舟山市发展改革委：
报来《关于要求审批浙江舟山电厂二期4号机“上大压小”扩建工程初步设计的请示》(舟发改基综〔2014〕15号)收悉。根据国家发改委《关于浙江神华舟山电厂4号机“上大压小”扩建工程项目核准的批复》(国改能源〔2014〕990号)批复精神，以及中国国际工程咨询公司出具的《关于浙江舟山电厂二期4号机“上大压小”扩建工程初步设计的审查意见》(咨能源〔2014〕686号)，经研究，现批复如下：
一、建设规模
建设1台350MW超临界燃煤机组，同步建设脱硝、脱硫设施。项目由北京国华电力有限责任公司、浙江省电力开发公司、舟山市国有资产监督管理委员会按51%、40%和9%的比例共同出资建设。
项目在神华国华舟山电厂一期工程西侧扩建端扩建，燃煤由海运到厂，所需补给水采用海水淡化水，灰渣和脱硫石膏全部综合利用，利用一期工程的贮灰场为备用灰渣场;项目以220千伏电压等级接入系统。
二、总平面布置及交通运输
(一)同意厂区总平面布置，由南向北一次布置GIS配电装置、4号机主厂房、电除尘器、吸收塔、曝气池、二期露天贮煤场(已建成)、同意海水淡化车间及相应的水处理设施、氨制备及贮存、检修车间、材料库(包括危险品库)、电气实验楼、消防站以及需预留的制氢站和点火油库等电厂辅助生产设施及建筑物布置。
(二)同意调整厂区出入口位置。改建后的主入口及次入口均从厂址东面的园区道路上引接，分别在电厂一期灰库区西北面和电厂二期煤场的北面穿越输煤栈桥后与厂内道路连接。厂内主要道路宽7米，次要道路宽4～7米，均为沥青路面城市型道路。
三、热机部分
(一)燃烧制粉系统
1.项目采用活鸡兔煤(烟煤混煤)作为设计煤种，乌兰木伦煤(烟煤混煤)作为校核煤种。
2.同意采用中速磨冷一次风机正压直吹式制粉系统。每台炉配5台中速磨煤机，磨制设计煤种时，4台运行，1台备用。
3.同意每台炉设置2台50%容量动叶可调轴流式一次风机，同意一次风机风量、风压裕量设计。
4.同意锅炉烟风系统按平衡通风设计，每台炉设置2台50%容量动叶可调轴流式送风机，同意送风机风量、风压裕量设计。
5.同意每台炉设置2台50%容量动叶可调轴流式风机，同业引风机风量、风压裕量设计。同意引风机与脱硫系统的增压风机(考虑了湿式静电除尘器的阻力)合并。
6.同意每台炉设置5座钢制原煤仓，每座原煤仓的有效容积375立方米，原煤仓的贮煤量满足GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》的有关要求。
7.同意每台锅炉设置2台双室五电场静电除尘器。原则同意在脱硫吸收塔之后设湿式静电除尘器。
8.同意燃烧制粉系统的烟风道截面和壁厚的选择，同意除尘器前烟道连接装置采用圆管方案。
(二)点火系统
同意锅炉点火及助燃用油采用0号轻柴油，卸、贮油设施利用老厂已有燃油系统，不再扩建;同意利用已有的供油泵，不再扩建。锅炉采用常规油枪点火加微油点火技术。
(三)热力系统
1.同意主蒸汽及再热蒸汽采用2-1-2连接的单元制系统，机组设两级串联高低压汽轮机旁路系统，旁路系统采用液动旁路装置，旁路系统容量40%BMCR。
2.同意主给水系统采用单元制系统，每台机组配置1台100%BMCR容量的气动给水泵，不设气动和备用的电动给水泵。设置3台全容量、卧式、双流程高压加热器。高压给水采用高加大旁路系统。
3.同意设置1台内置式无头除氧器，除氧水箱有效容积150立方米。
4.同意凝结水系统采用中压凝结水精处理系统。系统设2台100%容量的凝结水泵，1运1备，并合用1套变频装置。设置1座600立方米的凝结水储水箱。
5.同意闭式循环冷却水系统的设计方案。
