热电联产项目
初步可行行研究报告
1 概 述
1.1 任务依据 1.2 项目概况 1.2.1 项目建设方案
工业园区主要布局大型项目，需要大量供应稳定的高温高压蒸汽.根据预测，到2020年，园区总用电负荷约990MW，高压蒸汽（8.83MPa）需求量为907t/h，中压蒸汽（4.0MPa）需求量为2505t/h，低压蒸汽（1.0MPa）需求量为2419t/h。
按照“以热定电，热电联产”的原则，本项目规划建设2×50MW抽凝 +4×50MW级背压热电联产机组，一期建设2×50MW高压抽凝燃煤机组，并预留背压机组建设余地。
1.2.2 主要技术原则
1) 项目规划容量为2×50MW抽凝热电机组+4×50MW背压热电机组，本期
（一期）工程建设2×50MW高压热电机组，并留有扩建余地。
2) 装机方案：2×50MW高压抽凝供热机组，同步建设烟气脱硫和脱硝设施。
锅炉为高压煤粉锅炉，汽轮机为直接抽凝机组
3) 本期工程热负荷暂以“200t/h（中压）+50t/h（低压）”为额定供热工况，
以“500t/h（中压）+500t/h（低压）”为最大供热工况。对于园区高压蒸汽需求，将根据实际发展需求，由主蒸汽减温减压或二期背压机组解决。 4) 机组年利用小时数：5500h。 5) 电厂定员：200人。 1.3 工作过程
为推动项目进展和项目合作，园区管委会于2013年向后天区发改委报送了《关于建设天能热电联产项目的请示》，申请将本项目作为区内重点供电供热项目列入后天区电力发展规划。
2013年二三十三月底，管委会召开了天能热电联产项目前期工作启动会，大确要求立即开展项目初可研工作，争取将本项目列入《后天区2013-2015年火电建设规划》。
受项目建设单位邀请，以项目建设参与方共同初步拟定的主要技术原则为前提，结合现场收资情况，对热电规划、燃煤供应、交通运输、园区公共配套、供水方案等条件进行了认真详细的调查研究，开展了初步可行性研究报告的策划、编制、内部评审及修改工作，于2014年3月2日提交了天能2×50MW热电联产项目初步可行性研究报告（初稿），以资开发区管委会、天能初步讨论。
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2 电力系统
2.1 国民经济和社会现状和发展规划 2.1.1 国民经济和社会现状
生产基地是天能党委、政府确定的举全区之力建设的“一号工程”，是全区经济建设的主战场和促进沿黄经济区发展的“发动机”。2003年，后天区党委、政府做出了开发建设基地的重大战略决策，2008年9月，国务院在《关于进一步促进天宫经济社会发展的若干意见》中大确将列入国家重点开发区纳入全国主体功能区规划，标志着基地进入国家战略。 3
热负荷分析
3.1 供热现状和规划
生产基地新材料园区所在地属生产基地的重要组成部分。在充分考虑资源禀赋、区位优势、产业基础、产业升级、产业转移和区域分工协作等因素的基础上，园区重点发展各类化工项目。内的生产装置，需要大量动力及生产用汽，为了确保化工生产、节约能源，并提高经济效益，目前急需在园区内规划建设集中的供汽装置。园区内目前无集中的供热设施，从保证投资效益考虑，装机方案在满足近期热负荷需求的基础上，结合规划区内远期热负荷规模以及电力负荷的需求来确定，最终实现热电联产和集中供热的目的。
根据园区供热规划原则：按环保要求对大型燃煤供热锅炉房进行控制，限制中小型燃煤锅炉房；实现热力供应联网运行；为提高热电厂的效率，主机设备选用较高的初参数，故园区规划建设35万千瓦热电联产机组，并预留背压机组建设余地。
3.2 热负荷特性和大小
化学工业具有高能耗的特点，一般情况下，生产过程中动力消耗较多，热负荷较大，因此，对园区热负荷的预测遵循行业生产过程的特点，保证规划供热设施能够满足园区的需要。热负荷预测充分考虑了个别蒸汽消耗较大的用户的需要，并根据园区的整体规化规模进行合理的规划。 3.3 建设必要性
国家发改委、国家环保等部门在《关于发展热电联产的规定》中大确指出：“热电联产具有节约能源，改善环境，提高供热质量，增加电力供应等综合效益。热电厂的建设是城市治理大气污染和提高能源利用率的重要措施，是集中供热的重要组成部分，是提高人民生活质量公益性基础设施。”建设大容量、高参数的热电联产机组，即可满足的用电负荷，还能对该地区的电网外送提供更可靠更有力的
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支持，还具有节能、降耗、可提高供热质量等方面的优越性，而且能够解决供热、供电紧张的矛盾，同时避免化工企业分散建设供热锅炉，对改善地区环境、提高人民生活水平等具有很重要的意义。因此，本项目的建设符合国家的产业政策和建设节能环保型社会的要求。
本项目机组的建设将为该地区热负荷发展提供强有力的保障。随着生产基地新材料园区的建设，热负荷将逐年增长，实行热电联产，对开发区进行统一的集中供热管理，具有节约能源、提高供热质量、改善大气环境、改善投资环境、增加电力供应等综合效益。
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4 燃料供应
4.1 燃料区域储量
天宫矿区南北长32 km，东西宽15 km，面积480 km2，勘探面积198 km2。可采及局部可采煤17层，煤层总厚度22.7m，煤层倾角10～52°，煤种为不粘煤。矿区共获得地质储量3922.411Mt，其中：精查勘探储量2242.081Mt；详查勘可采储量843.988Mt。 4.2 矿井建设规划
本工程利用选煤厂筛分后的13毫米以下原煤作为锅炉燃煤。 4.3 燃料品质 4.3.1 煤质分析资料 项目名称 燃料特性 收到基碳份 收到基氢份 收到基氧份 收到基氮份 收到基硫份 收到基灰份 收到基水份 符号 Car Har Oar Nar St,ar Aar Mt 单位 % % % % % % % % % kJ/kg 设计煤种 54.29 2.95 8.5 0.71 0.41 14.8 18.24 33.18 10.00 20254.00 75.00 二三十三 变形温度（t1） DT ℃ 71.00 二三十三 软化温度（t2） 半球温度（t3) 熔化温度（t4） 灰成分分析 ST HT FT ℃ ℃ ℃ 97.00 \\ 1213.00 校核煤种 53.19 2.08 7.4 0.97 0.41 18.1 17.30 30.53 9.10 19125.00 70.00 二三十三58.00 二三十三80.00 \\ 1208.00 4
空气干燥无灰基挥发份 Vdaf 空气干燥基水份 收到基低位发热量 可磨系数 Mad Qnet.ar HGI
二氧化硅 三氧化二铝 三氧化二铁 二氧化钛 氧化钙 氧化镁 氧化钾 氧化钠 二氧化锰 三氧化硫
