煤炭储备中转发电一体化工程可行性研究报告.doc

F06571K-A01-A01
神华江西国华九江

煤炭储备(中转)发电一体化工程
可行性研究
总 报 告 书
（送审版）

中国电力工程顾问集团中南电力设计院
工程设计资质证书：建设部综合甲级第A142001089号
工程勘察证书：建设部综合甲级第170001-kj号
环境影响评价证书：国环评证甲字第2604号
工程咨询资格证书：国家发改委工咨甲22120070030号
2011.9 武 汉

院长
：
齐 斌

总工程师
：
王 辉
郭 建

项目经理
：
刘 瑜

审核
：
梅雪峰
陈 牧
胡火安
李汉峰

黄生睿
胡绪登
刘香阶
吴 斐

张 辉
葛 民
李晓宁
陆 灏

谢网度
刘 勇
程泽和
别传炎

饶贞祥

许维明
孙晓萍

校对
：
王 谦
张习强
谢炎柏
秦 鹏

韩 玮
彭 昕
陈进发
蒋代波

黄继前
刘经燕
李晓一
雷本宏

卢柏春
盛菊娥
石 魏
陈志杰

胡昌盛

王 元
刘天卉

唐 建

编写
：
曾雪梅
王 为
李朝胜
袁 晨

聂晓棠
刘川燕
肖长为
曾文革

尹 丽
陈汉友
张 林
岳 朗

李从玖
魏亚洲
张彦昌
陈 前

朱蔚贞
王 静
徐水英
胡江运

刘德平
裴良臣
陈国荣
刘信信

樊哲培

总 目 录
序号
名 称
检 索 号
1
总报告书及附图
40-F06571K-A01
2
附件
40-F06571K-A03
3
投资估算及经济评价
40-F06571K-E01
4
水文气象报告
40-F06571K-W01
5
测量报告
40-F06571K-L01
6
岩土工程勘测报告
40-F06571K-G01
7
除渣设备的选择
40-F06571K-A02-C01
8
起备电源引接方式的研究
40-F06571K-A02-D01
9
化学中心布置及优化
40-F06571K-A02-H01
10
锅炉选型
40-F06571K-A02-J01
11
汽轮机选型
40-F06571K-A02-J02
12
锅炉点火方式选型及助燃油系统设计优化
40-F06571K-A02-J03
13
现场总线（FCS）应用规划方案
40-F06571K-A02-K01
14
机组自启停系统（APS）
40-F06571K-A02-K02
15
冷端优化及背压选取
40-F06571K-A02-S01
16
循环水泵选型
40-F06571K-A02-S02
17
节水与水务管理
40-F06571K-A02-S03

