項目實施建議書評估方案報告

.PAGE1.關于XX黃島發(fā)電廠三期擴建工程項目建議書的評估報告[內容提要]黃島發(fā)電廠位于XX市黃島區(qū),與XX市區(qū)隔海相望,海域距離20余公里,陸域距離近70公里。電廠目前裝機容量為670MW,其中一期工程2×125MW,為國產燃煤發(fā)電機組；二期工程2×210MW,為前蘇聯(lián)燃煤發(fā)電機組。三期工程擬在二期工程預留的擴建條件基礎上,建設2×600MW國產超臨界發(fā)電機組。按現(xiàn)有在建規(guī)模,"十一五"期間XX電網電力供應嚴重不足,預計每年需要新增裝機2500MW左右。建設黃島發(fā)電廠三期擴建工程對于滿足XX地區(qū)的電力需求,增強XX電網東部末端的電壓支撐,提高電網運行的安全穩(wěn)定性以及實現(xiàn)地區(qū)集中供熱都是必要的。該項目已被XX省"十五"電力規(guī)劃列入重點扶持和優(yōu)先發(fā)展的電源項目。該項目系沿海港口電廠,建設條件優(yōu)勢明顯。采用海水直流冷卻系統(tǒng),采用低溫多效海水淡化技術解決淡水供應,擬裝設由我國自己設計和制造的海水淡化裝置,所產淡水水質水量完全可以滿足電廠自身的需要。煤源主要由兗州煤礦集團供應,通過鐵路運輸?shù)脚c電廠毗鄰的前灣港貯煤場,并通過現(xiàn)有港口的輸煤設施和生產能力為電廠供煤,減少重復建設。電廠所排放灰渣基本上可以全部綜合利用,不需要新建灰場。電廠已經建有污水處理回用系統(tǒng),可增加水的循環(huán)利用,并基本實現(xiàn)了污水對外"零"排放。擬采用海水脫硫和高效靜電除塵等措施滿足環(huán)保要求。評估后按20XX價格計算,發(fā)電工程靜態(tài)投資為419153萬元〔其中：脫硫工程投資39960萬元,建設期貸款利息33251萬元,發(fā)電工程動態(tài)投資452404萬元；鋪底流動資金3179萬元,項目計劃總資金為455583萬元。本項目資本金91117萬元,占項目計劃總資金的20%,全部由XX國信實業(yè)出資,資本金以外工程建設所需資金已取得中國建設銀行等多家銀行的貸款承諾意向函。預期資本金內部收益率為8％時,項目經營期內平均含稅上網電價為0.299元/千瓦時,相應全部投資內部收益率7.32％,全部投資回收期13年,經濟效益較好,且具有一定的價格競爭能力。敏感性分析表明,項目具有一定的抗風險能力。國家發(fā)展和改革委員會：現(xiàn)將《XX黃島發(fā)電廠三期擴建工程項目建議書》及《項目初步可行性研究報告》〔簡稱《建議書》及《初可報告》的主要評估意見報告如下：項目背景及本期建設規(guī)模黃島發(fā)電廠位于XX市黃島區(qū)。黃島位于膠州灣的西南側,與XX市區(qū)隔海相望,海域距離20公里,陸域距離近70公里。黃島電廠現(xiàn)有裝機容量為670MW,其中一期工程安裝2×125MW國產燃煤發(fā)電機組,于1981年投產發(fā)電。二期工程安裝2×210MW前蘇聯(lián)燃煤發(fā)電機組,于1990年投產發(fā)電。在二期工程擴建時,曾按三期工程擴建2×300MW機組進行了公用設施設計并預留了擴建條件?，F(xiàn)根據某些條件的變化,擬建設2×600MW國產超臨界發(fā)電機組。電廠一期工程機組原系XX電力集團公司所有,現(xiàn)劃歸中國華電集團公司；二期工程資產系XX國信實業(yè)公司所有。三期工程擬由XX國信實業(yè)公司全資建設。二、項目建設的必要性及意義1.從"十一五"期間XX電網的電力供需形勢分析,黃島電廠有較大的市場空間〔1XX電力系統(tǒng)現(xiàn)狀 XX電網是一個以省域為界以火電為主的獨立電網,現(xiàn)已覆蓋了全省17個地市。XX電網目前正處在由220KV系統(tǒng)為主向以500kV為主轉變的過渡期,500KV網絡已形成了XX、XX、濰坊、XX、日照、XX、濱州等地區(qū)的單回大環(huán)網結構。