项目建议书评估报告.docx

1、项目建议书评估报告关于黄岛发电厂三期扩建工程项目建议书的评估报告 【容提要】黄岛发电厂位于市黄岛区，与市区隔海相望，海域距离20余公里，陆域距离近70公里。电厂目前装机容量为670MW，其中一期工程2125 MW，为国产燃煤发电机组；二期工程2210 MW，为前联燃煤发电机组。三期工程拟在二期工程预留的扩建条件基础上，建设2600MW国产超临界发电机组。 按现有在建规模，“十一五”期间电网电力供应严重不足，预计每年需要新增装机2500MW左右。建设黄岛发电厂三期扩建工程对于满足地区的电力需求，增强电网东部末端的电压支撑，提高电网运行的安全稳定性以及实现地区集中供热都是必要的。该项目已被省“十五

2、”电力规划列入重点扶持和优先发展的电源项目。 该项目系沿海港口电厂，建设条件优势明显。采用海水直流冷却系统，采用低温多效海水淡化技术解决淡水供应，拟装设由我国自己设计和制造的海水淡化装置，所产淡水水质水量完全可以满足电厂自身的需要。煤源主要由兖州煤矿集团供应，通过铁路运输到与电厂毗邻的前湾港贮煤场，并通过现有港口的输煤设施和生产能力为电厂供煤，减少重复建设。电厂所排放灰渣基本上可以全部综合利用，不需要新建灰场。电厂已经建有污水处理回用系统，可增加水的循环利用，并基本实现了污水对外“零”排放。拟采用海水脱硫和高效静电除尘等措施满足环保要求。 评估后按2002年价格计算，发电工程静态投资为4191

3、53万元（其中：脱硫工程投资39960万元），建设期贷款利息33251万元，发电工程动态投资452404万元；铺底流动资金3179万元，项目计划总资金为455583万元。 本项目资本金91117万元，占项目计划总资金的20%，全部由国信实业出资，资本金以外工程建设所需资金已取得中国建设银行等多家银行的贷款承诺意向函。 预期资本金部收益率为8时，项目经营期平均含税上网电价为0.299元/千瓦时，相应全部投资部收益率7.32，全部投资回收期13年，经济效益较好，且具有一定的价格竞争能力。 敏感性分析表明，项目具有一定的抗风险能力。国家发展和改革委员会： 现将黄岛发电厂三期扩建工程项目建议书及项目初

4、步可行性研究报告（简称建议书及初可报告）的主要评估意见报告如下：一、 项目背景及本期建设规模 黄岛发电厂位于市黄岛区。黄岛位于胶州湾的西南侧，与市区隔海相望，海域距离20公里，陆域距离近70公里。黄岛电厂现有装机容量为670MW，其中一期工程安装2125 MW国产燃煤发电机组，于1981年投产发电。二期工程安装2210 MW前联燃煤发电机组，于1990年投产发电。 在二期工程扩建时，曾按三期工程扩建2300MW机组进行了公用设施设计并预留了扩建条件。现根据某些条件的变化，拟建设2600MW国产超临界发电机组。 电厂一期工程机组原系电力集团公司所有，现划归中国华电集团公司；二期工程资产系国信实业

5、公司所有。三期工程拟由国信实业公司全资建设。 二、项目建设的必要性及意义 1.从“十一五”期间电网的电力供需形势分析，黄岛电厂有较大的市场空间 （1）电力系统现状 电网是一个以省域为界以火电为主的独立电网，现已覆盖了全省17个地市。电网目前正处在由220KV系统为主向以500kV为主转变的过渡期，500KV网络已形成了、潍坊、日照、滨州等地区的单回大环网结构。 截至2002年底，省0.6MW及以上机组总容量25550MW，其中统调电厂容量19216MW，占全省装机容量的75.2%；全省拥有1000MW容量以上电厂5座，单机在300MW及以上的机组容量占46.8%。 2002年，全社会用电量12

6、42亿kWh，较上年增长12.5%，其中统调电量971.1亿kWh，占总电量的78.2%；全省最大负荷20000MW，较上年增长12.7%，其中统调负荷16214MW，占总负荷的81.07%。2002年全省发电设备年均利用小时数为5350，其中统调机组为5590小时。 2002年全省电力供需基本平衡，但在夏季用电高峰期间，部分地区也出现了限电情况。进入2003年以来，东部的、潍坊、等地出现了用电紧局面。 （2）2003年2010年电力供需预测 是我国人口大省、资源大省和经济大省，多项经济指标居于全国前列。2002年，省国生产总值（GDP）达到10550亿元，成为全国3个突破GDP总值万亿元的省

