东电Ｂ股：2012年第一次临时股东大会资料2012-07-20
浙江东南发电股份有限公司
2012 年第一次临时股东大会资料
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关于参与投资浙江浙能台州第二发电厂
“上大压小”新建项目的议案
各位股东：
根据《国家能源局关于同意浙江浙能台州第二发电厂“上大
压小”新建项目开展前期工作的复函》（国能电力[2010]261 号），
浙江浙能台州第二发电厂“上大压小”新建项目拟建设 2 台 100
万千瓦国产超超临界燃煤发电机组。目前该项目核准申请已由浙
江省发展改革委上报国家发展改革委待批。
根据电力规划设计总院《关于浙江浙能台州第二发电厂工程
（2×1000MW 机组）可行性研究报告的审查意见》（电规发电
[2011]226 号），该项目动态总投资 839,928 万元，其中项目资
本金为动态总投资的 20%，约 167,986 万元（最终以国家发展改
革委核准批复为准），其余资金由银行贷款解决。
因组建项目公司的需要，拟由浙江浙能电力股份有限公司出
资持有项目公司 64%的股权，三门县国有资产投资控股有限公司
持有项目公司 6%的股权，其余 30%的股权由公司出资投资。据此
计算，公司需相应出资资本金约 50,396 万元。
鉴于浙江浙能电力股份有限公司与公司共同投资浙江浙能
台州第二发电厂“上大压小”新建项目构成关联交易，根据《上
海证券交易所股票上市规则》的规定，关联股东将放弃在股东大
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会上对该议案的投票权。
请各位股东审议。
附件：浙江浙能台州第二发电厂“上大压小”新建项目情况
介绍
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附件：
浙江浙能台州第二发电厂
“上大压小”新建项目情况介绍
一、建设的必要性
浙江电网是华东电网重要的组成部分，截至 2010 年度，浙
江省境内总装机容量 57276MW（含华东直属直调电厂）。2010 年
全省用电量为 2821×108kWh，最高用电负荷为 45600MW，同比增
长分别为 14.1%和 11.2%。浙江电网目前通过 9 回 500kV 输电线
路与华东电网相联。预计 2015 年浙江电网全社会用电量和最高
负荷分别可以达到 4182×108kWh、71650MW，“十二五”年均增长
率分别为 8.4%和 9.5%。电力平衡表明，考虑在建、国家已核准
和同意开展前期工作的电源项目（包括本工程），并考虑已落实
的协议分电电力，浙江省“十二五”期间电力市场空间约为
9900MW。
本工程为“上大压小”电源项目，拟建设 2×1000MW 超超临
界燃煤发电机组，计划在“十二五”中后期投产。本工程的建设
有利于满足浙江省用电负荷不断增长的需求，且可大幅减少烟
尘、二氧化硫、氮氧化物的排放量，有效改善地区环境质量，符
合国家节能减排的政策要求。
二、建设规模
本工程拟建设 2×1000MW 超超临界燃煤发电机组，同步建设
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烟气脱硫、脱硝设施，并留有扩建条件。本工程建设规模及机组
选型最终以国家发展和改革委员会的核准意见为准。
三、厂址
本工程位于浙江省台州市三门县境内，是上个世纪 80 年代
浙江省沿海电厂选址中确定的较好厂址，场地开阔、交通便利，
航道条件可通行万吨或 3.5 万吨级以上的散货船，电厂建设条件
优越。
四、接入系统
本工程 2×1000MW 机组出 2 回 500kV 线路接入回浦变，线路
长度约为 50km。
五、煤源
本工程 2×1000MW 机组年需燃煤约 429×104t,拟采用晋北烟煤
作为设计煤种，神府烟混煤作为校核煤种。大同煤矿集团有限责
任公司所辖矿井分布在晋北地区的大同煤田和宁武煤田内，两大
煤田地质储量约 890×108t，可开采储量 694×108t。2010 年，大
同煤矿集团有限责任公司原煤产量约超过 1.5×108t，神府东胜煤
田已探明地质储量约为 2236×108t，可开采储量约 1744×108t，目
前正在开发建设的矿区地质储量约 354×108t，2010 年产量超过
2×108t。大同煤矿集团有限责任公司煤炭运销总公司和陕西榆林
煤炭运销（集团）有限责任公司同意向本工程提供燃煤