SiO2 Al2O3 Fe2O3 TiO2 GaO MgO K2O Na2O MNO2 SO3 % % % % % % % % % % 37.31 11.9 10.59 / 12.34 5.15 1.03 2.24 / 12.9 37.13 17.1 10.44 / 12.51 5.71 1.07 2.19 / 二三十三.87 4.3.2 石灰石成分分析资料 名称 氧化钙 氧化镁 磷 三氧化铝+三氧化二铁 酸不溶物 烧失重 符号 CaO MgO P R2O3 单位 % % % % % % 数值 51.83 0.14 0.01 0.71 4.87 41.89 4.3.3 点火燃料
本项目煤粉锅炉拟采用双层等离子点火系统，不再同步建设点火油系统。 4.4 燃料及脱硫剂消耗量
本工程拟建2×50MW高压抽凝式机组，配套2台1211t/h高压直流煤粉锅炉。根据上述煤种及煤质资料，锅炉耗煤量及脱硫石灰石消耗量如下表：
表4.3-1 锅炉耗煤量一览表
项目 台数 1×50MW 2×50MW 小时煤耗t/h 设计煤种 118 331 校核煤种 178 351 日煤耗t/d 设计煤种 3310 1720 校核煤种 3510 7120 年煤耗t/a(104) 设计煤种 92.4 184.8 校核煤种 97.9 195.8
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注：发电设备年利用小时数5500h，日利用小时数20h。
表4.3-2
项目 一台炉 石灰石消耗量(t/h) 小时石灰石消耗量(t/h) 年石灰石消耗量(104t/a) 小时石膏量(t/h) 日石膏量(t/ d) 年石膏量(104t/a) 石灰石纯度(%)(CaO含量) 2.11 53.2 1.413 3.12 72.4 1.991 两台炉 5.32 101.4 2.921 7.24 144.8 2.982 51.83 一台炉 2.98 59.1 1.139 4.05 91 2.2275 两台炉 5.91 二三十三9.2 3.278 9.1 182 4.455 脱硫吸收剂及脱硫产物一览表
设计煤种 校核煤种 注：1) 发电设备年利用小时数5500h，日利用小时数20h。
2) 脱硫效率为97%。
4.5 燃料运输
本项目所用燃煤，将通过已建成的矿区铁路鸳红线（厂址西侧南北向通过），先输送到厂址区西北方向，然后通过电厂专用线输送到本厂，厂内建设火车翻车机、斗轮堆取料机等设施。
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5 工程设想
5.1 规划建设容量及分期进度 5.1.1 规划建设容量
从煤源的储量及供应能力﹑燃料运输、电厂水源、厂址工程地质条件、灰场及扩建条件来看，本期新建2×50MW机组，二期建设4×50MW背压机组（4×170t/h锅炉）。 5.1.2 装机方案比选 5.1.2.1 锅炉参数及炉型选择
高压锅炉与亚临界锅炉相比，具有以下有利条件： 1) 经济性
高压锅炉成本与亚临界锅炉成本相差不大，高压机组的成本与亚临界机组的成本也相差不大，然而，由于热效率的提高，机组煤耗降低，每年节约的燃煤量也很可观。
其次，高压发电效率受部分负荷运行的影响较小，效率降低幅度比亚临界电厂降低幅度的一半还低，据统计，75%负荷时，高压机组电厂效率的降低约为2%，在类似的条件下，亚临界电厂的效率降低幅度为4%。
2) 可靠性和利用率
高压机组的可靠性，对其经济性影响甚大。机组可用率与设备的设计制造水平、安装施工质量以及运行管理水平等因素有关。据有关资料统计，国外同容量的超、亚临界机组的可用率基本接近，约90%左右。国内进口高压机组可用率高于国产亚临界机组。
目前国内50MW高压机组运行已有不少运行，积累了不少设计、施工与运行管理经验，为高压机组进一步发展奠定了良好的基础。
3) 机组调峰性能
亚临界锅炉是汽包炉，有一只容积很大的汽包，它的直径、长度和厚度都较大。在启动升温、停炉降温过程中要保证汽包各部分加热、冷却均匀，这必然限制了升温和降温速度。
高压锅炉是直流锅炉，没有汽包，受热部件中厚壁部件较少，承压部件大部份是由小直径薄壁管组成，即使是内置式启动分离器，其直径和壁厚比汽包小得多，因此，在启、停过程中工质元件受热、冷却容易达到均匀，升温、冷却速率可加大，与汽包炉相比将大大缩短启、停时间。因此具有良好的调峰性能
结论：高压锅炉具有启动速度快、低负荷运行时稳定、高效、环保等特点，因此本工程锅炉采用高压锅炉。
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锅炉的炉型有循环硫化床和煤粉炉，CFB锅炉在燃烧劣质煤（高硫、高灰、低热值）有很多优势，但CEB锅炉易磨损，可用率不及煤粉炉，且厂用电高，锅炉效率不及煤粉炉。
本工程的燃用煤种为烟煤，发热量为20254kJ/kg，干燥无灰基挥发, Vdaf为33.18%，硫份St,ar为0.41%，HGI可磨系数为75，是一种低硫、易磨、易燃、高发热量的烟煤，特别适用于煤粉炉。
因此本工程选用高压煤粉炉。 5.1.2.2 汽机参数的选择
目前国产供热机组有50MW、50MW和100MW等级的机组，对于25MW机组单机容量小，参数偏低，满足相同供热负荷情况下装机台数要增加，热效率低，建设投资、占用土地和运行管理费用都增加，机组效率低于50MW等级抽汽机组。100MW等级机组发电容量大，不符合以热定电的原则，热电比低，经济性降低。因此，国内供热机组较多选用50MW等级。
目前国内几大主机厂设计生产的50MW等级抽凝供热机组有50MW、330MW、50MW，运行业绩良好。随着国家对环保要求的日益提高及节能降耗的需要，国内近年来又开发了50MW容量的高压抽凝供热机组，50MW容量的高压抽凝供热机组是在国内50MW级亚临界抽凝供热机组，同时借鉴100MW高压技术，按积木块的设计原则开发出来的，这样的设计具有良好的技术继承性。目前，国内已有很多台高压供热机组投产运行，运行情况均良好。
由于50MW高压供热机组是在50MW亚临界供热机组的基础上发展来的，因此技术上是成熟的。机组供热可靠性比较高，在电厂建设、安装、运行和检修均有较成熟经验，安全经济运行是有把握的。为了节约投资，考虑到国产50MW高压汽轮机设计和制造技术已经相当成熟可靠，本工程2×50MW高压机组采用国产机组。
机组的经济性能主要体现在汽轮机的热耗率值上，热耗率越低机组的热经济性越高。机组的参数越高，其热耗率值也越低。根据有关资料介绍，主蒸汽压力每提高1MPa影响机组热耗0.2～0.25%。而主蒸汽温度每变化10℃影响机组热耗0.25%，再热蒸汽温度每变化10℃影响机组热耗0.2%。有资料分析，对于常规的主汽、再热温度535℃或540℃，当锅炉出口主汽压力从17MPa提高到25MPa时，净热耗降低2%；在主汽压力不变的情况下，主蒸汽和再热蒸汽温度从亚临界的538℃/538℃提高到高压的511℃/511℃，机组热效率能够改善1.5～2.5%。故高压机组的热耗低于亚临界机组的热耗，其热经济性高于亚临界机组。从节约能源、降低煤耗的观点出发，高压机组节能效益好，且污染物排放量少，符合国家节约
