火電廠擴建項目可行性研究報告火電廠擴建項目可行性研究報告（本文檔為word格式,下載后可修改編輯?。┠夸?概述1.1工程概況1.2編制依據(jù)1.3建設(shè)規(guī)模及資金籌措1.4研究范圍1.5主要設(shè)計原則1.6工作經(jīng)過簡述2電力系統(tǒng)2.1電力系統(tǒng)概況2.2電力市場預(yù)測2.3裝機安排及電力平衡2.4電廠接入系統(tǒng)方案2.5接入系統(tǒng)方案設(shè)想3燃料供應(yīng)3.1煤源3.2煤質(zhì)3.3煤消耗量3.4點火及助燃油質(zhì)分析資料4建廠條件4.1廠址概述4.2交通運輸4.3電廠水源4.4貯灰場4.5水文氣象4.6廠址的區(qū)域穩(wěn)定與工程地質(zhì)5工程設(shè)想5.1全廠總體規(guī)劃及廠區(qū)總平面規(guī)劃布置5.2建設(shè)規(guī)模及裝機方案5.3熱機部分5.4輸煤部分5.5除灰部分5.6化學部分5.7電氣部分5.8熱工自動化部分5.9建筑結(jié)構(gòu)部分5.10水工部分5.11貯灰場5.12煙氣脫硫部分6環(huán)境保護6.1建廠地區(qū)的環(huán)境概況6.2工程概況6.3建廠地區(qū)的環(huán)境質(zhì)量現(xiàn)狀6.4執(zhí)行的標準6.5主要污染物及防治措施6.6綠化6.7總量控制6.8存在的問題及建議7投資估算及經(jīng)濟效益分析7.1投資估算編制說明7.2設(shè)計規(guī)模及投資計列范圍7.3編制原則及依據(jù)7.4工程投資7.5投資分析7.6經(jīng)濟評價說明7.7敏感性分析7.8結(jié)論8建廠評價火電廠擴建項目可行性研究報告1概述1.1工程概況某某市位于某某自治區(qū)中南部，烏蘭察布市東南部，晉、冀、蒙三省交界處，是自治區(qū)的南大門，素有“塞外古鎮(zhèn)、商貿(mào)客棧”之稱。全市總面積2704平方公里，總?cè)丝?3萬。某某有著近300年的文化歷史。清雍正十三年（1735年）始設(shè)行政建制，乾隆十五年設(shè)某某廳，民國三年改廳建縣。解放初期，一度為綏遠省政府所在地，為市建制，后省政府遷往歸綏（呼市），又恢復(fù)為縣建制。1990年11月某某撤縣設(shè)市。1998年被國務(wù)院批準為對外開放城市。

某某市區(qū)位優(yōu)越、交通便利、能源充足。地處晉冀蒙三省區(qū)交界處，是自治區(qū)對外開放、發(fā)展外向型經(jīng)濟的窗口和前沿。京包、豐準鐵路貫穿全境，208國道、呼陽省道縱貫全市。208高速公路的通車，以及大同機場的投入使用，使某某市融入了京津唐4小時經(jīng)濟圈和呼包鄂3小時經(jīng)濟圈。某某是華北地區(qū)的重要電力能源基地,能源充裕,某某電廠現(xiàn)有裝機容量為6×200MW+2×600MW。一期工程裝機容量4×200MW，二期工程裝機容量2×200MW，共1200MW；其中1、2號機（2×200MW）為常規(guī)循環(huán)冷卻機組，分別于1989和1990年投產(chǎn)；3、4、5、6號機（4×200MW）為我國首次制造的完全國產(chǎn)化的混合式凝汽器間接空冷機組，到1995年底4臺機組全部運行投產(chǎn)；三期工程為2×600MW直接空冷機組，于2008年投產(chǎn)；1、2號機（2×200MW）于2010年10月份關(guān)停。某某電廠位于某某市西南部古長城腳下，與某某市區(qū)隔河相望，距市區(qū)約3km。廠區(qū)北側(cè)為毛魚溝村，西北面為曹碾灣村及6608百貨倉庫。1.2編制依據(jù)1）某某電力有限責任公司于2008年7月18日給我公司的《關(guān)于委托開展某某電廠2×1000MW機組擴建工程初步可行性研究報告設(shè)計工作的函》（北聯(lián)電計〖2008〗58號）；2）2011年4月12日接某某電廠前期辦通知，要求對08版初可進行修編。3）《火力發(fā)電廠設(shè)計技術(shù)規(guī)程》DL5000-2000版。4）某某電廠提供的設(shè)計原始資料。5)2010年價格水平的《限額控制指標》。1.3建設(shè)規(guī)模及資金籌措本期工程在某某電廠老廠廠區(qū)擴建2×1000MW超超臨界燃煤空冷機組，同期建設(shè)脫硫、脫硝系統(tǒng)，電廠規(guī)劃容量為2400MW+4×1000MW。擴建2×1000MW機組暫不考慮拆除一期工程的2×200MW濕冷機組，再擴建2×1000MW的前提條件是拆除一期工程的2×200MW濕冷機組。根據(jù)投資方安排，機組計劃于“十二五”初期開工，“十二五”中后期投產(chǎn)。本工程由某某電力有限責任公司出資建設(shè)，項目資金來源暫按20%自籌，80%貸款考慮。1.4研究范圍1.4.1初步落實和研究擴建2×1000MW空冷燃煤機組有關(guān)的煤源、水源、灰場、交通運輸、工程地質(zhì)、水文氣象、電力市場分析定位、工程設(shè)想，環(huán)境保護、投資估算和技術(shù)經(jīng)濟分析等建廠條件。1.4.2就電廠工藝范圍內(nèi)的生產(chǎn)、附屬生產(chǎn)及交通運輸、貯灰、煤源、水源及出線進行總體規(guī)劃。1.4.3根據(jù)某某電廠老廠占地情況，研究擴建2×1000MW空冷燃煤機組的可行性以及擴建4×1000MW空冷燃煤機組的可行性。1.4.4對本期工程建設(shè)投資進行估算，并提出相應(yīng)的經(jīng)濟評價指標。1.4.5提出建設(shè)條件中存在的主要問題和下一階段工作的建議。1.5主要設(shè)計原則1.5.1貫徹執(zhí)行國家有關(guān)基本建設(shè)方針和規(guī)范規(guī)程，方案經(jīng)濟合理，節(jié)約能源，節(jié)省投資，減少環(huán)境污染；1.5.2充分利用電廠內(nèi)、外建廠條件，做到全廠協(xié)調(diào)統(tǒng)一，方案合理，并不堵死再擴建的可能；1.5.3煤源：本期工程燃煤采用準格爾地區(qū)煙煤部分參入錫林浩特勝利煤田露天礦褐煤。1.5.4水源:水源有2個：某某市城市污水廠的再生水及重化工業(yè)園區(qū)污水處理廠的再生水。1.5.5灰渣立足于綜合利用；1.5.6對廠區(qū)進行多方案的比較和論證，提出初步廠區(qū)布置的推薦意見；1.5.7機組參數(shù)：本期選用2×1000MW超超臨界空冷燃煤機組，規(guī)劃容量按4×1000MW機組設(shè)計。1.5.8電廠年利用小時數(shù)：5500h。1.6工作過程簡述1.6.12008年7月18日我公司收到某某電力有限責任公司《關(guān)于委托開展某某電廠2×1000MW機組擴建工程初步可行性研究報告設(shè)計工作的函》（北聯(lián)電計〖2008〗58號）。1.6.22008年7月29-30日我公司有關(guān)專業(yè)與某某發(fā)電廠擴建辦及有關(guān)部門在某某進行了現(xiàn)場踏勘和收資工作。1.6.32008年8月12日我公司有關(guān)領(lǐng)導與某某電力公司就本工程的有關(guān)技術(shù)方案進行溝通。1.6.4在設(shè)計期間多次對電廠擬選廠址進行了廠址、水源地、灰場、鐵路運輸及接軌站、接入系統(tǒng)等進行了初步調(diào)查，搜集了有關(guān)資料，并與電廠溝通，征求意見。1.6.52011年4月12日接某某電廠前期辦通知，要求對08版初可進行修編。1.6.62011年4月15日我公司副總經(jīng)理帶隊與某某電力公司就本工程初可修編工作進行溝通。1.6.72011年4月19日我公司技術(shù)人員去某某電廠收資、新選灰場并與電廠領(lǐng)導進行交流。2電力系統(tǒng)2.1電力系統(tǒng)概況2.1.1華北電力系統(tǒng)現(xiàn)狀華北電網(wǎng)由京津唐電網(wǎng)、河北南部電網(wǎng)、山西電網(wǎng)、內(nèi)蒙西部電網(wǎng)和山東電網(wǎng)組成，供電區(qū)域包括北京、天津兩直轄市和河北、山西、山東三省及某某自治區(qū)西部地區(qū)。2010年，華北電網(wǎng)“十一五”規(guī)劃的500kV電網(wǎng)“七橫三縱”格局已基本形成。形成以京津冀區(qū)域為受端負荷中心，以內(nèi)蒙西部電網(wǎng)、山西電網(wǎng)為送端，省網(wǎng)間西電東送有13回500kV線路（不包括托克托、岱海、上都、錦界等直送線路）的較堅強500kV電網(wǎng)；山東電網(wǎng)通過辛安～聊城雙回和黃驊～濱州雙回500kV線路與主網(wǎng)相聯(lián)。華北電網(wǎng)內(nèi)主要電力流向為西電東送、北電南送。華北電網(wǎng)共有七個西電東送通道：某某電網(wǎng)外送通道由豐～萬～順雙回路、汗?！猎础诫p回路組成；托克托電廠外送通道由托克托～渾源～安定（霸州）4回路組成；山西電網(wǎng)外送通道由大房三回、神保雙回、陽北雙回、潞辛雙回共計9回組成。另外還有陜北的神木/府谷電廠經(jīng)忻都開閉站通過3回路獨立通道送電至河北南網(wǎng)的石北變電站。上都電廠～承德的雙回500kV線路開辟了一條獨立的北電南送通道。在華北電網(wǎng)內(nèi)部，京津唐電網(wǎng)、河北南網(wǎng)、山西電網(wǎng)、蒙西電網(wǎng)和山東電網(wǎng)均已形成各自較強的500kV主干電網(wǎng)。