截至20XX底,XX省0.6MW及以上機組總容量25550MW,其中統(tǒng)調電廠容量19216MW,占全省裝機容量的75.2%；全省擁有1000MW容量以上電廠5座,單機在300MW及以上的機組容量占46.8%。20XX,全社會用電量1242億kWh,較上年增長12.5%,其中統(tǒng)調電量971.1億kWh,占總電量的78.2%；全省最大負荷20000MW,較上年增長12.7%,其中統(tǒng)調負荷16214MW,占總負荷的81.07%。20XX全省發(fā)電設備年均利用小時數(shù)為5350,其中統(tǒng)調機組為5590小時。20XX全省電力供需基本平衡,但在夏季用電高峰期間,部分地區(qū)也出現(xiàn)了限電情況。進入20XX以來,東部的XX、濰坊、XX等地出現(xiàn)了用電緊張局面?！?20XX～20XX電力供需預測XX是我國人口大省、資源大省和經濟大省,多項經濟指標居于全國前列。20XX,XX省國內生產總值〔GDP達到10550億元,成為全國3個突破GDP總值萬億元的省份之一。人均GDP超過1400美元。"九五"期間,XX省GDP年均增長速度為11％。按XX省國民經濟和社會發(fā)展規(guī)劃,預計"十五"期間全省國內生產總值年均增長率為9％。"十五"前兩年,全省GDP年均增長率實際為11.6%。"九五"期間XX省全社會用電量年均增長率為6.19%,最大負荷年均增長率為8.88%。"十五"初期XX省制定的電力規(guī)劃預計"十五"期間XX省全社會用電量年均增長率為6%,最大負荷年均增長率為7％。"十五"前兩年,實際全社會用電量年均增長率10.5%,最大負荷年均增長率11.6%。最近,XX省計委經過對全省經濟形勢的分析,預計今后一段時期內XX省的國民經濟將步入一個較快的發(fā)展時期,預計"十五"期間全省GDP年均增長率在11～12％,"十一五"在10％左右。相應地電力工業(yè)也要有與之相適應的發(fā)展速度。XX省計委對"十五"電力規(guī)劃進行了相應調整,預計電力負荷"十五"期間年均增長率為10%,"十一五"期間年均增長率9%。按此預測20XX最大負荷為25940MW,20XX最大負荷為39912MW。評估認為,按年均增長率為10％預測"十五"期間的負荷增長是可行的；但是目前預測"十一五"的負荷增長具有較大的不確定性,XX省計委提出的9％的年均增長率可作為負荷預測的高方案。為使負荷預測建立在較為可靠的基礎上,評估按"十一五"負荷年均增長率7.3%作為低方案,預測20XX最大負荷為36970MW。 截至20XX底,XX省裝機總容量為25550MW。按目前已經開工建設和已經批準項目建議書的建設項目安排,預計20XX～20XX可以投產的機組總容量為7988MW,其中包括600MW機組3臺,300MW機組3臺,抽水蓄能1000MW,其它為135MW及以下機組；這期間退役機組容量1000MW。預計20XX、20XX全省裝機容量分別達到31338MW、32538MW〔XX省2003～20XX新增裝機投產情況見附表1。 根據上述電力負荷預測結果及裝機情況,按系統(tǒng)裝機備用率18%,對XX省2005～20XX逐年進行了電力平衡,平衡結果按高低兩方案分別見附表2、附表3。 平衡結果表明XX省在"十五"期間供需基本平衡,即使按低方案預測,20XX起電力供應也開始出現(xiàn)缺口。預計"十一五"期間每年約需新增裝機2500MW,才能滿足國民經濟發(fā)展對電力的需求。黃島電廠等新建電源有較大的市場空間。 2．建設黃島電廠就地滿足電力需求,有利于增加電網末端的電壓支撐、提高電網運行的安全穩(wěn)定性XX電網位于XX電網的東部末端。目前主要供電來源有黃島電廠670MW、XX電廠600MW及嶗山500KV變,主變容量750MVA。20XXXX電網最大負荷為2120MW,現(xiàn)有的供電能力已經不能滿足電力需求,20XX已多次出現(xiàn)拉閘限電情況。