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能源，降低污染，可持续发展的政策要求。
综上所述，从本项目的实际情况出发，从节能降耗、改善环境、提高经济效益及设备的成熟可靠性等方面综合考虑，拟定本工程装机方案如下：
一期采用2×50MW国产高压、、双缸双排汽直接抽汽凝汽式汽轮机，配2×1211t/h高压、燃煤直流锅炉，同步建设脱硫、脱硝设施。 5.1.3 分期建设进度
本项目一期工程计划开工时间为2015年3月，两台机组分别于2011年9月、12月建成投产。
二期工程所规划的4×170t/h锅炉+4×50MW背压机，将根据入园企业新的热负荷需求进度适时建设。 5.2 主设备选型及供热方案 5.2.1 锅炉选型及参数
锅炉为高压变压直流炉、单炉膛、、前后墙对冲燃烧或切圆燃烧、平衡通风、紧身封闭、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构П型锅炉。
锅炉BMCR工况： 最大连续蒸发量： 过热器出口蒸汽压力： 过热器出口蒸汽温度： 再热蒸汽流量：
1211t/h 25.5MPa（a） 574℃ 1000.131t/h
再热器进口蒸汽压力 1.018MPa（a） 再热器出口蒸汽压力 5.759MPa（a） 再热器出口蒸汽温度： 给水温度： 锅炉热效率： 5.2.2 汽轮机选型及参数
汽轮机形式：高压、、单轴、双缸双排汽、直接、抽汽凝汽式供热汽轮机，主要技术参数如下（暂按国内某汽轮机厂TRL工况提供的数据）：
(1) 额定功率：50MW
排汽压力：13kPa（a）(设计背压)、32kPa（a）(最高背压) (7) 最终给水温度：297.3℃ (8) 额定转速：500r/min
(9) 旋转方向：从汽轮机向发电机方向看为顺时针方向
(二三十三) 工业抽汽1压力：4MPa(a)，额定抽汽量100t/h;最大抽汽量250t/h;
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571℃ 297.5 ℃ 93.5%
(12) 工业抽汽2压力：1.0MPa，额定抽汽量150t/h;最大抽汽量250t/h; 5.2.3 发电机选型及参数
发电机采用50MW水氢氢冷却汽轮发电机，采用静态励磁。 暂定主要技术参数如下： (1) 额定容量：420MVA (2) 额定功率：50MW (3) 额定电压：20kV
(4) 额定功率因数：0.85(滞后) (5) 额定转速：500r/min (1) 额定频率：50Hz 5.2.4 供热方案
在正常供热情况下，供热机组全部同时额定负荷运行，满足供热供电要求，因项目供热均为工业热负荷，因此，考虑在一台最大机组停用时可满足70~80%工业供热负荷要求，通过抽凝机组增加抽汽量、剩余锅炉主蒸汽减温减压供汽等手段，满足100%额定工业热负荷要求。为减少化水补水，根据供热凝结水回水条件，回水尽量回收重复使用。本工程按照90%回收凝结水考虑，其余按照补冷水设计。
本热电联产项目在建设上根据以热定电、热电结合的方针，按统一规划，分布实施的原则，在热电机组的配置选择上，可分两期进行，一期满足近期热负荷，二期满足远期热负荷并具有供应适当的预留未知热负荷能力。
本项目是天能的配套供热基础项目，因此需将本项目作为园区的基础工业先行投资建设，且应在主要用汽企业建成之前具备投产条件。
为提高厂外管网使用效率，减少散热和凝水损失，建议由园区统一规划、建设、管理厂外蒸汽管网和凝水管网。 5.2.5 主要热经济指标
基于上述主设备选型结果及其主要技术数据，在额定抽汽工况下，本项目两台机组全年热经济指标如下：
项目 年利用小时 机组发电量功率（抽汽工况） 年发电量 年供热量 供热标准煤耗率 单位 h kW GWh/a 万GJ/a kg/GJ 数值 5500 2×317588 3493.1 885.07 39.55
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项目 全年总耗标煤量 年均发电标准煤耗率 全年总热效率 全年热电比 单位 t/a g /kW•h % % 数值 127 213.3 57.1 70.4 由上表可知本工程全年总热效率为57.1%，热电比为70.4%，满足热电联产项目规定中全年总热效率大于45%、热电比大于50%的规定。 5.3 运煤和除灰渣 5.3.1 输煤系统
本项目分两个厂址，北厂址，即1号地块，采用单纯的或者来煤方案，南厂址，即二三十三号地块，采用单纯的“双路管带机来煤” 方案和“单路管带机＋汽车来煤”方案，分述如下。 5.3.1.1
二三十三号地块来煤方案
二三十三号地块厂址地处园区II区的西南侧，厂址西侧距离天宫矿区铁路专用线约200米左右。东侧为园区II区的四号路，南侧与一号路相邻，北侧为二号路。
方案一：本工程运煤系统按4×50MW考虑，厂外运输采用双路管状皮带机从园区南部天宫电厂储煤场接至本工程上煤系统，管状皮带机一运一备，管状皮带机拟采用：管径φ400，带速：3.15m/s，Q=1000t/h，长度约2.5km。
在管状皮带机接入本期的第一个转运站（碎煤机室）后设置双路常规皮带机，参数为B=1200mm、V=2.5m/s、Q=1000t/h。一运一备。在上煤系统中设置除铁、破碎、称重及取样装置。
方案二：本工程燃煤厂外运输采用单路管状皮带机从园区南部天宫电厂储煤场接至本工程设置的斗轮机双列煤场，管状皮带机参数为：管径φ500，带速：3.75m/s，Q=1500t/h。煤场煤堆呈长方形，有效长度约75米，每条宽35米，煤场堆高为12.5米，储煤约4万吨（85％的充满系数），可存储2×50MW机组约5天的耗煤量。煤场设防风抑尘网，预留二期扩建场地。
本工程煤场主要设备为 1台DQ1500/1500·30 型悬臂式斗轮堆取料机，斗轮堆取料机采用折返式布置，斗轮堆取料机回转半径为30米，堆料出力为1500t/h，取料出力为100t/h。斗轮机下部设置一路带式输送机，参数为B=1400mm、V=3.15m/s、Q=1500t/h。
在煤场北部设汽车卸煤沟，汽车来煤直接卸入卸煤沟内，卸煤沟由串联的煤
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斗构成，煤斗下设振动给煤机，给煤机下设单路皮带机，将煤转运至煤场端部的转运站内进入斗轮机系统，卸煤沟下皮带机拟采用B=1400mm，v=3.15m/s，Q=1500t/h。
本期工程干煤棚内的燃煤可自流进入地下煤斗，由煤斗底部的给料机将煤送至一条单路皮带输送机进入上煤系统中，经上煤系统破碎、除铁、取样、称重后送至锅炉房煤仓间。
上煤系统按双路皮带输送机规划，一运一备，皮带机参数拟采用：B=1200mm，V=2.5m/s，Q=1000t/h。 5.3.1.2
1号地块来煤方案
本期工程建设两台50MW机组，运煤系统按4x50MW机组考虑，设置双路带式输送机，一路运行，一路备用，并且双路可同时运行。