山西電網(wǎng)以大同至運城的南北之間500kV雙回線路組成華北電網(wǎng)西部縱向通道；河北南網(wǎng)以慈云至辛安的南北之間500kV雙回線路組成華北電網(wǎng)中部縱向通道，并通過房山～慈云雙回向北延伸至京津唐電網(wǎng)；京津唐電網(wǎng)的姜家營～安各莊～蘆臺～濱?！鍢蚓€路至河北黃驊～山東濱州～聊城線路組成華北電網(wǎng)南北之間的東部縱向通道。目前，華北電網(wǎng)通過晉東南～南陽～荊門1回1000kV特高壓交流線路與華中電網(wǎng)相聯(lián)；華北電網(wǎng)與東北電網(wǎng)通過直流背靠背互聯(lián)；與西北電網(wǎng)通過寧東直流互聯(lián)。截止2010年底，華北電網(wǎng)網(wǎng)調(diào)及各省調(diào)直調(diào)裝機容量達186655.25MW，其中火電170551.2MW，占總裝機容量的91.37%；水電（含抽水蓄能）5849.9MW，占總裝機容量的3.13%；風電10099.9MW，占總裝機容量的5.41%。2010年華北電網(wǎng)全社會用電量1022968GWh，同比增長13.6%；最高發(fā)購電負荷151858MW，同比增長13.39%。截至2010年底，華北電網(wǎng)共有500kV輸電線路298條，總長約26367.6km。2010年，華北電網(wǎng)有1000kV變電站1座，變壓器1臺，容量3000MVA；500kV變電站101座，變壓器204臺，總變電容量163510MVA。2010年底華北500kV電網(wǎng)現(xiàn)狀見圖2.1-1。圖2.1-12010年華北500kV電網(wǎng)地理接線示意圖2.1.2某某自治區(qū)電網(wǎng)現(xiàn)狀某某自治區(qū)電網(wǎng)（簡稱某某電網(wǎng)）位于華北電網(wǎng)的北部，是華北電網(wǎng)的組成部分和重要送電端。2010年某某電網(wǎng)供電區(qū)域為自治區(qū)六市二盟，涵蓋了某某自治區(qū)大部分地區(qū)，包括呼和浩特市、包頭市、烏海市、鄂爾多斯市、巴彥淖爾市、烏蘭察布市、阿拉善盟、錫林郭勒盟。目前，某某電網(wǎng)已形成“兩橫四縱”的500kV主干網(wǎng)架結(jié)構(gòu)。各盟市供電區(qū)域均形成220kV主供電的網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，其中，呼和浩特、包頭、烏海地區(qū)已形成220kV城市環(huán)網(wǎng)。截止到2010年底，某某電網(wǎng)發(fā)電裝機（6MW及以上）容量38439.74MW，包括：火電廠84座，裝機容量31537.7MW；水電站2座，裝機容量557.9MW；風力發(fā)電場68座，投產(chǎn)容量6302.14MW；生物質(zhì)電廠2座，裝機容量42MW。某某電網(wǎng)覆蓋范圍內(nèi)共有500kV變電站15座，主變27臺，總變電容量20250MVA；220kV公用變電站94座，主變164臺，總變電容量24069MVA。500kV線路42條，總長3964.4km；220kV線路379條，線路總長度11712.6km。2010年某某電網(wǎng)最高供電負荷為14200MW（不含外送電力）。某某電網(wǎng)向華北電網(wǎng)協(xié)議送電容量3900MW，最高送電容量達4220MW。2010年某某電網(wǎng)供電量為1213.3×108kWh（不包括外送電量），東送華北電量為271.2×108kWh，比上年增長8.3%。某某電網(wǎng)2010年底現(xiàn)狀地理接線示意見圖2.1-2。圖2.1-2某某電網(wǎng)2010年底現(xiàn)狀地理接線示意。2.1.3華中電網(wǎng)現(xiàn)狀華中電網(wǎng)覆蓋地區(qū)包括河南、湖北、湖南、江西、四川和重慶五省一市，土地面積129.8萬km2，是我國供電人口最多的區(qū)域電網(wǎng)。華中電網(wǎng)地處我國中部地帶，黃河、長江橫貫東西，京廣線、京九線、隴海線等交通大動脈從區(qū)內(nèi)穿過，鐵路運輸、內(nèi)河航運較為發(fā)達。華中地區(qū)北臨華北、西北煤炭基地，東接華東、南連廣東等經(jīng)濟發(fā)達而能源短缺地區(qū)。在全國經(jīng)濟發(fā)展和電力發(fā)展的戰(zhàn)略格局中，處于聯(lián)接南北、承啟東西的樞紐地位。截至2009年底，華中電網(wǎng)全口徑裝機容量（含三峽）為184645MW，同比增長6.7%；其中水電79310MW（含抽蓄），占42.9%；火電104800MW，占56.8%；新能源535MW，占0.3%。統(tǒng)調(diào)裝機容量（含三峽）為154875MW，同比增長8.5%；其中水電61186MW，占39.5%；火電93565MW，占60.4%；新能源125MW，占0.1%。2009年華中電網(wǎng)全口徑發(fā)電量7224.6億kWh，同比增長7.7%，其中水電完成2718.4億kWh，同比增長2.9%；火電完成4488.4億kWh，同比增長10.5%；新能源完成17.8億kWh，同比增長157.1%。統(tǒng)調(diào)發(fā)電量6128.2億kWh，同比增長9.5%。其中水電完成2142.3億kWh，同比增長4.7%；火電完成3982.0億kWh，同比增長12.3%；新能源完成3.9億kWh，同比增長121.7%。2009年華中電網(wǎng)全社會用電量完成6702.4億kWh，同比增長8.1%。統(tǒng)調(diào)口徑用電量完成5700.1億kWh，同比增長10.8%。華中電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)最大用電負荷94610MW，同比增長19.3%。截至2009年底，華中電網(wǎng)擁有1000kV變電站1座、開關(guān)站1座，變壓器1臺、總?cè)萘?000MVA，1000kV變電站輸電線路2條、長度639.9km；500kV變電站101座（含開關(guān)站）、變壓器155臺、總?cè)萘?23717MVA，500kV輸電線路339條、長度31464.0km；220kV變電站693座、變壓器1113臺、總?cè)萘?65639MVA，220kV輸電線路2026條、長度57720.0km。華中電網(wǎng)2009年地理接線圖見圖2.1-3。圖2.1-32009年華中電網(wǎng)規(guī)劃地理接線示意圖2.1.4華東電網(wǎng)現(xiàn)狀華東電網(wǎng)的供電范圍包括上海、江蘇、浙江、安徽和福建四省一市，是我國最大的跨省市區(qū)域電網(wǎng)。2009年華東四省一市全社會用電量9033億千瓦時，同比增長6.04%；全社會最高負荷為15260萬千瓦，同比增長10.98%；統(tǒng)調(diào)最高負荷為14385.2萬千瓦，同比增長10.56%；2009年華東全網(wǎng)統(tǒng)調(diào)最大用電峰谷差為4209.6萬千瓦，同比增長了12.6%。截止到2009年底，華東電網(wǎng)全社會裝機容量為18800.9萬千瓦，其中火電裝機容量為15760.1萬千瓦，水電裝機容量為2330.8萬千瓦，核電裝機容量為507萬千瓦，新能源裝機容量203萬千瓦；占總?cè)萘康谋壤謩e為83.8%、12.4%、2.7%和1.1%。華東電網(wǎng)的交流500kV骨干網(wǎng)架已基本形成，網(wǎng)架結(jié)構(gòu)進一步完善。至2009年底，華東電網(wǎng)主網(wǎng)架形成兩個500kV跨省市環(huán)網(wǎng)(武南－瓶窯－繁昌－東善橋－武南和武南－斗山－石牌－黃渡－泗涇－南橋－王店－瓶窯－武南)。江蘇蘇北和蘇南已形成東中西共四個500kV通道8回線路，蘇錫常地區(qū)已形成500kV雙環(huán)網(wǎng)，蘇南沿江500kV通道已貫通，形成了“四橫四縱”的電網(wǎng)結(jié)構(gòu)；浙江錢塘江南北有500kV二個通道4回線路，浙南地區(qū)在已形成的500kV“日”字雙環(huán)網(wǎng)基礎(chǔ)上進一步加強；上海在原有的500kV雙環(huán)網(wǎng)基礎(chǔ)上進一步向外擴展，逐漸開始實施外半環(huán)工程；安徽電網(wǎng)形成6回500kV線路聯(lián)絡(luò)皖南和皖北、皖中，電力過江南送能力得到了加強；福建建成了西部500kV通道，在原來鏈式結(jié)構(gòu)的基礎(chǔ)上形成了福建500kV環(huán)網(wǎng)，并通過二回500kV線路同華東主網(wǎng)聯(lián)系。截至到2009年底，華東全網(wǎng)500kV變電站92座，開關(guān)站5座，變壓器共194臺，變電容量16115萬千伏安；220kV變電站共909座，變壓器共1769臺，變電容量28618.2萬千伏安；500kV和220kV線路總長度為74369.4公里，其中500kV線路長度21973.43公里，220kV線路長度52396公里。華東電網(wǎng)2008年地理接線圖見圖2.1-4。圖2.1-42009年華東電網(wǎng)地理接線示意圖2.2負荷預(yù)測2.2.1華北電網(wǎng)負荷預(yù)測華北電網(wǎng)負荷發(fā)展水平預(yù)測如下：華北電網(wǎng)2012年、2015年和2020年全社會用電量分別達到12049億kWh、15096億kWh和19232億kWh，“十二五”和“十三五”年均增長率分別為8.1%和5.0%。