提出在珠三角实施最严格的大气污染管理措施，未来，珠三角地区 新增常规火电难度较大。珠江三角洲地区环境污染严重，电力需求较大。外区供电可以 有效抑制该地区内 SO2、NOX等污染物的排放，降低污染，改善空气质量。外区建设 2 ×1000MW燃煤机组向珠三角地区供电，每年可分别减少本地区
SO2、 NOX排放大约 为 5000吨，在提高区域供电能力的同时，对保护生态环境，促进社会经济的可持续平 衡发展有极大的帮助，符合国家产业导向和珠三角地区发展低碳经济的政策。 陆丰甲湖湾发电厂位于广东东翼沿海地区，具有较好的运输和港口建设条件。本工 程向珠三角地区输送电力，在提高地区电力供应能力的同时，可有效满足珠三角地区环
境管理要求。适时建设陆丰甲湖湾发电厂对提高广东省内电力供应能力，促进省政府“区 域协调发展战略”，改善珠三角环境、加快粤东经济发展具有积极的意义。 （3）加快电源结构优化进程，节约能源，改善环境 陆丰甲湖湾发电厂一期 1、2号 2×1000MW机组的建设可以加快大容量高效率低 -9- 煤耗机组在广东的发展，加大了大容量、高效率机组在系统中的比重，促进广东电源结
构的优化，节约一次能源消耗，改善环境质量。 （4）发挥港口经济作用，促进粤东及汕尾地区经济发展 陆丰市是广东省经济欠发达的革命老区，地处汕尾市东南沿海地带，具有良好的港 口条件，建设陆丰甲湖湾发电厂，一方面有利于促进当地港口经济的发展，另一方面是 可以促进汕尾地区的基础设施建设，充分运用港口进行资源配置，调整当地产业结构，
推动区域经济发展；另一方面电厂的建设，可以促进汕尾地区沿江公路等基础设施建设 力度，为港口充分发挥辐射作用打下基础，对促进粤东及汕尾经济发展具有重大战略意 义。 2.2工程在系统中的地位和作用 陆丰甲湖湾电厂建成以后，对缓解远期广东电网的供电压力，提高电网供电可靠性， 推进系统电源结构优化进程，具有十分重要的作用，该电厂将属广东电网骨干电源之一。
本工程建成投产后，其电力主要送往深莞惠地区进行消纳。 第三章燃料供应及运输 3.1燃料来源 根据广东省委省政府的有关文件，广东省内的所有煤矿已全部关闭，因此本项目所 耗煤炭资源需全部外购。 根据 2008年 6月
与神华能源签订的长期供煤协议，本项目以神华煤为设 计煤种和校核煤种，同时将进口煤作为备用煤源。 3.1.1神府东胜矿区概况 神华集团有限责任公司(简称神华集团)于 1995年 10月经国务院批准，按公司法组 建的国有独资公司，是中央直管的 53家国有重要骨干企业之一，我国最大的煤炭企业 之一，在国民经济中占有重要地位。神华集团以能源为主业，主要负责统一规划和开发
经营神府东胜煤田的煤炭资源和与之配套的铁路、电厂、港口、航运船队等项目，实行 矿、路、电、港、航一体化开发，产运销一条龙经营。 2008年，神华集团商品煤销售 3.08×108t，煤炭产销量稳居全国首位，居世界第五位。2012年其原煤产量再创新高，以 -10 - 4.t的绝对优势位列全国第一。神华集团 2013年原煤产量 3.181×108t。
神府东胜煤炭有限责任公司是神华集团的全资子公司，主要负责开发经营神府东胜 煤田骨干矿井及其配套项目。神府东胜矿区位于内蒙中部包头市黄河以南东胜地区，以 及陕西北部榆林、神木和府谷地区。煤田总面积 3.12×104km2，探明储量 t，远 景储量高达 6000～1t，属世界上八大煤田之一，煤田地质构造简单，煤层稳定，
煤质属低灰、特低硫、特低磷、中高发热量，为高挥发分的长焰煤和不粘结煤，是优质 动力煤、化工和冶金用煤。 神东矿区位居中国大型煤炭基地之首，由神华集团负责经营。神府东胜矿区规划面 积 3481km2，地质储量 354×108t。，矿区地质总储量和可采储量、生产能力巨大。矿区 1997年二期工程完成后已形成年生产能力 t的规模，三期工程建设规模为年产 能力 t。截止
2011年底，矿区现有生产和在建矿井 1317对，生产能力超过 1.5×108 t。2013年生产商品煤达到 1.961×104t。 神东矿区主要生产矿井情况如下： 1)榆家梁矿：该矿于 2001年 1月投产，设计能力 800×104t/a，规划矿井生产规模 t/a，矿井服务年限 34.2a。截止 2011年 12月 31日，保有资源储量 4t， 保有可采储量 4t。2013年原煤产量达
t，外运商品煤达 t。 2)大柳塔矿：该矿规划矿井生产规模 3.1.2进口煤源 广东陆丰甲湖湾电厂新建工程(2×1000MW级)地处东南沿海，港口具有良好的辐射 国内外的海运条件。近年来国外进口煤炭日益增多，煤炭来源日趋多元化，印尼煤、澳 大利亚煤等国外进口煤炭已成为广东省电煤重要供给来源。本项目在利用国外煤源上具 有较好的便利条件。因此将国外进口煤作为用备用煤源。 3.2燃料消耗量
电厂规划装机规模 4×1000MW超超临界燃煤机组，一期工程建设规模为 2×1000MW 机组。机组燃煤量见表 3.2-1。 表3.2-1机组耗煤量表 机组容量1×1000MW 2×1000MW 数量设计煤种校核煤种 1校核煤种 2设计煤种校核煤种 1校核煤种 2 项目 神华煤 神府 东胜煤 印尼煤神华煤 神府 东胜煤 印尼煤 小时耗煤量 3.3燃料运输
本工程燃煤拟由矿区经铁路运至黄骅港装船，海运至电厂专用卸煤码头。 3.3.1铁路运输 我国有着丰富的煤炭资源，在今后相当长的时期内，以煤炭为主体的能源结构不会 发生大的变化，由于主要产煤区集中在我国西北部，而能源市场需求偏重于东南、华南 沿海地区，因而形成了煤炭必须经“西煤东运”、“北煤南运”的局面，其中“三西”(山西、 陕西和蒙西)作为我国煤炭主要产区，承担了大部分的煤炭调出任务。
我国自“八五”开始，先后对铁路运输系统进行了一系列的新建和扩建改造，特别是 80年代后期建设的“大秦线”、“朔黄线”两条煤炭专用铁路大通道，加上秦皇岛港，黄骅 港，
等煤炭装船港运设施，构成了煤炭外运的第一和第二大通道。 -12 - 南线第二大通道包括包神线和神黄线，神黄线包括神朔铁路和朔黄铁路，是我国西 煤东运第二大通道，其中神朔铁路270km于1996年建成投入试运营，2000年底建成电气 化，运输能力为t/a；朔黄铁路2001年9月底与黄骅港全线贯通，全长588km，神
府煤炭可通过神朔铁路从神木经府谷到朔县，再通过朔黄铁路运至黄骅港。2012年，神 朔、朔黄铁路的运输能力均达到2.2×108t/a。 3.3.2海上运输 目前，北方沿海运煤港口主要有
、秦皇岛港、黄骅港、青岛港等，根据本工 程煤源情况，本工程拟将黄骅港作为煤炭的下水港口，煤炭从煤矿经铁路运输到港口后 通过海轮直接运到电厂专用煤码头，中间不设中转港口。 黄骅港位于河北省沧州市以东约 90km的渤海之滨，漳卫新河与宣惠河交汇的大河 口以北海域。黄骅港与神黄铁路配套建设的现代化大港，是“西煤东运”第二条大通道的 出海口。通过优化设计和加快控制工程的建设，于
2001年底建成投产。2006年黄骅港 输出能力达 t/a。黄骅港在 2006年后共有 7个泊位。2011年外运煤炭 1t/a。2012年黄骅港煤炭港区生产运营再创历史新高，共完成吞吐量 10564万 吨，同比增长 5%，其中煤炭完成 10201万吨，同比增长 6.2%。 广东陆丰甲湖湾电厂新建工程(2X1000MW)用煤的运输路径是通过铁路与海船联
运，相关铁路以及海路运输的装船码头、运输船均有能力承担运输任务，故神华煤、神 府东胜煤均拟采用铁海联运方式直接用大型货船运至电厂的专用煤码头。 3.3.3黄骅港至电厂的海运距离、船型及航路气象影响。 海运距离约：1260海里； 运煤船型：7～10万吨； 3.3.4结论 公司于2008年6月与
能源股份有限公司(供方)正式签署了长期供煤协议，供 方承诺自2×1000MW机组投产之日起，为电厂连续提供原煤约500×104t/a。 公司与
股份有限公司 (供方)正式签署了长期煤炭运输协议，供方承诺自 2×1000MW机组投产之日起，已方每年负责将所需煤炭由装船港运到甲方广东陆丰甲湖 湾发电厂码头。 因此广东陆丰甲湖湾电厂2×1000MW级机组的煤源及燃煤运输路径是可行的。 -13 - 第四章建厂条件 4.1厂址概述 陆丰市位于广东省东南部，北和陆河县、普宁市交界；东与惠来县接壤；西与海丰 县和汕尾市城区为邻。总面积
