东莞热电扩建项目审查意见一稿

查意见

东莞中电新能源热电有限公司：

根据委托，我公司组织专家于2012年5月31日至6月2日在广东省东莞市主持召开了《东莞中电新能源热电厂2×350MW级燃机扩建工程可行性研究报告》（简称《可研报告》）审查会，对广东省电力设计研究院提交的项目可行性研究报告进行了审查。

审查会前，我公司专家组和部分代表踏勘了项目扩建场地。审查会期间，全体参会代表在听取了广东省电力设计研究院对本工程可行性研究报告的介绍，分专业组进行了讨论并形成会议纪要。审查会后，有关单位根据会议纪要要求对进行了补充完善,并于2012年11月提交了《可研报告》（收口版）,我公司对此做了进一步审查。经审查，原则同意广东院编制的项目《可研报告》（收口版），主要审查意见如下：

一、项目建设的必要性 （一）热负荷市场分析 1.供热现状

中电新能源热电厂现有的2台18万千瓦热电联产机组最大供汽能力120吨/小时，主要供给华润雪花啤酒生产工

艺用汽，最大热负荷80吨/小时。区内其他工业企业主要采用自备锅炉供汽，目前有48家企业建有自备锅炉88台，总蒸发量351.8吨/小时（含华润雪花啤酒已停用自备锅炉3台，总蒸发量60吨/小时），均为燃油气和燃煤炉。上述企业自备锅炉大多属于《广东省珠江三角洲清洁空气行动计划》要求关停淘汰的小锅炉范围，普遍存在锅炉容量小、效率低、安全隐患大、环保设施简陋、严重污染环境等问题。

审查认为，中电新能源热电厂现有机组供热能力，尚无法完全替代区内企业自备小锅炉供热，不满足该区域内现状集中供热的热负荷需求。

2.热电联产规划

《东莞市东城工商业集聚区及周边区域热电冷联产规划》由广东省技术经济研究发展中心于2010年8月编制完成，目前尚未得到批复。该规划供热范围为东城工商业聚集区及周边区域，包括西部片区（东城科技工业园、光明、虎英片区）、中部片区（东莞国际汽车城、上屯工业区、百业工业园、电厂东侧边缘）、东部片区（华南工业园）和北部片区（周屋、温塘工业区、主山工业区、东城周边地区）。

根据规划，中电新能源热电厂作为东城工商业聚集区及周边区域的热源。该厂现有2台18万千瓦燃气热电联产机组，并计划扩建2台35万千瓦级燃气－蒸汽联合循环热电联产机组，逐步替代片区内分散式燃油气和燃煤锅炉。

按照国家发展热电联产的产业要求，热电联产项目应以热电联产规划为依据，并作为项目供热范围界定及上报核准的依据。由于2007年12月27日由东莞市发展和改革局批复的《东莞市热电联产规划》与本项目依据的《东莞市东城工商业集聚区及周边区域热电冷联产规划》有冲突，审查建议建设单位提供修编的《东莞市热电联产规划》，并补充提交东莞市对《东莞市东城工商业集聚区及周边区域热电冷联产规划》的批复文件，作为本项目供热范围的界定依据。

3.热负荷

根据《东莞东城工商业集聚区及周边区域热电冷联产规划》，东完市东城工商业集聚区及周边区域近期（2015年）热负荷汇总如下：

（1）制冷期（4～10月份）：最高热负荷468.0吨/小时，平均热负荷为384.7吨/小时，最小热负荷305.4吨/小时，包括工业热负荷、生活热水及空调制冷热负荷。详见下表：

近期热负荷汇总（制冷期） 单位：吨/小时

区域 西部片区 中部片区 东部片区 北部片区 合计 最大 163.8 104.7 71.5 128.0 468.0 平均 136.4 88.7 57.2 102.4 384.7 最小 109.6 76.1 42.9 76.8 305.4 （2）非制冷期（11～3月份）：最高热负荷400.4吨/小时，平

均热负荷为317.1吨/小时，最小热负荷为237.8吨/小时，包括工业热负荷及少量生活热水及空调制冷热负荷。详见下表：

近期热负荷汇总（非制冷期） 单位：吨/小时

区域 西部片区 中部片区 东部片区 北部片区 合计 最大 139.3 61.6 71.5 128.0 400.4 平均 111.9 45.6 57.2 102.4 317.1 最小 85.1 33.0 42.9 76.8 237.8 4.设计热负荷

《可研报告》提出，电厂抽汽供热参数为2.0兆帕、330℃，折算至电厂出口供汽参数为：供汽参数为2.0兆帕、330℃，最大热负荷为397.7吨/小时（同时率按85%计取），最小热负荷259.5吨/小时，平均热负荷326.9吨/小时。

本项目建成后，当1套9F机组故障或检修时，另一套9F机组与现有两套9E机组的供热能力可以100％保证设计热负荷的需要。

审查同意热源供热参数的设计原则，建议新建9F机组和原有两套9E机组的抽汽均进入厂内热网首站（配汽站)。

（二）电力市场分析 1.区域电网现状

截至2011年底，广东省发电装机总容量76300兆瓦（不含铜鼓、靖海、海门未核先建5000兆瓦），同比增长约9.3%。

2011年广东全社会用电量4399亿千瓦时，同比增长8.4%。城乡居民生活用电量622.7亿千瓦时，同比增长12.8%。2011年广东全社会用电最高负荷达到80000兆瓦，同比增长11.9%，其中统调最高负荷74750兆瓦。