本工程从园区西侧天宫矿区铁路修建一条至园区的运煤专线，设置两套“C”型翻车机卸煤。园区内设置斗轮机双列条形煤场，煤场煤堆呈长方形，有效长度约150米，每条宽35米，煤场堆高为12.5米，储煤约8万吨（85％的充满系数），可存储2×50MW机组约10天的耗煤量。煤场预留二期扩建场地。煤场设防风抑尘网。煤场主要设备为一台DQ1500/1500﹒30斗轮堆取料机，堆料出力1500t/h，取料出力1000t/h。卸煤系统出力按Q=1500t/h设计，上煤系统的出力按照Q=1000t/h设计。 5.3.1.3
来煤方案比较
上述三个方案，均有充分的供煤可靠性，差异在于投资造价、占地、运行管理等方面。各方案主要建设内容的初步投资估算如表1.4-1、1.4-2。
表1.4-1
二三十三号地块厂址来煤方案一造价估算
工程量 双路，φ400mm，v=3.15m/s，Q=1000t/h，L=2.5km 初步投资估算 1250万元 建设分项 双路管状皮带机
表1.4-2 二三十三号地块厂址来煤方案二造价估算 工程量 φ500mm，v=3.75m/sQ=1500t/h，L=2.5km 栈桥净宽4500mm 皮带机单路，3条 B=1400mm，v=3.15m/s，Q=1500t/h L=80/100/200m 380万 初步投资估算 3750万元 建设分项 单路管状皮带机 12
建设分项 工程量 栈桥净宽1800mm 皮带机双路 B=1200mm，v=2.5m/s，Q=1000t/h L=150m 汽车衡2台 汽车卸煤沟 转运站2座 斗轮机 挡风抑尘墙 合计 150t 长×宽×深100×8×7m 15×15×12m/ 20×20×20m 15m长 12m高 较方案一投资高出 40万 510万 150万 800万 450万 1910万 710万 330万 初步投资估算 比较两个来煤方案，方案一具有来煤方式单一、造价低、系统简单、维护管理简单的优点，而方案二具有来煤方式灵活，可靠性更高、出煤量大显等优点。
但总体看来，考虑靠天宫电厂与本项目的统一调度前景、节省土地、减少维护成本等因素，建议在下阶段重点研究来煤方案一。 5.3.2 除灰渣部分 5.3.2.1
除灰渣原则
本工程灰渣系统的设计原则按灰、渣分除，干灰干排和干渣干排进行。 除灰系统采用正压气力除灰方式将除尘器灰斗收集的飞灰，通过仓泵输送到灰库顶部进入灰库贮存。
除渣系统采用机械除渣，锅炉排出的渣经风冷式钢带排渣机冷却后，输送至渣仓贮存。 5.3.2.2
除灰系统
除灰系统采用正压气力输送系统。除尘器灰斗内的飞灰由压缩空气经仓泵输送至灰库，设置5台50m³/h空压机，三运两备。
气力输送系统采用单元制布置，灰库为两台炉合用。
本工程共规划设置二座φ13m灰库，有效容积2000m³，可以储存2×50MW机组约2天的灰量， 5.3.2.3
除渣系统
本工程除渣系统采用单元制，每炉一套。每台炉设置一台风冷式钢带除渣机，出力为Q＝10 t/h，最大出力Q＝20 t/h。
每炉设一座渣仓，渣仓采用φ1m直径的钢结构渣仓，其有效容积为200m³，
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可存放1×50MW机组2天的排渣量。 5.4 供水系统 5.4.1 电厂用水量 5.4.1.1 5.4.1.2
辅机冷却水系统需水量 全厂补给水水量
根据同类工程，辅机冷却水量估算如表1.5-1。
本工程主机拟采用系统。根据工艺系统对用水量及水质的要求，结合水源条件，设计合理的全厂供水系统；根据电厂各排水点的水量、水质和环保要求，合理确定全厂排水系统及污水处理方案；通过研究电厂供水排水的水量平衡及水的重复使用和节约用水措施，以求合理利用水源，保护环境。
各项用水量详见表1.5-2。
表1.5-1 辅机冷却水量表 序号 1 2 机组容量 （MW） 1×50 2×50 用水量（m3/h） 辅机 2150 450 空压机 100 200 总水量 （m3/h） 2250 4500 单位：m3/h 备 注 排水处理后用于灰场喷洒 表1.5-2 补给水水量表（2×50MW机组）
序号 1 2 3 4 5 1 7 8 9 10 项 目 机力塔蒸发损失水量 机力塔风吹损失水量 机力塔排污水量 脱硫系统用水 油罐区工业用水 脱硝用水 辅机系统加药用水 锅炉房冲洗水 汽机房冲洗水 除尘器地面冲洗水 需水量 m3/h 50 5 30 二三十三0 15 5 1 2 1 2 回用水量 m3/h 0 0 30 12 0 0 1 0 0 0 耗水量 m3/h 50 5 0 98 15 5 0 2 1 2 14
需水量 m/h 3序号 二三十三 12 13 14 15 11 17 18 19 20 21 项 目 回用水量 m/h 3耗水量 m/h 3备 注 除渣用水 灰渣调湿用水 输煤系统冲洗用水 煤场喷洒用水 输煤系统除尘用水 斗轮机用水量 制氢站用水 原水预处理自用水 未预见水量 生活用水 合计用量 3 12 10 3 4 2 20 30 15 4 324 0 0 9 1 2 0 20 15 0 0 90 3 12 1 2 2 2 0 15 15 4 234 用脱硫废水 天宫电厂提供的22 锅炉补给水处理系统 45 （141） 0 （0） 45 （141） 除盐水，折合为原水净耗水约75（230） 23 折合为原水净耗水量约 309（414） [注：表中不带括号表示夏季纯凝工况用水量，（）表示夏季抽汽工况用水量。]
本工程一期2×50MW机组，夏季纯凝工况最大生产水补给水量约为234m3/h，除盐水补水量约45m3/h（折合原水净耗量约75 m3/h），共需消耗原水309 m3/h，折合百万千瓦耗水率为0.123 m3/GW·s；夏季抽汽工况电厂最大生产水补给水量约为234m3/h，除盐水补水量约141 m3/h（折合原水净耗量约230 m3/h），共需消耗原水414m3/h。
5.4.1.3 辅机冷却水系统
本工程辅机冷却采用带机械通风冷却塔的循环供水系统，两台机组配三台机械通风冷却塔（2运1备），三台辅机循环水泵（2运1备），一座辅机循环水泵房。冷却后的水由辅机水泵升压后送至主厂房供辅机冷却，升温后返回机械通风冷却塔冷却，再循环使用。 5.4.1.4 补给水系统
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5.4.1.5 厂区给水系统
(1) 电厂本期设一套原水预处理系统，拟采用高密度沉淀池和过滤器，采取加絮凝剂、助凝剂、石灰乳及消毒剂药品，对中水和生产水进行处理，以达到电厂用水水质要求。原水预处理区设高密度沉淀池、过滤器、加药设施、污泥脱水设施、清水池及综合水泵房等。并预留二期原水预处理扩建场地。
(2) 消防水直接从园区生产给水管网上引接两路独立水源，电厂设消防增压水泵，向厂区供应消防用水。 5.4.1.6
厂区排水系统