1681 km2，总人口 157万人。陆丰市辖 3个街道(东海、 城东、河西)、17个镇。陆丰市濒临南海，自然条件优越，全市海岸线 116.5km。市区 距广州 330km，距香港 300km，距深圳 280km，距汕头 140km。地处北回归线以南，属 亚热带季风气候，气候温和，雨量充沛。 可行性研究报告阶段在陆丰市域内选取了海岬山、麒麟山 2个厂址，审查推荐了海 岬山厂址为优选厂址。
4.1.1海岬山厂址 1）厂址地理位置 海岬山厂址位于陆丰市东南部海岬山的西南侧(22°49' 45.70"N，115°58' 42.73"E)， 海岬山山顶标高 214.88m(1985年国家高程，下同)，厂址距陆丰市约 40km，西距湖东镇 约 5.5 km，东北距甲子镇约 8km，南临南海。 2 ）厂址自然条件
厂址东北邻海岬山，南面面海，场地现状主要有木麻黄、稀疏林地和少量农田。厂 址属沿海丘陵平原地带，场地比较平坦，陆域标高在 0～10.2m，海域标高在 0～-6.6m(当 地理论海平面基准线以下)，5m水深线平行海边约 250m，10m水深线最近处约 1100m。 厂址地块较为开阔平坦，长约 1600m，宽约 1000m，用地可规划布置 6×1000MW 燃煤机组电厂，并留有再扩建的条件。
3）厂址周边环境 厂址西侧是陆丰宝丽华风电场及其办公区，在厂址东北面的海岬山山脚是规划的陆 丰湖东港口作业区，除此之外，拟用厂址场地及附近无其它工业、民用设施, 仍处在待 开发的自然状态, 无任何拆迁。 在厂址北侧 200m处有规划的沿海公路(湖东镇至甲湖镇)和港湖公路(G324国道至 沿海公路)。 -14 - 厂址地理位置图 -15 - 4.2交通运输 4.2.1交通现状
陆丰市交通非常方便，主要以公路和水路为主。 1）公路 全市共有公路 93条，其中国道 1条，高速公路 2条，省道 5条。G324国道、G15 国家高速公路东西方向横贯陆丰市辖区，S17省高速公路连接南北，形成了以高速公路、 国道、省道为骨架，县、乡公路为支线的公路网络。 2）水路 陆丰市海岸线长 116.5km，海湾曲折，港湾众多，主要有乌坎、甲子、碣石、湖东、 金厢
5个港口。乌坎港位于碣石湾顶部，历史悠久，该港距市中心城区东海镇仅 9km， 目前建有 1000t级码头 2座，还有可建 t级码头泊位 100多处，已于 1997年 3 月 3日正式对外通航，是省口岸办批准的二类进出口岸；甲子港是一个泻湖港，航道水 深 3-4m，是国务院批准的对外开放口岸装卸点和广东省 10大渔港之一；碣石港海域面 积达 5500km2，有可建万
t级以上码头、泊位多处，现投资 4000多万元建设的 5000t级 碣石港成品油专用码头已经投入使用。 3）铁路 陆丰市现无火车站，建设中的厦深铁路客运专线横贯陆丰市，将在陆丰市设有车站。 4）航空 附近有潮汕揭阳国际机场，距离厂址约 95km，潮汕揭阳机场现可起降大型客机并 已开通国内、国际 40多条航线，同时办理部分货运业务，国内可直达北京、天津、上 海、广州等
30多个城市，国际可直达香港、泰国、新加坡、马来西亚等地。 4.2.2厂址交通条件 海岬山厂址附近的公路有 S338省道、港湖公路和规划建设中的沿海公路，互为连 接，沿海公路厂址段已修好，港湖公路和沿海公路均为 4车道混凝土道路，路况较好， 现有简易公路从沿海公路接入厂址，距离约 250m。 厂址位于海边，5m水深线平行海边约 250m，10m水深线最近处约 1100m，建港条 件较好。
4.2.3电厂交通运输设想 -16 - 根据厂址的自然条件与现状以及电厂的规划，厂址交通运输的原则是：大件运输、 燃料(煤)运输以水路为主，公路为辅，不考虑铁路；人员出入、建设材料、施工设备运 输以公路为主，水路、铁路为辅。 燃料煤运输由海上运至电厂的运煤专用码头，通过卸煤机及输煤皮带运至厂区煤 场。大(重)件设备从生产厂家通过铁路、水路运至电厂自建的大件运输码头，上岸后用
大型平板车运至施工区的设备堆场。其它设备或建设期间的材料运输等可视具体情况采 用铁路转公路或公路、水路联运方式运抵电厂。 a、进厂道路 主进厂道路由沿海公路厂址段接至厂区，是人流主要进出口通道，次进厂道路，由 港湖公路连接厂区，是灰渣运输和后期施工的出入口。2条进厂道路总长约 1185.80m。 b、码头 电厂拟建 1个 10万 DWT级运煤专用码头泊位，10万 DWT级运煤专用码头港池
和航道按 10万 t级开挖，结构按 15万 t级预留，同时建设一个 3000t级大件运输码头， 预留 1个 10万 DWT级运煤专用码头泊位。 4.2.4大件设备运输条件 因本工程三大主机及其主要设备厂家还未确定，大件设备按同类型机组考虑。 大件设备主要采用水路运输，运输到电厂自备大件运输码头后进行现场转运。 本工程所安装的主设备，由生产厂家通过水路运至厂内重件码头上岸，再通过平板
车运至施工场地；其它设备或建设期间的材料等可视具体情况采用公路或水运运抵厂 区。 4.3气象水文 4.3.1气象条件 4.3.1.1气候特征 海岬山厂址位于陆丰市湖东镇东南，背靠海岬山，面向南海。厂址地处北回归线 以南，属亚热带季风气候，光热充足，气候温和，雨量充沛，但降雨量的年内分配很 不均匀，其中汛期的 4～9月约占全年降雨量的 85.6%，降雨多属锋面雨和热带气旋
雨，前汛期(6月以前)以锋面雨为主，雨面广，降雨量大后汛期以台风雨为主，降雨强 度大。季风盛行，全年盛行偏东风，年内风向随季节转换明显，大致 4～8月盛行东南 -17 - 风，9～次年 3月盛行东北偏北风。每年的夏、秋季节常受强烈热带风暴的影响，是当 地主要的灾害性天气之一；而冬季则受北方强冷空气的侵袭，北部、中部山区、丘陵 区会出现短暂的霜冻和结冰现象。 4.3.1.2气象要素
厂址处无长期的气象观测站，距离厂址约 35km有陆丰市气象站，位于东海镇东风路 尾后壁洋“郊外”，北纬 22°57′，东经 115°39′，于 1959年 10月开始记录整编资料，观测 项目有气压、绝对湿度、相对湿度、风速和风向、气温、降水量、日照、蒸发量等，仪 器设备和资料整理等均符合国家规范。 厂址 50年一遇厂址处基本风压为 0.90kN/m2，地面粗糙度为 A类。 厂址处
10m高度 100年一遇风压为 1.00kN/m2，地面粗糙度为 A类。 陆丰气象站主导风向是 E，占 18%，静风频率占 12%。历年 10m高度十分钟平均最大 风速 29.3m/s，相应风向 E，发生日期 1990年 7月 31日。 4.3.2水文条件 除特殊说明外，本小节一律采用 1985国家高程系。 4.3.2.1潮汐 1) 潮汐特征
厂址处无验潮资料，暂参考厂址西面的汕尾海洋站的验潮资料，潮汐类型属不正 规日潮。 在陆丰市境内查测得的最高风暴潮水位为发生于 1953年 9月 2日，系 5315号台风 所致，最高暴潮水位达 2.65m。 2) 设计潮位 按汕尾海洋位站和厂址处周年潮水位观测站同期低潮位资料，点绘汕尾海洋站与厂 址处周年观测站低潮位相关图，推算得厂址保证率P=97%的最低潮位为－2.14 m；保证
率P=99%最低潮水位－2.20m。换算至厂址之设计低潮位拟于下一设计阶段进一步复核。 4.3.2.2海流 厂址附近海域的潮流主要受
潮波自巴林塘海峡和巴士 海峡进入南海后，以前进波的形式向广东沿岸传播，由于地形、地貌复杂，对潮波运 动产生各种影响。在广东沿海浅海范围内，潮波分布复杂，潮波性质、大小、运动形 -18 - 式均因地而异。 参考该海域 2005年 7月、2006年 1月两次短期调查结果，本海域潮流性质属不正 规半日潮流，且运动形式大都呈往复流，近岸流速较小，远岸较大。涨、潮流速差别
不明显，夏季落潮流稍大于涨潮流，而冬季涨潮流速稍大于落潮流速。夏季海区的余 流流速最大值为 0.41m/s；小潮期的余流流速比中潮期大、中潮期比大潮期大；冬季海 区的余流流速最大值为 0.35m/s；中潮期的余流流速最小。夏季余流流向小潮期以东向 为主，中潮期表层以东向为主，中、底层以西向为主，大潮期趋势不明显；冬季的余
流流向以偏西向为主。在垂直方向上，上层的余流流速比中层大、中层比下层大；在 水平方向上，远岸余流流速比近岸大。 4.3.2.3波浪 厂址附近无长期波浪观测资料，厂址西南面约 45km的遮浪站长期测波，据遮浪站 1971～1990年测波资料统计得该海区以风浪为主，常浪向为 由于厂址附近地区没有水温观测资料，因此借用厂址西南面约 45km的遮浪海洋站 的水温资料。 遮浪海洋站历年最高表层水温