截止2011年底，本项目所在的东莞市电源装机容量共6586兆瓦，扣除沙角电厂约2680兆瓦的机组电力通过500千伏电网送深圳和广州后，东莞实际可利用的电源装机容量为3906兆瓦。2011年东莞用全社会电量和全社会最高负荷分别为586亿千瓦时和11000兆瓦，分别比上年增长3.7%和4.4%。

2.电力需求预测

根据《广东省电力工业“十二五”及中长期发展规划》（审定版）相关研究成果，中负荷方案下，预测2015年广东省全社会用电量和全社会用电最高负荷将分别达到6060亿千瓦时、106800兆瓦，“十二五”年均增长率分别为8.3%和8.4%；2020年全社会用电量和全社会用电最高负荷分别为7800亿千瓦时和140000兆瓦，“十三五”年均增长率分别为5.2%和5.6%。

根据《2011年东莞电网滚动规划报告》（审定版）的研究成果，预测东莞市全社会用电量和全社会用电最高负荷各规划水平年分别为：2015年760亿千瓦时和14500兆瓦，“十二五”年均增长率分别为6.2%和6.6%。2020年920亿千瓦

时和17700兆瓦，“十三五”年均增长率分别为3.9%和4.1%。

电厂近区范围主要包括东莞西南部的虎门、沙田、长安、厚街、大岭山、松山湖等6个镇区，其中长安镇是东莞市的工业重镇。预计2015年该区域全社会用电量和用电最高负荷分别为212.5亿千瓦时和4280兆瓦，“十二五”期间年均增长率分别为5.5%和7.2%；2020年全社会用电量和全社会用电最高负荷分别为257.5亿千瓦时和4970兆瓦，“十三五”期间年均增长率分别为3.9%和3.0%。

3.电力平衡分析

经对广东省电力供需情况初步分析（详见附表1），2014年～2015年，即“十二五”后两年，若西电按照协议满送，则全省电力盈余约在6983～10095兆瓦左右；即便考虑贵电减送5000兆瓦，“十二五”后两年电力供应仍可基本满足要求。2016年～2020年，仅考虑已获路条及核准电源，广东将出现大量电力缺口。至2020年，电力缺口将达到22153兆瓦；若考虑贵电持续减送5000兆瓦，电力缺口将扩大至27153兆瓦。因此，广东省内完全可消纳本电厂机组电力。

经对东莞市220千伏及以下系统电力平衡分析，由于东莞市电力需求较大，而地区规划新增电源较少，220千伏及以下电网电力出现较大缺口。2014年，东莞220千伏及以下电网电力缺额达到12693兆瓦，2015年为13671兆瓦。“十三五”期间，东莞220千伏及以下电网电力缺额逐年扩大，

至2020年电力缺额达到17356兆瓦。由此可见，东莞220千伏及以下电网具备消纳中电新能源热电厂本次扩建机组电力的空间。

随着东莞西南部用电负荷的增加、小火电的退役，西南部220千伏及以下电网电力缺额日益增大。2014年电厂近区存在3300兆瓦电力缺口。而至2015年，电厂近区电力缺口达到3968兆瓦。“十三五”期间，电厂近区电力缺额逐年增大，至2020年，电厂近区存在约5333兆瓦的电力缺额。因此，电厂近区东莞西南部220千伏及以下电网具备消纳本次扩建工程2×350兆瓦级机组电力的空间。

（三）项目建设的必要性 1.满足当地电力负荷增长的需要

根据地区电力平衡分析，东莞市及电厂近区220千伏及以下电网电力缺额日益增大，2015年为13671兆瓦，至2020年电力缺额达到17356兆瓦。2015年电厂近区电力缺口达到3968兆瓦，至2020年电厂近区存在约5333兆瓦的电力缺额。 中电新能源热电厂扩建机组建成后，其所发电力在东莞地区电厂近区消纳，作为东莞地区的骨干电源可对东莞地区负荷发展提供有力支撑，同时缓解省网向东莞电网的供电压力，

2.改善优化地区电源结构

截止2010年底，东莞110千伏及以下电源装机容量2298兆瓦，其中单机容量50兆瓦及以下的火电机组容量为195MW，

所占比重为8.5%，这些电源经济效益差、难以调度，并且机组寿命短，到期也必须退役。同时考虑到珠三角地区负荷占全省负荷的近80%，但该区域内电源装机仅能满足区内不到45%的负荷需求（不包含备用）。受制于环境容量的压力，区内近年投产电源较少，支撑电源严重不足，缺乏足够的事故应急电源以及黑启动电源，电网抵御严重故障的能力较弱。中电新能源热电厂扩建机组的投产，能够为东莞市小火电的退役创造了条件，提高了系统的综合效益，促进了电源结构的优化，同时作为珠三角地区电网的重要电源点支撑，能够提高电网的抵御严重故障的能力。

3.提高清洁能源比重，适应低碳经济发展的要求 天然气电厂与燃煤电厂相比，在环境排放上具有如下优点：无SO2、无烟尘、无灰渣排放，NOx排放量与相同容量燃煤电厂相比可减少57%以上，单位发电CO2排放量约为燃煤电厂的50%。本期扩建机组均为燃气机组，该两台扩建机组投产后，可提高清洁能源的比重，适应低碳经济发展的需要。

4.本项目实施热电联产，作为东莞市东城区科技工业园内的公共集中供热热源，可取代东城工商业聚集区及周边区域48家企业自备锅炉88台，项目建成后，可为该区域新增提供440吨/小时集中供热能力，对区域经济发展、能源节约和环境保护具有重要意义。