6.同意主蒸汽管道、再热热段蒸汽管道采用A335P91无缝钢管，再热冷段蒸汽管道采用A672B70CL32电容焊钢管，主给水管道采用15NiCuNb5-6-4无缝钢管。
(四)主厂房布置
1.同意主厂房布置采用汽机房、除氧间、煤仓间、锅炉房四列式主厂房布置方案。
2.同意机炉集中控制室利用老厂已建的3号机组集中控制室，布置在两炉之见的集控楼内。
3.同意脱硝装置布置在省煤器与空预器之间位置;同意汽机房、除氧间、煤仓间、锅炉房的布置以及对主厂房各跨距、柱距、各层标高等参数选择。
(五)辅助设施
1.同意利用3号机组的辅助蒸汽作为启动汽源。
2.3号机组建设时已考虑本项目的压缩空气用量，本项目不再增设空压机和贮气罐。
四、除灰渣部分
(一)同意除灰渣系统按灰渣分除、粗细分贮、干灰干排的原则设计。
(二)同意本项目设置1套独立的除渣系统。除渣系统采用风冷式机械除渣方案。锅炉设置1台风冷式排渣机，排渣机出力不小于锅炉燃用校核煤种BMCR工况锅炉吹灰时排渣量的110%。本项目设置1座有效容积60立方米的渣库，可满足燃用设计煤种BMCR工况31小时的排渣量。
(三)同意飞灰输送系统采用浓相正压气力输送方案，按单元制设1套气力输送系统。建2根输灰管，系统输送出力不小于37吨∕小时。灰库区为2台炉一个单元。在3号机组建设时，干灰库容积已考虑4号机的飞灰量，灰库的贮存和卸料系统均已建成，不再新建。
(四)同意灰渣的厂外运输采用汽车运输方案，新增4辆载重量为12吨的全封闭型自卸汽车。
五、输煤部分
(一)码头卸煤设施
1.同意对原有码头的卸船设备作相应改造。拆除原有2台360吨∕小时卸船机，新建2台600吨∕小时卸船机。
2.同意对码头上C1带式输送机及引桥上C2A带式输送机进行增速改造，带速由2.5米∕秒增至3.15米∕秒，出力由1000吨∕小时提高到1400吨∕小时。
(二)厂内输煤系统
1.同意本项目与3号机共用一套输煤系统，将3号机煤仓层C27AB带式输送机接长，并增设电动犁式卸料器及相应设施。
2.鉴于3号机已建贮煤场容量可满足3、4号机(1×300MW+1×350MW)20天耗煤量，煤场设备满足两台机组运行要求，本项目不再扩建煤场及相应煤场设施。
3.同意本项目与3号机合用筛碎设备。
4.同意已建成的C21、C22带式输送机采用带宽1400毫米、带速3.15米∕秒、出力2000吨∕小时，单路布置;C23AB～C27AB带式输送机采用带宽1000毫米、带速2.5米∕秒、出力800吨∕小时，双路布置;C28带式输送机采用带宽1000毫米、带速2.5米∕秒、出力800吨∕小时，单路布置。
5.同意本项目新增部分设备的控制均纳入3号机控制系统，统一采用程序控制方式。
6.同意本项目与3号机合用输煤系统已建成的除铁、取样、计量、校验及检修起吊设备。
7.同意本项目与3号机合用输煤系统煤尘防治及污水处理设施。
六、电气部分
(一)同意本项目以发电机-变压器单元接线接入电厂已建成的220千伏母线，利用已有220千伏线路送出，不新增出线。220千伏配电装置采用双母线接线型式。220千伏配电装置为全封闭组合电器(GIS)型式，发电机出口不设发电机断路器。
(二)同意本项目启动∕备用电源从3号机组已有的启动∕备用变压器低压侧引接。
(三)同意本项目主变压器采用442MVA三相式主变压器。
(四)同意厂用电接线设计方案，即厂用电电压采用6千伏、380∕220伏两级电压，机组设1台容量为40∕25-25MVA的高压厂用分裂变压器。3号机组已设置6千伏公用A、B两段，6千伏公用A段双电源分别引自3、4号机组的6千伏工作A段;公用B段双电源分别引自3、4号机组的6千伏工作B段，公用A、B段之间不设联络。