20XX嶗山變第二臺主變投運后,XX電網接收區(qū)外來電的能力會有所增強,但是仍然不能從根本上改變電力供應緊張的局面。預計20XX電力缺口為500MW～1000MW,20XX電力缺口為2200MW～3000MW。即使將嶗山變擴建至4臺750MVA,到20XXXX電網仍然缺電1500MW左右。 黃島電廠三期擴建工程如能在"十一五"初期建成投產,可以就近滿足XX經濟技術開發(fā)區(qū)及XX其他地區(qū)用電增長的需要,同時可緩解嶗山變的送電壓力,減少網損及電網的投資。根據電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行的要求,為提高XX500kV主網架的安全穩(wěn)定性,也要求XX500kV環(huán)網上均勻建設一些有一定支撐電壓作用的電源。黃島電廠位于XX東部,正處于500kV電網環(huán)網的東部末端,三期工程2×600MW機組的建設將對XX500kV電網起到電壓支撐作用,增強電網運行的安全穩(wěn)定性。3．黃島電廠系海濱電廠,利用海水直流冷卻,并利用海水淡化解決淡水供應,可為我國沿海地區(qū)解決淡水問題提供有益的經驗如何解決水源問題是我國北方缺水地區(qū)進行電源建設所面臨的重大問題。黃島發(fā)電廠三期擴建工程除直接采用海水作為冷卻水外,還進行海水淡化,解決電廠自用淡水,緩解當?shù)氐o缺的矛盾。黃島發(fā)電廠海水淡化工程供水方案擬安裝日產淡水能力為3000噸的裝置2～4套,采用低溫多效海水淡化技術,海水淡化規(guī)?？梢噪S電廠需要而調整,完全可以滿足電廠自用的需要〔有關黃島電廠海水淡化部分的專題論述見本報告的供水水源部分。低溫多效海水淡化技術在國際上已經有20余年的成功運行經驗和良好業(yè)績,黃島發(fā)電廠采用真正由我國自己設計和制造的海水淡化裝置,目前已完成了中試,它的成功運行以及有關技術經濟數(shù)據的積累將會為我國的海水淡化產業(yè)提供有益的經驗,對于解決我國沿海城市和地區(qū)的淡水緊缺問題,起到示范作用,意義重大。4．黃島發(fā)電廠系港口電廠,有助于發(fā)揮港電一體化的優(yōu)勢黃島發(fā)電廠三期工程因系擴建工程,不僅具有建設條件好、投資省等優(yōu)勢,還因為其毗鄰前灣港,可直接利用前灣港的堆煤場地和輸煤設施為電廠供煤,減少了重復建設,降低了工程造價,充分利用港口的生產能力,發(fā)揮出了港電一體化的優(yōu)勢。5．黃島發(fā)電廠三期工程建成后,可擴大現(xiàn)有機組的對外供熱能力,有利于改善電廠附近環(huán)境狀況黃島電廠現(xiàn)有機組在20XX末進行了供熱技術改造,對黃島部分地區(qū)的熱用戶進行供熱,供熱面積167萬平方米,供熱負荷104MW,已經取消了當?shù)匦″仩t68臺,對改善當?shù)卮髿猸h(huán)境起到了積極作用。《建議書》補充說明,提出利用機組余量實施供熱。XX市環(huán)保局也在對三期工程的環(huán)保批復中要求電廠"發(fā)揮規(guī)模優(yōu)勢,擴大對黃島區(qū)的集中供熱工程,減輕所在區(qū)域的低空面源污染"。黃島發(fā)電廠與XX經濟技術開發(fā)區(qū)城市管理局簽訂了"開發(fā)區(qū)供熱〔Ｄ區(qū)工程建設及經營協(xié)議書"。供熱面積約335萬平方米,供熱負荷約229ＭＷ。評估認為,三期工程建成后,可使現(xiàn)有機組有條件進行進一步的供熱改造,以擴大對電廠所在地區(qū)的集中供熱,進一步改善當?shù)氐沫h(huán)境狀況。關于具體電廠供熱設計方案可在可行性研究階段論證落實。6．促進超臨界機組國產化和產業(yè)技術升級采用超臨界蒸汽參數(shù)并與發(fā)展大容量機組相結合是提高燃煤電廠效率的有效途徑。發(fā)展國產大型超臨界機組對于提高我國能源利用水平,推動我國制造業(yè)和電力工業(yè)的產業(yè)升級都是具有重要意義的。