32.7 ℃，发生于 1986年 9月 14日，9月 15日；历 年最低表层水温 9.9 ℃，发生于 1973年 12月 25日。 4.3.2.5 泥沙及岸滩稳定性 本海区没有较大的河流来沙影响，水体含沙量不大，潮流流速很弱，螺河等远距离 的高含沙量的水体不易随潮流运移到本海域，本海域活动的泥沙只能是滩面泥沙在波浪 的作用下的再搬运。经现场勘查，本海区岩石裸露，且附近无大江大河输沙入海。
4.4电厂水源 电厂的供水水源包括循环冷却水供水水源和淡水供水水源两部分。 4.4.1循环冷却水水源 电厂机组冷却水采用直流供水系统，冷却水水源为海水。 -19 - 厂址位于陆丰市湖东镇东南，背靠海岬山，面向南海。由于水域宽阔，水量充 沛，近岸水深条件较好，5m水深线离岸约 300m，10m水深线离岸约 1000m，不仅对电 厂的温排水扩散和冷却都颇为有利，且厂区已处在
6～7m水深线，缩短了深水区与岸 边的距离，具备良好的取水条件。经现场勘查，本海区岩石裸露，且附近无大江大河 输沙入海，可初步判断其岸滩基本稳定。 本海域潮流性质属不正规半日潮流，且运动形式大都呈往复流，近岸流速较小， 远岸较大。涨、潮流速差别不明显，夏季落潮流稍大于涨潮流，而冬季涨潮流速稍大 于落潮流速。 厂址处无长期验潮资料，暂参考厂址西面的汕尾海洋站的验潮资料。
在陆丰市境内查测得的最高风暴潮水位为发生于 1953年 9月 2日，系 5315号台风 所致，最高暴潮水位达 2.50m。 4.4.2淡水水源 依据合理利用水资源和节约用水的原则，参考同类型工程估算，当装机容量为 2×1000MW时，淡水平均时用水量约为 549m3/h，年用水量约 314万 m3； 据现场踏勘及到当地水利部门调查收资了解的初步情况判断，厂址淡水水源方案
为：生活及施工用水由陆丰市龙潭灌区龙潭水库和巷口水库供给，两水库水量通过输 水干渠向南部输水，进入其结瓜水库－尖山水库，电厂可从尖山水库取水；电厂工业 用水采用海水淡化。 为了保证龙潭灌区满足电厂用水的要求，应调整水库的功能规划，包括农田灌溉面 积、灌溉定额，且需得到水行政主管部门的批准。但即使如此，客观上仍然存在不可避
免的供需矛盾。如果将龙潭水库从年调节水库扩容为多年调节水库，将要研究解决扩容 的工程费用，以及水库淹没、迁安等问题。因此为了保证电厂安全可靠用水，电厂淡水 用水本阶段按照海水淡化供给考虑。 4.4.3海水淡化 目前，海水淡化技术已渐趋成熟，国内也有滨海电厂采用淡化海水作为淡水水源。 厂址濒临南海，水深条件良好，具备海水淡化的地理条件，可作为电厂工业用水水源。 4.5贮灰场
本期工程建设规模为：本期建设 2×1000MW超超临界燃煤机组，同步建设烟气脱 -20 - 硫、脱硝设施。 本工程采用干除灰方式，2×1000MW机组年灰渣量约为 66.90×104 m3/a，年石子煤 量 2.24×104 m3/a。脱硫石膏量 18.54×104m3/a，当脱硫石膏无法综合利用时也将占用灰场 堆放。 《大中型火力发电厂设计规范》GB 中规定：“……当灰渣(含脱硫副产
品)确能全部利用时，可按贮存 1年灰渣量(含脱硫副产品)确定征地面积并建设事故备用 贮灰场。” 根据调查，厂址附近周边地区灰渣销售很好，供不应求，综合利用情况较好。灰渣 综合利用既能变废为宝，节约能源，节省投资，同时还减少环境污染，减少贮灰场占地 面积，符合相关国家产业政策。 本工程业主已与广东
股份有限公司签订了 1、2号机组粉煤灰、渣及脱硫 石膏销售及综合利用协议，尽可能保证电厂 1、2号机组所排粉煤灰、渣及脱硫石膏零 排放。同时结合珠三角灰渣综合利用现状，灰渣将 100%被综合利用。因此本期按照贮 存 1年左右灰渣量(含脱硫副产品)确定事故灰场征地并建设。 4.5.1海岬山厂址贮灰场 事故灰场按贮存年限 1年左右征地和建设。
本期事故备用贮灰场选用海边灰场，位于现有厂址东侧，利用排水明渠、护岸和进 厂道路之间形成的边角区域就近建设灰场。该区域地形上呈狭长的三角形，不利于作为 其他功能使用，本着节约土地的宗旨，选用该区域作为贮存灰渣的灰场是比较适合的。 该区域由陆域部分和海域部分组成，陆域部分灰场内的地面标高 1.1m~7.3m(1985国家
高程，下同)，海域部分灰场内的海床面标高-2.0m~-1.0m(1985国家高程，下同)，多年 平均潮位为 0.50m，可将灰场内开挖或回填至 0.65m，利用低潮位时期进行防渗土工膜 的干施工。陆域部分占地面积为 10.12 hm2，开挖至 0.65m高程开始堆灰，至最终堆灰 高度 6.10m时，形成库容为 51.2万 m3的灰场。海域部分占地面积为
灰场库底铺设土工膜进行防渗处理，以避免灰水外渗。石膏与灰渣分区堆放，二者 -21 - 之间筑土石坝隔离，并铺设土工膜防渗漏。 干灰(渣)调湿后采用密闭罐车运送至灰场碾压堆放，由于本期初期贮灰场紧邻厂区， 故暂不设立灰场管理站，灰场内喷淋可以采用洒水车，也无需建设运灰道路。 4.6地震、地质及岩土工程 4.6.1区域地质概况 4.6.1.1地层岩性
根据区域地质资料及岩土工程勘测资料所揭示，厂址场地广泛出露第四系地层，上 覆第四系主要有冲积层、海积层、海陆交互沉积层及坡、残积层，厚度较大，下伏基岩 主要为白垩世二长中粗粒斑状花岗岩(K1ηγ)。 4.6.1.2 近场区断层 在海岬山厂址东面附近的海岬山上，有一组北西向断层组，定名为 F1北西向断层 组。根据断裂活动性调查及能动断层鉴定海岬山附近范围内没有发现晚更新世以来活动
断裂，近区域的断裂与海岬山附近范围的地表断层不存在构造上的联系，海岬山附近范 围内未发现能动断层。可不考虑其对海岬山厂址稳定性的影响。 4.6.2地震地质 4.6.2.1区域地震活动情况 根据 1995年国家地震局震害防御司编《中国历史强震目录》(公元前 23世纪至 1911 年)、1999年中国地震局震害防御司编《中国近代地震目录》(1912年至 1990年 Ms≥4.7)、
国家地震局地球物理研究所编《中国地震年报》(1991年至 2000年)、国家地震局地球 物理研究所编《中国数字地震台网观测报告》(2001年至 2004年)、中国地震局分析预 报中心汇编《中国地震详目》(1970至 2005年)等地震资料，编制了区域范围内破坏性 地震(Ms≥4.7)(1067年～2004年)和现代小震(1.0≤Ms≤4.6)(1970年～2005年 4月)目录。
区域范围内 Ms≥4.7级历史地震目录列于表 2.2.1-1，现代微震数目较多不以表格形式列 出。区域范围内 1067～2004年共记录到 Ms≥4.7级破坏地震(包括余震)37次，其中 地震安全评定委员会评审，中国地震局以中震安评【2009】63号文予以批复同意该报告 的结论意见。指出：“该报告结果为广东陆丰甲湖湾发电厂工程的抗震设防要求，供建 设工程抗震设计使用。” 按该报告工程场地
50年超越概率 10%的地表水平地震动峰值加速度为 115gal(0.117g)，特征周期为 0.50s，工程建筑抗震设防烈度为 7度。建筑场地类别为Ⅱ 类，属建筑抗震不利地段。 4.6.2.3厂址稳定性分析 推荐的海岬山厂址区域范围内虽然有破坏性地震分布，但是厂址近场区未曾有地震 地质灾害的历史纪录，现今的地震活动较弱，活动频度也低。推荐的海岬山厂址与各断 裂直线距离均大于
10km，处于地质构造稳定地带。 推荐的海岬山厂址东侧海岬山分布有一规模较小的北西向断层组，该断层组属于非 全新活动断裂，对厂址稳定性无影响，该厂址区适宜建设大型发电厂。 4.6.3岩土工程特征 4.6.3.1地形地貌 推荐的海岬山厂址位于甲子港西面的海岬山西侧，南面临南海。地貌单元主要为海 积平原和海岸地貌两大类。海积平原地形平坦宽阔，高程约 4m～8m，部分为小沙丘。
海岸地貌主要有沙堤、滩涂和水下岸坡。临海地域多为海积砂堤、砂地和浅滩，往外为 海域。砂堤内侧相对低洼、平坦，局部分布小鱼塘、盐田等。 4.6.3.2地层岩性 根据钻孔揭露，推荐的海岬山厂址上覆第四系主要有：人工填土、冲洪积粘性土、 海积砂土、海积粘性土和残积粘性土；下伏基岩为白垩世二长中～粗粒斑状花岗岩(K1ηγ) 和煌斑岩岩脉。 4.6.4水文地质条件