综上所述，东莞中电新能源热电厂2×350MW级燃机扩

建工程的建设，可缓解广东省向东莞电网的供电压力，满足东莞地区电力负荷的需求，作为该地区的电源支撑点，向东莞市东城区科技工业园提供热（冷）负荷，取消工业园内的供热小锅炉，为工业园区减排创造条件。因此，东莞中电新能源热电厂2×350MW级燃机扩建工程的建设是必要的。

二、建设规模及装机方案 1.建设规模

根据《东莞东城工商业集聚区及周边区域热电冷联产规划》，东莞中电新能源热电有限公司拟扩建两套(F级) 350MW级燃气-蒸汽联合循环热、电、冷联供机组。根据《可研报告》提供的机组热平衡数据，每套机组的平均供热量为：2.0MPa，330℃，135.0吨/小时。两套机组总供热量为：2.0MPa ,330℃，270吨/小时，最大为400.4吨/小时。两套(F级) 联合循环供热机组可满足本项目供热范围内近期热负荷的需求。热电比、热效率符合国家有关规定。

2.装机方案

原则同意本工程建设2×350MW级的联合循环供热机组，并采用 “一拖一”双轴配置的装机方案；同意采用三压、再热、卧式自然循环、无补燃的余热锅炉；根据本工程供热参数，采用的蒸汽轮机为高压级、再热、抽汽凝汽式机组。

审查建议下一阶段通过技术经济比较和各供汽管线的远端热用户用汽参数，进一步优化供热参数。

三、接入系统方案

广东电网公司以广电办函[2012]171号批复本工程接入系统报告，以220千伏一级电压接入系统，出线两回，接入立新变电站。

四、建厂条件 （一）厂址

电厂厂址位于东莞市东南部11公里处的同沙镇，位于东莞市东城科技工业园区南部工业组团的南端。

本项目属于老厂扩建，电厂原按4×9E级燃气-蒸汽联合循环机组统筹规划，一期工程已建成2台机组，本期工程扩建改为2×350MW“9F”级燃气-蒸汽联合循环机组，扩建场地主要由原规划的#3、#4机组（2×9E级燃气-蒸汽联合循环机组）的预留扩建用地、拆除厂区东北侧老厂已有厂前附属建筑和厂区西侧的油罐区场地、征用厂区西南侧广东基础工程公司东莞分公司的仓储用地等三部分组成。本项目建设用地仅新增厂区西南侧广东基础工程公司东莞分公司的仓储用地0.79hm，其余用地均处于原厂区范围内，厂区墙内用地面积为6.75公顷，基本满足电厂扩建2×350MW 级燃气-蒸汽联合循环机组用地要求。

厂址内无文物古迹，附近无自然保护区及军事设施。目前本项目已取得广东省国土资源厅“粤国土资矿查[2006]21号”关于东莞东城东兴LNG热电厂一期工程建设项目用地有无压覆矿床的审查意见，该建设项目用地不压覆重要矿床。

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（二）交通运输

园区内主干道为东科路和经十路。电厂西侧为东科路，西南侧为经十路，均为双向4车道混凝土路面，其中经十路东面接工业园区外的松山湖大道。厂区北侧为同欣路，是工业园区的支路。电厂主入口位于厂区东北侧，由同欣路引入，次入口位于厂区西侧，由东科路引入，本期工程可不新建。

（三）燃料供应及输送 1.燃料供应

东莞中电新能源热电有限公司已与中海石油气电集团有限责任公司广东贸易分公司签署了“天然气销售与购买原则协议”，年供应液化天然气约为59万吨，并与东莞新奥然气有限公司签署了“天然气供用气协议”，年供应西气东输二线的天然气6.5亿立方米。

西气东输二线天然气-广州的天然气主管线及广州-深圳支管线已建成投产。到2015年计划建成粤东、粤西天然气输送主管网二期工程，实现珠三角北干线天然气与大鹏LNG、粤东LNG、粤西LNG管道连通。形成通达全省21个地级以上城市的天然气输送网络，建成以珠江三角洲为中心，向东西两翼和北部延伸的输气主干管网。

2.燃气输送

本期工程考虑新建一条从大鹏燃气站（东莞分输站）至厂区的天然气管道，将LNG液化天然气输往电厂，并在厂区

内新建计量调压站。西气东输二期天然气考虑在大朗建高高调压站一座，经高高调压站稳压后输送至电厂。

（四）电厂水源

本期扩建工程2×350MW级热电联产机组全厂用水量1115立方米/小时（2.68万立方米/日）,电厂年总用水669万立方米，耗水指标为0.324 m³/s．GW。

本期扩建工程淡水用水采用城区自来水及同沙水库联合提供补给水的方式。本期扩建工程淡水用水量与一期机组合计用水总量为884.8万立方米/年（其中一期机组用水215.8万立方米/年）,其中取用城区自来水35.6万立方米/年,取用同沙水库水849万立方米/年。鉴于同沙水库在保证率97%时尚余水量为1796万立方米，完全可满足本期扩建及一期已建机组的淡水用水量。东莞中电新能源有限公司已于2003年7月与东莞市东城自来水公司签订了供水协议，每小时用水930立方米，年用水37万立方米，城区自来水供应可满足本期扩建及一期的自来水总用水量。

本项目已取得东莞市水务局东水务审[2012]3001号文关于本工程水资源论证报告的批复。

（五）区域地质及岩土工程

1.扩建工程场地在大地构造上属华南地槽褶皱系的一部分，位于惠阳凹陷区的西部，近场区有断裂发育，但它们与扩建工程场地的距离均不小于3km，且活动性较弱，根据

《火力发电厂岩土工程勘测技术规程》（DL/T5074—2006），扩建工程场地可不考虑断裂的影响，适宜建设。

2.根据本工程场地地震安全性评价报告，扩建工程场地50年超越概率10%的地震动峰值加速度为0.087g，相应地震基本烈度为Ⅵ度。广东省地震局以粤震安评[2012]144号批复本工程场地地震安全性评价报告。