黃島發(fā)電廠地處我國沿海經濟發(fā)達地區(qū),三期工程建設2×600MW國產超臨界發(fā)電機組,有助于降低沿海地區(qū)的大氣污染物排放量；同時對形成我國600MW超臨界機組的批量生產能力,降低制造成本也是有益的。XX省是一個水資源匱乏的省份,今后XX省煤電建設的重點是在水資源較為豐富的坑口、路口、港口建設大容量高參數(shù)發(fā)電機組。黃島發(fā)電廠三期工程,已被XX省"十五"電力規(guī)劃列入重點扶持和優(yōu)先發(fā)展的電源項目。評估認為,該項目從電源布局、電源規(guī)劃方面都是合理的。該項目的建設對于滿足"十一五"初期XX地區(qū)的電力需求,增強電網末端的電壓支撐,提高電網運行的安全穩(wěn)定性以及實現(xiàn)地區(qū)集中供熱都是必要的。同時該項目系沿海港口電廠,采用海水淡化技術解決淡水供應,并可利用現(xiàn)有港口的設施和生產能力為電廠解決輸煤系統(tǒng),使電廠的建設條件具有明顯的優(yōu)勢。三、接入系統(tǒng)方案 黃島電廠目前總容量為670MW,以220kV和110kV兩級電壓接入系統(tǒng),供電范圍為XX市。三期擴建工程供電范圍主要仍為XX市,并為XX500kV電網起到電壓支撐作用。鑒于三期工程在系統(tǒng)中的作用,評估建議,考慮下面兩個接入系統(tǒng)方案： 方案一、電廠三期以500kV一級電壓接入系統(tǒng)。 方案二、電廠三期以500kV及220kV兩級電壓接入系統(tǒng)。 具體方案在電廠接入系統(tǒng)設計審查時確定。四、機組選型《建議書》提出,本期工程建設2×600MW國產超臨界燃煤凝汽式汽輪發(fā)電機組。從80年代末我國開始進口600MW級超臨界機組,目前有多臺投入了運行。我國的三大動力設備制造廠商近年來通過與外國公司合作,積累了一定的制造超臨界機組的經驗,目前均具備了生產600MW超臨界機組的能力。我國引進超臨界技術后,目前處于超臨界機組批量生產的起步階段,生產能力有一定的限制,近期應考慮應該優(yōu)先安排沿海經濟較發(fā)達、環(huán)境容量有限以及煤價較高的地區(qū)采用。超臨界機組技術先進,發(fā)電煤耗低,現(xiàn)國內進口投產運行的超臨界機組,發(fā)電標準煤耗299g/kwh,比亞臨界機組少10g左右。雖然超臨界機組比壓臨界機組的設備及管道投資高一些,但是在本項目標煤價為299元/噸的條件下,采用超臨界機組從經濟上看是合適的。在XX省計委上報給原國家計委《建議書》補充說明中,提出在可研階段要與選用超超臨界600MW機組進行綜合對比。評估認為,目前900MW超超臨界機組正在招標階段,為避免多頭重復引進,并考慮到本期工程機組投產時間上的要求,其必要性和實施的可能性均不大。關于國內600MW超超臨界機組的生產可在引進的900MW機組相關技術成熟后,借用其設計來實現(xiàn)比較穩(wěn)妥。評估認為,本項目采用超臨界機組是合適的。五、建設條件 1.廠址、擴建場地及工程地質 黃島電廠位于XX市黃島區(qū),黃島位于膠州灣的西側海域,與XX市隔海相望。廠址東臨膠州灣口,南及西南為前灣港碼頭,西及西北側為電廠生活區(qū),東北側2公里處海邊為油碼頭及油港。 黃島電廠二期工程擴建時已為電廠預留了擴建條件,電廠三期2×600MW機組的建設場地位于廠區(qū)南側二期工程的擴建端場地上,場地已基本整平,絕大部分擴建用地已經征用。擴建端仍有5.7公頃場地可作為施工安裝用地。三期工程擴建后,場地上仍有再擴建的可能。 黃島地區(qū)地質構造簡單,地震活動微弱,區(qū)域穩(wěn)定性良好。廠區(qū)內未發(fā)現(xiàn)大的斷裂構造,適宜擴建大容量機組。電廠抗震設防烈度為6度,相應的設計基本動峰值加速度為0.05g。 廠區(qū)地下水具有酸性侵蝕性,與海水連通部分在設計中應考慮其侵蝕性影響。 評估認為,電廠三期擴建工程的廠址、擴建場地及工程地質條件是基本落實的。