推荐的海岬山厂址场地地下水为潜水型地下水，水位较浅，主要埋藏于第四系孔隙 及白垩世风化基岩裂隙中，地下水主要靠大气降水和地表径流的补给，地下水与南海相 通，并与南海海水有一定的水力联系。地下水位的变化随季节性气候变化而变化。 根据水质分析结果，勘测场地陆域地段的地下水对混凝土结构、钢筋混凝土结构中 钢筋均为微腐蚀性。海水对混凝土结构有中等腐蚀性，腐蚀介质为 SO42ˉ；在干湿交替 -23
- 条件下对钢筋混凝土结构中钢筋有强腐蚀性，长期浸水条件下对钢筋混凝土结构中钢筋 有弱腐蚀性，腐蚀介质均为 Clˉ。 工程设计、施工需考虑地下水的影响，深基坑要采取降排水措施。 4.6.5不良地质作用 勘测场地局部地段有砂土液化现象，根据建筑抗震设防类别，应采取有效的抗液化 措施。由于本次勘测点间距较大，所进行的标准贯入试验次数有限，不排除其它地段存
在砂土液化的情况，建议下阶段对砂土层做进一步的液化判别工作。 厂址区揭露的淤泥质土层(包括⑤、⑦层)地基承载力特征值≤80kPa，在场地遭受Ⅶ 度地震时，存在软土震陷的可能性。 除此以外，场地暂未发现海蚀沟(洞)、地下洞穴、采空区、塌陷等不良地质作用。 也未发现压矿、保护的古文物等情况。 4.6.6岩土工程分析与评价
勘测场地分为海积平原地段(陆域)和海域地段两部分，根据波速测试成果数据和 《建筑抗震设计规范》(GB )对场地土的类型划分标准，勘测场地内地基土可 划为五种类型，即坚硬土或岩石、中硬土、中软土和软弱土。根据地震安全性评价报告， 建筑场地类别为Ⅱ类，属建筑抗震不利地段。 4.6.7结论与建议 1) 拟选厂址区大地构造上处于粤东断块区内，区域断裂构造发育。厂址附近主要
区域性断裂构造有：东西向的高要～惠来深断裂带、北东向的潮州～普宁深断裂和汕 头～惠来深断裂带。厂址与各断裂直线距离均大于 10km，处于地质构造稳定地带。 厂址东侧海岬山分布有一规模较小的北西向断层组，该断层组属于非全新活动断 裂，对厂址稳定性无影响，该厂址区适宜建设大型发电厂。 2)厂址近场区历史上未发生过破坏性地震，地震活动相对微弱。根据厂址区的地震 安全性评价报告，按该报告工程场地
50年超越概率 10%的地表水平地震动峰值加速度 为 115gal(0.117g)，特征周期为 0.50s，工程建筑抗震设防烈度为 7度。 4) 未经处理的松散状的人工填砂①及中砂③1层、淤泥质土⑤、⑦层，不能直接作 为地基基础持力层。 -24 - 5) 陆域地段区：中密状砂土层埋深较浅地段，建议布置在该地段荷载较轻、沉降
变形要求不高的附属建筑(构)物的基础型式可以采用天然地基，中密状砂土作为天然地 基的持力层，对于存在下卧软弱层的地段，应对软弱下卧层进行强度和变形验算。其它 地段建议采用桩基，主要建(构)筑物宜采用中等风化、微风化岩层作为桩端持力层；荷 载较轻的附属建(构)筑物可采用残积土、全风化及强风化岩层作为桩端持力层。 6)
海域地段区：布置在该地段的建(构)筑物宜采用桩基，主要建(构)筑物宜采用中 等风化、微风化岩层作为桩端持力层；荷重较轻的附属建(构)筑物可采用残积土、全风 化及强风化岩层作为桩端持力层。若考虑采用上部的人工填土层作为某些荷载较轻沉降 变形要求不高的附属建(构)筑物的基础持力层，需对上部土层(人工填土、松散状中砂) 进行人工处理，处理后经检测满足设计要求后才能使用。 7)
勘测场地陆域地段的地下水对混凝土结构、钢筋混凝土结构中钢筋均为微腐蚀 性。海水对混凝土结构有中等腐蚀性，在干湿交替条件下的钢筋混凝土结构中的钢筋有 强腐蚀性，长期浸水条件下对钢筋混凝土结构中钢筋有弱腐蚀性考虑。由于地下水与南 海海水有密切的水力联系，而海水的化学成分受季节、气候、海潮等因素影响变化较大。 建议下一阶段勘测过程中对岸边地下水进行长时间的观测，进一步查明地下水与海水的
水力联系，确定海水渗透岸边陆域的范围，最终对地下水和海水的腐蚀性进行分区评价。 8) 场地地下水位较浅，工程设计、施工需考虑地下水的影响，深基坑要采取降排 水措施。 9) 勘测场地局部地段有砂土液化现象，根据建筑抗震设防类别，应采取有效的抗 液化措施。由于本次勘测点间距较大，所进行的标准贯入试验次数有限，不排除其它地 段存在砂土液化的情况，建议下阶段对砂土层做进一步的液化判别工作。
10) 场地未发现海蚀沟(洞)、地下洞穴、采空区、塌陷等不良地质作用。也未发现 压矿、保护的古文物等情况。 11) 预测工程建设引发的地质灾害类型有砂土液化和水土流失，工程建设可能遭受 的地质灾害有地基不均匀沉降、桩基失稳、地下水和海水的腐蚀，其处理措施详见地质 灾害危险性评估报告。 -25 - 第五章工程设想 5.1全厂总体规划及厂区总平面布置 5.1.1电厂总体规划
厂址是不可多得的资源，根据可研阶段选定的 2个厂址均具备建设 4×1000MW级 燃煤发电机组的条件，均有再扩建的条件，因此厂址总体规划遵循近期为主、远近结合、 协调发展的原则，统筹规划，分期建设。本期建设 2×1000MW超超临界燃煤机组，同 步建设烟气脱硫、脱硝设施，公用设施按照 4×1000MW级统一规划，土建一次建设， 设备分期安装。 1）电厂总体规划原则
a、执行基本国策，节约和合理利用土地资源； b、符合当地土地利用规划要求； c、与城市(镇)总体规划相协调； d、以厂区为中心，厂内外工艺流程合理，尽量缩短各种管线； e、处理好厂内外道路、码头、管线的连接； f、处理好厂内与厂外、生产与生活、生产与施工之间的关系； g、合理利用自然地形、地质条件，实现土石方量平衡； h、方便施工，有利扩建。
海岬山厂址西侧是陆丰甲湖湾能源基地生活区、陆丰宝丽华风电场及其办公区，在 厂址东北面的海岬山山脚是规划的陆丰湖东港口作业区，除此之外，拟用厂址场地及附 近无其它工业、民用设施, 仍处在待开发的自然状态,，无任何拆迁。根据可行性研究报 告审查意见，海岬山厂址做了 2个厂址总体规划方案。 a、海岬山厂址总体规划图(方案一) 本方案为码头方案一
A(码头推荐方案)对应厂区总平面规划布置方案一进行厂址 总体规划，其主要特点是电厂由东北向西南扩建，详见图 F3071T-A02-Z03。 电厂主厂区：位于海岬山西南的岸滩上，南面面海，陆域标高在 0～10.2m，海域 标高在 0～-6.6m(当地理论海平面基准线)，厂址地块较为开阔平坦。电厂一期工程建设 2×1000MW级燃煤机组，公用设施按
4×1000MW级燃煤机组规划，电厂固定端朝东北， 由东北向西南扩建。 -26 - 码头及航道：本工程燃煤及大（重）件设备运输采用海上运输，电厂专用码头及港 池位于电厂一期工程主厂区的南侧，码头前沿线距离电厂护岸 100m，入港航道向南偏 西接入外海航道。电厂拟建 1个 10万 DWT级运煤专用码头泊位，码头结构按 15万 DWT级预留，一个
3000t级大件运输码头。防浪堤为单环抱式，防浪堤从海岬山尖咀 引出，向西南伸出 2509.6m，对码头(港池)和电厂厂区形成掩护。 电气出线及走廊规划：电厂规划暂以 500kV一级电压接入系统，本期工程建设 2 回 500kV线路接入规划建设的 500千伏城西开关站，电气出线从厂区的西北部接出，出 线走廊规划在厂区的西北部。城西开关站位于厂址西面约 247km处，出线长度约为
2×247km，采用 6×630mm2耐热型导线。 水源：电厂施工用水接自陆丰甲湖湾能源基地生活区，能源基地生活用水由陆丰市 龙潭灌区龙潭水库和巷口水库供给，两水库水量通过输水干渠向南部输水，进入其结瓜 水库－尖山水库，电厂从尖山水库取水，输水管线长度约 20.30km，能源基地生活区淡 水供应不属于本项目范围；电厂生活用水及电厂工业用水均采用海水淡化，海水淡化设
施规划布置在电厂厂区内。 循环冷却水系统：电厂采用直流供水系统，循环冷却水为海水。采用明渠取水和排 水，取水口位于厂区的东南角的码头港池内，排水口位于东面海岬山的入海处、防浪堤 外。 进厂道路规划：主进厂道路由厂区接至沿海公路厂址段，是人流主要进出口通道， 路宽为 12m混凝土道路，长度为 237.70m。次进厂道路，由厂区连接港湖公路，是灰渣 运输和后期施工的出入口，路宽为