(五)同意本项目采用真空开关柜和F-C柜结合的方案。6千伏开关柜额定短路容量为40千安。对1000千瓦及以下的电动机和1250KVA及以下的低压厂用变压器回路采用F-C柜，1000千瓦以上的电动机和1250KVA以上的厂用变压器回路采用真空断路器柜。
(六)同意本项目设置1台630KW柴油发电机组作为事故保安电源。
(七)同意照明和检修电源从3号机组已有的照明变压器和检修变压器引接。
(八)同意设2组220伏1500安时控制和动力合并供电的蓄电池组。蓄电池组的充电装置采用高频开关电源，两组蓄电池配3套高频充电装置，模块不采用冗余配置。
(九)同意除发变组等纳入机组DCS监控外，高、低压厂用电等电气元件的监控均纳入厂用电电气监控系统(ECMS)，DCS可通过网络通信实现对厂用电的监控。
(十)同意元件保护设计方案，发变组和启动∕备用变的主保护和后备保护按双套配置，非电量保护按单套配置。
(十一)同意主厂房等易燃、易爆场所动力及控制电缆采用C类阻燃电缆，消防系统、火控报警系统、不停电电源、事故保安电源及直流电源回路采用耐火电缆，其他场所采用普通电缆。
七、水工部分
(一)本项目采用直流冷却供水系统，水源取自海水，冷却水量12.3立方米∕秒。
淡水水源采用海水淡化系统，电厂全厂一、二期工程总的淡水补给水量约为212.5立方米∕小时，其中二期3号机组需水量约78.5立方米∕小时，4号机组需水量44立方米∕小时。4号机组工程耗水指标为0.035立方米∕秒˙百万千瓦，符合GB50660-2011的要求。本项目以白泉水厂和定海城北水厂自来水作为海水淡化水源的备用水源。
(二)同意循环水冷却倍率夏季62倍，冬季50.2倍，凝汽器冷却面积21500平方米的设计方案;采用一台机配两台立式双速循环水泵，与3号机采取扩大单元制供水系统。
(三)本项目取排水口及岸边循环水泵房土建结构工程已经建成，仅需在岸边水泵房预留位置布置4号机的循环水泵及相应附属设施。
(四)同意海水补给水系统设计原则，海水原水从4号机循环水压力管取水。同意对海水原水悬浮物进行预处理及相应处理方案。
(五)同意厂内生产、生活给排水系统、生活污水处理系统和雨水排放系统(增加部分)的设计方案。
(六)同意本项目消防系统以二期工程3号机消防系统设计为依托进行设计，现消防系统由消防水池、消防水泵、输配水管网、消防栓给水系统、水喷雾灭火系统、自动喷水灭火系统组成。
(七)同意气体灭火系统设计原则，防护区域采用IG-541及低压二氧化碳气体灭火系统。按国家《火力发电厂与变电站设计防火规范》(GB50229-2006)等有关规定执行。
(八)同意本项目增设一辆干粉泡沫连用消防车。
八、贮灰场
本项目年灰渣量约11万吨∕年，采用干除灰方式，灰渣拟全部综合利用。同意本项目利用一期工程的贮灰场作为事故备用灰场。
九、仪表控制及信息系统
(一)同意本项目单元机组炉、机、电采用集中控制方式，并与3号机组合用一个集控室(3号机集控室内预留了4号机盘、台位置)。
(二)同意机组控制系统的电子机柜采取相对物理分散布置方案，在主厂房内分别设置锅炉和汽机电子设备间。
(三)同意单元机组采用分散控制系统DCS实现数据采集、模拟量控制、含发变组及厂用电源系统的顺序控制、锅炉炉膛安全监控等功能;汽机旁路系统、锅炉吹灰系统、烟气脱销系统(不包括氨制备部分)的监控也纳入机组DCS。扩大单元制的循环水系统等的控制采用DCS远程站接入老厂已建成的3、4号机组DCS公用网络。锅炉干除渣系统由单元机组DCS监控。