目 录

1 总 论 6
1.1 项目背景 6
1.2 投资方及项目单位概况 7
1.3 研究范围及分工 7
1.4 工作简要过程及主要参加人员 9
1.5 项目概况 11
1.6 主要结论 14
2 电力系统 17
2.1 电力系统概况 17
2.2 电力发展规划 22
2.3 电厂建设必要性及在系统中的作用 30
2.4 电厂建设规模、时间及接入系统初步设想 31
2.5 系统二次部分 32
3 燃料、石灰石、液氨供应及运输 35
3.1 煤 源 35
3.2 燃 料 36
3.3 燃料运输 37
3.4 石灰石 43
3.5 液 氨 44
4 厂址条件 45
4.1 厂址概述 45
4.2 交通运输 48
4.3 水文及气象 51
4.4 水 源 58
4.5 贮灰渣场 61
4.6 地震、地质及岩土工程 62
4.7 厂址比较与推荐意见 5
5 工程设想 9
5.1 全厂总体规划及厂区总平面规划 9
5.2 装机方案 18
5.3 主机技术条件 19
5.4 热力系统 22
5.5 燃烧制粉系统 24
5.6 电气部分 32
5.7 燃料输送系统 38
5.8 除灰渣系统 43
5.9 化学部分 51
5.10 热工自动化部分 55
5.11 主厂房布置 62
5.12 建筑结构部分 65
5.13 供排水系统及冷却设施 70
5.14 贮灰渣场 79
5.15 消防部分 83
5.16 暖通及空调 84
5.17 管理信息系统(MIS) 88
6 烟气脱硫与脱硝 93
6.1 烟气脱硫 93
6.2 烟气脱硝 101
7 环境及生态保护与水土保持 114
7.1 环境保护 114
7.2 水土保持 134
7.3 结论及建议 138
8 综合利用 140
8.1 灰渣综合利用 140
8.2 脱硫石膏综合利用 140
9 劳动安全 142
9.1 概 述 142
9.2 主要危害因素分析 144
9.3 劳动安全防护措施 146
9.4 劳动安全专项投资 150
9.5 其 他 151
10 职业卫生 152
10.1 职业卫生有害因素分析 152
10.2 职业卫生防治措施 153
10.3 职业卫生专项投资 155
10.4 建 议 156
11 资源利用 157
11.1 原则要求 157
11.2 能源利用 157
11.3 土地利用 158
11.4 水资源利用 159
11.5 建筑材料利用 160
12 节能分析 161
12.1 能源消耗种类及耗量分析 161
12.2 节 煤 161
12.3 节 油 161
12.4 节能措施 162
12.5 节能效果 165
1.2.6 下阶段工程设想 165
13 人力资源配置 166
14 项目实施的条件和建设进度及工期、工程招标方案 168
14.1 项目实施的条件 168
14.2 大件设备运输 169
14.3 建设进度及工期 170
14.4 工程招标方案 171
15 投资估算及财务分析 177
15.1 投资估算 177
15.1.1 编制原则 177
15.2 财务评价 183
15.2.1 原则及依据 183
15.2.2 资金来源与融资方案 183
15.2.4 财务分析 186
16 抗灾能力分析 192
16.1 洪水、内涝 192
16.2 地 震 193
16.3 大风、沙尘 195
16.4 地质灾害 196
16.5 雷 电 197
16.6 低温冰雪 198
17 风险分析 199
17.1 燃料价格变化对电价的影响分析 199
17.2 市场需求变化对电价的影响分析 199
17.3 利率变化对电价的影响分析 200
17.4 技术风险分析 201
17.5 政策风险分析 202
18 经济与社会影响分析 204
18.1 经济影响分析 204
18.2 社会影响分析 204
19 结论与建议 206
19.1 结 论 206
19.2 建 议 206
19.3 主要技术经济指标 206