9m混凝土道路，长度为 948.10m。 厂址竖向及防排洪(防浪)规划：厂址东北高西南低，周边标高在 6.0m~11.0m之间， 南面面临南海，厂址二百年一遇设计高潮位为 2.95m.。考虑与周边地区的衔接及充分利 用码头港池疏浚砂石填海的土石方平衡的等因素，电厂厂区场地地坪标高初定为 4.50m， 有利于排水通畅与防洪排涝。另外，电厂主厂区的东、北面规划了 2道防排洪屏障，在
沿海公路的东北侧(循环冷却水排水明渠外侧)设排洪沟，作为厂址北面和东面防排洪的 第 1道屏障，在主厂区的北侧和东侧有循环冷却水取水和排水明渠，可作为第 2道屏障。 电厂主厂区的南面也规划了 2道防浪屏障，第 1道防浪屏障是码头东防浪堤，第 2道防 浪屏障是厂区护岸。 -27 - 灰场规划：本工程根据现有规定只需建设事故灰场，事故灰场按贮存年限 1年左右
征地和建设，位于电厂固定端东面的滩涂上。事故灰场占地面积为 18.64hm2，可形成库 容为 90.3万 m3的灰场，可以满足 2×1000MW机组贮存灰渣和脱硫石膏 1年的要求。 施工场地：施工区及施工单位生活区初步考虑布置在厂区扩建端，一期工程的西南 侧，该用地是二期工程 3、4号机组的规划用地，施工场地采用租地，面积为 22.16hm2。 电厂生活区：规划布置在厂区西面
1300m的陆丰甲湖湾能源基地生活区内。 厂址条件一览表详见表 5.1-1 表 事故灰场土石方工程量 填方万 m3 20.00 取、排水明渠土石方工 程量 挖方万 m3 41.50 填方万 m3 0.00 填方万 m3 47.80 b、海岬山厂址总体规划图(方案二) 本方案为码头方案二对应厂区总平面规划布置方案二进行厂址总体规划，其主要 特点是电厂由西南向东北扩建，详见图
F3071K-A02-Z04。 电厂主厂区：位于海岬山西南的岸滩上，南面面海，陆域标高在 0～10.4m，海域 标高在 0～-8.2m(当地理论海平面基准线)，厂址地块较为开阔平坦。一期工程建设 2×1000MW级燃煤机组，公用设施按 4×1000MW级燃煤机组规划，电厂固定端朝西南， 由西南向东北扩建。 码头及航道：本工程燃煤运输采用海上运输，电厂专用码头及港池位于电厂一期工
程主厂区的南侧，码头前沿线距离电厂护岸 100m，入港航道向南偏西接入外海航道。 电厂拟建 1个 10万 DWT级运煤专用码头泊位，码头结构按 15万 DWT级预留，一个 3000t级大件运输码头。防浪堤为双环抱式，东防浪堤从海岬山尖咀引出，向西南伸出 2509.6m，西东防浪堤从厂区西南角取水明渠接出，向东南伸出 384.63m，对码头(港池) 和电厂厂区形成掩护。
电气出线及走廊规划：电厂规划暂以 500kV一级电压接入系统，本期工程建设 2 -29 - 回 500kV线路接入规划建设的 500千伏城西开关站，电气出线从厂区的西北部接出，出 线走廊规划在厂区的西北部。城西开关站位于厂址西面约 247km处，出线长度约为 2×247km，采用 6×630mm2耐热型导线。 淡水水源：电厂施工用水由能源基地生活区供应，能源基地生活区淡水水源由陆丰
市龙潭灌区龙潭水库和巷口水库供给，两水库水量通过输水干渠向南部输水，进入其结 瓜水库－尖山水库，电厂从尖山水库取水，输水管线长度约 21.30km，该管线不属于电 厂建设范围；电厂生活及电厂工业用水均采用海水淡化，海水淡化设施规划布置在电厂 厂区内。 循环冷却水系统：电厂采用直流供水系统，循环冷却水为海水。采用明渠取水和排
水，取水口位于厂区的西南角的码头港池内，排水口位于东面海岬山的入海处、防浪堤 外。 进厂道路规划：主进厂道路由厂区接至沿海公路厂址段，是人流主要进出口通道， 路宽为 12m混凝土道路，长度为 180.00m(其中有桥梁 50m)。次进厂道路，由厂区连接 港湖公路，是灰渣运输和后期施工的出入口，路宽为 9m混凝土道路，长度为 1250.00m。
厂址竖向及防排洪(防浪)规划：厂址东北高西南低，周边标高在 6.0m~11.0m之间， 南面面临南海，厂址二百年一遇设计高潮位为 2.95m.。考虑与周边地区的衔接及充分利 用码头港池疏浚砂石填海的土石方平衡的等因素，电厂厂区场地地坪标高初定为 4.50m， 有利于排水通畅与防洪排涝。另外，电厂主厂区的东、北面规划了 2道防排洪屏障，在
沿海公路的东北侧(循环冷却水排水明渠外侧)设排洪沟，作为厂址北面和东面防排洪的 第 1道屏障，在主厂区的北侧和东侧有循环冷却水取水和排水明渠，可作为第 2道屏障。 电厂主厂区的南面也规划了 2道防浪屏障，第 1道防浪屏障是码头东防浪堤，第 2道防 浪屏障是厂区护岸。 灰场规划：本工程根据现有规定只需建设事故灰场，事故灰场按贮存年限 1年左右
征地和建设，位于电厂扩建端东面的滩涂上。事故灰场占地面积为 37.06hm2，可形成库 容为 90.3万 m3的灰场，可以满足 2×1000MW机组贮存灰渣和脱硫石膏 1年的要求。 施工场地：施工区及施工单位生活区初步考虑布置在厂区扩建端，一期工程的西南 侧，该用地是二期工程 3、4号机组的规划用地，施工场地采用租地，面积为 22.76hm2。 电厂生活区：规划布置在厂区西面
300m的陆丰甲湖湾能源基地生活区内。 -30 - 厂址条件一览表详见表 5.1-2 表 5.1-2海岬山厂址总体规划图(方案二)厂址条件一览表 序 号 名称 电厂总用地面积 一期工程厂区用地面积(征地) 施工区用地面积(租地) 取、排水明渠用地面积(征地) 事故灰场用地面积(征地) 厂外道路用地面积(征地) 1 其 中 码头、防浪堤、港池及航道面积 (海域) 2 主进厂道路线长度(宽
12m) 3 次进厂道路长度(宽 9m) 4 桥梁(宽 16m) 5 排洪沟 挖方 土石方工程量 填方 挖方 厂区土石方工程量 填方 3) 海岬山厂址总体规划图方案比较 海岬山厂址总体规划图(方案一)在电厂用地、土石方工程量、防浪堤、施工及生活 区用水管线、桥梁等方面都优于海岬山厂址总体规划图(方案二)，其中电厂总用地少了 19.03hm2，土石方工程量少了 46.20万
m3（填方不足部分由港池开挖余方补充，暂不计 列），防浪堤长度短了 384.63m，桥梁短了 50m。同时，在电厂的施工工期、海域使用、 岸线使用等方面的条件海岬山厂址总体规划图(方案一)都具有优势，所以，总体规划推 荐采用海岬山厂址总体规划图(方案一)。 5.1.2厂区总平面布置 1）总平面布置原则 a、工艺流程合理，交通运输方便；
b、根据电厂运煤专用码头的布置及航道走向、厂址的自然地形地貌等，进行合理 布局，确定厂区固定端朝向，合理规划厂区总平面布置格局； c、处理好厂内与厂外、生产与生活、生产与施工的关系； d、公用设施按 4×1000MW级规模统一规划，分期建设，公用设施要尽量合并，如 生活设施、办公设施、供水及废水处理等设施都要统一考虑，减少重复建设的辅助建构 筑物等；
e、根据厂址地形及本工程的特点，合理确定厂区竖向布置形式，尽量减小场地平 整土石方量； f、方便施工，有利扩建 g、节约用地，工程造价低，运行费用少，经济效益高。 2) 海岬山厂址 a、厂区总平面规划布置图(方案一) 厂区总平面采用三列式布置的格局形式，与北向偏了 45°，从西北至东南依次为配 电装置—主厂房区—煤场，其他辅助车间布置在主厂房的固定端。
主厂房区：主厂房采用机务专业推荐的顺煤仓布置形式，本期机组固定端朝东北， 往西南扩建。主厂房 A排柱至烟囱由西北向东南布置了汽机房、除氧间、煤仓间、锅炉、 脱硝装置、送风机支架、电除尘器、引风机室、烟道、脱硫塔、烟囱等；A排柱外布置 了主变压器、启动/备用变压器、厂用变压器、变压器事故油池、循环水进排水管等。集 -32 - 控楼布置在 2炉之间，本期考虑 2机一控。
输煤系统：煤场采用圆形封闭煤场，布置在厂区的东南部，靠近电厂运煤专用码头， T1、T2、T3、T4、转运站布置在一条直线上，上煤路径短捷。 升压站：本期机组采用 500kVGIS配电装置，布置在汽机房 A排外；变压器与配电 装置之间采用架空进线方式。 循环冷却水系统：机组循环冷却水采用一次循环，采用明渠取、排水，取水明渠从 电厂的东南港池取水，沿厂区东北边沿往北转西接到
500kVGIS配电装置西北侧，循环 水泵房布置在取水明渠东南侧，循环水进水管道从这里接到主厂房，循环水排水管道从 主厂房出来后接入取水明渠西北侧的排水明渠，排水明渠往东北转东接入大海。取水明 渠长度约 1080m，排水明渠长度约 2050m。 除灰(渣)系统：除灰采用干出灰系统，干灰库、气化风机房设在圆形封闭煤场的西