(四)同意运行人员在集控室内以操作员站作为机组的主要监控手段，不设置常规仪表和光字牌，仅保留极少量独立于DCS的硬接线按钮。
(五)同意机组控制水平按机组、功能组、功能子组和驱动级四级设置;调节系统的设计应满足除燃烧调节在最低稳燃负荷以上投自动外，其余自动调节系统均能实现全程调节或程序投入自动的涉及原则。
(六)同意本项目汽机数字电液控制系统DEH、汽机紧急跳闸系统ETS由汽机厂供货。
(七)同意设置锅炉烟气连续监测系统CEMS,CEMS应同时满足机组监控和环保监测的要求。同意设置锅炉炉管泄漏检测系统、汽机振动监测和故障诊断系统(TDM)。炉管泄漏检测系统应与SIS系统设有通信接口，其报警信号以硬接线方式送入DCS;TDM与3号机合用一套控制主机，并经通信接口向SIS系统那个传输信息。
(八)同意本项目辅助车间和系统(包括凝结水精处理、海水淡化和预处理、除灰、汽水取样和加药等系统)柴油可编程控制器进行顺序控制，并接入老厂已建成的二期辅助车间集中控制网络。
(九)由于本项目脱硫系统采取“特许经营”运行管理模式，同意单独设置脱硫控制室;为便于3、4号机组脱硫系统统一集中管理，可将监控点合并设置。
(十)二期工程热工实验室已随3号机组一次建成，按承担检修任务的热工实验室类型配置。同意本项目根据主设备和热控设备的实际需要补充少量标准仪器和实验设备。
(十一)关于信息系统
1.老厂已设置SIS系统，并考虑了与4号机控制系统的通信接口和容量，故本项目仅需做好接口的配合工作。
2.老厂已设置MIS系统，同意在原有MIS系统基础上进行改造、补充和完善;
3.同意视频监视系统的设置原则，本项目仅增设4号机主、辅车间的建设点，并将其接入二期已建成的视频监视系统网络;
4.同意本项目设置门禁管理系统，门禁管理系统应考虑与电厂管理信息系统的接口。
5.同意本项目设置微机仿真培训系统。
十、电厂化学
(一)本项目建成后全厂工业用水由海水淡化系统制取，不使用市政供水。同意本项目建设出力12000吨∕天的海水淡化系统。
(二)同意本项目海水淡化专项工程设计方案，采用带蒸汽压缩器的低温多效蒸馏海水淡化工艺。设1台500吨∕小时的低温多效蒸馏装置，造水比10：1(淡水量∕蒸汽量)，产水含盐量≤5毫克∕升。
(三)同意低温多效蒸馏装置用蒸汽分别接自3号机组合4号机组，互为备用。海水淡化系统物料水和冷却水取自循环水供水管道，系统排水进入海水脱硫系统。
(四)同意海水淡化预处理系统采用混凝沉淀处理工艺。
(五)同意本项目新建锅炉补给水处理系统，系统出力按照正常制水量2×211吨∕小时、最大制水量3×211吨∕小时设计。
(六)同意采用中压凝结水精处理系统，每台机组配置2×50%容量的前置过滤器和4×33%容量的高速混床，2台机组公用3号机组已建成的1套体外再生装置。
(七)同意凝结水、给水校正处理和闭式循环冷却水处理系统的设计方案，闭式冷却水采用加联氨处理。
(八)同意本项目设置1套集中水汽取样装置和凝汽器检漏装置。
(九)二期3号机组已设计了废水集中处理系统，能满足本期4号机组废水处理要求。本项目不再扩建工业废水处理系统。锅炉化学清洗按EDTA方案计列投资。
(十)同意本项目新建化学实验室。
(十一)同意绝缘油实验设备沿用二期3号机组原有设施，本项目不再购置。
十一、建筑结构
(一)建筑部分
1.同意主厂房布置采用汽机房、除氧间、煤仓间、锅炉房四列式布置。主厂房除氧煤仓间采用双框架结构布置，锅炉采用露天岛式布置，炉顶加顶盖。
2.同意主厂房水平、垂直交通及检修通道布置。
3.同意《初步设计》关于防火、防排水、安全疏散、噪音控制等设计。