2012年、2015年和2020年華北電網(wǎng)最大負荷分別達到188190MW、235200MW和300500MW，“十二五”和“十三五”年均增長率分別為9.1%和5.0%。華北電網(wǎng)的負荷預(yù)測結(jié)果見表2.2-1。表2.2-1華北電網(wǎng)負荷預(yù)測結(jié)果表單位：億kWh、MW地區(qū)2012年2015年2020年年均增長率（%）十二五十三五華北電網(wǎng)全社會電量1204915096192328.15最大負荷1881902352003005009.15京津冀魯全社會電量883210845137537.44.9最大負荷146040181820232360.2華中電網(wǎng)負荷預(yù)測華中東四省負荷發(fā)展水平預(yù)測如下：華中東四省2012年、2015年和2020年全社會用電量分別達到6305億kWh、7817億kWh和10289億kWh，“十二五”和“十三五”年均增長率分別為8.0%和5.6%。2012年、2015年和2020年華中東四省年最大負荷分別達到118010MW、150560MW和196860MW，“十二五”和“十三五”年均增長率分別為9.6%和5.5%。華中東四省的負荷預(yù)測結(jié)果見表2.2-2。表2.2-2華中東四省負荷預(yù)測結(jié)果表單位：MW、億kWh地區(qū)2010年2012年2015年2020年年均增長率(%)十二五十三五華中東四省全社會電量533263057817102898.05.6最大負荷951001180101505601968609.65.52.2.3華東電網(wǎng)負荷預(yù)測華東電網(wǎng)負荷發(fā)展水平預(yù)測如下：華東電網(wǎng)2012年、2015年和2020年全社會用電量分別達到12005億kWh、14980億kWh和19170億kWh，“十二五”和“十三五”年均增長率分別為8.3%和5.1%。2012年、2015年和2020年華東電網(wǎng)最大負荷分別達到176220MW、207460MW、259900MW和328850MW，“十二五”和“十三五”年均增長率分別為8.1%和4.8%。華東電網(wǎng)的負荷預(yù)測結(jié)果見表2.2-3。表2.2-3華東電網(wǎng)負荷預(yù)測結(jié)果表單位：MW、億kWh地區(qū)2010年2012年2015年2020年年均增長率(%)十二五十三五華東電網(wǎng)全社會電量100681200514980191708.35.1最大負荷176220207460259900328850電源建設(shè)安排2.3.1華北電網(wǎng)電源安排華北地區(qū)一次能源分布與電力負荷分布存在較大的不平衡性，東部京津冀魯經(jīng)濟發(fā)展較快，是華北電網(wǎng)的負荷中心,西部的山西、蒙西的煤炭儲量極其豐富。華北電網(wǎng)電源規(guī)劃建設(shè)遵循的思路是：從地區(qū)自身特點出發(fā)，根據(jù)以市場需求為導向、以經(jīng)濟效益為中心的原則，在華北區(qū)域內(nèi)實現(xiàn)較大范圍內(nèi)資源優(yōu)化配置、遵循國家層面更大范圍的資源優(yōu)化，逐步調(diào)整和優(yōu)化電源布局。華北電網(wǎng)的電源規(guī)劃主要依據(jù)以下原則：（1）優(yōu)先考慮特高壓電網(wǎng)規(guī)劃電力配額（電力流）容量。（2）充分利用山西和內(nèi)蒙西部地區(qū)煤炭資源儲量和產(chǎn)量占全國首位的優(yōu)勢，在能源基地積極開發(fā)和建設(shè)坑口電廠，在滿足本地區(qū)用電的前提下，逐步擴大向負荷中心送電的規(guī)模。（3）在加快能源基地電源建設(shè)的同時，充分利用華北地區(qū)鐵路四通八達、交通運輸方便和環(huán)渤海灣地區(qū)建廠條件優(yōu)越的優(yōu)勢，在東部負荷中心地區(qū)盡可能建設(shè)一定規(guī)模的電廠，對電網(wǎng)提供必要的無功支援和保安電源，確保受電電網(wǎng)不因接受大量外來電力而降低安全穩(wěn)定水平。（4）電源規(guī)劃要根據(jù)電網(wǎng)規(guī)劃合理安排為原則，以市場需求為前提，充分考慮電網(wǎng)與電源項目的綜合經(jīng)濟效益。（5）優(yōu)化電源結(jié)構(gòu)。重視有調(diào)峰能力的電廠的建設(shè)，結(jié)合實際條件，爭取建設(shè)一定比例的燃氣機組和抽水蓄能電站，提高全網(wǎng)的整體經(jīng)濟效益。（6）為進一步改善大中城市的大氣環(huán)境質(zhì)量，提高人民生活水平，適當安排建設(shè)部分熱電廠，以取代高耗能、高污染的分散采暖小鍋爐。（7）積極發(fā)展大容量、高參數(shù)、高效率環(huán)保型的機組，逐步退役電網(wǎng)中的中低壓機組，提高華北電網(wǎng)的平均單機容量，降低機組的平均煤耗水平。（8）華北地區(qū)水資源缺乏，應(yīng)積極發(fā)展空冷機組，減少用水量。（9）為改善華北電網(wǎng)的一次能源構(gòu)成和電源結(jié)構(gòu)，充分利用華北地區(qū)有限的水利資源，有規(guī)劃、有節(jié)制的開發(fā)黃河干流的常規(guī)水電。按照上述電源建設(shè)的原則，京津冀魯?shù)貐^(qū)裝機安排見表2.3-1。根據(jù)電源規(guī)劃，2012年、2015年和2020年，京津冀魯?shù)貐^(qū)電源裝機規(guī)模分別為137910MW、152720MW和152780MW。表2.3-1京津冀魯?shù)貐^(qū)電源裝機安排表單位：MW省份項目2012年2015年2020年京津冀魯?shù)貐^(qū)合計137910152720152780水電620620810抽水蓄能310040007700煤電120860124810113080燃氣412048205660核電027005200風電85301403016500生物質(zhì)67014302430太陽能1031014002.3.2華中東四省電源安排華中地區(qū)常規(guī)一次能源基礎(chǔ)儲量占全國總量的15.1%，其中煤炭資源占全國的6.8%，石油占2.9%，天然氣占20.3%，水能占35.2%。從開發(fā)利用情況看，煤炭、石油和天然氣的儲采比均低于全國平均，進一步開發(fā)的潛力有限。華中地區(qū)緊鄰西北、華北等能源基地，具備接收北方煤電的條件，尤其是特高壓電網(wǎng)的發(fā)展，為大規(guī)模接收區(qū)外電力創(chuàng)造了條件。按照上述電源建設(shè)思路，2012年、2015年、2020年華中東四省電源總裝機規(guī)模分別達到160060MW、166910MW、176080MW。華中東四省裝機安排見表2.3-2。表2.3-2華中東四省電源裝機安排表單位：MW省份項目2012年2015年2020年華中東四省合計160060166910176080水電529205403054030抽水蓄能379049907600煤電1004509982097090燃氣175033103310核電025008750風電5007501010生物質(zhì)63010502420太陽能5050019002.3.3華東電網(wǎng)電源安排華東地區(qū)煤炭資源貧乏，四省一市煤炭保有儲量合計約293億噸，其中安徽儲量達242億噸，淮北、淮南兩大煤田儲量占全省的絕大部分，已經(jīng)被國家列入了13個億噸級煤炭基地，是華東地區(qū)重要的煤炭生產(chǎn)基地。華東地區(qū)油氣資源位于東海和蘇北油氣田。蘇北油氣區(qū)天然氣儲量和生產(chǎn)規(guī)模相對較小。東海油氣田天然氣儲量豐富，其中：平湖油氣田2005年以后年供氣量可達7.2億立方米，春曉氣田群工程最終規(guī)模將達年產(chǎn)天然氣80～100億立方米。華東地區(qū)水能資源稀少，主要集中在浙、皖、閩三省。其中，浙江、安徽兩省開發(fā)程度已超過80％，可供繼續(xù)開發(fā)的資源有限；福建省尚有一定規(guī)模的開發(fā)空間。華東地區(qū)一次能源資源匱乏，水力資源和煤炭儲量分別僅占全國的3.6%和4.2%，地區(qū)資源遠遠滿足不了地區(qū)發(fā)展需要。華東地區(qū)將長期實施多元化的能源供應(yīng)戰(zhàn)略，包括充分利用并經(jīng)濟開發(fā)有限的水電資源，積極推進新能源發(fā)電，如風電等可再生能源發(fā)電，根據(jù)“西氣東輸”和沿海LNG接收站的建設(shè)情況，經(jīng)濟合理安排燃氣電源建設(shè)，積極發(fā)展核電，根據(jù)負荷特性的變化和電網(wǎng)調(diào)峰要求，結(jié)合抽水蓄能站址情況，綜合考慮布局，積極實施技改工程，因地制宜地發(fā)展熱電和熱電冷聯(lián)產(chǎn)等綜合項目，推進潔凈煤發(fā)電示范工程，加強符合國家規(guī)定建設(shè)條件的煤矸石發(fā)電項目建設(shè)，優(yōu)化發(fā)展煤電。