7、份之一。人均GDP超过1400美元。 “九五”期间，省GDP年均增长速度为11。按省国民经济和社会发展规划，预计“十五”期间全省国生产总值年均增长率为9。“十五”前两年，全省GDP年均增长率实际为11.6%。 “九五”期间省全社会用电量年均增长率为6.19%，最大负荷年均增长率为8.88%。“十五”初期省制定的电力规划预计“十五”期间省全社会用电量年均增长率为6%，最大负荷年均增长率为7。“十五”前两年，实际全社会用电量年均增长率10.5%，最大负荷年均增长率11.6%。 最近，省计委经过对全省经济形势的分析，预计今后一段时期省的国民经济将步入一个较快的发展时期，预计“十五”期间全省GDP年均

8、增长率在1112，“十一五”在10左右。相应地电力工业也要有与之相适应的发展速度。省计委对“十五”电力规划进行了相应调整，预计电力负荷“十五”期间年均增长率为10%，“十一五”期间年均增长率9%。按此预测2005年最大负荷为25940MW，2010年最大负荷为39912MW。 评估认为，按年均增长率为10预测“十五”期间的负荷增长是可行的；但是目前预测“十一五”的负荷增长具有较大的不确定性，省计委提出的9的年均增长率可作为负荷预测的高方案。为使负荷预测建立在较为可靠的基础上，评估按“十一五”负荷年均增长率7.3%作为低方案，预测2010年最大负荷为36970MW。 截至2002年底，省装机总容

9、量为25550MW。按目前已经开工建设和已经批准项目建议书的建设项目安排，预计2003年2010年可以投产的机组总容量为7988MW，其中包括600MW机组3台，300MW机组3台，抽水蓄能1000MW，其它为135MW及以下机组；这期间退役机组容量1000MW。预计2005年、2010年全省装机容量分别达到31338MW、32538MW（省20032010年新增装机投产情况见附表1）。 根据上述电力负荷预测结果及装机情况，按系统装机备用率18%，对省20052010年逐年进行了电力平衡，平衡结果按高低两方案分别见附表2、附表3。 平衡结果表明省在“十五”期间供需基本平衡，即使按低方案预测，2

10、006年起电力供应也开始出现缺口。预计“十一五”期间每年约需新增装机2500MW，才能满足国民经济发展对电力的需求。黄岛电厂等新建电源有较大的市场空间。 2建设黄岛电厂就地满足电力需求，有利于增加电网末端的电压支撑、提高电网运行的安全稳定性 电网位于电网的东部末端。目前主要供电来源有黄岛电厂670MW、电厂600MW及崂山500KV变，主变容量750MVA。2002年电网最大负荷为2120MW，现有的供电能力已经不能满足电力需求，2002年已多次出现拉闸限电情况。2003年崂山变第二台主变投运后，电网接收区外来电的能力会有所增强，但是仍然不能从根本上改变电力供应紧的局面。预计2005年电力缺口

11、为500MW1000MW，2010年电力缺口为2200MW3000MW。即使将崂山变扩建至4台750MVA，到2010年电网仍然缺电1500MW左右。 黄岛电厂三期扩建工程如能在“十一五”初期建成投产，可以就近满足经济技术开发区及其他地区用电增长的需要，同时可缓解崂山变的送电压力，减少网损及电网的投资。根据电力系统稳定运行的要求，为提高500kV主网架的安全稳定性，也要求500kV环网上均匀建设一些有一定支撑电压作用的电源。黄岛电厂位于东部，正处于500kV电网环网的东部末端，三期工程2600MW机组的建设将对500kV电网起到电压支撑作用，增强电网运行的安全稳定性。 3黄岛电厂系海滨电厂，利