3.扩建工程场地原始地貌为低山丘陵及山前冲积平原，现已平整。工程场地内上覆粘性土、淤泥及淤泥质土、砂土和残积砂质粘性土，下伏花岗岩。上部地层（含填土）工程性质较差，局部存在淤泥层，且砂土在地震烈度为7度时可能产生轻微～中等液化，审查原则同意主要和部分附属辅助建（构）筑物采用桩基础，建议优先考虑采用PHC桩，余下建（构）筑物可采用天然地基。依据不同建（构）筑物和地层条件，桩基可采用下部粘性土或风化岩作为持力层。建议设计单位对桩基方案作进一步优化，并编写桩基试桩大桩，经审查后开展桩基原体试验。

4.根据《建筑抗震设计规范》（GB50011—2010），扩建工程场地土为中软土，建筑场地类别为Ⅱ类。

5.扩建工程场地内地下水为上部松散岩类孔隙水和基岩裂隙水，地下水位埋深2.35～5.95米。地下水对混凝土结构具微腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性。

6.根据本工程场地地质灾害危险性评估报告，扩建工程

场地及附近无影响场地稳定的不良地质作用。广东省国土资源厅以粤国土资（地灾）备字[2012]127号文批复同意本工程地质灾害危险性评估报告备案登记。

五、工程设想

（一）总体规划及厂区总平面布置 1.厂区总体规划

《可研报告》根据场地条件提出了两个厂区总平面布置方案，方案一2×350MW机组集中布置在老厂#1、#2机组东侧，方案二两台机组分开布置。经技术经济比较，审查基本同意《可研报告》推荐的厂区总平面布置方案一，即将2×350MW机组集中布置在#1、#2机组东侧预留的扩建场地及拆除厂前建筑后的场地上。主厂房固定端朝东，向西扩建，朝南出线。主厂房采用汽机房和燃机房脱开布置的形式。主厂房区从南至北依次布置了燃机厂房、余热锅炉、烟囱、汽机厂房、综合生产楼。综合生产楼内包括集控室（两机一控）、行政办公区、食堂、CEMS监测间、热网首站等。循环水系统采用机力冷却塔，冷却塔区“一字形”布置在主厂房区东侧。配电装置采用220KV GIS，布置在老厂110KV GIS东侧。变压器布置在燃机厂房南侧，采用电缆进线。汽机房与汽机主变间采用电缆桥架连接。水处理生产设施区包括净水站、化水车间、污水处理站，布置在#1、#2机组西侧油罐区、油泵房、启动锅炉房拆除后的场地上。柴油机房、空压机房和启

动锅炉布置在燃机主厂房区南侧，氢站布置在化水车间西侧，调压站布置在厂区西南侧新征的用地上，材料库检修间布置在污水处理站东侧。

2.厂区防洪及竖向规划 （1）厂区防洪

厂址所在地为低山丘陵，原始高程在30～60米之间，属东江支流黄沙河流域。东江干流在厂址北面10公里处，东江石龙头百年一遇洪水位8.66米，厂址不受东江干流洪水影响。黄沙河在厂址以北2公里处自西向东流过，黄沙河流域无水文观测资料，黄沙河两岸为洼地，地势低于10米，黄沙河洪水对厂址无影响。

厂址西侧临近同沙水库库尾，同沙水库坝顶高程25.39米，低于场坪标高，同沙水库洪水对厂址没有影响。厂址南侧的佛岭水库坝顶高程为35.9米，低于厂址南侧地坪标高。

同意本期工程主厂区场坪标高与一期工程一致，均采用35.3米标高；新建汽机厂房及燃机厂房室内零米标高为35.6米；厂区西南角的二级调压站场平标高暂定为40.0米，厂区西侧辅助生产设施区场坪标高为36.5米。

审查建议，下阶段设计时，根据各工艺专业审查意见优化厂区总平面布置。

（二）热力系统及给水系统

1.原则同意《可研报告》拟定的如下热力系统方案：

（1）每台机组的热力系统和给水系统采用单元制。主蒸汽管道采用A335P91材料；低温再热蒸汽管道采用20号钢；高温再热蒸汽管道采用A335P22材料；每台机组的高、中、低压蒸汽系统均设置100%容量的旁路系统；

（2）每台机组的给水系统设置两台100%容量变频调速高压给水泵、两台100%容量电动定速中压给水泵及两台低压省煤器再循环泵；同意给水管道采用20G钢材。

（3）每台机组的凝结水系统设置两台100%容量变频调速凝结水泵。设一台200立方米凝结水补充水箱，配置两台补给水泵；

（4）每台机组配置两台100%容量的闭式冷却水泵和两台100%容量的水-水热交换器及容积为5立方米膨胀水箱。

（5）每台机组抽真空系统设置两台100%容量的水环式真空泵。

2.同意本期工程设置一座空压机房，安装4台空压机及其配套的过滤、干燥、储气罐等设备，向本期两套机组提供仪用、检修等压缩空气。

（三）燃料供应及处理系统

天然气从厂外调压计量站接入电厂的调压站，对天然气完成计量、加热、过滤、调压、气液分离等工艺，然后输送到各台燃气轮机燃料模块供燃机燃用。同意调压站管路两台机组设置三条天然气管道，两运一备。