4.同意本项目增加的附属建筑面积及全厂的建筑装修标准。
(二)结构部分
1.同意主厂房采用现浇钢筋混凝土结构。主厂房横向由汽机房外侧柱-汽机房屋盖-除氧煤仓间组成框排架体系;纵向A、B、C、D列框架体系，A列纵向采用钢支撑框架抗震，B、C、D列采用纯框架自抗震体系。同意主厂房等乙类建筑按提高一度抗震构造措施设计。
2.汽机房采用钢屋架加压型钢板做底模的现浇钢筋混凝土层面结构体系。同意汽机房大平台结构采用钢筋混凝土框架，框架与A、B列柱固结。汽机平台及除氧间、煤仓间各层楼板采用钢梁现浇混凝土板的组合结构。
3、同意吊车梁、煤斗、电梯井、除尘器支架、锅炉炉架采用钢结构。
(三)地基处理及基础形式
1.同意主厂房等主要建(构)筑采用直径800毫米、冲击成孔灌注桩，持力层为中等风化凝灰岩。
2.同意辅助建筑区场地进行打塑料排水板后堆载预压的场地预处理方案。
3.同意锅炉基础采用桩基基础，主厂房基础采用独立基础和桩基础，汽轮机机座采用桩筏基础。
十二、暖通空调部分
(一)主厂房采用单层防御百叶窗和建筑窗自然进风、屋顶通风器自然排风、局部死角处采用射流诱导风机通风。
(二)汽机电子设备间采用组合式空调系统设计方案，按2×100%配置空气处理机组，一运一备，单台制冷量30千瓦。
(三)同意各附属辅助建筑通风、空调设计方案。
(四)同意煤仓间原煤斗采用扁布袋除尘器干式除尘方案。
(五)同意本项目锅炉房与3号炉共用车载式负压吸尘装置。
十三、烟气脱硫及脱硝
(一)烟气脱硫
1.本项目同步建设全烟气脱硫装置。脱硫装置的脱硫设计效率不小于97%;脱硫装置可用率不小于98%;服务寿命30年，年运行小时不小于7800小时。
2.本项目采用海水脱硫工艺，1炉1塔，设置1座曝气池，不设烟气旁路，不设GGH。
3.设置3台50%容量海水升压泵，2台运行，1台备用。设置3台曝气风机，脱硫海水经曝气氧化后，达到四类海水排放标准后排放。
4.同意引风机与脱硫增压风机合并设置。
5.同意烟气脱硫装置的吸收塔除雾器按进口考虑。
(二)烟气脱硫
1.本项目同步建设100%全烟气脱硫装置，采用选择性催化还原法(SCR)脱硝工艺。
2.催化剂暂按2+1层考虑，当布置2层催化剂时，脱硝效率不小于80%。
3.同意采用液氨作为脱硝还原剂;原则同意《初步设计》对脱硝存储、制备及供应系统的设计。
十四、环保、水保、安全生产和职业卫生部分
(一)工程环境保护治理措施按国家环保部环审〔2013〕17号文的要求执行。
(二)工程水土保持治理措施按浙江省水利厅浙水许〔2012〕9号文的要求执行。
(三)工程安全防护措施按国家安全生产监督管理总局管二函〔2012〕87号文的要求执行。
(四)职业卫生防护措施按国家安全生产监督管理总局安健项目审字〔2012〕6号文的要求执行。
十五、概算
原则同意本工程《初步设计》概算的编制原则和依据。工程静态投资价格水平年为2012年。本项目静态投资135955万元(含海水淡化投资)，动态投资141827万元，“上大压小”替代容量费用2200万元，铺底生产流动资金1620万元，核定工程总概算145647万元。
根据《浙江省人民政府办公厅转发省发改委关于做好全省投资项目管理信息系统运行工作意见的通知》(浙政办发〔2009〕172号)要求，请相关职能部门在完成该项目审批事项后及时录入相关审批信息，请投资主管部门和项目单位在项目符合《国务院办公厅关于加强和规范新开工项目管理的通知》(国办发[2007]64号)要求的八项开工条件后，及时录入实施进展信息。
附件：浙江舟山电厂二期4号机“上大压小”扩建工程总概算表
浙江省发展和改革委员会
2014年6月16日