2．燃煤供應與大件運輸黃島電廠三期擴建工程2×600MW超臨界機組,預計年耗煤量約為300萬噸。《建議書》提出,煤源取自XX省盂縣、壽陽、XX礦務局所屬礦井,通過中外合作建設的盂〔縣－濰〔坊－青〔島水煤漿輸送管道,經末站脫水后向電廠供應成品煤。目前國家尚未批復管道輸煤項目的可行性研究報告。由于合作公司的外方－以安然國際〔中國公司控股的中國管道控股不能再繼續(xù)履行合作合同,致使輸煤管道項目一度處于停頓狀態(tài)。作為合作公司中方的中煤建設集團公司,目前正在尋找新的外方合作伙伴,何時能簽訂新的合作協(xié)議書,時間難以確定。 《建議書》補充說明提出,由于輸煤管道工程進展緩慢,且貧瘦煤市場緊張,因此三期擴建工程的燃煤改為XX兗州煤業(yè)股份供應的煙煤,經鐵路來煤到前灣港的電廠專用貯煤場,利用二期工程已建的帶式輸送機將煤送到三期主廠房的原煤倉。評估認為,電廠煤源的確定,直接影響到廠外運煤方式、運煤通路和廠內輸煤系統(tǒng)的設計。設計煤質的確定,是電廠鍋爐設計選型、制粉系統(tǒng)和除灰系統(tǒng)設計的依據。為促進資源的優(yōu)化配置和確保電廠三期擴建工程如期投產,評估認為,煤源改為XX兗州煤業(yè)股份和XX肥城礦業(yè)集團公司提供的煙煤是合理的。因電廠現(xiàn)有一、二期工程燃煤煤種與管道輸煤相同,為解決管道輸煤項目投產后的市場問題,評估建議,可由一、二期工程改用輸煤管道來煤,同時電廠三期工程摻燒部分管道來煤。具體摻燒比例可在可研階段確定校核煤種煤質資料時確定。經初步分析電廠一、二期工程年燃煤200萬噸加上三期工程摻燒部分后,可以消化近300萬噸管道來煤。煤源自礦區(qū)鐵路經兗石線至XX站,轉經膠新線至膠州站,再經膠黃線、港區(qū)鐵路,運至XX前灣公司的儲煤場,然后經過現(xiàn)有的輸煤皮帶直接運至電廠的輸煤系統(tǒng)。輸煤系統(tǒng)經過適當改造增加出力后,可以滿足三期工程要求。電廠不再建設貯煤場,電廠現(xiàn)有6個直徑為18米的筒倉可貯煤3萬噸,也可以滿足三期工程的要求。XX兗州煤業(yè)股份和XX肥城礦業(yè)集團公司已與黃島電廠簽訂了為電廠三期工程供煤的協(xié)議。XX鐵路局已出具同意為電廠三期提供運煤的復函。XX港務局前港公司已出具同意接卸電廠三期工程用煤的復函。 電廠對外交通運輸方便,進廠道路接自電廠北面的崇明島路,廠外青黃高速公路與濟青高速公路連接。電廠大件設備可經海上運輸,部分設備及建材可通過鐵路及公路運輸。評估認為,電廠三期擴建工程的煤源及運輸條件是可靠的。 3．供水水源 〔1海水水源 黃島發(fā)電廠位于膠州灣口的西側海岸,全廠循環(huán)冷卻水均采用海水直流供水系統(tǒng)。一期工程2×125MW機組,循環(huán)冷卻水量為9.59m3/s；二期工程2×210MW機組,循環(huán)冷卻水量為15.08m3/s；三期工程2×600MW機組,循環(huán)冷卻水量為38.88m3/s；全廠合計最大冷卻水量為63.55m3/s。 電廠一期、二期工程分別獨立建有海水泵房,多年來運行正常,可取到深層海水,水溫較低。二期海水泵房位于原有港池南防砂堤南側的礁石山,已預留了三期工程的海水泵房位置。據初步論證,循環(huán)冷卻水溫排水僅在入海排放口附近的有限范圍內略有溫升,對海水水質無影響。 評估建議,在可研與設計階段結合相關試驗合理確定三期工程排水口的位置和型式,以優(yōu)化循環(huán)水系統(tǒng),選擇經濟合理的冷卻水量。評估認為,黃島發(fā)電廠三期工程采用海水直流冷卻系統(tǒng)是可行的。 〔2淡水水源 電廠一期工程2×125MW機組淡水取自王臺水源地的地下水,設計日取水量為5000噸。二期工程2×210MW機組,設計日耗水量為5000噸,由小珠山水庫供水。三期工程2×600MW機組,設計日需淡水8520噸。 