(四）主厂房布置

原则同意主厂房采用两套F级燃气轮机和蒸汽轮机布置在各自厂房内的布置形式，其特征尺寸如下：

燃机的主厂房控制尺寸为：厂房主跨横向跨度为36米，屋架下弦标高为26.3米，发电机侧的屋面标高14.5米，厂房纵向总长度为85米，两套燃机中心距为42.5米，两台机组共用一台100吨/20吨桥式吊车，轨顶标高为21.415米；余热锅炉露天布置。燃机厂房A列柱中心至烟囱中心距离为74.266米，烟囱高度为60米。

汽机的主厂房控制尺寸为：厂房主跨横向跨度为36米，屋架下弦标高26.3米，厂房纵向总长度为85米，两台机组中心距为42.5米，两台机组共用一台100吨/20吨桥式吊车，轨顶标高为21.415米。

待主机设备通过招标落实后，进一步优化主厂房布置，在初步设计审查时审定。

（五）电气部分

1.根据广东电网公司广电办函[2012]171号关于本项目接入系统报告的批复，2×350MW级燃气-蒸汽联合循环机组以220千伏一级电压接入系统，出线两回接入立新变电站。

2.同意本工程起动/备用电源暂按从本工程220千伏配电装置引接方案。

3.下一阶段应根据燃气轮机实际出力和蒸汽轮机实际

出力选择确定主变压器容量。

4.应根据工艺系统负荷情况，对厂用变压器容量、台数进行论证，待项目初步设计阶段确定。

5.应在下一设计阶段根据短路电流计算结果，确定厂用电6千伏开断设备的短路容量。

6.原则同意220千伏配电装置采用全封闭组合电器（GIS）型式，与A排外变压器区联合布置为一体建筑。

（六）电厂化学部分

1.同意采用经净化处理的同沙水库地表水为电厂工业用水的补给水源方案，并在下阶段设计时进一步收集每月1份全年12份的水质全分析资料作为设计依据。

2.根据《可研报告》提供的水质资料，同意锅炉补给水处理系统暂按采用活性炭过滤及一级除盐加混床处理方案设计。本期正常补给水量为382吨/小时（不考虑供汽回收），预留第3台机组扩建增加水处理设备的位置。下阶段设计应进一步根据厂内外水汽损失量和水质分析资料，优化水处理系统工艺、设备出力及各级设备容量。

3.根据《配套热网工程可研报告》提出的“本期工程不考虑供汽凝结水回收”的意见，本期工程可不设回水处理装置，建议预留扩建条件。

4.由于加药点较多，同意每台机组设置1套凝结水、给水加氨；高中压给水及闭冷水系统除盐水加联氨及高中压汽

包炉水加磷酸盐处理的方案。下阶段根据厂家资料进一步确定加药点位置。

5.同意每台机组设置1套集中汽水取样装置及配置必要的化学检测仪表方案。

6.同意循环冷却水采用加阻垢、缓蚀剂及杀菌剂处理，浓缩倍率为4倍的设计方案。

7．同意全厂设置2套5标准立方米/小时电解制氢装置及4台13.9立方米的贮氢罐方案。

8．同意全厂设置2套处理能力为50吨/小时，处理工艺为氧化、中和及澄清、过滤处理的集中工业废水处理装置方案。增加次氯酸钠加药设施及次氯酸钠和碱液加入废液贮存池的接口。

9．同意全厂配置1台移动式绝缘油净油设备。 （七）热工自动化部分

1．同意本期工程2×350MW级燃气-蒸汽联合循环热电联产机组和天然气调压站、循环水等公用系统与化水等辅助车间及220千伏电力网络一并在集控室集中监控。

2．原则同意集控室按三机一控（本期2台机组、预留1台机组）规划布置，集控室设在综合生产楼内。

3．同意燃气蒸汽联合循环机组采用较高的自动化水平，能在集控室内实现机组及辅助系统的启停、运行监视和调整及事故处理。燃气轮机和汽轮机均设置机组自启停程序。

4．原则同意燃气蒸汽联合循环机组分散控制系统（DCS）随联合循环机组配套供货或另行单独招标，监控范围包括余热锅炉、蒸汽轮机、发电机及厂用电系统；燃气轮机的控制系统随燃机供货。

5．同意两台燃气蒸汽联合循环机组共同设一段公用DCS系统（预留第三台机组的接口），天然气调压站及电气公用系统等接入公用DCS系统。

6.同意化水车间、污水处理系统等辅助车间改为采用分散控制系统控制，并设置辅助车间网（BOP网），在机组集控室对全厂辅助系统（车间）集中监控，实现现场无人值班。

7.热网首站入口的供热蒸汽流量计量装置应满足计量精度要求。热网管网远程监控终端设置在供热配汽站（设置）。

8.本期工程厂级管理信息系统（MIS）首先宜在改造一期现有MIS基础上扩容（或扩建），必要时重新建一套厂级管理信息（MIS），并在本项目上级主管公司统一规划的框架下实施。

9.原则同意本期工程增设厂级监控信息系统（SIS）。建议SIS与MIS系统合网建设，以减少网络设备的重复设置。

10.原则同意本期工程设置一套闭路工业电视监视系统及门禁系统。

（八）水工及消防

1.供排水系统

（1）同意本期扩建工程2×350MW燃气热电联产机组采用带逆流式机械通风冷却塔的扩大单元制循环供水系统。每台机组配5格冷却能力为5000立方米/小时的机械通风冷却塔，两台机组共用1座循环水泵房。建议下阶段根据当地气象条件对选用的机械通风冷却塔的冷却能力进行核算。