厂区排水系统采用雨水污水分流制。生产废污水和生活污水分别设管道排至园区相应管网，由园区污水处理站处理后回用。厂区雨水收集汇集后排入园区雨水管网。
煤场设煤泥废水处理设施，煤场的雨水及输煤系统的冲洗水回收至煤泥沉淀池进行沉淀，再经煤泥废水水处理设备处理后回用于煤场喷淋及栈桥冲洗。 5.4.2 直接系统 5.4.3 消防系统
本工程消防按《火力发电厂与变电站设计防火规范》（GB50229－2011）等国家消防规范、标准的要求选择配置合适的消防系统。
消防水直接从园区生产给水管网上引接两路独立水源，电厂设消防增压水泵，向厂区供应消防用水。
根据火力发电厂的工艺特点，本工程自动喷水灭火系统与常规水消防系统拟采用合并系统。消火栓消防系统包括室内、外消火栓灭火系统；自动喷水灭系统包括闭式湿式自动喷水、开式雨淋、开式水幕，开式水喷雾；气体灭火系统包括洁净气体灭火系统、低压二氧化碳灭火系统。上述各灭火措施将根据各消防对象具体情况而设置。
电厂全厂设一套火灾探测报警及通讯广播系统。
电厂拟不设消防站，不配置消防车，消防力量由园区统一配置。 5.4.4 化补水系统
考虑机组水汽损失、其他损失及对外供热后，本期2×50MW机组需补充除盐水量约141 m³/h。
除盐水由就近天宫电厂供给。本工程不再设置单独锅炉补给水处理系统，仅设置2台除盐水箱满足电厂正常及事故时用水量。 5.4.5 凝结水精处理系统
本工程为直接机组。根据机组特点及锅炉给水品质要求，拟对凝结水进行精
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处理。每台机组设置2×100%前置过滤器+3×50%高速混床。
两台机组共用一套再生系统，再生方式采用国内通用且成熟的“高塔法”再生工艺。
凝结水精处理设置单独的酸、碱贮存及酸、碱计量系统。 投运及再生采用程控、远方操作及就地操作相结合方式。 5.5 建筑和结构 5.5.1 结构部分 5.5.1.1 主厂房结构型式
主厂房为现浇钢筋混凝土结构，主厂房横向为汽机房与除氧煤仓间构成框排架。煤仓间纵向为框架结构或框架-短肢剪力墙结构。汽机房外侧柱的纵向为钢筋混凝土框架-钢支撑结构，在对应的温度区段内设纵向柱间支撑。汽机房屋盖采用实腹式钢梁或钢屋架，上铺有檩条的复合保温压型钢板结构形式。煤仓间屋面及各层楼板采用钢梁上铺压型钢板做底模的现浇钢筋混凝土楼板结构。锅炉钢架由厂家制造供货，复合保温压型钢板封闭。
主厂房在两台炉之间对应的位置预留双柱变形缝，双柱柱距1200mm。 吊车梁采用实腹钢梁；煤斗采用支承式钢结构煤斗。
汽机大平台采用现浇钢筋混凝土框架，楼板采用钢梁上铺压型钢板做底模的现浇钢筋混凝土楼板结构。锅炉运转层平台为钢梁上铺压型钢板做底模的现浇钢筋混凝土楼板结构。
汽轮发电机基础采用现浇钢筋混凝土框架，基础底板为钢筋混凝土大板式基础，运转层及中间层四周设变形缝与周围结构隔开。
电梯井结构采用钢结构，通过水平支撑与锅炉钢架连接，以保证其侧向稳定，封闭采用复合保温压型钢板。 5.5.1.2 炉后构筑物
烟道支架采用钢支架，送风机室、引风机室为钢筋混凝土框架结构，基础为钢筋混凝土独立基础。一次风机、送风机及引风机基础采用大块式钢筋混凝土基础。
烟囱按湿法脱硫考虑，两台炉配置一座单管套筒式钢筋混凝土烟囱，烟囱高度210米，根据烟气腐蚀程度，钢内筒采取复合钛板或者环氧玻璃钢内衬防腐。 5.5.1.3 附属建筑结构选型
输煤、化学、除灰、烟道支架、生产办公楼等建（构）筑物结构采用常规的钢筋混凝土框架结构。 5.5.1.4 抗震设计：
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本厂区内无大断裂通过，属于构造活动区内的相对稳定场地。根据《建筑抗震设计规范》GB500二三十三-2010，抗震设防烈度为Ⅷ度。按照《建筑抗震设防分类标准》GB50223-2008及《建筑抗震设计规范》GB500二三十三-2010要求，厂内主要生产性建(构)筑物均为重点设防类建筑，抗震措施均提高一度。 5.5.1.5 地基处理
该区块第四系地层厚度在0.5～4米之间，低洼处厚度较大，其地基承载力特征值为100～50kPa；三叠系泥岩、砂岩及粉砂岩厚度大于50米，地基承载力为200～500kPa。
地基基础及地基处理方案：一般建（构）筑物拟采用天然地基；当天然地基不能满足要求的时候，可采用换填垫层进行地基处理；重要建（构）筑物根据承载力及变形控制要求，可能采用换填、强夯、复合地基等处理方式，也不排除采用桩基的可能，待取得地勘资料后再做进一步研究。 5.5.2 建筑部分 5.5.2.1 主厂房建筑设计
（1）交通与运输
根据《火力发电厂建筑设计规程》(DL/T-5094-2012)和《火力发电厂与变电所设计防火规范》(GB50229-2011)，主厂房的疏散楼梯，不应少于两个，其中应有一个楼梯直接通向室外出入口，另一个可为室外楼梯。上述楼梯应能通至主厂房各层和屋面。每台锅炉设一部电梯。各车间均设置两个以上安全出口，为保证厂房内的安全疏散，设置必要的垂直通道和纵横水平通道。主厂房内最远工作地点到外部出口或楼梯的距离不应超过50米。
（2）生活、卫生设施
汽机房每机零米、运转层各设一污水池, 每炉底层各设两个污水池。零米及运转层及输煤皮带层各设一个卫生间。
（3）通风与采光
厂房内基本采用自然通风，对局部无法采用自然通风的地方，采用机械通风。优先考虑天然采光，不能满足时采用人工照大。
（4）防水与排水
汽机房零米因冲洗要求设0.5%分区找坡,坡向工业水管沟,锅炉房零米设0.5%分区找坡,坡向水力冲灰沟。
除氧器层考虑防水与排水。 输煤皮带层采用水冲洗。
屋面采用有组织排水，设双层防水层。
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（5）防火与防爆
按《火力发电厂建筑设计规程》DL/T-5094-2012、《建筑设计防火规范》（GB 50011-2011）等规定执行。楼梯为封闭楼梯间，并设向疏散方向开启的乙级防火门。
电气用房、电缆竖井及夹层等采用乙级防火门。 集中控制室及电子设备间等室内装饰，采用非燃烧材料。 （1）建筑构造及建筑装饰
1）执行《火力发电厂建筑装修设计标准》(DL／T5029-2012)。
2）外墙1.2米以下采用370厚多孔砖墙，1.2米以上采用保温型复合压型钢板；内填充墙采用多孔砖，卫生间、楼梯间和有腐蚀介质的房间采用烧结普通砖。
3）锅炉房外围护结构：锅炉1.2米以下采用370厚多孔砖墙封闭，锅炉1.2米以上保温型复合压型钢板封闭。
4）汽机房、锅炉房及除氧、煤仓框架在零米和中间层、输煤皮带层采用彩色耐磨混凝土面层，运转层及主厂房要求较高的用房采用全瓷地砖，楼梯平台及踏步采用全瓷防滑地砖。
5）汽机基座平台采用耐磨缸砖面层。 1）卫生间采用防滑耐磨地砖。 7）集中控制室采用全瓷抛光防滑面砖。
8）集中控制室、电子设备间等要求较高的房间设吊顶。