為節(jié)約淡水資源,黃島發(fā)電廠于1999年6月投產了日處理4500噸的污水處理回用系統(tǒng),使現(xiàn)有廠區(qū)污水基本實現(xiàn)了對外"零"排放。日用水量由原來的10000噸下降至6000噸左右,日節(jié)約淡水量約4000噸。 黃島三期工程所需要淡水擬通過海水淡化工程解決。 低溫多效海水淡化技術在國際上已有20多年的成功運行經驗和良好業(yè)績,目前在國際海水淡化領域居于主流地位,最大單機制水能力已達到25000噸/日。其優(yōu)點是能耗和管壁腐蝕及結垢度均較低,對設備本體和傳熱管的材質要求也較低,由于其可利用汽輪機的部分冷源損失,可提高電廠的全廠熱效率,因此在電廠中應用的更為廣泛。我國國家海洋局"九五"國家攻關項目的一個主要專題就是"低溫壓氣蒸餾海水淡化技術研究",通過攻關在蒸餾法海水淡化的關鍵材料研制、工藝設備優(yōu)化、關鍵部件和設備的開發(fā)等方面取得一批科技成果。于20XX末通過了國家海洋局的科技項目驗收,驗收專家組認為該專題取得了低溫壓汽蒸餾海水淡化技術、低溫壓汽蒸餾海水淡化設計軟件、低溫多效蒸餾海水淡化技術三項成果,形成了萬噸級海水淡化裝置的設計能力,奠定了產業(yè)化的技術基礎。集合這三項成果的低溫蒸餾海水淡化技術研究在20XX獲得科技部、國家發(fā)展計劃委員會、財政部、國家經貿委員會等四部委頒發(fā)的國家"九五"科技攻關計劃優(yōu)秀科技成果獎。國家科技部已將"低溫多效蒸餾示范工程技術研究"列入《國家水安全技術研究》重大專項工程進行重點支持,旨在建立千噸級低溫多效海水淡化示范工程。根據國內研究機構的研究成果和國外知名海水淡化設備制造企業(yè)對我國考察的結果,認為我國目前已基本具備低溫多效海水淡化設備的制造能力。20XX6月黃島發(fā)電廠與國家海洋局天津海水淡化與綜合利用研究所簽署了示范工程建設的合作協(xié)議,雙方決定合作建設國內首例具有自主知識產權的低溫多效蒸餾海水淡化工程,單臺設備制水能力為3000噸/日。為了降低工程風險,首先建設60噸/日的雙效壓汽蒸餾中間試驗裝置,旨在打通工藝流程、取得第一手工程試驗數(shù)據,為示范工程的長期穩(wěn)定經濟運行奠定技術基礎。經過4個多月的運行,結果表明中間試驗裝置運行穩(wěn)定,產品水的水質和水量都達到了設計要求,自主產權的蒸發(fā)器管板與傳熱管彈性連接、耐海水涂料、效間接口技術等經試驗驗證是穩(wěn)定可靠的。雖然中間試驗裝置與示范工程雖然從產量上有50倍的差別,但是關鍵設備蒸發(fā)器直徑的差別只有一倍,長度差別為6倍；根據化學工程設備放大的一般規(guī)律,蒸發(fā)器直徑放大的預期風險是完全可控的；另外從國內發(fā)電廠的冷凝器制造經驗看,蒸發(fā)器的設計制造也不會有大的問題。黃島發(fā)電廠與天津海水淡化所已合作多年,已摸索出一些有益的經驗,到電廠三期工程建成時對海水淡化設備制造和運行的經驗會更為完善。黃島發(fā)電廠的低溫多效技術還具有較好的經濟性,其造水比為10,與天津大港發(fā)電廠的多級閃蒸技術相同,但電力消耗及設備運行成本僅僅為進口多級閃蒸設備的1/2,其造水成本4.06元/噸,遠低于多級閃蒸進口設備的造水成本。低溫多效海水淡化裝置產水量可根據需要按設計水量的25％～110％進行調節(jié),黃島電廠海水淡化裝置的用地可以滿足4×3000噸/日或2×4500噸/日海水淡化裝置的要求,目前擬建設2×3000噸/日海水淡化裝置規(guī)模,今后電廠可根據需要進行調整。評估認為,黃島電廠采用2×3000噸/日由我國自己設計和制造的海水淡化裝置是可行的,海水淡化工程建設和運營中的風險是可以控制的,其生產的水質水量是可以滿足電廠三期工程的用水要求的。 4．貯灰場 電廠一、二期工程年排灰渣量約53萬噸,基本上全部綜合利用。三期擴建工程僅按干出灰考慮,預計年排灰渣量為44.8萬噸。 電廠一期貯灰場已堆滿,表面覆土后已另作它用。二期貯灰場距電廠約4公里,庫容約566萬m3。因灰渣全部綜合利用,目前基本上已清空。