（2）同意补给水系统中取水头部、引水管、补给水泵房土建结构按3×350MW级机组容量一次建成。本期建设时泵房内安装3台补给水泵2用1备，并预留1台补给水泵的安装位置。单台补给水泵设计参数为：流量603立方米/小时,扬程55米。补给水泵出水通过2×DN500的管道，全长约3公里，送入厂区净水站。补给水泵房建在同沙水库附近。

（3）同意净水站按3×350MW级机组容量规划建设场地。本期建设出水能力为450立方米/小时斜板沉淀池3座，出水能力为250立方米/小时空气擦洗重力滤池2座。场地预留1座斜板沉淀池和1座空气擦洗重力滤池的安装位置。

（4）同意厂内设综合水泵房，安装消防水泵、生活水泵。 （5）同意厂内按采用分流制排水系统进行设计。 2.消防系统

（1）同意本期扩建工程消防设计方案。设置1台电动消防泵，1台柴油消防泵，稳压装置1套。

（2）本期扩建工程暂按配置2辆消防车及车库计列投

资，建议项目单位与科技工业园区协商，由工业园区统一设置消防站。

（九）建筑结构 1.地基基础

（1）根据本阶段岩土工程勘测报告，扩建场地已平整，厂区地基土共7个大层，自上而下为素填土、粉质粘土、淤泥、中砂、砂质粘性土、全~微风化花岗岩，场地为中软土，建筑场地类别为Ⅱ类。场地平整已经过地基处理，但上层填土仍处于不均匀状态，下层局部地段存在流塑状淤泥，不宜直接采用天然地基，同意对软土层进行加固处理，处理后经验算强度、变形满足要求时可作为荷重较轻的一般建筑物持力层。原则同意主厂房等主要建筑物及重要辅助生产建筑采用高强度预应力管桩（PHC）桩，根据建筑物的性质和荷载情况选择合适的桩端持力层。

（2）广东院在总平面确定后，编写试桩大纲，经审查后由项目单位组织进行试桩，以确定桩型及单桩承载力。

（3）采用桩基后同意燃气机房、汽轮发电机房，集控楼等框架以基础为主，局部为条形或联合基础。同意燃气机基础、汽轮发电机基础，余热锅炉基础，钢烟囱基础釆用筏板基础。其余建筑物基础为或条形基础。

2.建筑部分

（1）本期工程为扩建2×350MW级燃气一蒸汽联合循环

机组，厂区现有辅助、附属及公共福利建筑，保留部分可以利用。审查同意根据需要新建一栋综合办公楼（含集中控制室、食堂等）。

（2） 同意燃汽房、汽机房外墙1.2m以下釆用轻质砌体围护，1.2m以上采用复合彩色镀铝锌压型钢板封闭。其余厂区建筑物内、外墙体均采用轻质砌体围护。所采用的墙体材料应符合《公共建筑节能规范》要求。

（3）原则同意广东院推荐的建筑设计方案及装修标准，並按照《火力发电厂建筑装修标准》（DL/T5029-94）中的规定，与一期工程协调。

3、结构部分

（1）本工程按6度抗震设防，根据工艺布置，燃机房、余热锅炉房和汽轮房发电机房采用脱开布置方式，两厂房均为高低不等的双跨厂房，主跨24.0米，副跨12.0米， 同意燃机房、汽机房承重结构采用全钢结构，并建议纵、横向采用框架-支撑抗侧力结构体系，通过楼层及屋面结构组成稳定的空间结构体系，采用空间程序进行应力分析计算，计算结果强度及位移值应满足规范要求。

（2）同意燃机房、汽机房楼面采用钢梁现浇钢筋混凝土板组合结构，原则同意燃机、汽机房屋面采用钢屋架有檩体系轻型屋面。为提高屋面的整体刚度及使用耐久性和防水可靠性，建议考虑屋面结构采用镀锌压型钢板底模现浇轻质

钢筋混凝土板加防水层做法。

（3）同意汽机房吊车梁采用焊接H型钢梁结构，设计应考虑加强吊车梁与主厂房框架柱的连接，以减小横向框架结构的变位，满足抗震要求。

（4）烟囱为钢结构由供货商设计供货。

（5）原则同意220千伏出线架构采用钢结构，220千伏 GIS屋内配电装置，化学水处理室，空压机房，综合生产楼等辅助及附属生活建筑采用现浇钢筋混凝土框架结构。

（6）建议厂区综合管架结构形式与一期统一或采用钢管结构。

（7）根据《中国抗震动参数区划图》及《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010），厂址50年超越概率10%的水平向地震动峰值加速度为0.05g，地震设防烈度为6度，场地土为中软土，建筑场地类别为Ⅱ类，属对建筑抗震不利地段。建议设计单位应根据批准后的地震安全性评价报告提供的相关参数进行厂区建（构）筑物地震计算，并根据现行《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）及《火力发电厂土建结构技术规程》（DL5022-2012）对厂区乙类建（构）筑物的抗震措施按设防烈度提高1度进行设计。

九、环境保护及水土保持 （一）环境保护

1.原则同意设计执行的环境保护标准，建议将执行的环

保标准报东莞市环保局及广东省环保厅审批。

2.本工程燃用天然气，为清洁燃料，主要成分为甲烷，排放的烟气中在ISO工况烟尘的排放浓度＜5毫克/标准立方米；NOx的排放浓度＜50毫克/标准立方米；SO2的排放浓度0.118毫克/标准立方米，满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）及广东省《火电厂大气污染物排放标准》（DB44/612-2009）的要求，为满足环保标准进一步提高的要求，同意预留安装脱硝装置空间。按年利用6000小时计算SO2排放量2.52吨/年;NOX的排放量1388吨/年，应落实NOx排放指标。