9）汽机房屋面采用复合保温压型钢板屋面。其余屋面（除锅炉房屋面）采用三元乙丙防水卷材、聚氨酯防水涂膜，挤塑聚苯乙烯塑料板保温材料。
10）外墙面装饰：大面积为中级涂料，局部贴面砖。
二三十三）外门窗：中空玻璃塑钢窗，保温型电动折叠门、保温型彩钢板门等。
12）内墙采用普通内墙涂料。 （7）色彩与造型
在满足工艺要求的前提下，力求建筑造型及立面简洁、大方。用带形玻璃窗与大面积墙体进行虚实对比，色彩上主要以灰白色为主调加色带或色块。利用电厂建筑宏伟高大多变的外型特点，设计出富有时代气息的现代工业建筑 5.5.2.2 其它建筑物
（1）辅助建筑：外墙均采用370厚多孔砖，内墙采用240厚多孔砖。附属建筑外墙采用240厚多孔砖加外墙外保温，内墙采用240厚多孔砖。建筑物外窗采用中空玻璃塑钢窗，外门采用保温型彩钢板门，大于3米的门采用电动折叠门或电动平开门。
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（2）附属、辅助建筑一览表
参考《火电厂辅助、附属及生活福利建筑物建筑面积标准》（DL/T5052-1991）、《火力发电厂试验、修配设备及建筑面积配置导则》DL/T5004-2010、《火力发电厂电气试验室设计标准》（DL/T 5043-95）等规定及规范，并结合实际要求及总平面布置，经与业主商定初步确定辅助生产及附属生产建筑物面积如下： 建筑物名称 生产办公楼 检修材料库 宿舍楼 食堂 5.6 电气主接线及厂用电 5.6.1 电气主接线
本期工程电气主接线采用330kV双母线接线。2台机组均采用发-变组单元制接线方式接入电厂330kV配电装置。电厂以330kV一级电压等级接入系统，本期出线2回。
电厂最终电气主接线以电厂接入系统设计及其审查意见为准。
发电机出口不设断路器或负荷开关，发电机与主变压器采用全连式离相封闭母线相连接。
发电机拟采用机端自并励方式，发电机冷却采用水氢氢冷却方式。
主变压器采用三相强迫油循环风冷变压器，其容量为420MVA。根据运行方式要求，主变压器中性点可直接接地或不接地运行，主变压器高压侧中性点经隔离开关接地，并设氧化锌避雷器和放电间隙保护。
本期2台50MW机组设1台起动/备用变压器，采用分裂绕组变压器。起/备电源考虑由厂内330kV配电装置倒送引接 5.6.2 厂用电系统 5.6.2.1 厂用高压系统
高压厂用电电压采用10kV一级电压。10kV高压厂用工作电源由发电机出口回路支接的一台高压厂用工作变压器供给，变压器为分裂绕组变压器。每台机组设A、B两段母线，机炉的双套辅机分别接在A、B两段母线上。不设10kV公用段，高压公用负荷分别接至2台机组的10kV工作段上。
高压厂用系统中性点采用电阻接地方式。
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各功能分区 生产办公部分 试验室等 检修材料库 宿舍楼 食堂 本次设计拟采用建筑面积(㎡) 800 700 1100 5000 50 备注 生产办公楼建筑面积共计1500㎡
本期工程起/备变10kV侧共箱母线T接至每台机组的10kV母线上作为起动和备用电源。
5.6.2.2 事故保安电源
本期每台机组设置一台快速起动的柴油发电机组，作为本机组的事故保安电源，不设黑启动系统。 5.6.2.3 厂用低压系统
低压厂用电系统电压采用380/220V。
低压厂用电系统采用中性点直接接地方式，低压厂用母线为单母线分段接线。 每台机组在主厂房设汽机、锅炉动力配电中心。 每台机组设照大动力中心。 两台机设一个公用动力中心。 每台机组设保安动力中心。
辅助车间根据负荷分布情况设置380/220V动力中心： 凡是由两台变压器供电的动力中心，两台变压器均为互为备用 低压变压器采用干式变压器。
电动机控制中心(MCC)根据负荷分散成对设置，成对的电动机分别由相应的两段MCC供电。
容量为75kW以下的电动机及200A以下的静止负荷由MCC供电，75kW以上的低压电动机和200A及以上的静止负荷由动力中心供电。 5.6.2.4 直流系统及交流不停电电源
本工程每台机组装设二组220V阀控式密封铅酸蓄电池。220V直流控制、动力、事故照大合用。220V直流系统供给控制、保护、测量及其他控制负荷和事故照大、交流不停电电源及其它动力负荷等。在直流负荷集中处设置直流分屏。
每台机组主厂房设一套交流不停电电源（UPS），采用静态逆变装置，不自带蓄电池。
5.6.3 主要控制原则
本工程两台机组的发变组及厂用电源系统纳入分散控制系统（DCS）进行控制。直流系统、UPS等由DCS进行运行监视。设一套NCS，对升压站设备进行控制和运行监视
5.7 自动控制及信息自动化 5.7.1 自动化控制水平
本工程拟采用炉、机、电集中控制方式，两台机组合用一个集中控制室（简称集控室）。全厂配置一套DCS控制系统，用于机组的锅炉、蒸汽轮机、除氧给
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水、系统、电气发变组、厂用电系统等的一体化监控。
集控室内以操作员站为控制中心，不设常规显示/记录仪表、热工信号光字牌等监控设备，仅设置如：MFT、蒸汽轮机跳闸、发电机跳闸、真空破坏阀等独立于DCS的硬接线紧急操作按钮，以便在机组出现故障时，确保机组安全停机。
运行人员在集控室内通过DCS的LCD操作员站与大尺寸显示器，在就地人员的巡回检查和配合下，实现以LCD/键盘和大尺寸显示器为中心的集中监视和控制。在运行人员少量干预下自动完成机组和辅助车间的启动、停止，正常运行的监视控制和异常工况处理。 5.7.2 自动化控制方案
全厂自动化系统及其计算机网络由厂级监控信息系统（SIS）、厂级管理信息系统（MIS）、全厂分散控制系统（DCS）、全厂各辅助系统系统（车间）控制系统、电气网控系统（NCS）等构成。实行控制功能分散，信息集中管理的设计原则。
1) 采用先进的以微处理器为基础的DCS，实现对单元机组主及辅机系统的检测、控制、报警、联锁保护、诊断、机组启/停、正常运行操作、事故处理和操作指导等功能。
2) 单元机组的发变组、高、低压厂用电源纳入单元机组DCS监控。 3) 两台单元机组的分散控制系统之间设置一公用网段，分别与两台机组的DCS通过网关联接；公用厂用电源系统、空压机、辅机系统、脱硝系统（氨区部分）等公用系统接入DCS公用网段；公用网段上不设操作员站，在两台机组DCS操作员站中均可对接入公用网段的系统进行监视和控制，同时具有相互闭锁功能。
4) 蒸汽轮机的汽轮机数字电液控制（DEH）、汽机紧急跳闸(ETS)、汽机本体检测仪表（TSI）均由蒸汽轮机厂家负责配供。给水泵汽轮机电液控制系统(MEH)、给水泵汽机紧急跳闸系统(METS)由给水泵厂家供货。 DEH、ETS、MEH、METS将根据供货情况和DCS供货商可能的配合能力，实现与DCS硬件一体化。
5) 辅机循环水泵房、空压机房采用DCS远程I/O站在集控室监控；另外，其它信号相对集中的场合（如汽机、发电机、锅炉本体检测部分等）也采用远程I/O站。