v

1 总 论
1.1 项目背景
“十一五”期间，江西省国民生产总值年均增长13.2%，经济增长速度高于全国平均水平。根据经济发展的态势，“十二五”期间随着负荷增长，江西电网电力缺口不断增大，其中2014年缺3680MW，2015年缺6020MW。由此可见，“十二五”期间江西电网又趋于缺电，需要建设新的电源点。
江西省煤炭资源匮乏。全省经济社会发展加快，煤炭消费量快速增长，2010年煤炭消费量达6149万吨，比2005年增加1906万吨，年平均增长7.7%；煤炭的产需缺口由2005年的2191万吨上升到2010年的3403万吨，每年平均以9.2%的速度不断扩大。预计“十二五”末，全省煤炭消费量将达9690万吨，煤炭产需缺口将高达6690万吨。煤炭供应和铁路运输越来越紧张，建设煤炭储备基地，有利于保持地方经济的平稳运行。
2011年3月9日，神华集团与江西省政府签署了《战略合作框架协议》。根据协议，“十二五”期间，神华集团将按照国家相关产业政策和江西省政府的要求，在江西省投资300亿元以上合作建设电力、煤矿、储煤基地及其它相关产业项目。双方同意就九江储备煤基地项目展开合作。
为落实江西省政府与神华集团签署的《战略合作框架协议》，江西省能源局与北京国华电力有限责任公司就煤电项目合作事宜进行了友好会晤，江西省能源局支持国华电力参与江西省内电力等项目的整合，推进九江市湖口电力及煤炭储备(中转)项目前期工作，力争将其列入江西省“十二五”能源(电力)发展规划，并共同争取列入国家规划。
2011年4月29日，北京国华电力有限责任公司成立神华国华九江发电有限责任公司。5月11日，神华江西国华九江发电有限责任公司正式挂牌。
2011年6月15日～17日，江西省能源局在南昌主持召开江西国华九江煤炭储备（中转）发电一体化工程初步可行性研究报告评审会，2011年6月23日，江西省能源局下发了该评审会会议纪要。
2011年9月9日，江西省能源局以“赣能电力函[2011]151号”文批复同意本期工程开展前期工作。
1.2 投资方及项目单位概况
本工程由中国神华能源股份有限公司会同其它投资方共同出资组建项目公司进行建设，工程资本金占工程总投资的50%，其余拟申请银行贷款。项目法人为神华国华九江发电有限责任公司。
神华集团成立于1995年，为中央直管企业之一，发展至今，神华集团已经成为产运销一条龙经营，集煤矿、电力、铁路、港口、航运、煤制油与煤化工为一体的，跨地区、跨行业、多元化经营的特大型能源企业，在国民经济中占有重要地位。神华集团煤炭业务已经成为中国煤炭行业大规模、高效率和安全生产模式的典范，目前集团拥有27个控股和参股子公司，共有13个煤炭生产(基建)企业，在籍生产煤矿58个，4座焦化厂，煤炭总产能超过4亿吨，在建和投运的电厂总装机容量达4500万千瓦，自有铁路总长1580km，拥有两个海港码头，总吞吐能力达到1.2亿吨/年，全集团资产总额约4908亿元，员工总数16.3万人。2010年神华集团的煤炭产量完成3.52亿吨，同比增长7.2%；煤炭销售量突破4亿吨大关，完成4.4115亿吨，同比增长24%，原煤生产百万吨死亡率为0.025。
北京国华电力有限责任公司(以下简称国华电力)作为神华集团的全资子公司，负责部分集团电力业务的经营管理。截止2010年底，国华电力管控全资、控股、参股企业35家，业务发展主要分布在华北、东北、西北、珠江三角洲、长江三角洲等区域，资产总额1181亿元，运营装机容量28280 MW，其中燃煤机组57台、燃气机组1台(套)和风电机组21台。2010年国华电力完成发电量1424亿，机组利用小时数5539小时，供电煤耗319g/kW.h；全年实现销售收入522亿元，利润总额78亿元，经济增加值(EVA)28.7亿元，产量和效益均创公司历史最好水平。
1.3 研究范围及分工
1.3.1 研究范围
本工程为煤炭储备（中转）发电一体化工程，包括发电工程和煤炭储备（中转）工程两部分，
本工程规划建设规模为：电厂规划装机6×1000MW等级超超临界燃煤发电机组，煤炭储备(中转)400万吨/年。本期工程建设规模为：电厂安装2×1000MW等级超超临界燃煤发电机组，同步安装建设烟气脱硫脱硝装置；煤炭储备(中转)200万吨/年，经水路运出。
根据本期工程拟建设2×1000MW燃煤机组、煤炭储备(中转)200万吨/年及厂址特点，参照《火力发电厂可行性研究报告内容深度规定》(DL/T5375-2008)，本阶段主要研究范围如下：
电力系统
燃料供应及运输
水文气象条件及电厂水源
工程地质岩土工程条件
取排水设施
灰场和建设条件
主要工艺系统设想
环境保护
水土保持方案研究
工程建设周期进度和条件
投资估算和经济评价
配合业主方取得可行性研究阶段应取得的协议文件。
1.3.2 分工
中南电力设计院为本期工程可行性研究报告编制的主体设计单位，可研阶段接入系统、环境影响评价、水土保持评价、地震安全性评价、地质灾害评价、劳动安全预评价、水资源论证、通道安全技术论证、涉水建筑物防洪评价、职业病危害预评价、煤码头及煤码头至转运站输煤栈桥、大件运输报告等及相关专题研究报告由项目公司委托下列单位编制，具体内容包括：
序
号
专题报告名称
研 究 单 位
1
环境影响评价报告（主体工程）
国电南京科学研究院
2
环境影响评价报告（码头工程）
中交二航院
3
输电系统规划
中南电力设计院
4
接入系统
中南电力设计院
5
码头航道可行性研究
中交二航院
6
通航安全评估与论证
武汉理工大学
7
航道影响报告书
长江航道规划设计研究院
8
河势分析
长江水利委员会长江科学院
9
防洪评价报告
长江水利委员会长江科学院
10
地质灾害评估
江西省勘察设计研究院
11
地震安全性评价
江西省防震减灾工程研究所
12
劳动安全预评价
北京达飞安评管理顾问有限公司
13
水土保持评价
北京林丰源生态环境规划设计院有限公司
14
水资源论证
长江水利委员会长江中游水文水资源勘测局
15
文物勘察报告
江西省文物考古研究所
16
厂址压矿报告
江西省勘察设计研究院
17
职业卫生预评价
浙江建安检测研究院有限公司
18
渔业环境影响评价
江西省水利科学研究院或南昌大学
或江西省水产科学研究所
1.4 工作简要过程及主要参加人员
1.4.1 工作简要过程