500×104t/a 和 100×104t/a。
六、交通运输
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本工程年耗煤量约为 429×104t,拟燃用晋北煤，采用铁路、
航运联运方式，燃煤通过大秦线至秦皇岛港，再经海运抵达电厂
煤码头，运距约 2000km。宁波海运股份有限公司同意承担电厂
燃煤海运及秦皇岛港务集团有限公司同意承担燃煤港口中转，太
原铁路局明确随着大秦线的扩能改造，可满足本工程燃煤铁路运
输需要。
本工程拟在厂区东北侧海域水深-11.5m 标高处建设 1 个
35000t 级卸煤码头泊位，设计船型为浅吃水经济型 35000t 级散
货船舶，兼顾船型为常规型 35000t 级散货船舶，码头水工结构
按 50000t 级船型考虑，并留有延长扩建的条件。码头岸线留有
扩建的条件。考虑电厂建设期间的重件运输及运营期间石灰石等
材料运输需要，在卸煤码头附近适当水域建设综合码头，拟选用
3000t 级杂货船为设计船型。
本工程进港航道水深条件较好，浅吃水经济型 35000t 级散
货船可利用航道自然水深乘潮进港，不需疏浚。本工程厂址所处
的航道条件、码头前沿水域及陆域均满足建设 2×1000MW 机组卸
煤码头条件，并有扩建余地。本工程岸线利用基本符合台州港总
体规划，大件设备可采用海运方式至电厂综合码头。
本工程进厂道路从康庄路引接，利用原施工道路进行拓宽改
造，长度约 2.1km，路面宽度 7m，路基宽度可按 8.5m 考虑，新
建运灰渣道路长约 200m，路面宽度 7m。
七、水源
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本工程 2×1000MW 机组拟采用带海水冷却塔的循环供水系统，
夏季最高大需水量 2.47m3/s，水源取自三门湾；淡水需水量约
0.18 m3/s（0.09 m3/s.GW），拟通过海水淡化解决，全年淡水需
水量约 450×104m3。三门湾为西北~东南走向的半封闭喇叭型海
湾，湾内水深一般为 5~10m，通过石浦港、狗头门水道、猫头水
道、满山水道与外海连接，湾内水量丰富，可满足本工程需要。
八、灰场
本工程 2×1000MW 机组灰渣及脱硫及石膏量约 104×104m3/a，
其 中 灰 渣 量 （ 含 石 子 煤 ） 约 89×104t/a ， 脱 硫 石 膏 量 约 为
15×104t/a。
本工程初期灰场拟采用牛山灰场，该灰场位于厂址西侧，紧
邻厂区，灰场三面环山一面临海，为滩涂干灰场。灰场自然地面
高程-1.50~1.0m，灰堤距居民大于 500m。本工程灰场统一规划，
分期建设。初期灰场用地面积 30hm2、堆灰高程为 7.0m 时，库容
约 243×104m3，可供本工程贮灰渣和脱硫石膏约 2.3 年。远期灰
场位于牛山灰场西南侧，紧邻牛山灰场，用地面积维 337 hm2，
库容约为 2865×104m3 。初期灰场和远期灰场合计总库容约为
3689.5×104m3，可满足本工程贮灰渣和脱硫石膏 20 年的要求。
九、工程地质及岩土工程
本工程厂址在区域地质构造上位于浙东南褶皱带温州-临海
拗陷区的黄岩-象山断拗内，地震活动性较弱，厂址及附近无活
动性断裂通过，属于区域地质构造稳定地段。因此，场地是稳定
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的，适宜建厂。根据《中国地震动参数区划图》（GB18306-2001），
厂址位于地震动参数区划图小于 0.05g 范围内，相应的地震基本
烈度小于Ⅳ度。本工程遭受地质灾害的危险性为中等，建设用地
为基本适宜。
厂地地貌为低山丘陵和滩涂区，位于丘陵地段的建筑场地类
别为 I 类；滩涂区的软土厚度较大、地基承载力较低，位于滩涂
区的建筑场地类别为Ⅲ类。主厂区布臵在挖方区，岩土工程条件
好，主厂房、锅炉等主要建（构）筑物采用基岩作为天然地基；
位于滩涂区的建设（构）筑物需要进行地基处理，地基处理采用
桩基方案。滩涂区分布厚层淤泥，为减小工程后期沉降，大面积
回填地基处理拟采用堆载预压法，并施打塑料排水板进行排水回
结。大面积回填地基处理将进行监测工作，严格控制分层厚度、
回填料的粒径、加载速率和加载过程，防止地基土破坏，保证地
基预处理效果。本工程厂区开挖边坡的高度约 110m，根据岩体
的节理、裂隙发育情况和岩石的风化程序等因素，边坡拟采用台