根據(jù)華東已核準和已拿到國家發(fā)改委路條的煤電電源項目情況，考慮“十二五”末期以及“十三五”期間常規(guī)水電、抽水蓄能、新能源及核電能規(guī)劃項目，對華東電網(wǎng)上述項目進行匯總，其中項目容量匯總表見表2.3-3。“十二五”、“十三五”期間，華東電網(wǎng)共計劃新建擴建電源項目裝機容量分別為62220MW、16010MW。2012年、2015年和2020年華東電網(wǎng)電源裝機總?cè)萘糠謩e達到234050MW、270930MW和286940MW。表2.3-3華東電網(wǎng)電源裝機安排表單位：MW省份項目2012年2015年2020年華東地區(qū)合計234050270930286940水電180001829018880抽水蓄能5860947015170煤電175280186520175660燃氣193602126023340核電75202179032300風電63601156015390生物質(zhì)138015803050太陽能29045031502.4電力平衡及市場空間分析及建設(shè)必要性2.4.1京津冀魯電力市場空間分析電力平衡計算考慮以下原則：1)在電力平衡中，電網(wǎng)備用率取20％。2)考慮到新投產(chǎn)機組當年不能完全發(fā)揮作用，平衡中考慮當年投產(chǎn)機組的部分容量參與電力平衡。3)網(wǎng)內(nèi)現(xiàn)有的小水電、燃機、凝汽式油機列入受阻容量，風電、生物質(zhì)能發(fā)電不參與平衡。4)凡電力直送京津唐電網(wǎng)或河北南網(wǎng)的電廠，均分別計入京津唐電網(wǎng)平衡和河北南網(wǎng)電力平衡。京津冀魯電網(wǎng)市場空間預(yù)測結(jié)果見表2.4-1所示。由表可見：在考慮神木、山西、蒙西電源送電，寧東直流送電以及蒙古寶清、呼盟等直流送電后，2013年，京津冀魯電網(wǎng)有市場空間約16300MW，2015年有市場空間約41940MW。表2.4-1京津冀魯電網(wǎng)市場空間單位：MW項目2011年2012年2013年2014年2015年2020年一、最大負荷137180146040156560168630181820232360二、需要發(fā)電裝機164610175250187870202360218190278830三、備用容量274362920831312337263636446472四、新增裝機容量13360737022105310401014030五、年末裝機容量145510152150153710157900161210172100其中：當年退役機組100073065011207003130六、年末可用裝機容量137890139110142870144880147550150520七、區(qū)外受電：152002120028700287002870053700八、市場空間1152014940163002878041940746102.4.2華中東四省電力市場空間分析電力平衡計算考慮以下原則：1)以全社會口徑最大負荷進行平衡分析。2)參加平衡的電源考慮核準、在建及優(yōu)選電源項目、規(guī)劃的水電、核電、燃機、抽水蓄能和新能源發(fā)電等電源結(jié)構(gòu)調(diào)整項目。3)電網(wǎng)備用容量按最大負荷的20%考慮。華中東四省市場空間預(yù)測結(jié)果見表2.4-2所示。由表可見：考慮已批及在建電源項目后，考慮哈密、酒泉等直流送電后，2013年華中東四省市場空間有4590MW，2015年有市場空間約18270MW。表2.4-2華中東四省市場空間單位：MW項目2011年2012年2013年2014年2015年2020年一、最大負荷107910118010128300138680150560196860二、需要發(fā)電裝機132160144510157080169800184360241080三、備用容量242502650028780311203380044220四、新增裝機容量11510115102590940530014550五、年末裝機容量139400149720152500153660158700172160其中：當年退役機組34501190808013904920六、年末可用裝機容量121770128840136740138330139080142610七、區(qū)外受電：2000700015750195002700059500八、市場空間8390867045901197018270389702.4.3華東電網(wǎng)電力市場空間分析電力平衡計算考慮以下原則：1)以全社會口徑最大負荷進行平衡分析。2)參加平衡的電源考慮核準、在建及優(yōu)選電源項目、規(guī)劃的水電、核電、燃機、抽水蓄能和新能源發(fā)電等電源結(jié)構(gòu)調(diào)整項目。3)電網(wǎng)備用容量按最大負荷的20%考慮。4)當年投產(chǎn)機組按三分之一容量參加平衡。華東市場空間預(yù)測結(jié)果見表2.4-3所示。由表可見：考慮已批及在建電源項目后，考慮陽城、三峽、向家壩、錦屏、溪洛渡以及寧東等送電后，2013年華東電網(wǎng)市場空間有16030MW，2015年有市場空間約24820MW。表2.4-3華東電網(wǎng)市場空間單位：MW項目2011年2012年2013年2014年2015年2020年一、最大負荷195760207460222750240330259900328850二、需要發(fā)電裝機234912248952267300288396311880394620三、備用容量391524149244550480665198065770四、新增裝機容量12210110301043011250692044060五、年末裝機容量209850212730223000233490239580283640其中：當年退役機組3503501607608300六、年末可用裝機容量204960203000212920222130229960259400七、區(qū)外受電：165002580038350421005710076400八、市場空間1345220152160302416624820588202.4.4電廠建設(shè)必要性及其在系統(tǒng)中的地位和作用1）符合國家特高壓（1000kV）交流電網(wǎng)規(guī)劃總體思路根據(jù)國家電網(wǎng)公司規(guī)劃，國家特高壓骨干網(wǎng)架將由百萬伏交流和±800kV級直流系統(tǒng)構(gòu)成，將在華北、華中和華東構(gòu)建比較堅強的交流特高壓網(wǎng)架。其中交流特高壓應(yīng)用的重點之一是在華北～華中～華東同步電網(wǎng)中構(gòu)筑南北方向大容量通道。蒙西、陜北、晉東南和內(nèi)蒙錫盟煤炭基地以交流特高壓分散接入南北方向多條大通道上。目前，國家電網(wǎng)將建設(shè)晉東南～南陽特高壓交流示范工程，根據(jù)規(guī)劃，還將建設(shè)蒙西、靖邊～晉中～晉東南～南陽～荊門～長沙，蒙西、陜北～晉北～石家莊～濟南～濰坊等特高壓工程，從而形成匯集蒙西、陜北、山西電力南送特高壓通道。根據(jù)目前選站情況，蒙西特高壓變電站的站址在準格爾地區(qū)，本工程的廠址在準格爾地區(qū)附近，因此，本工程的建設(shè)，為新建的特高壓變電所提供有力的電源支撐，也符合國家特高壓交流電網(wǎng)規(guī)劃的總體思路。2）滿足三華電網(wǎng)電力需求從“十一五”期間來看，三華電網(wǎng)電力負荷一直呈快速增長態(tài)勢，產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整以及地區(qū)經(jīng)濟的快速發(fā)展，也導致該地區(qū)電力供需矛盾日益突出。電力平衡分析表明，在僅考慮已核準電源、在建及優(yōu)選電源項目、規(guī)劃的水電、核電、燃機、抽水蓄能和新能源發(fā)電以及部分直流送電的情況下，2013年京津冀魯電網(wǎng)有市場空間約16300MW，華中東四省市場空間有4590MW，華東電網(wǎng)市場空間有16030MW；2015年京津冀魯電網(wǎng)有市場空間約41940MW，華中東四省市場空間有18270MW，華東電網(wǎng)市場空間有24820MW。某某電廠擴建2×1000MW機組建設(shè)可滿足三華地區(qū)負荷快速發(fā)展需求，緩解其電力供需矛盾。3）符合“西電東送”、“輸煤、輸電并舉”的發(fā)展戰(zhàn)略我國一次能源在地域分布上呈現(xiàn)“北多南少”、“西多東少”的格局，全國可開發(fā)水電資源和煤炭保有儲量近三分之二分布在西部和北部；東部沿海和京廣鐵路沿線以東地區(qū)經(jīng)濟發(fā)達，用電負荷約占全國的三分之二，發(fā)電能源資源卻嚴重不足。電力需求與能源資源地區(qū)分布不均衡的問題日益突出。因此，大容量、遠距離的水電和煤電的輸送成為我國能源資源和電力發(fā)展的必然需求。陜西、內(nèi)蒙、山西等西北地區(qū)煤炭資源富足，除滿足省內(nèi)能源需求外，具備大規(guī)模外送輸出能源的能力。而華北京津冀魯?shù)貐^(qū)、華東、華中等沿海和長江三角洲地區(qū)則一次能源相對匱乏，已開發(fā)程度高，后續(xù)開發(fā)能力不足，能源需求矛盾突出，需從外區(qū)大量輸入能源。因此，在蒙西能源基地建設(shè)大型電廠向三華地區(qū)輸送電力，是解決三華地區(qū)用電供需矛盾的重要措施之一。本工程的建設(shè)也符合國家“西電東送”“輸煤和輸電并舉”的能源發(fā)展戰(zhàn)略。