2011年8月11～26日，我院组织参加本期工程可行性研究勘测设计投标，并于9月1日接到预中标通知。
2011年9月1日，各单位有关领导及相关工作人员对拟选的银砂湾厂址、西山厂址及其水源地、码头场址、灰场等进行了现场踏勘，并与项目公司讨论了主要设计原则。同时，勘测队伍进场开展钻探、水文和测量等工作。
2011年9月6日，我院就可行性研究的主要设计原则和方案设想向国华电力及研究院有关领导和专家进行了专题汇报，并再次对厂址进行了现场踏勘。
2011年9月16日，国华九江公司和国华电力研究院对总平面布置方案进行了讨论。
2011年9月17日，我院和项目公司联合邀请三大动力集团来我院进行了技术交流。
2011年9月20日，完成可行性研究报告初稿，报送国华电力公司进行内部审查。
2011年9月24日，完成可行性研究报告送审稿。
1.4.2 主要参加人员
本期工程得到了各级政府和相关职能部门的大力支持，中南电力设计院参加本次可行性研究的主要人员有：
序号
姓 名
工 作 单 位
职 务 职 称
1
齐 斌
中南电力设计院
副院长/教授级高工
2
王 辉
中南电力设计院
总工程师/教授级高工
3
郭 建
中南电力设计院
副总工程师/教授级高工
4
刘 瑜
中南电力设计院
项目经理
5
曾雪梅
中南电力设计院
汽机专业主设人
6
王 为
中南电力设计院
锅炉专业主设人
7
李朝胜
中南电力设计院
物料专业主设人
8
袁 晨
中南电力设计院
电气专业主设人
9
聂晓棠
中南电力设计院
电气专业主设人
10
刘川燕
中南电力设计院
热控专业主设人
11
曾文革
中南电力设计院
土建结构专业主设人
12
尹 丽
中南电力设计院
建筑专业主设人
13
陈汉友
中南电力设计院
化学专业主设人
14
张 林
中南电力设计院
供水专业主设人
15
岳 朗
中南电力设计院
特结专业主设人
16
李从玖
中南电力设计院
暖通专业主设人
17
魏亚洲
中南电力设计院
总图专业主设人
18
石 魏
中南电力设计院
新能源专业主设人
19
陈 前
中南电力设计院
系统一次专业主设人
20
朱蔚贞
中南电力设计院
系统二次专业主设人
21
王 静
中南电力设计院
通信专业主设人
22
徐水英
中南电力设计院
环保专业主设人
23
胡江运
中南电力设计院
岩土专业主设人
24
刘德平
中南电力设计院
水文专业主设人
25
裴良臣
中南电力设计院
测量专业主设人
26
陈国荣
中南电力设计院
施工组织专业主设人
27
刘信信
中南电力设计院
技经专业主设人
28
樊哲培
中南电力设计院
技经专业主设人
29
林 艳
中南电力设计院
计划管理工程师
1.5 项目概况
1.5.1 项目所在地概况
本工程建设地点位于江西省九江市湖口县。
湖口县地处湖北、安徽、江西三省交界，由长江与鄱阳湖唯一交汇口而得名，是“江西水上北大门”，素有“江湖锁钥，三省通衢”之称。全县国土面积669.33平方公里，人口29.2万，下辖5镇7乡2场，122个行政村。境内有22公里的长江岸线，其中深水岸线10公里左右，九景高速、彭湖高速、铜九铁路和九景衢铁路穿境而过，已形成了“铁路、水运和高速公路”三位一体的交通格局。湖口虽属鄱阳湖冲积平原区，实为丘陵地带，山丘起伏，水域宽广，耕地多为梯田梯地。山地面积占22.01%，水域面积占28.2%，耕地面积占23.3%。地形结构东南群山环抱，西北江湖环绕，中部小丘垄埂起伏，总的趋势是由东南向西北倾斜。
2010年，全县生产总值(GDP)达到64.31亿元，人均GDP 22120元，第一、第二和第三产业增加值占生产总值的比重分别为10.6%、77.3%和12.1%。年末全县从业人员15.06万人。全年社会消费品零售总额104565万元，全年实际利用境外资金3998万美元，外贸出口9823万美元，引进市外三千万元以上项目36个，当年进资(含续建项目)30.65亿元，接待国内游客69.4万人次，旅游外汇收入16.5万美元。
根据初步可行性研究评审会审查纪要，本项目可行性研究阶段对推荐的西山厂址、银砂湾厂址进行比选，两个厂址沿长江南岸一线分布。西山厂址位于湖口县城东面约11.3km的金砂湾工业园区南面，距离西面的九江市约32km，距离东面的彭泽县城约27km，铜九铁路以及S302省级公路由其南面通过。银砂湾厂址位于湖口县城东面约16.8km的银砂湾工业园区，距离西面的九江市约37.5km，距离东面的彭泽县城约21.5km，北依长江大堤，铜九铁路以及S302省级公路由其南面通过。所选厂址交通均十分方便。
1.5.2 编制依据
本次可行性研究报告编制依据主要有：
1) 《神华江西国华九江煤炭储备(中转)发电一体化工程可行性研究勘察设计》招标文件(招标编号：SHIL11011304)
2) 本工程初步可行性研究报告、图纸及评审纪要；
3) 本工程可行性研究主要设计原则讨论会会议纪要；
1.5.3 规划容量及本期建设规模
本工程规划建设规模为：电厂规划装机6×1000MW等级超超临界燃煤发电机组，煤炭储备(中转)400万吨/年。
本期工程建设规模为：电厂安装2×1000MW等级超超临界燃煤发电机组，同步安装建设烟气脱硫脱硝装置；煤炭储备(中转)200万吨/年，经水路运出。
1.5.4 建厂外部条件及主要设计原则
1) 规划容量为6×1000MW＋煤炭储备(中转)400万吨/年，本期建设2×1000MW燃煤发电机组＋煤炭储备(中转)200万吨/年；
2) 设计煤种为神华神东矿区烟煤，校核煤种为神华烟煤，来煤铁路、水路联运进厂；
3) 灰场为干灰场，灰渣综合利用；近期灰场为黄茅潭灰场，远期规划采用中凸头灰场。
4) 出线电压等级为500kV；
5) 机组冷却方式拟为二次循环，补给水源为长江；
6) 地震基本烈度为VI度；
7) 采用石灰石－石膏湿法脱硫；
8) 同步建设烟气脱硝装置；
9) 电厂年利用小时，工艺设计按5500小时考虑，技经评价按5000小时考虑。
1.5.5 投资规模及主要技术经济指标
本期工程静态总投资为758348万元，动态总投资为794085万元；基本方案投资方内部收益率按8%测算不含税平均上网电价为368.33元/MWh，含税平均上网电价为430.9元/MWh，经济效益较为理想，具有较强的上网电价竞争力。因此该项目在财务上是可行的。
本期工程主要技术经济指标：
序号
项目
数据
单位
(1)
工程总投资