北侧；除渣系统采用机械排渣，渣仓布置在锅炉侧；电厂灰(渣)可采用汽车外运到电厂 专用贮灰场或进行综合利用。 辅助生厂区：辅助生厂区主要布置在厂区固定端，由西北向东南布置了运行维护楼、 水务中心、污水站、制氢站、启动锅炉房、检修楼、氨站、材料库；在主厂房区与煤场 间布置了石膏脱水楼、脱硫废水处理站、油库区、灰库等。其中部分公用设施按
4×1000MW级机组统一考虑，就近预留扩建场地、分期建设。 办公楼、食堂、值班宿舍、消防车库设在厂区主入口西面约 1300m的陆丰甲湖湾能 源基地生活区，港监楼设在厂区南部码头附近。 电厂出入口：厂区设 2个出入口，一个为主入口，位于厂区西北角，主要用于人流 进出，该出入口为临时出入口将随着电厂的扩建一路西迁；另一个次入口，位于厂区东 南角，主要用于运灰渣进出。
土石方工程量：厂址二百年一遇设计高潮位为 2.95m，厂区场地标高暂定为 4.50m， 建筑物室内外高差基本为 0.30m。厂区及施工区土石方工程量挖方约 23.00万 m3，填方 约 142.50万 m3，考虑到电厂建筑的基槽余土挖方约 18万 m3，取、排水明渠挖方约 41.50 万 m3，消纳码头港池和航道疏浚挖方 90万 m3。
厂区道路：厂区道路把电厂各功能区域分开，在厂区设人流的绿化景观通道和灰 渣运输通道，做到人货基本分流，互不干扰，路面宽度及坡度须符合规范要求。厂区主 -33 - 干道宽为 12m、9m、7m，厂区次要道路宽为 4m，各主要生产车间四周设有环形通道， 方便运行人员检修巡视和消防车通行，道路转弯半径大部分为 12m。 厂区管线布置：厂区管线布置力求顺畅、短捷，减少交叉，小管让大管，压力管让
自流管。管线沿道路两侧布置，部分采用架空综合管廊，节约用地。靠近架空综合管廊 的压力管线、电缆尽量上管架，循环水进、排水管采用直埋；气力除灰管道、油管、化 水管采用架空或沟内敷设。 厂区绿化：绿化是改善生活、生产、生态环境的重要措施，结合电厂和亚热带地区 的特点进行厂区绿化规划布置，选种适宜亚热带地区生长的、具有抗污染、吸收有害气
体、防尘和杀菌性能的树种以及观赏性植物或果树，因地制宜，以点带面，突出重点， 按功能分区绿化，将不同功能的建筑群体分隔成若干小区，厂区绿化率控制在 20%。在 主厂房区的西南侧、主厂房 A排外、煤场的南面规划了绿化景观通道。 厂区技术经济指标：厂区总平面规划布置图(方案一)的各项指标详见表 5.1-4。 表 5.1-4厂区技术经济指标表 序号项目单位数量备注 厂区范围用地面积 hm2
31.58 1 陆地面积 hm2 14.52 其中 海域面积 hm2 17.06 2 本工程围墙内用地面积 hm2 29.35 % 20 17综合管廊 m 980 b、厂区总平面规划布置图(方案二) 厂区总平面采用三列式布置的格局形式，与北向偏了 45°，从西北至东南依次为配 电装置 —主厂房区 —煤场，其他辅助车间布置在主厂房的固定端。详见附图
(F3071K-A02-Z07)厂区总平面规划布置图(方案二)。 主厂房区：主厂房采用机务推荐的顺煤仓布置形式，本期机组固定端朝西南，往东 北扩建。主厂房 A排柱至烟囱由西北向东南布置了汽机房、除氧间、煤仓间、锅炉、脱 硝装置、送风机支架、电除尘器、引风机室、烟道、脱硫塔、烟囱等；A排柱外布置了 主变压器、启动/备用变压器厂用变压器、变压器事故油池、循环水进排水管等。集控楼 布置在
2炉之间，本期考虑 2机一控。 输煤系统：煤场采用圆形封闭煤场，布置在厂区的西南部，靠近电厂运煤专用码头， T0、T1、T2、T3、T4、转运站布置在一条直线上，上煤路径短捷。 升压站：本期机组采用 500kV GIS配电装置，布置在汽机房 A排外；变压器与配 电装置之间采用架空进线方式。 循环冷却水系统：机组循环冷却水采用一次循环，采用明渠取、排水，取水明渠从
电厂的西南港池取水，沿厂区西南边沿往北转东接到 500kVGIS配电装置西北侧，循环 水泵房布置在取水明渠东南侧，循环水进水管道从这里接到主厂房，循环水排水管道从 主厂房出来后接入取水明渠西北侧的排水明渠，排水明渠往东北转东接入大海。循环水 系统这样布置循环水管道最短、厂用电最省。取、排水明渠从西南往北转东围绕厂区布 置，既掩护了厂区，同时电厂的景观也较好。取水明渠长度约
1080m，排水明渠长度约 -35 - 2550m。 除灰(渣)系统：除灰采用干出灰系统，干灰库、气化风机房设在圆形封闭煤场的北 侧；除渣系统采用机械排渣，渣仓布置在锅炉侧；电厂灰(渣)可采用汽车外运到电厂专 用贮灰场或进行综合利用。 辅助生厂区：辅助生厂区主要布置在厂区固定端，由西北向东南布置了淡水供应站、 海水淡化站、锅炉补给水处理间、检修楼、污水站、制氢站、氨站、材料库、输煤集控
楼；在主厂房区与煤场间布置了石膏脱水楼、启动锅炉房、油库区、灰库等。其中部分 公用设施按 4×1000MW级机组统一考虑，就近预留扩建场地、分期建设。 办公楼、食堂、值班宿舍、消防车库设在厂区主入口西面约 200m的陆丰甲湖湾能 源基地生活区，港监楼设在厂区南部码头附近。 电厂出入口：厂区设 2个出入口，一个为主入口，位于厂区西北角，主要用于人流
进出；另一个次入口，位于厂区东北角，主要用于运灰渣进出。 厂区道路：厂区道路把电厂各功能区域分开，在厂区设人流的绿化景观通道和灰渣 运输通道，做到人货基本分流，互不干扰，路面宽度及坡度须符合规范要求。厂区主干 道宽为 12m、9m、7m，厂区次要道路宽为 4m，各主要生产车间四周设有环形通道，方 便运行人员检修巡视和消防车通行，道路转弯半径大部分为 12m。
土石方工程量：厂区竖向布置采用平坡式布置，根据厂区二百年一遇设计高潮位为 2.95m，厂区场地标高暂定为 4.5m，建筑物室内外高差基本为 0.30m。厂区及施工区土 石方工程量挖方约 47.20 m3，填方约 274.50万 m3，基槽余土约 18万 m3，厂区土石方 挖、填不平衡，但厂区能消纳码头港池和航道挖方 200万 m3，减少码头港池和航道外 抛余方的工程量。
厂区管线布置：厂区管线布置力求顺畅、短捷，减少交叉，小管让大管，压力管让 自流管。管线沿道路两侧布置，部分采用架空综合管廊，节约用地。靠近架空综合管廊 的压力管线、电缆尽量上管架，循环水进、排水管采用直埋；气力除灰管道、油管、化 水管采用架空或沟内敷设；大量电缆在沟内敷设，部分直埋或架空。 厂区绿化：绿化是改善生活、生产、生态环境的重要措施，结合电厂和亚热带地区
的特点进行厂区绿化规划布置，选种适宜亚热带地区生长的、具有抗污染、吸收有害气 体、防尘和杀菌性能的树种以及观赏性植物或果树，因地制宜，以点带面，突出重点， -36 - 按功能分区绿化，将不同功能的建筑群体分隔成若干小区，厂区绿化率控制在 20%。在 主厂房区的西南侧、主厂房 A排外、煤场的南面规划了绿化景观通道。 厂区技术经济指标：厂区总平面规划布置图(方案二)各项指标详见表
5.1-5。 表 5.1-5厂区技术经济指标表 序号项目单位数量备注 厂区范围用地面积 hm2 30.91 1 厂区总平面规划，以达到投资省、运 行及施工方便的目的。 本方案各功能分区明确，有利于施工 和扩建。主厂房主立面面对对外联系 的港湖公路，电厂景观较好。 基本同方案一，只是固定端与扩建方 向与方案一相反。 2 厂区用地 厂区范围内用地 31.58hm2，厂址场地
平坦开阔，厂区用地基本是林地和近 岸海域，陆域和海域的面积相差不大， 是当地规划的独立工矿区，没有基本 农田和拆迁。 厂区围墙内用地面积基本同方案一， 厂区用地基本是林地和近岸海域（海 域较多），是当地规划的独立工矿区， 没有基本农田和拆迁。 3 主厂房区 主厂房 A排朝西北，固定端朝东北， 向西南扩建。主厂房采光、通风条件 较好，有利扩建，煤仓间采用顺煤仓
布置。汽机房坐落在地基较好的场地 上。 主厂房 A排朝西北，固定端朝西南， 向东北扩建。其它基本同方案一。 4 升压站 500kV配电装置采用 GIS屋内式布 置，布置在主厂房 A排外的西北面， 节约用地，出线方便。 基本同方案一。 5 输煤系统 煤场采用封闭圆形贮煤场，靠近煤码 头，对厂区的影响较小，输煤距离短 捷顺畅。贮煤场处于厂区较小风频上 风向，对厂区影响较小。 基本同方案一。