阶状，并对边坡稳定性较差的地段做好支护结构和排水系统。
十、主机主要技术条件
锅炉选用超超临界参数、一次中间再热、直流炉，采用平衡
通风、切圆燃烧或前后墙对冲燃烧方式、固态排渣、露天布臵、
全钢构架悬吊结构。锅炉采用节油点火装臵。汽轮机选用超超临
界参数、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、凝汽式汽轮机。主
蒸汽压力为 26.25（或 25）MPa（a），主蒸汽和再热蒸汽温度均
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为 600℃，最终参数通过招标确定。本工程锅炉采用低氮燃烧技
术措施，氮氧化物排放浓度不大于 360mg/Nm3。锅炉同步建设烟
气脱硝装臵，脱硝装臵的设计压力和防爆压力与锅炉一致。发电
机采用水-氢-氢冷却方式，励磁系统按自并励静态励磁和无刷励
磁两种方式编制标书，招标确定。由锅炉厂、汽机厂配供的仪表
控制设备的选型与配臵应满足电厂整体自动化水平和控制系统
接口要求。
十一、工程设想
本工程全厂总体规划以充分利用厂址资源为原则。根据厂区
总平面方案的变化，初步设计阶段确定厂区的竖向布臵方案。
制粉系统采用中速磨正压冷一次风机直吹式制粉系统，暂按
每台炉配臵 6 台中速磨煤机计列投资。一次风机、送风机暂按动
叶可调轴流式风机计列投资。引风机采用电机驱动和小汽机驱动
技术上均是可行的，暂按汽动计列投资，下阶段结合汽源情况等
综合比较确定。除尘器暂按三室五电场静电除尘器计列投资。本
工程暂按设臵低温省煤器计列投资。汽机旁路暂按 35%BMCR 容量
的高低压两级串联旁路计列投资，最终型式和容量根据主机招标
结果优化确定。给水系统暂按 1×100%容量汽动给水泵计列投资。
电动启动给水泵最终容量根据主机要求确定。凝结水系统暂按
2×100%容量的凝结水泵、配臵 1 套变频装臵方案计列投资。启动
锅炉按 1×50t/h 燃油炉计列投资。主厂房暂按采用四列式布臵格
局计列投资。厂内除灰渣系统按灰渣分除、干灰干排、粗细分排
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的原则设计，三外灰渣（含石子煤）输送采用汽车外运至综合利
用用户或灰场方案。锅炉排渣按采用单台刮板捞渣机直接输送至
渣仓的机构除渣系统方案、电除尘器和省煤器按正压气力除灰系
统集中至灰库的方案、石子煤处理按活动石子煤斗和电瓶叉车转
运的方案计列投资。本工程暂按设臵 1 套飞灰分选装臵计列投
资。
本工程 2×1000MW 机组以发电机-变压器组单元接线接入厂区
内 500kV 升压站，500kV 配电装臵采用 3/2 断路器接线方式，本
工程出 2 回 500kV 线路。本工程不装设发电机断路器，启动/备
用电源引接方案采用由厂内 500kV 母线一级降压架空引接。主变
压器采用三相变压器，500kV 配电装臵采用屋内 GIS。
本工程采用炉、机、电集中控制方式，2 台机组合设 1 个集
中控制室。每台机组设臵 1 套分散控制系统（DCS），辅助车间系
统设臵水、灰、煤 3 个相对集中的就地监控点，并设臵全厂辅助
车间系统集中监控网络，电厂逐步过渡到辅助车间系统全能值班
运行管理模式。本工程设臵 1 套优化控制软件，根据电厂实际需
要，增加设臵 1 套软仿真系统。本工程设臵 1 套厂级监控信息系
统（SIS）和 1 套管理信息系统（MIS）。SIS 按照经济适用的原
则配臵，MIS 包括基建 MIS 和生产 MIS。设备、设计图纸采用统
一的编码标识系统。
厂内运煤系统按 4×1000MW 机组规划设计，其中由码头至煤
场按 4×1000MW 机组综合设臵，分期建设。由煤场至煤仓间的上
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煤系统按 2×1000MW 机组建设。本工程建设 1 个 35000t 级泊位的
卸煤码头，配臵 2 台额定出力为 1500t/h 的桥式抓斗卸船机，码
头年通过能力 470×104t，满足本工程 2×1000MW 机组年耗煤量
429×104t 的卸煤要求。本工程设臵 2 座轮堆取料机露天煤场，煤
场总储煤量约为 31.2×104t，满足 2×1000MW 机组 20 天的耗煤量。
煤场配臵 2 台堆料能力 3600t/h、取料能力 1500t/h、悬臂长度
35m 的折返式斗轮堆取料机。煤场不设干煤棚，煤场四周设挡风