静态
758348
万元

动态
794085
万元
(2)
单位投资

静态
3792
元/kW

动态
3970
元/kW
(3)
年供电量
95.304
亿kWh
(4)
年利用小时数
5000
h
(5)
经营期平均含税上网电价
430.9
元/MWh
(6)
总用地面积
93.62
hm2

厂区用地面积
46.70
hm2

灰场用地面积
4.99
hm2

铁路专用线用地面积
/
hm2

取排水设施用地面积
1
hm2

道路用地面积
18.59
hm2

其它用地面积
22.34
hm2
(7)
拆迁工程量
4500
m2
(8)
总土石方量(挖/填)
166.5/173.3
×104m3

厂区土石方量（含施工区）
110.70/114.6
×104m3

铁路土石方量
/
×104m3

道路土石方量
52.8/55.2
×104m3

贮灰场灰坝土石方量
3.0/3.5
×104m3
(9)
三材用量

钢材
38278
t

木材
6029
m3

水泥
165829
t
(10)
全厂热效率
46.3
%
(11)
设计发电标煤耗率
265.27
g/kWh

设计供电标煤耗率
278.35
g/kWh
(12)
百万千瓦耗水指标(平均/热季/冷季)
0.51/0.56/0.44
m3/(s·GW)
(13)
厂用电率(含脱硫、脱硝)
4.696
%
(14)
各类污染物排放量