3.同意厂区排水采用分流制，分生活污水，工业废水和雨水三个排水系统。建设2×5立方米/小时生活污水处理；2×50立方米/小时工业废水处理站; 2×5立方米/小时的含油废水处理站;经处理后的水质满足广东省《水污染物排放限值》（DB44/26-2001）的第二时段二级标准（水质排放标准以环评批复意见为准），采用与冷却塔排水一同排入市政污水管网；厂区雨水收集后自流排入市政雨水管网。

4.同意在设备订货时，要求制造厂商提供的设备应符合国家产品噪声标准，并对噪声超标的设备和必要的设备采取消声、隔声、防振、减振、隔振措施。并在运行及管理人员集中且噪声超标的车间及值班处，采取隔声、吸声措施，防止噪声的污染。

5.同意本期工程的环境监测依托一期工程的环境监测机构和监测站，仅补充相应的仪器设备。

6.同意每个烟囱均安装烟气自动连续监测装置。 7、应抓紧环境影响报告书的编制和审批工作。 （二）水土保持

项目所在地东莞市属国家级水土流失重点监督区，执行建设类项目水土流失一级防治标准。审查认为，《可研报告》根据现场情况，提出的水土流失防治措施基本可行。

广东省水利厅以粤水水保[2012]116号文批复本工程的水土保持方案，认为报告编制依据充分，水土流失防治目标和防治责任明确，水土保持城市总体布局及分区防治城市基本可行，基本同意该水土保持方案作为下阶段开展水土保持工作的主要依据。

十、劳动安全

《可研报告》分析了电厂在生产过程中存在的安全危害因素，并针对火灾、爆炸、电气伤害、机械伤害、化学伤害、噪声、振动、灰尘及其他伤害等各种危害因素，提出了一系列针对性的安全防护措施。审查认为，采取得安全防护措施基本可行。

按照生产监督管理局安监管理司办字[2004]28号文的要求，以及《安全生产法》的规定，应开展安全预评价报告的编制和审批工作。

十一、职业卫生

《可研报告》对电厂在生产过程中，可能产生职业病的危害因素进行了分析，并针对这些危害因素采取了一系列防护措施。审查认为，提出的防护措施基本可行。

本工程职业病危害预评价报告已上报东莞市卫生局进行登记，东莞市卫生局以东卫职预审[2012]第3号文批复，准予通过职业病危害预评价报告。

十二、节约能源

（一）资源利用和节约能源的编写，基本符合国家发展改革委发改投资[2006]2787号文要求的内容，对工程的合理利用资源，能源消耗指标、节能措施、节能效果进行了分析。同意《可研报告》遵循的节能标准和节能规范。

（二）本项目扩建2×350MW级燃气—蒸汽联合循环机组，燃用大鹏LNG或西气东输二期天然气，资源利用较为合理。

（三）本项目采用F级联合循环机组，技术先进、热效率高，在ISO条件下的联合循环效率为59%（LHV），比E级机组约高8个百分点，是国际上技术成熟较先进的燃机。

（四）同意本工程采用的以下节能节水措施： 1.选择效率高的发电机，容量与汽轮机参数相匹配，降低电能损耗。

2.选用节能型电动机，高效节能泵，低损耗节能型变压

器、高效节能灯具及光源设备。

3.建筑物采用联合布置充分利用空间，厂区管线采用综合管架，节约厂区占地。

4.汽水循环采用三压再热，提高汽水循环侧的热效率；余热锅炉采用三压再热、自然循环，提高热效率；高压给水泵及凝结水泵采用变频调速，节约厂用电。

5.加强水务管理，各类废污水经处理达标后回用。 6.严格执行建筑设计节能规范，选择性能好、导热系数小、保温性能好、强度高的建筑材料。

7.建筑物的布置尽可能采用自然采光，自然通风，减少照明和空调，节约电耗。

（五）经初步分析在年供热量562.27×10GJ,年供电量40.58×10kwh,与相同燃料、相同供热规模的分散供热锅炉相比，相同电量的凝汽式机组可节约天然气1.4125亿标准立方米,折合标煤16.04万吨。

（六）同意《可研报告》提出的下阶段设计时的节能设想，并在设计中认真贯彻执行。

（七）按照国家发展改革委第6号令的要求，应开展本工程项目节能评估报告编制和审批工作，并将审批意见贯彻到下阶段设计中。

十三、投资估算、资金来源、财务分析 （一）投资估算

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1.同意《可研报告》（2012年11月版）提出的项目投资估算的主要编制原则和依据：即执行现行概算定额及费用标准并按定额[2011]39号文计列建安人工工日单价调整，按定额[2012]2号文安装材机费调整，按定额[2012]6号文计列建筑机械价差，按2011年水平限额指标中实际价计列安装主材价差、按2012年10月当地市场价计列建筑材差。

2.经审查，按2012年11月价格水平计算，发电工程静态投资234997万元，单位投资3013元/千瓦，按现行贷款利率（6.55%）计算建设期贷款利息8367万元，发电工程动态投资2433万元，单位投资3120元/千瓦，详见附件1项目投资总估算表。

3.审查后较审查前（2012年5月版）工程动态投资减少5574万元，其中：静态投资减少4737万元、建设期贷款利息减少837万元，主要原因包括：

（1）设备购置费减少2993万元，其中燃机及余热锅炉价格变化减少2510万元，GIS价格变化减少443万元，, 取消启动锅炉及消防车减少488万元，机力通风塔调减94万元。锅炉补给水设汁出力调整增加504万元。