1) 各辅助生产系统采用拟可编程控制器（PLC）+上位机（PC）方式控制。全厂各辅助（车间）系统的控制系统联网，即将凝结水精处理及化学加药、汽水取样系统的控制设备联网组成一个“水系统控制网”，最终与输煤控制系统、灰渣尘控制系统（输煤控制系统和灰渣尘控制系统详见电气专业有关说大）联网组成辅助生产系统控制网络，在集控室的辅助生产系统操作员站上进行集中监控。
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7) 脱硫控制系统随脱硫主设备整岛招标，拟采用单独的分散控制系统（FGD-DCS）作为主要控制设备，其自动化水平与机组的自动化水平相当。
8) 本工程脱硝系统的SCR部分采用纳入单元机组DCS， 在集控室进行监控。 5.7.3 信息自动化
设立厂级监控信息系统（SIS）和厂级管理信息系统（MIS）。SIS通过与DCS、辅助生产系统控制网络（水、煤、灰）、脱硫控制系统（FGD-DCS）等系统的通讯收集实时数据。MIS通过SIS提供的以太网通讯接口，接收来自SIS的有关各控制系统的历史数据，在统一的大型数据库基础上，逐步实现包括企业资源管理（EAM）、办公自动化系统（OA）、综合查询系统、辅助决策系统、其他业务系统的各项功能。 5.7.4 热工自动化试验室
本工程按照《火力发电厂试验、修配设备及建筑面积配置导则》DL/T 5004-2010，配置仪表与控制试验室设备。 5.8 烟气脱硫 5.8.1 脱硫工艺系统
石灰石 — 石膏湿法脱硫是应用最为广泛的炉后湿法脱硫方式，技术成熟可靠，脱硫效率高，可达98%以上，吸收剂（石灰石）价廉易得、副产品能够综合利用等方面优点。
本工程燃用煤种虽然为低硫煤，但是对脱硫后SO2的排放浓度要求严格，SO2排放浓度要求小于等于35mg/Nm3，脱硫效率要求不小于97%，因此本工程选用高效的石灰石—石膏湿法脱硫系统。
本工程石灰石 — 石膏湿法脱硫工艺系统为一炉一塔，脱硫系统可用率≥98%，烟气脱硫系统不设GGH装置。
本期烟气脱硫工程主要包括：吸收剂制备系统；烟气系统；二氧化硫吸收系统；石膏脱水处理系统；工艺水系统；排放及事故浆液系统。二氧化硫吸收系统及烟气系统按每台炉配备一套设计，其它两炉共用一套。
脱硫效率不小于97% ，脱硫后排放浓度32.27 mg/Nm3，满足当地环保部门35mg/Nm3的排放浓度要求。
1) 吸收剂制备系统
成品石灰粉由石灰粉供应商用其自备的密封罐装车直接运至厂内石灰粉仓内储存，石灰粉仓中的石灰粉经称重给料机送至石灰浆液箱（池）内制成石灰浆液，在石灰浆液箱（池）中与工艺水或是石膏脱水系统产生的滤液混合搅拌后，含固量约为15～25%(wt)，由石灰浆液泵将石灰浆液送至吸收塔。
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2) 烟气系统
经除尘净化后的烟气从锅炉吸风机后的原烟气烟道上引出进入吸收塔，在吸收塔内脱硫净化，经除雾器除去水雾后，排入净烟气烟道，最后通过烟囱排入大气。烟气系统主要设备包括烟道及其附件。
3) 二氧化硫吸收系统
二氧化硫吸收系统包括吸收塔、喷淋层、除雾器、循环浆泵及氧化风机等设备。
本工程每台锅炉设置一套100%容量的SO2吸收塔系统，吸收塔暂按逆流喷淋塔考虑。烟气从吸收塔下侧进入与吸收浆液逆流接触，在塔内进行吸收反应，对落入吸收塔浆池的反应物再进行氧化反应，得到脱硫副产品二水石膏。
经吸收剂洗涤脱硫后的清洁烟气，经过湿式电除尘器除去雾滴、粉尘后进入烟囱排入大气。脱硫后烟气SO2及粉尘浓度满足业主环保要求。
4) 石膏脱水系统
本工程两台炉设一套公用的石膏脱水系统，石膏脱水系统的主要设备有石膏旋流器、真空皮带脱水机、石膏浆液罐、石膏浆泵等。
5) 工艺水系统
两台机组公用一套工艺水系统，设有工艺水箱一个。
工艺水主要用户为：除雾器的冲洗水，及所有浆液输送设备、输送管路、贮存箱的冲洗水、氧化风机冷却水，水环式真空泵等设备的冷却水及密封水，真空皮带脱水机冲洗水等，并考虑了回收利用。
1) 排放及事故浆液系统
两台机组设置一个公用的事故浆液箱，事故浆液箱的容量满足单个吸收塔检修排空、石灰石浆液箱排空、石灰石浆液制备区域排水池和其它浆液排空的要求。
吸收塔浆池检修需要排空时，吸收塔的石膏浆液输送至事故浆液箱，并可作为下次FGD启动时的晶种。
事故浆液箱设浆液返回泵(将浆液送回吸收塔)一台，泵的容量按8小时能将浆液量返回考虑。
FGD装置的浆液管道和浆液泵等，在停运时需要进行冲洗，其冲洗水就近收集在各个区域设置的集水坑内，然后用泵送至事故浆液箱或吸收塔浆池。 5.8.2 脱硫剂来源、运输及存储
成品石灰粉拟由石灰粉供应商，用其自备的密封罐装车直接运至厂内石灰粉仓内储存。
5.8.3 脱硫副产品处理
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湿式石灰石—石膏脱硫工艺的副产品以二水石膏为主。来自吸收塔的石膏浆用泵打入脱水系统，经旋流分离器，再经脱水机脱水。本工程脱硫石膏全部脱水后，优先由卡车运往综合利用用户。在脱硫石膏综合利用不畅时，可用汽车将石膏直接运到灰场碾压堆放贮存，作为临时性措施。石膏与灰渣分区堆放，以便于进行后续的综合利用。 5.9 烟气脱硝 5.9.1 脱硝工艺系统
目前脱硝工艺有多种，对于大型燃煤锅炉，选择性催化还原法SCR技术是目前脱除NOx的最有效措施，该方法脱硝效率高，工艺成熟，在全世界脱硝方法中占主导地位。故本工程推荐采用SCR脱硝技术。
本工程脱硝装置布置在省煤器和空预器之间的高温烟道内。烟气在锅炉省煤器出口处被平均分为两路，每路烟气并行进入一个垂直布置的SCR反应器里，即每台锅炉配有二个反应器，烟气经过均流器后进入催化剂层，然后烟气进入空预器、电除尘器、引风机和脱硫装置、湿式电除尘后，通过烟囱排入大气。在进入烟气催化剂前设有氨注入的系统，烟气与氨气充分混合后进入催化剂反应，脱去NOx。
脱硝主工艺系统中主要设备包括：SCR反应器、催化剂等。
催化剂的型式分为平板式和蜂窝式两种，两者各有优缺点，一般认为燃煤电厂在脱硝装置布置在省煤器和空预器之间时，采用平板式催化剂和大孔径的蜂窝式催化剂都是可以的，本工程采用催化剂的型式将在下一阶段通过招标确定。 5.9.2
脱硝剂来源、运输及存储
SCR脱硝还原剂制备方案中，有液氨、氨水和尿素三种方案，其中氨水方案，由于耗能过高（运输、储存、蒸发各环节），国内尚无应用业绩，本工程不予考虑。液氨蒸发方案系统简单成熟、造价低，但氨为危险性物品，存在爆炸的可能性。尿素热解制氨由于采用原料为尿素，不存在爆炸危险、毒性危害、重大危险源等因素，安全距离也大大降低，但由于尿素由氨合成，再耗能分解成氨，非常不经济，同时还存在尿素储存过程的板结、建设投资及运行费用高等问题。
本工程烟气脱硝还原剂按液氨方案设计，液氨按公路运输考虑。
液氨贮存和制备系统包括液氨卸料压缩机、液氨储槽、液氨蒸发槽、氨气缓冲槽及氨气稀释槽、废水泵、废水池等。