4）促進地區(qū)經(jīng)濟發(fā)展，符合“西部開發(fā)”的戰(zhàn)略準格爾酸刺溝煤矸石電廠位于蒙西地區(qū)鄂爾多斯市準格爾地區(qū)，電廠的建設(shè)將促使某某西部特別是鄂爾多斯市地區(qū)的煤炭開采能力增加，帶動該地區(qū)經(jīng)濟的發(fā)展，變輸煤為輸電，減輕鐵路運輸壓力，有利于地區(qū)煤電運輸?shù)木C合平衡和發(fā)展，符合國家能源開發(fā)西移的戰(zhàn)略布局和建設(shè)大型坑口電站向負荷中心送電的電力發(fā)展總體規(guī)劃。同時為該地區(qū)經(jīng)濟發(fā)展奠定了良好基礎(chǔ)，為發(fā)展少數(shù)民族地區(qū)經(jīng)濟，帶動某某中西部貧困地區(qū)脫貧將起到巨大推動作用，符合“西部開發(fā)”的戰(zhàn)略。由上述可知，某某電廠擴建2×1000MW機組，可以滿足三華地區(qū)負荷快速發(fā)展需求，緩解其電力供需矛盾，符合“西電東送”、“輸煤、輸電并舉”和“西部開發(fā)”的發(fā)展戰(zhàn)略，也符合國家特高壓（1000kV）交流電網(wǎng)規(guī)劃的總體思路，是蒙西地區(qū)可優(yōu)選的外送電源點之一。2.5接入系統(tǒng)方案設(shè)想2.5.1投產(chǎn)前電網(wǎng)概況特高壓試驗示范工程成功投運，標志著特高壓輸電技術(shù)和建設(shè)、運行、管理取得突破，全面推動特高壓電網(wǎng)建設(shè)已具備條件?！笆濉逼陂g是我國特高壓電網(wǎng)發(fā)展的重要階段，在特高壓交流試驗示范工程的基礎(chǔ)上，將加快“三華”特高壓交流同步電網(wǎng)建設(shè)。2015年“三華”特高壓電網(wǎng)形成“三縱三橫”，錫盟、蒙西、張北能源基地通過三個縱向特高壓通道向“三華”地區(qū)送電，北部煤電、西南水電通過三個橫向特高壓交流通道向中東部負荷中心送電。建成錫盟～北京東～天津南～濟南～徐州～南京、張北～北京西～石家莊～豫北～駐馬店～武漢～南昌、蒙西～晉中～晉東南～南陽～荊門～長沙3個縱向輸電通道。建成蒙西（陜北）～晉北～石家莊～濟南～濰坊、靖邊～晉中～豫北～徐州、雅安～樂山～重慶～長壽～萬縣～荊門～武漢～皖南～浙北～上海3個橫向輸電通道?！笆濉逼陂g，配合西南水電、“三北”地區(qū)煤電和風電基地開發(fā)，建成三滬二回、錦屏～江蘇、溪洛渡～浙江、青?！鞑亍⒐堋幽?、寧東～浙江、酒泉～湖南、準東～重慶、蒙西～江蘇、隴東～江西、呼盟～山東、錫盟～江蘇、寶清～唐山、彬長～山東、蒙古～天津等15回直流輸電工程。預(yù)計2014年特高壓電網(wǎng)將建成錫盟～北京東～天津南～濟南～徐州～南京、張北～北京西～石家莊、蒙西（靖邊）～晉中～晉東南～南陽～荊門～長沙、蒙西（陜北）～晉北～石家莊～濟南～濰坊、雅安～重慶～萬縣～荊門～武漢～皖南～浙北～上海，形成“兩橫兩縱”的特高壓電網(wǎng)結(jié)構(gòu)。2.5.2準格爾煤電基地情況根據(jù)《國家電網(wǎng)公司“十二五”電網(wǎng)發(fā)展規(guī)劃》，準格爾煤電基地情況如下：準格爾煤炭已探明保有儲量256億噸，水資源3.6億m3，綜合考慮準格爾煤電基地煤炭和水資源，可開發(fā)電源規(guī)模超過60000MW，目前開展前期工作的電源項目規(guī)模48400MW。表3.3-1準格爾煤電基地主要電源項目情況單位：MW項目名稱規(guī)劃容量主要投資方工作進度友誼電廠6400蒙能能源初可已審朱家坪電廠3600珠江投資初可已審十二連城電廠6400華電集團可研完成長灘電廠4800國電電力可研階段布連電廠3600國電電力可研階段黑岱溝電廠4800北方電力可研完成魏家峁電廠4800北方電力可研已審準興電廠3600北方電力初可已審清水河電廠5200華潤集團可研已審和林電廠5200北方電力初設(shè)完成合計48400準格爾煤電基地距離華北京津唐、山東、華中東四省和華東負荷中心約600～1600公里。“十二五”期間建設(shè)蒙西特高壓變電站，準格爾煤電基地通過蒙西～晉北～石家莊和蒙西～晉中～晉東南、豫北特高壓交流外送通道外送?！笆濉蹦?，建成準格爾煤電基地至江蘇溧陽±800kV直流工程。2012年外送16800MW，2015年外送29200MW，2020年外送45900MW（所有送出均包含包頭電力）。某某電廠2×1000MW機組擴建工程地處準格爾煤電基地附近，目前正在積極開展前期工作，該電廠建廠條件較好，是蒙西地區(qū)可優(yōu)選的外送電源點之一?？蓞⑴c準格爾煤電基地送出電源的競爭。2.5.3接入系統(tǒng)方案本期工程與前期工程無電氣聯(lián)系，根據(jù)電力平衡結(jié)果，某某電廠擴建2×1000MW機組通過蒙西電網(wǎng)無法送出，只能通過特高壓電網(wǎng)向京津唐電網(wǎng)送電。按照特高壓電網(wǎng)的整體規(guī)劃，為了解決蒙西地區(qū)電網(wǎng)外送，計劃在“十二五”初期建設(shè)蒙西特高壓變電站。因此，結(jié)合本期工程裝機容量，本次設(shè)計對某某電廠擴建2×1000MW機組接入系統(tǒng)方案設(shè)想如下：方案一：某某電廠擴建2×1000MW機組以單元接線接入電廠新建500kV母線，電廠出雙回500kV線路接入蒙西特高壓變電所500kV母線。方案二：某某電廠擴建2×1000MW機組以單元接線接入電廠新建1000kV母線，電廠出1～2回1000kV線路接入蒙西特高壓變電所1000kV母線。電廠最終接入系統(tǒng)方案，需在電廠接入系統(tǒng)設(shè)計中論證，并經(jīng)上級主管部門審查后確定。3燃料供應(yīng)3.1根據(jù)某某發(fā)電廠前期辦的要求，本次設(shè)計選用煤種為神華準格爾煙煤部分參入錫林浩特勝利煤田露天礦褐煤，校核煤種為晉北煙煤代表煤種。3.2煤質(zhì)本工程鍋爐燃煤的設(shè)計煤種為神華準格爾煤礦的煙煤，煤質(zhì)及灰成分分析資料見表3.2-1。表3.2-1煤質(zhì)及灰成分分析項目符號單位設(shè)計煤種校核煤種元素分析收到基碳Car%53.1058.56收到基氫Har%3.953.36收到基氧Oar%8.277.28收到基氮Nar%1.190.79收到基全硫St,ar%0.750.70工業(yè)分析收到基灰份Aar%21.4419.77收到基水份Mt%11.39.61空氣干燥基水份Mad%3.562.85干燥無灰基揮發(fā)份Vdaf%35.7532.31收到基低位發(fā)熱量Qnet,arkJ/kg1798022441可磨系數(shù)HGI-6257.6灰熔點變形溫度DT℃＞15001110軟化溫度ST℃＞15001190熔化溫度FT℃＞15001270灰成分二氧化硅SiO2%45.5150.41三氧化二鋁Al2O3%47.0115.73三氧化二鐵Fe2O3%2.2023.46氧化鈣CaO%1.743.93氧化鎂MgO%0.171.27二氧化鈦TiO2%1.171.59三氧化硫SO3%1.151.28五氧化二磷P2O5%0.14氧化鉀K2O%0.302.33氧化鈉Na2O%0.07四氧化三錳Mn3O4%0.0143.3煤消耗量本工程建設(shè)規(guī)模為2×1000MW超超臨界燃煤空冷機組，燃煤耗量如表3.3-1：表3.3-1：燃煤耗量煤種項目設(shè)計煤種小時耗量（t/h）（2臺機）2×485.2日耗量（t/h）（2臺機）2×9704年耗量（104t/h）（2臺機）2×266.9注：鍋爐年利用小時數(shù)按5500h考慮，日運行小時按20h考慮。3.4點火油品及助燃油質(zhì)分析鍋爐點火及低負荷穩(wěn)燃采用0號輕柴油，其特性數(shù)據(jù)見表3.4-1，鍋爐點火方式采用二級點火，即高能點火器點燃輕油，輕油點燃煤粉。油質(zhì)資料如下：表3.4-1油質(zhì)分析資料種類單位0＃輕柴油運動粘度mm2/s3.0～8.0灰分%≯0.025硫分%≯0.2水分痕跡閉口閃點C65凝固點C0℃比重t/m30.8低位發(fā)熱量kJ/kg425703.5石灰石耗量本工程脫硫工藝采用石灰石－石膏法，脫硫劑采用外購20mm的石灰石塊。石灰石耗量如下：機組臺數(shù)煤種單位小時耗量日耗量年耗量2×1000MW設(shè)計煤種t2×12.42×2482×68200注：年利用小時數(shù)按5500h考慮，日運行小時按20h考慮。4建廠條件4.1廠址概述4.1.1廠址地理位置及區(qū)域概況某某發(fā)電廠廠址位于某某自治區(qū)烏蘭察布市管轄的某某市區(qū)內(nèi)。烏蘭察布市地處祖國正北方，位于某某自治區(qū)中部，面積5.5萬平方公里，東鄰首都門戶張家口，西銜自治區(qū)首府呼和浩特，南倚煤都大同市，北與蒙古國接壤，有104公里的國境線。它是某某高原向華北平原的過渡地帶，是連接東北、華北、西北三大經(jīng)濟區(qū)的交通樞紐，是通往蒙古和歐洲的國際通道。

烏蘭察布市轄11個旗縣市，其中有4個旗（察右前旗、察右中旗、察右后旗、四子王旗），5個縣（興和縣、涼城縣、卓資縣、商都縣），2個市（集寧市、某某市）。213個鄉(xiāng)鎮(zhèn)蘇木。

全市總?cè)丝?72.42萬人，其中主體民族蒙古族7.8萬人，占總?cè)丝诘?.5%，漢族居多數(shù)，其他有回族、滿族、達斡爾族、朝鮮族、鄂溫克族、苗族、藏族、土族、維吾爾族等20多個少數(shù)民族。某某市位于某某自治區(qū)烏蘭察布市東南部，地理座標為東經(jīng)112°47′31〃-113°48′18〃，北緯40°18′27〃-40°28′28〃。