SO2
3043（校核煤种）
t/a

NOX
2420（校核煤种）
t/a

烟尘
908（校核煤种）
t/a

废水(生活及工业)
回用，无外排
´104t/a

灰渣
103.3（校核煤种）
´104t/a

脱硫石膏
19.24（校核煤种）
´104t/a
(15)
项目投资财务内部收益率(所得税后)
9.34
%
(16)
项目资本金财务内部收益率
11.45
%
(17)
投资各方财务内部收益率
8
%
(18)
总投资收益率
8.47
%
(19)
项目资本金净利润率
10.58
%
(20)
利息备付率
3.87
%
(21)
偿债备付率
2.37
%
(22)
建设期资产负债率
48.31～51.17
%
(23)
成本电价(含脱硫、脱硝)
307.47
元/MWh
(24)
人员指标
298
人
1.6 主要结论
1、从江西电力市场预测、电源建设规划分析，江西省到2015年缺额约4618MW。本期工程2×1000MW燃煤机组的建设，可满足江西省和九江市电力负荷增长的需求，构建合理的能源、电力流向，提高江西省电网特别是九江供电区供电可靠性及安全稳定水平，提高电网的调峰能力和经济运行水平，推动江西电网发电技术优化升级，改善整个系统的运行工况。因此，本期工程于“十二五”期间投产是合适的。
2、江西省煤炭资源匮乏，绝大部分用煤靠外省调入。2010年煤炭消费量达6149万吨，煤炭产需缺口继续扩大。预计“十二五”末，全省煤炭消费量将达9690万吨，煤炭产需缺口将高达6690万吨。本期工程建设年吞吐量630万吨、中转外运200万吨的煤炭储备（中转）中心，将有效缓解江西省煤炭供应紧张的局面，提高煤炭供应保障能力，缓解铁路运输压力，平抑煤炭价格波动，促进国民经济的持续发展。
3、拟选的银砂湾厂址、西山厂址地处丘陵垄岗区，厂址设计标高高于设计洪水位，两厂址均可满足防洪要求。
4、拟选厂址和灰场所处区域未见深大断裂通过，地震基本烈度为VI度，地壳稳定，与F1断裂的距离超过400m，满足规范要求。地下水主要为第四系松散岩类孔隙水和碎屑岩类裂隙水，水量较小。厂址区域没有具开采价值的矿床，亦无文物、遗址、遗迹和化石群。
5、本期工程2×1000MW机组通过2回500kV线路接入湖口石钟山500kV变电所，或1回接入湖口石钟山500kV变电所、1回500kV线路接入洪源变电所。
6、电厂燃煤采用神华神东等矿区燃煤，运输采用铁路+水路运输。项目公司已取得相关煤炭供应及运输的协议文件，本期工程燃煤供应是落实的。
7、电厂采用自然循环冷却塔二次循环冷却系统，水源取自长江。长江水量充足，作为电厂水源，水量充沛，水源可靠，所需用水量是有保证的，可满足本期电厂用水。项目公司已委托长江水利委员会长江水利委员会长江中游水文水资源勘测局进行水资源论证报告，
8、本期工程采用干除灰方式，并考虑灰渣综合利用，近期采用黄茅潭灰场，远期规划采用中凸头灰场，合计总库容为1216.71´104m3，可满足本期工程2×1000MW燃煤机组堆灰21.6年的需求。本期工程运行初期采用黄茅潭东面灰场或西面灰场，灰场库容可满足本期2x1000MW电厂灰渣、石膏和石子煤堆量1年左右的堆灰量。
9、本期工程采用高效静电除尘器，同步建设烟气脱硝和脱硫设施，在采取了一系列污染防治措施后，其污染物的排放均能满足国家最新的排放标准要求。厂址处于乡村型环境，远离城镇，周围没有重点文物保护单位、风景旅游点，从环境的角度看是可行的。
10、可研阶段提出两个厂址方案，通过技术经济综合比较，银砂湾厂址虽在地基处理、厂区占地、土石方工程量、折迁工程量、补水系统一次投资及运行费用、厂外道路等略差，但在关键的水路来煤条件、煤场设置及输煤栈桥、扩建条件等方面均明显优于西山厂址，故推荐银砂湾厂址。
11、为提高电厂的经济性，减少环境污染，适应电网及电力系统的调峰要求，以及超超临界机组技术发展趋势，本期工程2×1000MW燃煤机组主机推荐采用国产超超临界参数机组，汽机进口蒸汽参数采用27MPa/600℃/610℃，具体参数可通过招标确定。
12、本期工程配套码头工程拟建设3个5000DWT煤炭进口泊位和2个500DWT煤炭出口泊位，位于长江中游湖口水道中下段右岸一侧、九江长江大桥下游约37km处，所在水域河床稳定，近岸水域水深条件良好，码头前沿线与水流方向基本平行，停泊水域和掉头水域的水深均可满足设计船型的停泊和行驶需要。码头工程建筑物和停泊水域不占用主航道水域，不影响现行主航道布置。码头工程为透空式高桩梁板结构形式，占用河道行洪面积很小，对河道水位、流速影响很小，对行洪不会产生明显不利的影响。码头建设是完全可行的。
13、本期工程建设2×1000MW燃煤机组，工程静态总投资为758348万元，动态总投资为794085万元；基本方案投资方内部收益率按8%测算不含税平均上网电价为368.33元/MWh，含税平均上网电价为430.49元/MWh，经济效益较为理想，具有较强的上网电价竞争力。因此该项目在财务上是可行的。
14、本期工程厂址所在地可能发生的自然灾害或面临的自然现象（如洪水、内涝、地震、地质灾害、大风、雷电、低温冰冻等）不会对厂址安全产生影响，厂址抗灾能力能够满足相关设计标准和规范的要求。