抑尘墙。由码头至煤场的卸煤系统采用带宽 1800mm、出力
3600t/h 的带式输送机，按双路设臵。由煤场后至主厂房的上煤
系统按 2×1000MW 机组容量设计，采用带宽 1400mm、出力为
1500t/h 的双路带式输送机。
本工程采用反渗透法海水淡化工艺方案，即按 6 台出力为
132t/h 的一级反渗透装臵计列投资。锅炉补给水源为超滤、一
级反渗透处理的海水淡化水，锅炉补给水处理系统按 2 列出力为
120t/h 一级反渗透加离子交换除盐设备计列投资。凝结水精处
理系统按每台机组设臵 2×50%的前臵过滤器加 4×33%的调整混床
计列投资。上海宝氢气体工业有限公司同意向本工程提供氢气，
年供氢量为 1.2×104Nm3 ，氢气纯度为 99.99%，露点温度低于
-60℃，外购氢的供应量和品质均符合要求。
本工程主厂房采用现浇钢筋混凝土框、排架结构。烟囱采用
现浇钢筋混凝土外筒、双钢内筒的套筒式结构，内筒暂按钛钢复
合板计列投资。本工程按原国家电力公司《关于印发<新型火电
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厂若干设计问题的规定>的通知》（国电电规【1998】438 号）和
投资方有关规定计列的生产附属和厂前公共建筑面积。
本工程拟采用带海水冷却塔的单元制海水直流供水系统，每
台机组配 3 台循环水泵、1 条循环水管、1 座逆流式自然通风海
水冷却塔，2 台机组合建 1 座循环水泵房并布臵在冷却塔附近。
按循环水管 DN3800 钢管、冷却塔淋水面积采用 13500 m3 计列投
资。本工程采用岸边泵房明渠取水、隧洞排水方案，补给水泵房
配 3 台水泵（2 运 1 备），补给水管按配 2 条 DN1200 衬胶钢管、
隧洞按配 1 条洞径 2m 排水隧洞方案计列投资。海水补给水采用
絮凝沉淀处理工艺，按设臵 6×1600m3/h 反应沉淀池计列投资。
十二、脱硫与脱硝部分
本工程同步建设全烟气脱硫装臵，脱硫系统采用石灰石-石
膏湿法脱硫工艺方案（1 炉 1 塔），不设烟气旁路和烟气换热器
（ GGH ）。 脱 硫 吸 收 剂 按 外 购 石 灰 石 块 设 计 ， 年 需 石 灰 石 约
11.7×104t。脱硫烟气系统暂按设臵增压风机计列投资。石灰石
浆液制备系统和石膏脱水系统按 2 炉公用设计。脱硫系统厂用电
和保安电源由机组厂用电统一考虑。本工程不设臵脱硫系统就地
控制室，在脱硫综合楼内设臵脱硫电子设备间和供脱硫系统调试
维护用终端。脱硫系统单元部分的控制直接纳入机组 DCS，脱硫
系统公用部分的控制纳入 DCS 公用网，通过集中控制室 DCS 操作
员站实现炉、机、电、脱硫统一运行管理。
本工程同步建设烟气脱硝装臵，采用采用 SCR 工艺，脱硝效
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率不低于 80%。SCR 反应器布臵于省煤器和空气预热器之间高含
尘区域并宜布臵在锅炉框架内，催化剂按 2+1 层设计。本工程暂
按 2×80m3 液氨贮罐、690kg/液氨气化制备能力计列投资。脱硝
还原剂液氨年耗量为 3795t，台州市椒江宇来医药化工有限公司
承诺年供本工程液氨 5500t。烟气脱硝吸收系统的控制纳入机组
DCS，由机组运行人员统一监控运行。脱硝液氨储存和输送系统
的控制纳入辅助车间系统集中监控网，由辅助车间运行人员统一
监控运行。
十三、环境保护与水土保持
本工程采用静电除尘器、低氮燃烧技术，同步建设脱硫、脱
硝装臵，采用 240m 高烟囱，烟气污染物排放浓度满足《火电厂
大气污染物排放标准》（GB13223-2003）第Ⅲ时段标准的要求。
生活污水、工业废水经处理后全部回用不外排，事故工况下将废
污水暂存于电厂现有的 4×25003 事故水池中。噪声预测结果表明，
本工程投运后，昼间厂界噪声满足《工业企业厂界环境噪声排放
标准》（GB12348-2008）3 类标准要求，由于冷却塔附近东厂界
外为牛山和三门湾海域，无居民等噪声敏感目标，故不会产生噪
声扰民现象。本工程拟利用牛山渣场作为贮灰场，灰场底部拟采
用粘土、石灰垫层加复合土工膜防渗，灰场边界 500m 范围内无
居民，符合环保要求。
十四、节约和合理利用能源
本工程遵循有关合理用能标准及节能设计规范，对当地能耗
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种类、数量和能源供应状况进行了统计，并对本工程的能耗指标、