12、用海水直流冷却，并利用海水淡化解决淡水供应，可为我国沿海地区解决淡水问题提供有益的经验 如何解决水源问题是我国北方缺水地区进行电源建设所面临的重大问题。黄岛发电厂三期扩建工程除直接采用海水作为冷却水外，还进行海水淡化，解决电厂自用淡水，缓解当地淡水紧缺的矛盾。 黄岛发电厂海水淡化工程供水方案拟安装日产淡水能力为3000吨的装置24套，采用低温多效海水淡化技术，海水淡化规模可以随电厂需要而调整，完全可以满足电厂自用的需要（有关黄岛电厂海水淡化部分的专题论述见本报告的供水水源部分）。 低温多效海水淡化技术在国际上已经有20余年的成功运行经验和良好业绩，黄岛发电厂采用真正由我国自己设计和制造的海水淡

13、化装置，目前已完成了中试，它的成功运行以及有关技术经济数据的积累将会为我国的海水淡化产业提供有益的经验，对于解决我国沿海城市和地区的淡水紧缺问题，起到示作用，意义重大。 4黄岛发电厂系港口电厂，有助于发挥港电一体化的优势 黄岛发电厂三期工程因系扩建工程，不仅具有建设条件好、投资省等优势，还因为其毗邻前湾港，可直接利用前湾港的堆煤场地和输煤设施为电厂供煤，减少了重复建设，降低了工程造价，充分利用港口的生产能力，发挥出了港电一体化的优势。 5黄岛发电厂三期工程建成后，可扩大现有机组的对外供热能力，有利于改善电厂附近环境状况 黄岛电厂现有机组在2000年末进行了供热技术改造，对黄岛部分地区的热用户进

14、行供热，供热面积167万平方米，供热负荷104MW，已经取消了当地小锅炉68台，对改善当地大气环境起到了积极作用。 建议书补充说明，提出利用机组余量实施供热。市环保局也在对三期工程的环保批复中要求电厂“发挥规模优势，扩大对黄岛区的集中供热工程，减轻所在区域的低空面源污染”。 黄岛发电厂与经济技术开发区城市管理局签订了“开发区供热（区）工程建设及经营协议书”。供热面积约335万平方米，供热负荷约229。评估认为，三期工程建成后，可使现有机组有条件进行进一步的供热改造，以扩大对电厂所在地区的集中供热，进一步改善当地的环境状况。关于具体电厂供热设计方案可在可行性研究阶段论证落实。6促进超临界机组国产

15、化和产业技术升级采用超临界蒸汽参数并与发展大容量机组相结合是提高燃煤电厂效率的有效途径。发展国产大型超临界机组对于提高我国能源利用水平，推动我国制造业和电力工业的产业升级都是具有重要意义的。黄岛发电厂地处我国沿海经济发达地区，三期工程建设2600MW国产超临界发电机组，有助于降低沿海地区的大气污染物排放量；同时对形成我国600MW超临界机组的批量生产能力，降低制造成本也是有益的。省是一个水资源匮乏的省份，今后省煤电建设的重点是在水资源较为丰富的坑口、路口、港口建设大容量高参数发电机组。黄岛发电厂三期工程，已被省“十五”电力规划列入重点扶持和优先发展的电源项目。评估认为，该项目从电源布局、电源规

16、划方面都是合理的。该项目的建设对于满足“十一五”初期地区的电力需求，增强电网末端的电压支撑，提高电网运行的安全稳定性以及实现地区集中供热都是必要的。同时该项目系沿海港口电厂，采用海水淡化技术解决淡水供应，并可利用现有港口的设施和生产能力为电厂解决输煤系统，使电厂的建设条件具有明显的优势。 三、接入系统方案 黄岛电厂目前总容量为670MW，以220kV和110kV两级电压接入系统，供电围为市。三期扩建工程供电围主要仍为市，并为500kV电网起到电压支撑作用。鉴于三期工程在系统中的作用，评估建议，考虑下面两个接入系统方案： 方案一、电厂三期以500kV一级电压接入系统。 方案二、电厂三期以500k

17、V及220kV两级电压接入系统。 具体方案在电厂接入系统设计审查时确定。 四、机组选型 建议书提出，本期工程建设2600 MW国产超临界燃煤凝汽式汽轮发电机组。 从80年代末我国开始进口600MW级超临界机组，目前有多台投入了运行。我国的三大动力设备制造厂商近年来通过与外国公司合作，积累了一定的制造超临界机组的经验，目前均具备了生产600MW超临界机组的能力。我国引进超临界技术后，目前处于超临界机组批量生产的起步阶段，生产能力有一定的限制，近期应考虑应该优先安排沿海经济较发达、环境容量有限以及煤价较高的地区采用。超临界机组技术先进，发电煤耗低，现国进口投产运行的超临界机组，发电标准煤耗299g