15、本期工程具有良好的抵御市场、技术、工程、金融、政策和外部协作等各类风险的能力。
综上所述，本期工程建设2×1000MW发电机组和200万吨/年的煤炭储备（中转）工程具有较好的内外部条件，且各项技术经济指标先进，经济效益和社会效益明显，具有良好的抗击自然灾害和抵御各类风险的能力。
2 电力系统
2.1 电力系统概况
2.1.1 江西电网现况
江西电网位于华中电网东南部，由南昌等12个地区电网组成，通过3条500kV线路与华中主网相联。目前500kV电网已经形成中部主框架环网，并且由主框架网为核心，向东延伸至上饶，向南延伸至赣州，向西延伸至萍乡，向北延伸至九江。
(1)电源规模
截至2010年底，江西电网统调发电厂20座，其中火电厂11座，水电厂9座。全网统调装机总容量为13410.3MW，其中水电装机容量为1290.3MW，占总装机容量的9.62%，火电装机容量为12120MW，占总装机容量的90.38%。
目前全省最大的发电厂为丰城电厂，装机容量为4×340+2×700MW，火电单机最大容量为700MW，水电单机最大容量为120MW。
其中在2010年建成投运的统调电源装机有：新昌电厂第2台660MW机组，景德镇电厂二期“上大压小”1台660MW机组。丰城电厂#3、#4机组改造增容80MW，全年新增发电总容量计1400MW。
江西电源结构的特点为：
1) 电源结构比较单一，只有常规火电、水电和少量风电，没有专门的调峰机组；
2) 由于水电资源开发条件差，因此江西统调电厂水电装机比例逐年下降，已由1990年的37%下降到2010年的9.62%；
3) 随着火电大容量、高参数机组建设速度的加快，其所占比例增大，600MW级及以上机组占统调火电总容量的49.83％，300MW级机组占统调火电总容量的34.97%，200MW级机组占火电总容量的7.14%，100MW级机组占火电总容量的8.06%。
(2)江西省电网规模
截至2010年底，江西电网有500kV变电站12座，开关站1座，变压器19台，变电容量14500MVA，500kV线路34条，线路长度3049.412km；有220kV公用变电站90座，开关站3座，主变150台，变电容量21240MVA；220kV线路274条，线路长度7686.48km。
其中2010年建成的500kV电网项目有：扩建500kV永修开关站#1主变，容量1000MVA，配合新昌电厂上大压小机组投产；新建500kV石钟山变，主变2台，容量2×750MVA，以两回线路接入永修变；扩建500kV安源变#2主变，容量750MVA。新建500kV线路3条，新增长度293.492km。
在2010年建成的220kV电网项目有：新建八里湖、前湖、蚕桑、巴山、王源、康乐共计6座220kV公用变，新建1座鱼山开关站，扩建杨家岭、王舍、双港共计3座220kV公用变，新增主变9台，共计新增变电容量1500MVA；新建220kV线路11条，总长度约293.492km。
(3)发用电情况
2010年全网统调用电量完成614.9亿kWh，比2009年同期529.3亿kWh增长16.16％。
2010年全网统调最高用电负荷11390MW（出现在8月5日），比2009年同期9739.2MW增长16.95％。
(4)在建项目
1) 电源项目
贵溪电厂三期1#机组（1×640MW），计划2011年投产；九江四期1#机组（1×660MW），预计2012年投产。
2) 500kV电网项目
新建500kV洪源变，主变1×750MVA，以两回线路接入乐平变；新建500kV赣州南变，主变1×750MVA，以两回线路接入赣州变；扩建500kV梦山变2号主变1×750MVA；扩建500kV鹰潭开关站1台750MVA主变。
3) 220kV电网项目
新建竟成、竹航山、上栗、泰和、山田、坪岭、经楼、五光、东里等9座220kV公用变，扩建王舍、松源、七里岗、叶家山、永和、埠头、嘉定、燕丰等8座220kV公用变，新增主变20台，新增主变容量3090MVA，预计在2011年期间先后投产。
(5)目前电网存在的主要问题
1) 电源分布不平衡，末端电网缺乏电源支撑。目前江西电网统调电源主要集中在吉安、赣西、鹰潭、九江等地区，而上饶、萍乡、赣州等地区缺乏大电源支撑。
2) 电网结构有待进一步加强。江西现有500kV变电站布点较少，中部双环网未完全形成，网架结构不够坚强。部分输电断面受220kV线路导线截面偏小限制，如萍宜仙断面、九江东三县断面、赣州东部及南部断面、上饶断面等。
3) 无功分布不均衡，末端电网电压波动较大，电网动态无功不足。主要表现在萍乡、上饶、景乐、赣州地区大负荷方式下电压易越下限；赣州、上饶、吉安等地区小水电丰富，丰水期小负荷方式下，电网无功过剩，导致电压偏高。
4) 部分电网短路电流偏大。500kV/220kV高低压电磁环网运行导致部分电网如南昌、赣西电网短路电流水平提高较快，应适时采取限制短路电流措施，保证电网安全运行。
2010年江西220kV及以上电网结构见图2.1.1-1所示。