因XX地區(qū)灰渣綜合利用情況良好,預期三期工程所產灰渣基本上也可全部綜合利用,因此可不再新建灰場。二期貯灰場容量可供2×600MW機組貯灰12.6年,可以作為電廠全部容量機組所產灰渣因綜合利用不均衡時的周轉貯灰場。評估認為三期工程貯灰條件是落實的。六、環(huán)境保護 XX市環(huán)保局和XX省環(huán)保局均已復函,同意黃島發(fā)電廠三期擴建工程在滿足各項環(huán)保要求的基礎上立項。項目的《環(huán)境影響評價大綱》也通過了國家環(huán)?？偩汁h(huán)境工程評估中心的評估。電廠現(xiàn)有機組和三期擴建工程擬全部配套建設脫硫除塵裝置,脫離效率大于90％。評估認為,煙氣海水脫硫方案具有投資省、工藝系統(tǒng)簡單,運行維護方便,可節(jié)省淡水用量、運行費用低的優(yōu)點,建議作為三期工程和老廠現(xiàn)有機組改造的首選方案,并進行排放海域的調查和評價分析,取得省市環(huán)保主管部門和海洋主管部門的同意文件。在項目《環(huán)境影響報告書》中要對脫硫方案及全廠SO２年排放總量能否滿足環(huán)保部門提出的要求進行重點論證。評估建議XX市環(huán)保局應向電廠下達全廠煙塵年排放量的控制指標,以作為三期工程高效電氣除塵器效率選擇的依據。 《初可報告》提出三期擴建工程兩爐合用一座高度為240米的煙囪。評估建議,應進行煙塵和SO２排放最大落地濃度的計算合理確定煙囪高度,以節(jié)約投資。評估建議,盡快編制項目建設的水土保持方案報水利部審查批復。評估認為,設計提出的各項環(huán)保治理措施基本可行,已具備國家批復項目建議書的條件。七、投資估算、資金來源和經濟效益分析1.投資估算《初可報告》按20XX價格水平計算,發(fā)電工程靜態(tài)投資431702萬元〔其中：脫硫工程投資39960萬元；建設期貸款利息29963萬元,發(fā)電工程動態(tài)投資461665萬元；鋪底流動資金2562萬元,項目計劃總資金為464227萬元。評估后按20XX價格計算,發(fā)電工程靜態(tài)投資為419153萬元〔其中：脫硫工程投資39960萬元；建設期貸款利息33251萬元,發(fā)電工程動態(tài)投資452404萬元；鋪底流動資金3179萬元,項目計劃總資金為455583萬元。評估后項目投資估算總表見附表4,評估前后投資估算對比表見附表5。2.資金來源本項目資本金91117萬元,占項目計劃總資金的20%,全部由XX國信實業(yè)出資。根據對該公司出具的經過審計的財務報表分析,該公司的資金實力是能夠滿足項目對資本金要求的。投資方已出文承諾按期注入資本金。資本金以外工程建設所需資金擬通過銀行貸款解決,已取得中國建設銀行等多家銀行的貸款承諾意向函。3.經濟效益與電價分析評估后,按到廠標準煤價299元/噸,發(fā)電設備年利用小時5500,發(fā)電標準煤耗299克/千瓦時等條件測算,預期資本金內部收益率為8％時,項目經營期內平均含稅上網電價為0.299元/千瓦時,相應全部投資內部收益率7.32％,全部投資回收期13年,經濟效益較好〔主要技術經濟指標見附表6。目前XX統(tǒng)調電網平均含稅上網電價在0.35元/千瓦時左右,近幾年新投運機組的含稅上網電價在0.32元/千瓦時左右,本項目具有一定的價格競爭能力。在資本金內部收益率為8％的條件下,按機組年利用小時增減10％,煤價增減10％,總投資增減10％測算這些單因素變化對電價的影響,表明上述單因素對電價的敏感次序為機組年利用小時數(shù)、總投資與煤價。在機組年利用小時減少10％的情況下,項目經營期內平均含稅上網電價為0.313元/千瓦時,具有一定的抗風險能力。八、結論與建議1.建設黃島發(fā)電廠三期擴建工程,對于滿足"十一五"初期XX地區(qū)的電力需求,增強電網末端的電壓支撐,提高電網運行的安全穩(wěn)定性以及實現(xiàn)地區(qū)集中供熱都是必要的。2．