18、/kwh，比亚临界机组少10g左右。虽然超临界机组比压临界机组的设备及管道投资高一些，但是在本项目标煤价为299元/吨的条件下，采用超临界机组从经济上看是合适的。在省计委上报给原国家计委建议书补充说明中，提出在可研阶段要与选用超超临界600MW机组进行综合对比。评估认为，目前900MW超超临界机组正在招标阶段，为避免多头重复引进，并考虑到本期工程机组投产时间上的要求，其必要性和实施的可能性均不大。关于国600MW超超临界机组的生产可在引进的900MW机组相关技术成熟后，借用其设计来实现比较稳妥。评估认为，本项目采用超临界机组是合适的。 五、建设条件 1.厂址、扩建场地及工程地质 黄岛电厂位于市

19、黄岛区，黄岛位于胶州湾的西侧海域，与市隔海相望。厂址东临胶州湾口，南及西南为前湾港码头，西及西北侧为电厂生活区，东北侧2公里处海边为油码头及油港。 黄岛电厂二期工程扩建时已为电厂预留了扩建条件，电厂三期2600MW机组的建设场地位于厂区南侧二期工程的扩建端场地上，场地已基本整平，绝大部分扩建用地已经征用。扩建端仍有5.7公顷场地可作为施工安装用地。三期工程扩建后，场地上仍有再扩建的可能。 黄岛地区地质构造简单，地震活动微弱，区域稳定性良好。厂区未发现大的断裂构造，适宜扩建大容量机组。电厂抗震设防烈度为6度，相应的设计基本动峰值加速度为0.05g。 厂区地下水具有酸性侵蚀性，与海水连通部分在设计

20、中应考虑其侵蚀性影响。 评估认为，电厂三期扩建工程的厂址、扩建场地及工程地质条件是基本落实的。 2燃煤供应与大件运输 黄岛电厂三期扩建工程2600MW超临界机组，预计年耗煤量约为300万吨。 建议书提出，煤源取自省盂县、寿阳、矿务局所属矿井，通过中外合作建设的盂（县）潍（坊）青（岛）水煤浆输送管道，经末站脱水后向电厂供应成品煤。目前国家尚未批复管道输煤项目的可行性研究报告。由于合作公司的外方以安然国际（中国）公司控股的中国管道控股不能再继续履行合作合同，致使输煤管道项目一度处于停顿状态。作为合作公司中方的中煤建设集团公司，目前正在寻找新的外方合作伙伴，何时能签订新的合作协议书，时间难以确定。

21、建议书补充说明提出，由于输煤管道工程进展缓慢，且贫瘦煤市场紧，因此三期扩建工程的燃煤改为兖州煤业股份供应的烟煤，经铁路来煤到前湾港的电厂专用贮煤场，利用二期工程已建的带式输送机将煤送到三期主厂房的原煤仓。评估认为，电厂煤源的确定，直接影响到厂外运煤方式、运煤通路和厂输煤系统的设计。设计煤质的确定，是电厂锅炉设计选型、制粉系统和除灰系统设计的依据。为促进资源的优化配置和确保电厂三期扩建工程如期投产，评估认为，煤源改为兖州煤业股份和肥城矿业集团公司提供的烟煤是合理的。 因电厂现有一、二期工程燃煤煤种与管道输煤相同，为解决管道输煤项目投产后的市场问题，评估建议，可由一、二期工程改用输煤管道来煤，同时

22、电厂三期工程掺烧部分管道来煤。具体掺烧比例可在可研阶段确定校核煤种煤质资料时确定。经初步分析电厂一、二期工程年燃煤200万吨加上三期工程掺烧部分后，可以消化近300万吨管道来煤。煤源自矿区铁路经兖石线至站，转经胶新线至胶州站，再经胶黄线、港区铁路，运至前湾公司的储煤场，然后经过现有的输煤皮带直接运至电厂的输煤系统。输煤系统经过适当改造增加出力后，可以满足三期工程要求。电厂不再建设贮煤场，电厂现有6个直径为18米的筒仓可贮煤3万吨，也可以满足三期工程的要求。兖州煤业股份和肥城矿业集团公司已与黄岛电厂签订了为电厂三期工程供煤的协议。铁路局已出具同意为电厂三期提供运煤的复函。港务局前港公司已出具同意