6 循环冷却系统 电厂机组冷却水采用一次循环冷却系 统。从港池取水，采用明渠取、排水， 排水明渠较短，循环水泵房布置在主 排水明渠较长，取水明渠长度约 1080m，排水明渠长度约 2550m。投 资比方案一高约 2400万元。其它基本 -38 - 序号比较项目方案一方案二 厂房 A排柱外，这样循环水管道最短、 厂用电最省，电厂的景观也较好，同 时对厂区形成保护。取水明渠长度约
1080m，排水明渠长度约 2050m。 同方案一。 7 除灰(渣)系统 灰库设在煤场的北侧，灰(渣)输送距 离适中，远离电厂人流密集区域，靠 近灰渣运输通道，灰渣外运方便。 基本同方案一。 8 脱硫系统 采用石灰石湿法脱硫，脱硫岛区位于 烟道和烟囱附近，工艺流程合理。脱 水楼位于脱硫岛区东侧，靠近灰渣运 输通道，石膏外运方便。 基本同方案一。 9 厂内道路
各功能分区都有环行道路，在厂区设 人流的绿化景观通道和灰渣运输通 道，做到人货基本分流，互不干扰。 基本同方案一。 10 厂区及施工区土 石方工程量 挖方(实方)为 23.00万 m3，填方为 142.50万 m3。除消纳部分厂外工程开 挖的余方外，还可消纳港池和航道开 挖余方约 90.00万 m3，减少港池和航 道开挖余方的外抛压力。 挖方(实方)为 47.20万 m3，填方为
274.50万 m3。除消纳部分厂外工程开 挖的余方外，还可消纳港池和航道开 挖余方约 200.00万 m3，减少港池和 航道开挖余方的外抛压力。 11 码头 防波堤为单环抱布置，防波堤长度为 2509.62m，疏浚工程量为 679万 m3， 炸礁工程量 17.43万 m3。 防波堤为双环抱布置，防波堤长度为 2894.25m，疏浚工程量为 622万 m3， 炸礁工程量 9.62万
m3。码头投资比 方案一高了约 3500万元。 12 施工条件 施工场地位于一期工程的扩建端，3、 4号机组的场地上，占地 22.16hm2， 施工条件较好。由于厂区用地的陆地 施工场地位于一期工程的扩建端，3、 4号机组的场地上，占地 22.76hm2， 施工条件较好。 -39 - 序号比较项目方案一方案二 面积较大，关键路经建(构)筑物的施 工场地都在陆地上，受海潮和海浪的
影响较小，项目立项后可以马上施工。 施工用水、用电：施工用水、用电从 陆丰甲湖湾能源基地生活区引接，施 工用水、用电较为方便。 由于厂区用地的海域面积较大，关键 路经建(构)筑物的用地有部分在海 域，受海潮和海浪的影响较大，所以 电厂的施工周期较方案一长。 其他基本同方案一。 通过上表的比较，厂区总平面规划布置图(方案一)在下列几个方面比方案二更具有 优势：
方案一的取、排水明渠可分期建设，投资比方案二低约 2400万元； 方案一电厂厂区距离厂址西侧的陆丰甲湖湾能源基地生活区及风电场的最东面的 风机较远，本期工程对陆丰甲湖湾能源基地生活区、陆丰甲湖湾风电场的影响较小； 方案一码头的投资比方案二低了约 3500万元，比方案二更符合海洋和岸线使用要 求； 方案一电厂的施工周期比方案二短。
方案一在上述几个方面条件都明显优于方案二，目前阶段本专业推荐方案一为优选 方案。 5.2装机方案 5.2.1机组选型原则 改革开放以来，广东社会经济快速、稳定发展，电力需求也同步快速增长，电力市 场迅速扩大，用电需求缺口很大。但因为广东省火电机组本身的结构不合理, 严重影响 广东电网的整体经济效益和社会效益，故降低机组供电煤耗和改善环境条件势在必行。
并且广东煤炭运输距离远，环境容量有限，需要建设技术先进、高效、节能、环保的大 型电厂。 提高参数能提高机组热效率，相当于降低单位发电量的煤耗和污染物排放。参数越 高，容量越大，单位造价越低，因此本工程拟选用超超临界参数大容量机组。 -40 - 我国三大动力设备制造集团对发展超超临界参数机组做了长期大量的技术储备工
作，包括技术引进、人员培训及超临界技术开发、科研攻关等。另外近年来各制造厂都 引进了大量先进加工设备, 包括数控机床等，大大提高了加工制造能力。目前国内三大 主机厂已有多台超超临界参数机组的成功运行业绩。因此，建议本工程主机采用国产机 组。 根据上述要求，拟定本工程机组选型的原则如下： 1) 主机采用引进技术制造的国产超超临界大容量火电机组； 2)
辅助设备选用技术先进，具有高可靠性和可用率的产品； 3) 机组发电净功率要大，发电净热耗要低，具有良好的热经济性； 4) 机组的调峰性能好； 5) 交货及时，安装方便，有利于缩短建设工期； 6) 供货商信誉好，价格合理、售后服务优良。 5.2.2机组选型 经国内三大主机厂论证，当前的 1000MW超超临界主机略经调整即可用于高效超 超临界一次再热机组主机，其本体结构和性能基本不变。
5.2.2.1机组参数的选择 1)锅炉 主蒸汽压力：提高主蒸汽压力锅炉设计的应对策略主要是提升壁厚适当增大规格， 技术上基本没有困难。对材料本身也没有特殊需求，可以沿用常规方案的材料。目前东 锅执行中压力最高的项目为万州、寿光、罗源湾等项目，锅炉过热器出口压力 29.4MPa， 很快将设计建造完成。 主蒸汽温度：对于目前汽温 600℃参数的超(超)临界锅炉而言，常规材料的运用刚
好可以满足需求，并且接近材料的使用界限。尤其对于 T92和 P92而言，600℃左右的 温度已经是其许用应力快速下降的区间。主蒸汽温度提升 5℃增加的材料用量比压力增 加 1MPa多出一倍以上，且随着温度上升，每提升 1℃导致的壁厚增加都比前 1℃要更 多，兼顾流通内径后，会使得受热面规格整体放大，材料用量大大增加。同时，由于常 规机组的集箱规格已经较大(如过热器集箱壁厚就达到了
147mm)，再进一步增加规格势 必造成制造、加工的难度和运行风险。故提升过热器汽温虽然可行，但技术难度和风险 -41 - 均较大，并且成本上升的幅度远高于提升压力造成的成本上升。因此，600℃参数水平 的机组在现有的材料体系下，不建议采用提升过热汽温的方式来提高机组效率。 再热蒸汽温度：如再热器出口汽温由常规的 603℃提高到 623℃，高再出口集箱、
管道、受热面的壁温有较大提升，接近部分材料的许用温度。因此材料的安全性是首先 需要解决的问题。再热器出口蒸汽温度采用 623℃参数的项目目前国内还没有运行业绩， 但相关厂家已经针对再热器蒸汽温度提高做了相关研究，确定 623℃是可行的。各锅炉 厂的控制策略主要有：调整主蒸汽和再热蒸汽吸热比例、增加再热器系统换热面积和加 大材料壁厚、减少烟气偏差。 2)汽轮机
根据目前的技术发展现状，过热器出口压力最高可达到 29.4MPa(国内有加工制造经 验)，过热器出口温度最高可达到 603℃(有国内运行经验)，再热器出口温度最高可达到 623℃(国内有加工制造经验)。本阶段综合考虑选取参数 28MPa/600/620℃。 5.2.2.2回热级数 考虑到，如采用增设 1级高加的 9级回热方案，将导致设备初投资较多，且导致锅
炉排烟温度高，降低锅炉效率，因此暂推荐高效超超临界一次再热机组采用增加 1级低 加的九级回热系统。 5.2.2.3关于一次再热和二次再热 与传统的一次再热循环比较，二次再热有如下主要三个优点： a)降低低压缸的排汽湿度，减少末级叶片的腐蚀。 b)降低再热器的温升。一次再热循环的温升为 280℃左右，而二次再热通常在每个 再热器中的温升为 200℃左右，这使得锅炉出口蒸汽温度更加均匀。
c)降低了高压缸的焓降。在二次再热循环中，通常高压缸的焓降在 300kJ/kg，而 一次再热循环的焓降通常要在 400kJ/kg。因此，二次再热循环使得高压缸更短，刚性更 好，提高了转子的稳定性。 根据三菱公司提供的资料：二次再热与一次再热相比，其热效率一般提高 1.3%~1.5%。而机组的造价却要高10~15％。机组的投资一般约占电厂总投资的40~45％
左右，经折算电厂投资约要提高4~6.8％。由此可见，二次再热所带来的总体经济性并不 十分明显。同时，由于采用了二次再热，还对锅炉的受热面布置以及再热汽温的控制提 -42 - 出了新的要求。当既要满足一次再热汽温，又要满足二次再热汽温时，调温手段较为复 杂。此外，二次再热循环系统复杂，压力损失也增加了。 故采用二次再热的超超临界机组，除了早期美国的三台机组、日本川越两台(1989 年)