全市東西長86公里，南北長56公里，總面積2704平方公里。某某發(fā)電廠地理位置示意圖4.1.2廠址自然條件廠址地形地貌廠址處于某某大西灘盆地南緣的丘陵地段，整體上表現(xiàn)為西南高東北低，廠址范圍內(nèi)地面標高在1208.35～1219.95m左右，自然坡度在2%～3%之間。廠區(qū)東西長約1.5km，南北寬1km。廠址洪水某某電廠所在地區(qū)百年一遇洪水位為1192.28m(黃海高程，以下同)，廠址區(qū)域地形最低標高均在1202.0m以上，因此廠址不受飲馬河和黑河洪水威脅。廠址周圍環(huán)境某某電廠位于某某市西南古長城腳下，與市區(qū)之間隔河相望，距市區(qū)約3.0km。廠區(qū)本靠毛魚溝村，西北面為曹碾灣村及百貨倉庫。廠址周圍無名勝古跡、文物保護區(qū)、自然保護區(qū)。無軍事設(shè)施，所以對電廠的再建設(shè)無影響，適宜擴建。4.1.3某某發(fā)電廠老廠概況某某發(fā)電廠是全國少數(shù)民族地區(qū)和某某自治區(qū)首次自行設(shè)計、施工、安裝、調(diào)試和管理的第一座超百萬千瓦的特大型火力發(fā)電廠，是連接蒙西電網(wǎng)和華北電網(wǎng)的樞紐，是某某實施"西電東送"戰(zhàn)略的主力電廠之一。一、二期工程分別為4×200MW和2×200MW，總裝機容量為1200MW，總投資為32.06億元，承擔著向某某自治區(qū)和首都北京供電的雙重任務(wù)。

某某電廠建設(shè)醞釀于上個世紀60年代初，規(guī)劃選廠于1973年，破土動工在1986年7月1日。1989年11月21日，#1機組投產(chǎn)，一舉扭轉(zhuǎn)了蒙西地區(qū)嚴重缺電的局面；1990年12月29日，#2機組投產(chǎn)，為實現(xiàn)某某電力"七五"裝機容量翻番起到了決定性作用，同時實現(xiàn)了蒙西電網(wǎng)與華北電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)，從而拉開了某某西電東送的序幕；1993年6月28日，被列入國家"八五"期間重大技術(shù)裝備攻關(guān)項目的首臺國產(chǎn)20萬千瓦空冷機組（即豐電#3機組）移交生產(chǎn)，同年12月23日#4機組投入運行，某某發(fā)電廠一期工程竣工二期工程呢？。二期工程呢？豐電三期擴建工程由北京能源投資（集團）有限公司、中國華電集團公司、某某蒙電華能熱電股份有限公司分別以40%、35%、25%的投資比例共同組建，2003年10月注冊成立某某京隆發(fā)電有限責任公司。項目總投資49.6億元，建設(shè)兩臺60萬千瓦空冷發(fā)電機組。工程利用城市中水，采用煙氣脫硫、高效靜態(tài)除塵器、空冷裝置等先進技術(shù)，能有效地保證環(huán)境質(zhì)量，工程建設(shè)符合國家"西部大開發(fā)"和"西電東送"及"輸煤、輸電并舉"的發(fā)展戰(zhàn)略。2005年4月1日，該項目經(jīng)國家發(fā)改委正式核準批復(fù)。2008年二臺機組已經(jīng)并網(wǎng)發(fā)電。本圖片為某某發(fā)電廠實照圖片老廠一、二期總平面布置概述電廠一、二期6×200MW機組，裝機容量為1200MW，主廠房區(qū)坐北朝南，1、2號機(2×200MW)為常規(guī)循環(huán)冷卻機組，分別于1989和1990年投產(chǎn)；3、4、5、6號機(4×200MW)為我國首次制造的完全國產(chǎn)化空冷機組，1995年底4臺機組全部運行投產(chǎn)。廠區(qū)西側(cè)為固定端，東側(cè)為擴建端，廠區(qū)南側(cè)由西向東依次為1號、2號自然通風冷卻塔、220kV、500kV屋外配電裝置和3號、4號、5號、6號空冷塔。屋外配電裝置向北依次布置主廠房和卸儲煤設(shè)施。主廠房及空冷塔的零米標高為1217.00m。廠前區(qū)布置在固定端一側(cè)，包括行政樓、通訊樓、化學水處理車間、機修車間、汽車隊、招待所等一些輔助設(shè)施。220kV屋外配電裝置西側(cè)布置有電廠一期油罐區(qū)和制氫站。5號、6號機組的北側(cè)布置有電廠二期油罐區(qū)，內(nèi)有2個700m3和2個200m3的油罐，采用鐵路來油方式。5號、6號機組的東側(cè)布置有脫水倉間和沖洗水泵房。3號、4號空冷塔的南側(cè)設(shè)有電廠二期制氫站。鐵路專用線由廠區(qū)東北側(cè)入廠，鐵路來煤采用2臺翻車機卸煤。在翻車機東側(cè)設(shè)有2條重車線(有效長866m)，2條空車線(有效長985m)，1條機車走行線(有效長820m)。另外電廠還配有1調(diào)卸貨線(有效長1200m)和卸油線(有效長263m)，鐵路軌頂標高為1211.00m。電廠的3回500kV出線沿空冷塔南側(cè)東西走向，在6號空冷塔東側(cè)轉(zhuǎn)至東北方向。某某三期總平面布置概述電廠三期工程為2×600MW國產(chǎn)亞臨界直接空冷燃煤機組，總平面布置格局為四列式布置，由東向西以此為500kV升壓站場地、冷凝汽平臺及主變場地、主廠房區(qū)、貯煤場區(qū)；其四列式布置縱軸線與電廠一、二期主廠房區(qū)布置成900度直角。廠區(qū)輔助及附屬生產(chǎn)設(shè)施布置在電廠一、二期主廠房區(qū)的東側(cè)，脫開距離為95m，布置有化學水處理車間、工業(yè)廢水處理、深度污水處理及供、卸油泵房等設(shè)施、水工各類水泵房、制氫站、貯灰?guī)斓仍O(shè)施。電廠三期貯煤場布置在三期廠區(qū)外側(cè)的東北部，直線距離500m；輸煤棧橋經(jīng)廠外，接入三期主廠房尾部的上煤系統(tǒng)，廠外部分輸煤棧橋總長近2.0km；貯煤場內(nèi)布置有兩臺翻車機、遷車臺、推煤機庫、輸煤綜合樓、啟動鍋爐房、煤水處理設(shè)施。電廠三期運煤為鐵路運輸，電廠接軌站為某某車站，專用線接入電廠三期貯煤場翻車機室，總長約2.0km，貯煤場內(nèi)布置有重車線、空車線、機走線等配線。4.2交通運輸4.2.1鐵路運輸本次擴建工程，電廠煤源為準格爾煤礦煙煤，采用鐵路運輸方式，原煤經(jīng)大準線-京包線-丹洲營站-電廠鐵路專用線進廠；大準鐵路目前正在進行復(fù)線施工，預(yù)計年底完工，將大大提高運輸能力；丹州營站為電廠鐵路專用線接軌站，通過某某車站，由電廠東側(cè)進廠。某某車站至電廠的鐵路專用線長約4公里，線路走向順暢。老廠內(nèi)既有翻車機及其配線、機走線、材料線、機車整備線等線路。本期新增空車線、重車線、機走線各一條，經(jīng)廠內(nèi)工業(yè)站，接電廠鐵路端頭咽喉處，本期線路擴建以及連接線，均在老廠區(qū)內(nèi)，不新征地。本期線路改造，已由建設(shè)單位委托內(nèi)蒙呼和浩特鐵路局，對老廠工業(yè)站內(nèi)擴建的線路等進行可行性研究設(shè)計。4.2.2公路運輸某某市外周圍，西面有京豐高速公路；市區(qū)西南部有南北走向經(jīng)過市區(qū)的S204、省道；市區(qū)西面有南北走向通過市區(qū)的國道S208，道路交通方便、順捷。廠址位于某某市區(qū)南部，電廠與某某市區(qū)有多條道路相連接。4.3電廠水源4.3.1水源概述電廠本期工程建設(shè)2×1000MW超超臨界空冷機組，耗水量在776m3/h左右。供電廠使用的水源有2個：某某市城市污水廠的再生水及重化工業(yè)園區(qū)污水處理廠的再生水。根據(jù)國家關(guān)于“上大壓小、節(jié)能減排”政策：《國務(wù)院批轉(zhuǎn)發(fā)展改革委、能源辦關(guān)于加快關(guān)停小火電機組若干意見的通知》國發(fā)〔2007〕2號文件精神，“有條件的地區(qū)可開展污染物排放指標、取水指標交易，按期關(guān)停的機組可按照國家有關(guān)規(guī)定，有償轉(zhuǎn)讓其污染物排放指標、取水指標（取水指標限本?。▍^(qū)、市）內(nèi)）”。因此本期擴建工程可以利用關(guān)停#1、#2機組后的水指標。按照我國的用水政策，本項目優(yōu)先考慮使用城市再生水水源。電廠生活消防用水、空調(diào)用水采用老廠的水。同時以老廠#1、#2機組關(guān)停后的水指標為備用水源（內(nèi)水便函[2008]205號，《某某自治區(qū)水利廳關(guān)于某某發(fā)電廠擴建2×1000MW機組工程取用水的復(fù)函》，該復(fù)函原則同意我廠利用關(guān)停#1、#2濕冷機組后的水指標作為供水水源，開展前期工作）。4.3.2某某市污水處理廠及可用水量某某市已于2002年全部完成了處理總能力達2.0×104m3/d的污水處理廠的兩期建設(shè)。一期工程為氧化塘工藝，設(shè)計處理能力1.2×104m3/d，流程如下：污水→集水池→污水泵房→計量間→沉砂塘→厭氧塘→曝氣塘→兼性1塘→┌→好氧1塘→生物1塘→黑河兼性2塘→┤└→好氧2塘→生物2塘→黑河該工藝對日常運行維護的技術(shù)要求較低，污染物主要依靠厭氧菌、好氧菌和藻類的協(xié)同作用自然降解。因此，對溫度和光照等自然條件要求較高。一般來講，在溫度高和光照強度大的夏季出水水質(zhì)較好，在溫度低的冬季出水水質(zhì)明顯變差，春初秋末由于溫度變化會有翻塘現(xiàn)象出現(xiàn)，也影響出水水質(zhì)。