該項目系沿海港口電廠,采用海水淡化技術解決淡水供應；并利用現(xiàn)有港口的設施和生產能力為電廠解決輸煤系統(tǒng),減少重復建設；該項目的廢水和灰渣基本上實現(xiàn)"零排放"；電廠的建設條件具有明顯的優(yōu)勢。3．項目采用600MW超臨界機組是合適的。4．項目燃煤采用兗州煤和肥城煤是合適的。以上意見供決策參考。附表：1.XX省2003～20XX新增裝機投產情況表2.XX省2005～20XX電力平衡表<高方案>3.XX省2005～20XX電力平衡表<低方案>4.投資估算總表5.評估前后投資估算對比表6.主要技術經濟指標匯總表附件：評估人員名單二00三年五月日主題詞：XX電廠建議書評估報告附表1XX省2003～20XX新增裝機投產情況表單位：MW序號年份20012002200320042005200620072008～20101里彥二期2×1351352XX二期2×3003003003萊城#3、4機2×3003003004聊城新廠2×6006006005XX三期2×66013206勝利二期2×3003003007章丘電廠2×1351351358聊城老廠擴建2×1352709南定電廠擴建2×13527010XX電廠擴建2×13527011滕州電廠新建2×13527012白楊河擴建2X電廠擴建2×13527014里彥二期續(xù)建2×13527015運河一期續(xù)建2三礦電廠2×13527017南山電廠2X電廠擴建2×1352701960MW以下熱電30341881153100020XX王曲電廠2×60060060021XX抽水蓄能4×25050050022退役中小機組-200-200-60023當年投產小計45363528199027090090024全省合計2101425550290783106831338322383313832538其中：100MW及以上機組158531850821883228732314324243253432534360MW及以下機組51617042719581958195799577957195附表2XX省2005～20XX電力平衡表〔負荷年均增長9％ 單位：MW年份200520062007200820092010一、XX省最大負荷259402827530820335943661739912二、需要備用容量〔18%466950895548604765917184三、需要裝機容量306093336436368396414320847096四、實際裝機容量313383223833138329383273832538五、電力平衡〔四－五729－1126－3230－6703－10470－14558附表3XX省2005～20XX電力平衡表〔負荷年均增長7.3% 單位：MW年份200520062007200820092010一、XX省最大負荷259402776029690319403436036970二、需要備用容量〔18%466949975344574961856655三、需要裝機容量306093275735034376894054543625四、實際裝機容量313383223833138329383273832538五、裝機平衡729－519－1896－4751－7807－11087附表4投資估算總表單位：萬元序號工程和費用名稱建筑工程費用設備購置費用安裝工程費用其他費用合計各項占總計％一廠內外生產工程454401896537014530523872.821熱力系統(tǒng)235561351423798619668446.922燃料供應系統(tǒng)472125312818530.443除灰系統(tǒng)261672421913117712.814水處理系統(tǒng)12765253152480531.925供水系統(tǒng)852119773731142293.396電氣系統(tǒng)14892353115626406469.707熱工控制系統(tǒng)12924863