23、接卸电厂三期工程用煤的复函。 电厂对外交通运输方便，进厂道路接自电厂北面的崇明岛路，厂外青黄高速公路与济青高速公路连接。电厂大件设备可经海上运输，部分设备及建材可通过铁路及公路运输。 评估认为，电厂三期扩建工程的煤源及运输条件是可靠的。 3供水水源 （1）海水水源 黄岛发电厂位于胶州湾口的西侧海岸，全厂循环冷却水均采用海水直流供水系统。一期工程2125MW机组，循环冷却水量为9.59m3/s；二期工程2210MW机组，循环冷却水量为15.08 m3/s；三期工程2600MW机组，循环冷却水量为38.88 m3/s；全厂合计最大冷却水量为63.55m3/s。 电厂一期、二期工程分别独立建有海水泵

24、房，多年来运行正常，可取到深层海水，水温较低。二期海水泵房位于原有港池南防砂堤南侧的礁石山，已预留了三期工程的海水泵房位置。据初步论证，循环冷却水温排水仅在入海排放口附近的有限围略有温升，对海水水质无影响。 评估建议，在可研与设计阶段结合相关试验合理确定三期工程排水口的位置和型式，以优化循环水系统，选择经济合理的冷却水量。 评估认为，黄岛发电厂三期工程采用海水直流冷却系统是可行的。 （2）淡水水源 电厂一期工程2125MW机组淡水取自王台水源地的地下水，设计日取水量为5000吨。二期工程2210MW机组，设计日耗水量为5000吨，由小珠山水库供水。三期工程2600MW机组，设计日需淡水8520

25、吨。 为节约淡水资源，黄岛发电厂于1999年6月投产了日处理4500吨的污水处理回用系统，使现有厂区污水基本实现了对外“零”排放。日用水量由原来的10000吨下降至6000吨左右，日节约淡水量约4000吨。 黄岛三期工程所需要淡水拟通过海水淡化工程解决。 低温多效海水淡化技术在国际上已有20多年的成功运行经验和良好业绩，目前在国际海水淡化领域居于主流地位，最大单机制水能力已达到25000吨/日。其优点是能耗和管壁腐蚀及结垢度均较低，对设备本体和传热管的材质要求也较低，由于其可利用汽轮机的部分冷源损失，可提高电厂的全厂热效率，因此在电厂中应用的更为广泛。我国国家海洋局“九五”国家攻关项目的一个主

26、要专题就是“低温压气蒸馏海水淡化技术研究”，通过攻关在蒸馏法海水淡化的关键材料研制、工艺设备优化、关键部件和设备的开发等方面取得一批科技成果。于2000年末通过了国家海洋局的科技项目验收，验收专家组认为该专题取得了低温压汽蒸馏海水淡化技术、低温压汽蒸馏海水淡化设计软件、低温多效蒸馏海水淡化技术三项成果，形成了万吨级海水淡化装置的设计能力，奠定了产业化的技术基础。集合这三项成果的低温蒸馏海水淡化技术研究在2001年获得科技部、国家发展计划委员会、财政部、国家经贸委员会等四部委颁发的国家“九五”科技攻关计划优秀科技成果奖。国家科技部已将“低温多效蒸馏示工程技术研究”列入国家水安全技术研究重大专项工

27、程进行重点支持，旨在建立千吨级低温多效海水淡化示工程。根据国研究机构的研究成果和国外知名海水淡化设备制造企业对我国考察的结果，认为我国目前已基本具备低温多效海水淡化设备的制造能力。2001年6月黄岛发电厂与国家海洋局天津海水淡化与综合利用研究所签署了示工程建设的合作协议，双方决定合作建设国首例具有自主知识产权的低温多效蒸馏海水淡化工程，单台设备制水能力为3000吨/日。为了降低工程风险，首先建设60吨/日的双效压汽蒸馏中间试验装置，旨在打通工艺流程、取得第一手工程试验数据，为示工程的长期稳定经济运行奠定技术基础。经过4个多月的运行，结果表明中间试验装置运行稳定，产品水的水质和水量都达到了设计要