图2.1.1-1 2010年江西220kV电网地理接线图
2.1.2 九江电网现况
九江供电区位于江西电网北部，为江西电网主要电源基地之一，近期为送端电网，供电范围包括庐山区、浔阳区、九江县、武宁县、修水县、德安县、星子县、都昌县、湖口县、彭泽县和瑞昌市，共9县1市2区。目前九江供电区最高电压等级为500kV，现通过湖口～永修2回500kV线路及其它6回220kV线路与江西主网相连。
2010年底，区内有统调火电厂1座：九江电厂（200+220＋2×350MW），有统调水电厂3座：柘林水电厂（4×48+2×120MW）、东津水电厂（2×30MW）、抱子石水电厂（2×20MW）；另有风电场3座（矶山湖30MW、长岭34.5MW和大岭19.5MW），总装机容量84MW。
2010年底，区内有500kV变电站1座，即石钟山500kV变电站（2×750MVA），220kV变电站10座，主变15台，主变容量2130MVA，包括：市中（2×150MVA）、妙智（2×150MVA）、海山（2×120MVA）、裕丰（2×120MVA）、共青（2×150MVA）、新港（1×150MVA）、叶家山（1×120MVA）、沙城变（1×150MVA）、赛城湖变（1×180MVA）、杨家岭变（1×150MVA），另有用户九钢变（2×150MVA）；110kV变电站34座，主变57台，主变容量1844MVA。九江电网所维护/管辖有220kV线路29条，线路长度858.4km， 110kV线路82条，线路长度1068.4km。
2010年九江供电区调度关口供电量为75.40亿kWh，同比2009年（63.34亿kWh）增长19.04%，售电量为74.76亿kWh，同比2009年（62.73亿kWh）增长19.17%。
九江供电区统调最高负荷为1437MW，较2009年（1180MW）增长27.7%。
目前在建的项目有：九化220kV输变电工程（2×150MVA），红光220kV输变电工程（1×150MVA），老爷庙风电场，装机49.5