二期工程為接觸氧化工藝，設(shè)計處理能力0.8x104m3/d，流程如下：鼓風機房↓污水→集水池→污水泵房→計量間→沉砂塘→接觸氧化槽→沉淀槽→黑河↓污泥厭氧塘深坑其出水水質(zhì)達到國家二級排放標準，經(jīng)深度處理后可供電廠使用。按照回收利用率80％考慮，可利用的水量約為1.6x104m3/d，其中京隆公司2x600MW機組已使用的水量為0.45x104m3/d，新豐電廠2x300MW機組已使用的水量為0.67x104m3/d，因此本工程可使用的水量約為0.48x104m3/d。4.3.3重化工業(yè)園區(qū)污水處理廠及可用水量某某市重化工業(yè)園區(qū)污水處理廠位于某某電廠的東北方向，距電廠的直線距離約2～3km。污水處理廠正在建設(shè)之中。建設(shè)規(guī)模日處理污水2.0x104m3/d。該污水處理廠的來水主要是重化工園區(qū)各企業(yè)自建污水處理站處理后達到二級排放標準的工業(yè)廢水，屬于氟化工、冶金工業(yè)廠內(nèi)處理后廢水的深化再處理。建設(shè)該污水處理廠的目的是進一步去除污水中的污染物質(zhì)，處理后的水質(zhì)達到《城鎮(zhèn)污水處理廠污染物排放標準》（GB18918－2002）中的一級B標準。處理工藝為A2/O工藝（厭氧/缺氧/好氧法）。達到一級B排放標準的出水可供電廠使用，按照處理回收利用率80％考慮，則可用水量為1.6x104m3/d4.3.4電廠一、二期工程水源概況電廠一、二期工程用水均取自飲馬河水源地，飲馬河水源地經(jīng)勘探查明可開采量為2411×104m3/a，經(jīng)某某自治區(qū)儲委審查批準，一、二期工程用水已取得某某自治區(qū)水利廳取水（內(nèi)水）字（2001）第008號取水許可文件，批準水量為2000×104m3/a。根據(jù)1983年8月12日經(jīng)某某自治區(qū)環(huán)保局批準的“建設(shè)項目擴初設(shè)計環(huán)境保護審批表”，#1、#2濕冷機組的取水量為1300×104m3/a。4.3.5電廠用水可靠性分析本期擴建工程2×1000MW機組用水量約為776m3/h(1.863×104m3/d)，年用水量540～600×104m3/a，而兩個污水處理廠的再生水可利用量為2.08×104m3/d,因此本工程主水源基本落實。根據(jù)《污水再生利用工程設(shè)計規(guī)范》的要求，對于“污水再生利用工程方案中需提出再生水用戶備用水源方案”。因此本期工程以一二期水源－飲馬河水源地水作為備用水源。電廠#1、#2濕冷2×200MW機組可用水指標為1300×104m3/a，作為電廠本期的備用水源完全可以滿足要求。電廠用水保證率為97%，污水處理廠的水量保證程度及用戶的分配情況，還需要在下階段的水資源論證報告中詳細論證。4.4灰渣場4.4.1概述某某電廠一、二期工程共有6×200MW機組均采用水力除灰，1#～4#機組采用灰、渣混除，5#、6#機組采用灰、渣分除。5#、6#機組的除渣設(shè)計是將渣脫水后用汽車運到距離電廠約1.0Km處的渣場，5#、6#機組的灰和1#～4#機組的灰和渣共用4條除灰管道水力輸送到電廠西北部8.50Km處的大西灘貯灰場，該灰場屬于平原灰場，面積為232.75×104m2。目前，除5#、6#機組的渣基本被市政工程利用外，一、二期工程剩余的灰、渣均沒有進行綜合利用，全部貯存在大西灘灰場。由于大西灘灰場位于某某市新規(guī)劃的工業(yè)園區(qū)內(nèi)，原灰場已經(jīng)不符合城市規(guī)劃和環(huán)保的要求，因此本期工程必須選擇新的灰場。某某發(fā)電廠2×1000MW機組擴建工程擬采用干除灰(渣)方式，通過汽車運輸?shù)劫A灰場。通過實地考查篩選，擬選擇頭道溝灰場作為本期工程的干貯灰場。頭道溝灰場位于某某市黑圪塔洼鄉(xiāng)頭道溝村500m外的一段沖溝內(nèi)，在電廠的東北方向，距廠址直線距離約11公里。頭道溝灰場屬于山谷灰場，地貌上處于低山山谷之中，U型溝谷發(fā)育、切割較深，區(qū)域內(nèi)高程(1956黃海高程系)1203～1340m，地形相對高差137m。溝谷內(nèi)多為荒地，沒有拆遷，初步核實不存在壓礦問題，筑壩土石料相當充足?；覉鰠^(qū)域內(nèi)地層穩(wěn)定，沒有發(fā)現(xiàn)影響庫區(qū)穩(wěn)定、滲漏的斷裂帶、崩塌、滑坡、泥石流等不良地質(zhì)作用，水文地質(zhì)條件簡單，是一座工程地質(zhì)條件較好的山谷灰場。4.4.2貯灰場的規(guī)劃貯灰場主要儲存鍋爐產(chǎn)生的灰渣和煙氣濕法脫硫后所產(chǎn)生的石膏，根據(jù)設(shè)計煤種資料，本期工程2×1000MW空冷機組年灰渣總量為119.80×104t/a,年產(chǎn)脫硫石膏量24.09×104t,灰渣的密度按1t/m3，脫硫石膏按1.2t/m3計算，灰渣及脫硫脫硫石膏的總體積約為139.88×104m3/a?，F(xiàn)行的《火力發(fā)電廠水工設(shè)計規(guī)范》DL/T5339-2006中規(guī)定：“規(guī)劃階段，貯灰場的總?cè)莘e應(yīng)能存放20a左右按電廠規(guī)劃容量計算的灰渣量；設(shè)計階段，貯灰場應(yīng)分期、分塊建設(shè)，初期征地應(yīng)能存放10年左右按本期容量及按設(shè)計煤種計算的灰渣量。當灰渣綜合利用條件較好時，灰場征地年限可適當減少。采用分期筑壩時，其初期壩所形成的有效容積應(yīng)能容納發(fā)電廠實際排入3-5年的灰渣量?！鳖^道溝灰場規(guī)劃占地面積（含綠化面積）約80.5×104m2，最終設(shè)計堆灰至高程1285米，此時平均堆灰高度約為36m，相應(yīng)堆灰容積約2880×104m3，能滿足本期2×1000MW機組貯灰約20.5年。本工程初期征地按存放本期2臺機組10年灰渣量考慮，初期征地面積約為40.3×104m2(包含綠化面積)。電廠建設(shè)方已經(jīng)與相關(guān)單位簽訂了灰渣綜合利用意向協(xié)議，正常情況下灰場應(yīng)該僅有少量灰可存?；覉霭捶制诮ㄔO(shè)設(shè)計，本期工程初期灰場按3年貯灰容積考慮并以此計列工程量。現(xiàn)擬在溝谷上游修筑一道平均高10m的攔洪壩，在下游修筑一道平均高6m的攔灰壩。兩道壩之間的堆灰投影面積約14.2×104m2，設(shè)計最終堆灰平均高度約36m，總庫容約496.8×104m3，能夠滿足本期兩臺機組約3.5年的事故堆灰要求。什么意思什么意思將灰場統(tǒng)一規(guī)劃，分期建設(shè)、分塊使用，灰渣與脫硫石膏在灰場內(nèi)分塊堆放。4.5水文氣象4.5.1概述某某發(fā)電廠（2×1000MW）擴建工程，采用空冷機組，在原某某電廠固定端進行擴建；灰場擬利用原灰場進行擴建；請修改水源為中水水源。請修改4.5.2廠址水文條件電廠位于東經(jīng)113°05′、北緯40°24′，某某某某市城關(guān)毛魚溝村的西側(cè)，東北約4km為某某市區(qū)，南約2km為長城并與山西接壤。區(qū)內(nèi)為南高北低的緩坡，坡度約為30‰，工程區(qū)域內(nèi)海拔高度1208.35～1215.60m，周圍是農(nóng)田及灌木林，間有少量殘丘，地勢較開闊。詳見圖4.5-1。廠區(qū)北側(cè)約1km處有黑河自東向西流過。黑河為飲馬河的支流，屬海河流域永定河水系。飲馬河干流長71.8km，流域面積1898km2，年平均流量為1.42m3/s。河水徑流多集中于汛期，洪水暴漲暴落，遇干旱年份常出現(xiàn)干涸。飲馬河有黑河和巴音河兩大支流，黑河源于涼城縣清家梁，自廠址處向下游約3km處匯入飲馬河，河長42.8km，主要為某某縣工業(yè)污水、生活污水的接納河流。跟據(jù)前期工程資料分析，廠址處地勢較高，不受黑河洪水影響；廠址處排水便利，亦無內(nèi)澇積水問題。圖4.5-1地理位置圖4.5.3氣象條件區(qū)域氣候特征某某市位于某某自治區(qū)烏察布市東南部，屬于半干旱地區(qū)，為大陸性季風氣候，降水少，冬季嚴寒漫長，夏季短促溫熱，氣候干燥，降水主要集中在夏季，大風日數(shù)也較多，8級以上的大風平均為32.2天，多出現(xiàn)在每年的3月～5月之間。某某氣象站位于某某自治區(qū)某某市境內(nèi)，北緯40°27'，東經(jīng)113°09'，觀測場海拔高度為1225.6m，于1959年建站，自建站至今均無變動，使用的觀測儀器及觀測方法均按照國家氣象局的有關(guān)規(guī)定進行，所觀測的氣象資料從建站起至今均未中斷，資料完全具備連續(xù)性。某某發(fā)電廠也位于某某市境內(nèi)，地形和某某氣象站較為相近，氣候類型基本一致，所以某某氣象站所觀測的氣象資料基本上可以代表某某發(fā)電廠附近的氣候情況。常規(guī)氣象成果（1）氣溫多年極端最高氣溫為35.1℃，出現(xiàn)在1999年7月28日，統(tǒng)計年限為1993年～2002年。多年極端最低氣溫為-34.4℃，出現(xiàn)在1998年1月18日，統(tǒng)計年限為1993年～2002年。多年年平均氣溫為5.1℃，統(tǒng)計年限為1959年～2002年。多年各月月平均氣溫詳見表4.5-1，統(tǒng)計年限為1993年～2002年。