和丹麦外，日本及欧洲均趋向于采用一次再热。 由此从电厂投资以及热经济性角度考虑，本工程采用一次中间再热更为合适。 5.2.2.4锅炉选择 由于本工程地处沿海地区，风荷载较大，以采用全悬吊结构Π型煤粉锅炉为宜，具 体炉型可在设备招标时根据经济技术比较确定。 5.2.2.5大容量汽轮发电机组的布置型式(单轴和双轴) 近年来，随着末级长叶片的迅速发展以及低压缸排汽面积的增大，使得在常规背压 下
1000MW容量的汽轮机可以做到四缸四排汽，因此就为该等级的汽轮机组实现单轴 布置提供了条件。国内已经确定的百万机组项目均为单轴全速布置。 因此，在本工程机组推荐采用单轴全速布置。 5.2.2.6发电机 与锅炉、汽轮机相比，发电机的技术比较成熟。各大制造厂大致都认为按现有技术 条件，对于1000MW全速汽轮发电机的设计、制造等方面不会存在很大的困难。除了少
数关键技术，一般均能实现国产化。原来认为运输条件是制约发电机容量大型化的一个 阻碍，但从目前情况来看，各制造厂均有一套完整的运输方案。 对于百万等级单轴全速汽轮发电机一般需要24~27kV电压。上电、哈电及东电均引 进并消化了该电压等级的绝缘系统，技术上是成熟的并已经应用到实际工程中。从发电 机大容量的要求以及长远发展的角度来看，电压等级以选择26~27kV为佳。对于额定电
压26~27kV来说，防晕体系将采用一次成型防晕或者涂刷型防晕，关键绝缘材料将采用 进口。 发电机冷却方式采用目前国际上较为普遍的“水氢氢”方式，即定子绕组水冷、定子 铁芯、转子绕组氢内冷。 励磁系统为自并励静止可控硅励磁或旋转励磁系统。 5.2.3推荐意见 根据上述几个方面的论证分析，推荐本工程 2×1000MW机组采用高效超超临界一 -43 - 次再热机组，装机方案如下： 主机参数：
28MPa/600/620℃参数 热力系统：采用增加 1级低加的九级回热系统。 锅炉：采用一次再热、单炉膛、平衡通风、固态排渣、全悬吊钢结构直流锅炉。 汽轮机：采用单轴四缸四排汽全速汽轮机。 发电机：采用水氢氢冷自并励磁发电机。 5.3主机技术条件 主要技术规范如下： 5.3.1锅炉 炉型：超超临界变压运行直流炉、一次再热、采用前后墙对冲或切圆燃烧方式、烟
气挡板调节再热汽温、平衡通风、固态排渣、全钢结构、全悬吊结构 短路比：0.53 额定电压：27kV 额定氢压：0.52MPa(g) -45 - 保证效率：99% 冷却方式：水－氢－氢 励磁方式：自并励静止励磁 定子净重：409t 5.4热力系统 5.4.1 系统说明 1) 主蒸汽、再热蒸汽 主蒸汽及高、低温再热蒸汽系统采用单元制系统。主蒸汽管道从过热器出口联箱的
两侧引出，两路主蒸汽管道平行接到汽轮机机头前的主汽门，在靠近主汽门的两路管道 上设压力平衡连通管。高温再热蒸汽管道从再热器的出口联箱的两侧引出，两路蒸汽管 道分别接入中压缸左右侧的中压联合汽门，在靠近中压联合汽门的两路管道上设压力平 衡连通管。低温再热蒸汽管道从高压缸的两个排汽口引出，在机头处汇成一根总管，到 锅炉前再分成两根支管分别接入再热器入口联箱。这样既可以减少由于锅炉两侧热偏差
和管道布置差异所引起的蒸汽温度和压力的偏差，有利于机组的安全运行，同时还可以 选择合适的管道规格，节省管道投资。 再热器的进、出口管道上设置水压试验隔离装置，锅炉侧管系可隔离做水压试验。 主蒸汽管道上不装设流量测量装置，主蒸汽流量根据汽轮机调速级后的蒸汽压力计 算。 给水泵汽轮机备用汽源采用低温再热蒸汽，在进入高压进汽阀之前，设有电动隔离 阀，在正常运行时处于开启状态，使管道处于热备用。
低温再热蒸汽系统除供给 2号高压加热器加热用汽之外，还为辅助蒸汽系统提供汽 源。 在高压缸排汽总管的端头有蒸汽冲洗接口，以供在管道安装完毕后进行冲洗，在管 道冲洗完成后用堵头堵死。 主蒸汽管道，高、低温再热蒸汽管道均考虑有适当的疏水点和相应的动力操作的疏 水阀(在低温再热蒸汽管道上还设有疏水罐)以保证机组在启动暖管和低负荷或故障条件 下能及时疏尽管道中的冷凝水，防止汽轮机进水事故的发生。
-46 - 2) 汽机旁路系统 为了协调机炉运行，改善整机启动条件及机组不同运行工况下带负荷的特性，适应 快速升降负荷，增强机组的灵活性，每台机组设置一套汽轮机旁路系统。系统的设计按 以下功能考虑： a)调节工况：在各种启动工况下，使蒸汽温度和金属温度相匹配，缩短启动时间； 满足汽机冲转启动方式要求。 b)安全保护：跳机时快开功能；机组滑压运行时，旁路系统配合汽轮机实行压力
跟踪；防止机组启动时锅炉及管道中固态颗粒对汽轮机调速汽门、喷嘴及叶片的侵蚀的 功能。 c)回收工质：在机组启动、停运、事故甩负荷、停机不停炉等工况中，可以通过 旁路系统回收工质，减少汽水损失。 d)保护再热器。 旁路型式与汽机的启动方式有关。如采用高压缸启动，可选用一级大旁路等系统简 单的旁路系统；如采用高中压缸联合启动必须配高、低压二级串联旁路系统。
根据上述旁路功能要求及汽轮机启动方式和旁路型式要求，机组的旁路暂按 35%BMCR容量的高、低压二级串联旁路系统设置。 汽机的高压旁路每台机组安装一套，从汽机入口前主蒸汽联络管接出，经减压、减 温后接至再热(冷段) 蒸汽管道，高压旁路的减温水取自给水泵出口的高压给水系统。低 压旁路每台机组安装二套，从汽机中压缸入口前高温再热蒸汽两根支管分别接出，经减
压、减温后接入凝汽器。减温水取自凝结水精处理装置出口的凝结水系统。高、低压旁 路包括蒸汽控制阀、减温水控制阀、关断阀和控制装置。系统设置中已考虑了旁路阀的 预热，保证高、低压旁路蒸汽管道在机组运行时始终处于热备用状态。 3) 抽汽系统 机组采用 9级非调整抽汽(包括高压缸排汽) 。一、二、三级抽汽分别供给高压加热
器；四级抽汽供汽至除氧器、锅炉给水泵汽轮机、引风机汽轮机和辅助蒸汽系统等；五 级～九级抽汽分别供给#5～#9低压加热器用汽。 为防止汽机超速，除了最后两级抽汽管道外，其余的抽汽管上均装设强制关闭自动 逆止阀(气动控制) 。四级抽汽管道去除氧器，一旦机组汽轮机突然甩负荷或停机时，抽 -47 - 汽压力突降，给水箱中的饱和水快速汽化，产生大量蒸汽倒流入抽汽管内，造成汽轮机
超速的危险性最大，因此设有双重气动逆止阀。其他凡是从抽汽系统接出至其它系统的 管道都装有逆止阀。抽汽逆止阀的位置尽可能的靠近汽轮机的抽汽口，以便当汽轮机跳 闸时，可以尽量降低抽汽系统能量的贮存。同时该抽汽逆止阀亦作为防止汽轮机进水的 二级保护。 汽机的各级抽汽，除了最后三级抽汽外，均装设具有快关功能的电动隔离阀作为汽
轮机防进水的一级保护。在各抽汽管道低位管段的顶部和底部分别装有热电偶，作为防 进水保护的预报警，便于运行人员预先判断事故的可能性。 四级抽汽去除氧器管道上除设有上述双重逆止阀外，在除氧器进口处还安装一个电 动隔离阀和一个逆止阀。除氧器还接有从辅助蒸汽系统来的蒸汽，用作启动加热和低负 荷稳压及防止前置泵汽蚀的压力跟踪。
给水泵汽轮机的正常工作汽源从四级抽汽管道上引出，装设有流量测量喷嘴、电动 隔离阀和逆止阀。逆止阀是为了防止高压汽源切换时，高压蒸汽串入抽汽系统。当给水 泵汽轮机在低负荷运行使用高压汽源时，该管道亦将处于热备用状态。当主机负荷重新 上升时，调节器又能自动地将汽源切换到工作汽源。小汽机排汽进入小机凝汽器。 按 ASME TDP-1的要求，在抽汽系统的各级抽汽管道的电动隔离阀前后和逆止阀
后，以及管道的最低点，分别设置疏水点，以保证在机组启动、停机和加热器发生故障 时，系统中不积水。各疏水管道单独接至凝汽器疏水扩容器。 4) 给水系统 每台机组设置 1台 50%容量的汽动给水泵。每台机组设 1台 25%~30%容量启动用 的电动定速给水泵，既节省投资，又满足启动要求。 高加采用单列形式。每台机组共设置 3台卧式、双流程高压加热器。由于目前高压
加热器的可靠性明显提高，因此三台高加采用大旁路系统。 给水泵出口设有最小流量再循环管道并配有相应的控制阀门等，以确保在机组启动 或低负荷工况流经泵的流量大于其允许的最小流量，保证泵的运行安全。每根再循环管 道都单独接至除氧器水箱。 给水总管上装设 25%~30%容量(根据锅炉最小直流负荷确定)的启动旁路管道，旁路
管道上设置气动调节阀，以增加机组在低负荷时的流量调节的灵敏度。