（2）建筑工程费减少2987万元，其中取消GIS楼改为二次设备间等合计减少325万元, 综合办公楼减少1800平方米450万元, 取消职工公寓等减少1600万元，桩基方案调整, 减少886万元。编制年价差增加220万元, 设备基础

工程量变化增加84万元。

（3）安装工程费增加452万元，其中编制年价差改按2011年指标价增加722万元，安装工程量变化共减少271万元。。

（4）其他费用部分增减相抵后共增加791万元，其中因征租地价格变化建设场地淮备费增加281万元，整套启动试运费气耗率变化增加1132万元，其余各项其他费用和基本予备费相应变化。

上述增减相抵后使静态投资减少4737万元。 （5）建设期贷款利息因静态投资减少和贷款利率降低减少837万元。

4.建议项目单位会同广东院在设计和施工阶段结合本期工程在老厂扩建的有利条件，通过采取全方位招投标和优化设计方案及加强工程管理等措施，进一步控制工程投资，提高经济效益。

（二）财务分析 1.资金来源

（1）本工程项目资本金为工程总投资的30%，由中电国际新能源（控股）有限公司负责投资建设，已于2012年5月16日出具了贷款承诺函。

（2）资本金以外工程所需资金使用银行贷款，2012年6月25日交通银行上海市分行已出具了21亿元的贷款授信

意向书。

2.财务分析

按照审查后投资估算及核实后的原始数据，以年发电量4058GWh、年供热量562万GJ、发电气耗190.46Nm/MWh、供热气耗26.38Nm/GJ、发电厂用电率2.23%、,供热厂用电率2.14KWh/GJ、含税气价3.24元/Nm、含税出厂热价94元/GJ等条件，设定项目资本金设内部收益率10% “反算电价”，进行财务评价的主要指标为： 项目投资税后内部收益率8.09%，项目投资税后净现值1368万元，投资回收期 12.23年，项目资本金内部收益率10%，总投资收益率6.41%，资本金净利润率12.01%，经营期平均含税上网电价787.99元/MWh。详见附件2主要技术经济指标汇总表。

十四、风险分析

1.同意《可研报告》从市场与技术、工程、资金、、外部协作等方面对本项目进行的风险分析，通过分析表明本项目具有一定的抗风险能力。

2.建议在项目建设和经营阶段，结合本项目特点制定防范各种可能风险的预案，采取有效措施规避可能的风险，降低风险的影响。

十五、经济与社会影响分析

审查同意《可研报告》对本项目经济与社会影响的分析：项目的实施可满足东莞地区对电力、热力的需求，可向用户

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提供可靠的清洁的电能和热能；能够替代小火电和小锅炉，有利于节能减排提高环境质量；对促进当地工业与服务业及东莞地区经济和社会发展有积极作用。同时，本项目不涉及占用农田和农民、市民搬迁等问题，并可增加就业机会，项目的建设有利于维护社会和谐稳定。 附件：1.

附件1

项目投资总估算表 金额单位:万元

序号 一 工程或费用名称 主辅生产工程 建筑 设备 安装 其他 费用 工程费 购置费 工程费 16907 151537 5885 124993 57 939 4188 1511 3193 1980 合计 投资比例(%) 单位 投资 2340 1738 22 59 88 246 90 97 87 18 23 39 0 6 102 485 65 39 106 105 23 3 143 3013 107 3120 14050 4679 138 506 665 5100 2549 414 811 95 716 2959 182495 77.66 135557 57.68 1706 0.73 4637 1.97 6833 2.91 19220 8.18 7013 2.98 7528 3.2 6750 2.87 1430 0.61 1812 0.77 3032 1.29 26 0.01 450 0.19 7917 3.37 （一） 热力系统 （二） 燃料供应系统 （三） 水处理系统 （四） 供水系统 （五） 电气系统 （六） 热工控制系统 （七） 附属生产工程 二 与厂址有关的单项工程 311 13809 4465 5527 5311 811 991 3032 26 450 4958 27176 152165 11.56 .75 348 27176 152165 1951 1587 628 524 104 （一） 水质净化工程 （二） 补给水工程 （三） 地基处理工程 （四） 厂区施工区土石方工程 （五） 临时工程 三 四 编制年价差 其他费用 37835 37835 16.1 5093 3032 8304 8185 1830 200 5093 2.17 3032 1.29 8304 3.53 8185 3.48 1830 0.78 200 0.09 （一） 建设场地征用及清理费 （二） 项目建设管理费 （三） 项目建设技术服务费 （四） 分系统及整套试运费 （五） 生产准备费 （六） 大件运输措施费 （七） 基本预备费 五 六 工程静态投资 投资比例（%） 静态单位投资（元/kW） 建设期贷款利息 工程动态投资 11190 11190 4.76 17821 37835 234997 100 7.58 16.10 100.00 228 485 8367 3013 8367 17821 46202 2433 序号 工程或费用名称 投资比例（%） 动态单位投资（元/kW） 建筑 设备 安装 其他 费用 工程费 购置费 工程费 11.17 62.53 348 1951 合计 投资比例(%) 单位 投资 7.32 18.98 100.00 228 592 3120

附件2

主要技术经济指标汇总表

序号 1 2 3 4 5 6 指标 项目投资内部收益率（税后） 项目投资净现值 项目投资回收期 项目资本金内部收益率 总投资收益率 资本金净利润率 售热价格（含） 上网电价（含） 单位 ％ 万元 年 ％ ％ ％ 元/GJ 元/MWh 经济指标 8.09 1368 12.23 10.00 6.41 12.01 94.00 787.99