28、求，自主产权的蒸发器管板与传热管弹性连接、耐海水涂料、效间接口技术等经试验验证是稳定可靠的。虽然中间试验装置与示工程虽然从产量上有50倍的差别，但是关键设备蒸发器直径的差别只有一倍，长度差别为6倍；根据化学工程设备放大的一般规律，蒸发器直径放大的预期风险是完全可控的；另外从国发电厂的冷凝器制造经验看，蒸发器的设计制造也不会有大的问题。黄岛发电厂与天津海水淡化所已合作多年，已摸索出一些有益的经验，到电厂三期工程建成时对海水淡化设备制造和运行的经验会更为完善。 黄岛发电厂的低温多效技术还具有较好的经济性，其造水比为10，与天津大港发电厂的多级闪蒸技术相同，但电力消耗及设备运行成本仅仅为进口多级闪蒸

29、设备的1/2，其造水成本4.06元/吨，远低于多级闪蒸进口设备的造水成本。 低温多效海水淡化装置产水量可根据需要按设计水量的25110进行调节，黄岛电厂海水淡化装置的用地可以满足43000吨/日或24500吨/日海水淡化装置的要求，目前拟建设23000吨/日海水淡化装置规模，今后电厂可根据需要进行调整。 评估认为，黄岛电厂采用23000吨/日由我国自己设计和制造的海水淡化装置是可行的，海水淡化工程建设和运营中的风险是可以控制的，其生产的水质水量是可以满足电厂三期工程的用水要求的。 4贮灰场 电厂一、二期工程年排灰渣量约53万吨，基本上全部综合利用。三期扩建工程仅按干出灰考虑，预计年排灰渣量为4

30、4.8万吨。 电厂一期贮灰场已堆满，表面覆土后已另作它用。二期贮灰场距电厂约4公里，库容约566万m3。因灰渣全部综合利用，目前基本上已清空。因地区灰渣综合利用情况良好，预期三期工程所产灰渣基本上也可全部综合利用，因此可不再新建灰场。二期贮灰场容量可供2600MW机组贮灰12.6年，可以作为电厂全部容量机组所产灰渣因综合利用不均衡时的周转贮灰场。评估认为三期工程贮灰条件是落实的。 六、环境保护 市环保局和省环保局均已复函，同意黄岛发电厂三期扩建工程在满足各项环保要求的基础上立项。项目的环境影响评价大纲也通过了国家环保总局环境工程评估中心的评估。 电厂现有机组和三期扩建工程拟全部配套建设脱硫除尘

31、装置，脱离效率大于90。评估认为，烟气海水脱硫方案具有投资省、工艺系统简单，运行维护方便，可节省淡水用量、运行费用低的优点，建议作为三期工程和老厂现有机组改造的首选方案，并进行排放海域的调查和评价分析，取得省市环保主管部门和海洋主管部门的同意文件。在项目环境影响报告书中要对脱硫方案及全厂SO年排放总量能否满足环保部门提出的要求进行重点论证。 评估建议市环保局应向电厂下达全厂烟尘年排放量的控制指标，以作为三期工程高效电气除尘器效率选择的依据。 初可报告提出三期扩建工程两炉合用一座高度为240米的烟囱。评估建议，应进行烟尘和SO排放最大落地浓度的计算合理确定烟囱高度，以节约投资。 评估建议，尽快编

32、制项目建设的水土保持方案报水利部审查批复。 评估认为，设计提出的各项环保治理措施基本可行，已具备国家批复项目建议书的条件。 七、投资估算、资金来源和经济效益分析 1.投资估算 初可报告按2002年价格水平计算，发电工程静态投资431702万元（其中：脱硫工程投资39960万元）；建设期贷款利息29963万元，发电工程动态投资461665万元；铺底流动资金2562万元，项目计划总资金为464227万元。 评估后按2002年价格计算，发电工程静态投资为419153万元（其中：脱硫工程投资39960万元）；建设期贷款利息33251万元，发电工程动态投资452404万元；铺底流动资金3179万元，项目计划总资金为455583万元。评估后项目投资估算总表见附表4，评估前后投资估算对比表见附表5。 2.资金来源 本项目资本金91117万元，占项目计划总资金的20%，全部