节能措施和节能效果进行了分析，符合《火力发电厂可行性研究
报告内容深度规定》（DL/T 5375-2008）的要求。厂址所在的台
州地区煤炭、石油和天然气等一次能源极其匮乏，本工程拟燃用
晋北和神府东胜地区的烟煤，煤炭资源利用基本合理。
本工程拟建设 2×1000MW 国产超超临界燃煤发电机组，设计
发电标煤耗为 272g/kWh，符合《国家发展改革委关于燃煤电站
项目规划和建设有关要求的通知》（发改能源【2004】864 号）
中“所选机组容量原则上应在 60 万千瓦及以上”和“在缺乏煤
炭资源的东部沿海地区，优先规划建设发电煤耗不高于 275 克标
准煤/千瓦时的燃煤电站”的要求。根据《火力发电工程建设预
算编制与计算标准》（中电联技经【2007】139 号），2×1000MW
燃煤火电机组整套启动试运燃油消耗量约 10084t，由于本工程
拟采用节油点火系统，可降低约 80%燃油消耗量。经采取各项节
能措施后，设计厂用电率约为 4.8%（汽动给水泵、含脱硫、脱
硝、海水淡化），低于 1000MW 超超临界机组（汽动给水泵、含脱
硫）设计厂用电率统计平均值 5.5%。
十五、抗灾能力评价
本工程为常规电力设施，选址过程中已充分考虑了地震、地
质、洪水、气象等自然灾害对本工程的影响，尽量避开灾害易发
区，并采取了相应的抗灾防范措施。
本工程厂区地标高按 200 年一遇设计高潮位 0.5m 超高确定，
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临海面围堤按 200 年一遇潮位加 50 年一遇风浪时允许部分越浪
设计，允许最大越浪为 0.05m3/s.m，越浪水量通过灰场排水溢流
井及排水涵管排走。因此设计风暴潮和风浪不会对厂区造成影
响。厂区北侧少量坡面洪水按 100 年一遇标准设臵了排洪设施，
因此厂址防洪是安全的。本工程地震基本烈度小于Ⅵ度，主厂区
位于建筑场地Ⅰ类区内，主厂房、烟囱等主要建（构）筑物按 6
度进行抗震设计，按 6 度采取抗震措施。本工程烟囱按可抵御
100 年一遇风荷载考虑，主厂房等其它建（构）筑物按可抵御 50
年一遇风荷载考虑，厂区建（构）筑物在结构设计中局部构造采
取相应的防台风措施以保证适用性和安全性。预测工程建设可能
遭受或引发地质灾害的问题有人工边坡的稳定性、不均匀沉降
等，工程上拟采用边坡支护和挂网喷锚处理、海涂场地软土预处
理、桩基等相应的抗灾措施，可有效消除地质灾害对本工程的不
良影响 。
十六、技经部分
本工程静态投资基准日期为 2011 年 3 月，工程静态投资
787695 万元，工程动态投资 839928 万元。本工程资本金为工程
动态投资的 20%。
按机组年利用小时数 5500h、标煤价（含税）950 元/t、投
资各方内部收益率 8%和 10%测算，项目经营期平均上网电价（含
税）分别为 452.18 元/kW 和 462.09 元/kW，项目投资财务内部
收益率（所得税后）分别为 8.09%和 9.00%，项目资本金财务内
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部收益率 12.87%和 16.10%。（详见附表）
按投资各方内部收益率 8%测算的经营期平均电价，低于当
前国家核定的浙江省标杆电价（含脱硫）457 元/MWh。
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附表：
财务分析指标一览表
序 投资各方财务 投资各方财务
内容 单位
号 内部收益率 8% 内部收益率 10%
1. 机组总容量 MW 2000
2. 工程动态投资 万元 839928
3. 单位造价 元/kW 4200
4. 流动资金 万元 30483
项目投资财务内部收益率
% 8.09 9.00
（所得税后）
5.
项目投资回收期 年 11.89 11.26
项目投资财务净现值 万元 66931 125087
6. 项目资本金财务内部收益率 % 12.87 16.10
7. 投资各方财务内部收益率 % 8.00 10.00
8. 总投资收益率 % 6.64 7.61
9. 项目资本金净利润率 % 14.34 18.04
10. 平均上网电价（含税） 元/MWh 452.18 462.09
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