表4.5-1多年各月月平均氣溫成果月份123456789101112氣溫（℃）-12.5-7.3-1.27.714.719.821.519.313.96.2-2.8-10.1多年平均最低氣溫為-0.9℃，統(tǒng)計年限為1993年～2002年。多年各月月平均最低氣溫詳見表4.5-2，統(tǒng)計年限為1993年～2002年。表4.5-2多年各月月平均最低氣溫成果月份123456789101112氣溫（℃）-19.1-14.3-12.315.413.57.30-8.7-16.3多年平均最高氣溫為13.4℃，統(tǒng)計年限為1993年～2002年。多年各月月平均最高氣溫詳見表4.5-3，統(tǒng)計年限為1993年～2002年。表4.5-3多年各月月平均最高氣溫成果月份123456789101112氣溫（℃）-15.621.926.727.726.121.413.65.1-2.3（2）氣壓多年極端最高氣壓903.5hPa，出現(xiàn)在2000年1月，統(tǒng)計年限為1993年～2002年。多年極端最低氣壓877.4hPa，出現(xiàn)在1995年7月，統(tǒng)計年限為1993年～2002年。多年年平均氣壓為880.4hPa，統(tǒng)計年限為1993年～2002年。多年各月月平均氣壓詳見表4.5-4，統(tǒng)計年限為1993年～2002年。表4.5-4多年各月月平均氣壓成果月份123456789101112氣壓（hPa）884.0883.5880.3878.4886.9874.2874.0877.5881.7884.4884.6886.0（3）蒸發(fā)量多年平均蒸發(fā)量為2137.2mm，統(tǒng)計年限為1993年～2002年。多年各月平均蒸發(fā)量詳見表4.5-5，統(tǒng)計年限為1993年～2002年。表4.5-5多年各月平均蒸發(fā)量成果月份123456789101112蒸發(fā)量（mm）41.964.1137.8249.4350.3331.4270.9236.2199.7143.368.343.9多年年最大蒸發(fā)量為2578.9mm，出現(xiàn)在1987年，相應(yīng)的各月蒸發(fā)量詳見表4.5-6，統(tǒng)計年限為1959年～2002年。表4.5-61987年各月蒸發(fā)量成果月份123456789101112蒸發(fā)量（mm）46.183.6133.9296.0438.9351.7415.2251.9229.9194.377.460.0多年年最小蒸發(fā)量為1756.5mm，出現(xiàn)在1971年，相應(yīng)的各月蒸發(fā)量詳見表4.5-7，統(tǒng)計年限為1959年～2002年。表4.5-71971年各月蒸發(fā)量成果月份123456789101112蒸發(fā)量（mm）25.225.587.1202.5308.9288.5223.0219.0148.2141.253.334.1（4）相對濕度多年最小相對濕度為1℅，出現(xiàn)在1995年3月、1998年2月及2000年5月，統(tǒng)計年限為1993年～2002年。多年平均相對濕度為53℅，統(tǒng)計年限為1993年～2002年。多年各月平均相對濕度詳見表4.5-8，統(tǒng)計年限為1993年～2002年。表4.5-8多年各月平均相對濕度成果月份123456789101112相對濕度（℅）544741394151666861575654（5）降水多年平均降水量為352.3mm，統(tǒng)計年限為1993年～2002年。多年各月平均降水量詳見表4.5-9，統(tǒng)計年限為1993年～2002年。表4.5-9多年各月平均降水量成果月份123456789101112降水量（mm）19.626.047.6102.086.645.4多年年最大降水量為548.0mm，出現(xiàn)在1995年，相應(yīng)的各月降水量詳見表4.5-10，統(tǒng)計年限為1993年～2002年。表4.5-101995年各月降水量成果月份123456789101112降水量（mm）3.121.352.6219.192.0114.6多年年最小降水量為241.8mm，出現(xiàn)在1999年，相應(yīng)的各月降水量詳見表4.5-11，統(tǒng)計年限為1993年～2002年。表4.5-111999年各月降水量成果月份123456789101112降水量（mm）0015.055.833.382.0多年最大1日降水量為68.9mm，出現(xiàn)在1996年8月9日，統(tǒng)計年限為1993年～2002年。多年最大1小時降水量為40.3mm，出現(xiàn)在1996年7月9日17:53，統(tǒng)計年限為1959年～2002年。多年最大20分鐘降水量為28.7mm，出現(xiàn)在1996年7月9日17:53，統(tǒng)計年限為1959年～2002年。多年最大10分鐘降水量為19.3mm，出現(xiàn)在1996年7月9日17:53，統(tǒng)計年限為1959年～2002年。多年一次連續(xù)最長降水日數(shù)為10天，出現(xiàn)在2002年6月21日～2002年6月30日，統(tǒng)計年限為1959年～2002年。多年一次連續(xù)最大降水量為86.6mm，出現(xiàn)在1991年8月14日共144分鐘，統(tǒng)計年限為1959年～2002年。（6）風多年年平均風速為2.4m/s，統(tǒng)計年限為1991年～2002年。多年各月月平均風速詳見表4.5-12，統(tǒng)計年限為1991年～2002年。表4.5-12多年各月月平均風速成果月份123456789101112風速（mm）2.03.01.9多年最大瞬時風速為40m/s，相應(yīng)風向為N，出現(xiàn)在1963年5月30日，統(tǒng)計年限為1959年～2002年。多年10分鐘平均最大風速為19.7m/s，相應(yīng)風向為NW，出現(xiàn)在1999年，統(tǒng)計年限為1993年～2002年。多年最長一次大風（風速≥17.0m/s）持續(xù)時間為1996年5月7日7:41～1996年5月7日19:30共11小時49分鐘，統(tǒng)計年限為1993年～2002年。（7）凍土多年最大凍土深度為133.0cm，出現(xiàn)在1993年2月11日，統(tǒng)計年限為1993年～2002年。（8）積雪多年最大積雪深度為10.0cm，出現(xiàn)在2001年12月20日，統(tǒng)計年限為1993年～2002年。歷年最大積雪深度的多年平均值為5.3cm，統(tǒng)計年限為1993年～2002年。（9）結(jié)冰多年最長結(jié)冰日數(shù)為242天，出現(xiàn)在2000年9月6日～2001年5月5日，統(tǒng)計年限為1993年～2002年。（10）沙塵暴多年最長一次沙塵暴持續(xù)時間為2002年3月20日8:00～2002年3月20日10:50共2小時50分鐘，統(tǒng)計年限為1993年～2002年。（11）各種天氣日數(shù)有關(guān)各種天氣日數(shù)詳見表4.5-13。表4.5-13各種天氣日數(shù)成果項目天氣日數(shù)（天）出現(xiàn)日期統(tǒng)計年限多年最多降雨日數(shù)872002年1993年～2002年多年最多雷暴日數(shù)421995年1993年～2002年多年最多霧日數(shù)92001年1993年～2002年多年最多積雪日數(shù)612001年1993年～2002年多年最多大風日數(shù)362002年1993年～2002年多年最多日照天數(shù)≥60℅（晴）2681997年1993年～2002年≤20℅（陰）522000年1993年～2002年夏季頻率為10%濕球溫度及相應(yīng)氣象條件根據(jù)某某電廠三期工程的資料，采用1998年～2002年共5年的氣象資料，分析得夏季（6月、7月、8月）頻率為10%的日平均濕球溫度為18.7℃。在實測系列中總共出現(xiàn)過4次，分別為1998年7月25日、1998年8月6日、2000年7月11日、2000年8月8日，相應(yīng)的日平均干球溫度、日平均相對濕度、日平均氣壓及日平均風速詳見表4.5-14。表4.5-14夏季累計頻率10%濕球溫度及相應(yīng)氣象參數(shù)表設(shè)計值相應(yīng)氣象條件P(%)濕球溫度(℃)實際發(fā)生時間干球氣溫(℃)氣壓(hPa)相對濕度(%)平均風速(m/s)1024.91998年07月25日22.373875.82.31999年08月06日21.571875.81.52000年07月11日23.267877.31.52000年08月08日19.789876.64.0平均21.775.08.3.4多年冬季、夏季及全年各風向頻率風象玫瑰圖根據(jù)某某氣象站風速風向資料統(tǒng)計出各風向頻率及相應(yīng)風速，得全年（1-12月）主導風向頻率為：NNE，風向頻率為10%；夏季（6、7、8月）主導風向為：SE和NNE，風向頻率為8%；冬季（12、1、2月）主導風向頻率為：NNE，風向頻率為11%。各風向頻率玫瑰圖詳見圖4.5-2～4.5-4。圖4.5-2某某氣象站全年風向頻率玫瑰圖圖4.5-3某某氣象站夏季風向頻率玫瑰圖圖4.5-4某某氣象站冬季風向頻率玫瑰圖空冷氣象條件（1）氣溫≥26.0℃、風速≥4.0m/s風向