液氨的供应由液氨槽车运送，利用液氨卸料压缩机将液氨由槽车输入液氨储槽内。本工程脱硝系统设有2个液氨储罐，其存储容量可满足二台机组SCR脱硝反应所需约7天的用量。
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储槽输出的液氨在液氨蒸发槽内蒸发为氨气，进入氨气缓冲槽，通过调压阀减压，再通过氨气输送管线送到锅炉侧的脱硝系统。
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6 环境和社会影响
6.1 环境、生态和水土保持现状 6.1.1 环境现状 6.1.1.1 大气环境现状
根据2013年二三十三月天宫环境质量状况公报，天宫首要大气污染物为二氧化硫，二级及好于二级的天数为12天，其中：一级（优）天数0天，二级（良）天数12天，三级（轻度污染）天数14天，四级（中度污染）天数4天。而2012年全年，天宫环境空气优良天数为329天，整体情况良好。 6.1.1.2 水环境质量
2012013年天宫地下水（饮用水源地）水质中23项监测指标浓度值均符合《地下水质量标准》（GB/T14848-93）III类标准。
2013年二三十三月阅海水质类别为《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中的Ⅳ类，达到人体非直接接触的娱乐用水要求；按综合营养状态指数评价（叶绿素α、总磷、总氮、透大度和高锰酸盐指数），TLI(∑)值54.4，为轻度富营养状态。阅海水质指标高锰酸盐指数浓度值为7.9mg/L，氨氮浓度值为0.933mg/L。 6.1.1.3 声环境质量
根据天宫发布的2013年二月环境质量状况报告，天宫一中、唐徕小区、天宫政府、五里水乡住宅区、天宫大学校本部、天能人民医院共监测的六个噪声监测点位昼间噪声等效声级分别为：49.1dB(A)、52.9dB(A)、52.2dB(A)、53.1dB(A)、54.8dB(A)、52.1dB(A)，昼间噪声等效声级均达标。达到《声环境质量标准》GB3091-2008 要求。 6.1.2 生态现状
根据2012年天宫环境状况公报，天宫全区生态环境质量指数值为43.05，较2011年43.00上升了0.05，生态环境质量级别为“一般”（35≤EI≤55。全区19个市县的生态环境质量指数值介于37.15至78.15之间，天宫生态环境质量级别为“良”。
天宫地形平坦开阔，地面无切割，分为山地和平原两大部分，西部、南部较高，北部、东部较低，平均海拔在1010～二三十三50 米之间，地面坡度平缓，一般在0.2～1.8‰之间，略呈西南～东北方向倾斜。在拟选的园区厂址地势平坦开阔，环境空气扩散条件较好。天宫从贺兰县东缘流过，流程21.25km，惠农渠、汉延渠、唐徕渠、第二农场渠、西干渠五大干渠由南向北均匀分布灌区平原。地下水位动态主要受气象水文因素影响，呈季节性变化，补给来源主要是引黄灌溉渠补给为主，大气降水补给甚少，水位变化幅度1.0m左右。
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6.1.3 水土保持现状
本区域生态环境十分脆弱：生态功能较低的沙地和低质量草地占到了规划区面积的80.19%；植物群落结构简单，整个区域植被稀疏，植被覆盖度较低，生物多样性较贫乏；土壤肥力低下，有机质含量低，生产能力差；中度以上土壤侵蚀面积占规划区总面积的51.21%，同时由于区域内风大沙多、干旱少雨、土壤疏松，所以潜在风蚀威胁较大。
本区域土壤发育不良，质地粗，缺乏有机质，人工植被主要为街道、公路绿化、厂区绿化树及一些观赏性植物。 6.2 环保主管部门要求
根据煤电基地科学开发规划，天宫（）属于执行国家大气污染物特别排放限值的47个城市之一，为重点控制区。污染物排放执行大气污染物排放限值（高于国家要求），烟尘5mg/m3、二氧化硫35mg/m3、氮氧化物40mg/m3。 7
厂址方案比较意见
7.1 厂址方案比较
本项目两个拟选厂址都在天能，在煤炭和石灰石运输、灰渣贮存和综合利用、供热和供汽、取水和生活污水排放、道路引接、土方平整、拆迁安置等方面，均无大的差别。 8
初步投资估算及财务与风险分析
8.1 初步投资估算 8.1.1 建设规模
本工程建设规模为2×50MW高压发电供热机组工程。 8.1.2 编制范围
本工程投资估算范围为电厂围墙以内全部工艺设备、安装及建筑工程。厂外取水管线、厂外热网未列入本投资估算。工程量
工程量由设计人员根据本工程推荐厂址和初步工程设想的主要工艺系统、主要设计原则及方案提供。 8.1.3 概预算定额
《电力建设工程概算定额》（2011年版）第一册 建筑工程 《电力建设工程概算定额》（2011年版）第二册 热力设备安装工程 《电力建设工程概算定额》（2011年版）第三册 电气设备安装工程 8.1.4 工资
人工费执行2011年版《电力工程建设概算定额》标准，安装人工费为51元/
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工日，建筑人工费为33元/工日。并根据电定总造[2007]12号文计列补贴：3.2元/工日，计入取费基数。根据电力工程造价与管理总站《关于调整电力建设工程人工工日单价标准的通知》（定额[2011]39号），进行人工单价调整，建筑工程调增14.23元/工日，安装工程调增15.2元/工日，调增人工费（只计取税金，不作为取费基数）列入编制年价差。 8.1.5 材料预算价格
装置性材料价格按照2011年版《发电工程装置性材料综合预算价格》计列。其中主要材料根据2010年水平《火电工程限额设计参考造价指标》实际综合价计列价差，列入表一的编制年价差。
安装工程材料、机械价差根据电力工程造价与定额管理总站文件定额[2013]2号文《关于发布发电安装工程概预算定额2012年度材机调整系数的通知》，调整材料和机械价差，列入表一编制年价差。
建筑工程消耗性材料采用定额价，并按照2013年二三十三月份当地信息价调整价差，价差费用只计取税金，列入编制年价差。
建筑工程施工机械价差依据电力工程造价与定额管理总站文件定额[2013]5号文《关于发布电力建设建筑工程概预算定额2012年度施工机械价差调整的通知》，调整材料和机械价差，列入表一编制年价差。 8.1.6 设备价格
主设备按照询价计列，主要辅机价格参考《火电工程限额设计参考造价指标》(2012年水平)中50M机组设备价格计列，其他设备价格参考《全电大力工程建设常用设备价格》，不足部分参考近期同类工程合同价格计列。
主设备价格如下： 锅 炉：8000 万元/台； 汽轮机： 750 万元/台； 发电机： 4 00 万元/台；
设备运杂费：设备运杂费按2007年版《火力发电工程建设预算编制与计算标准》的运杂费费率计列。三大主机卸保费按设备费的0.5%，参考限额和同类工程合同到厂价的设备卸保费按设备费的0.7%计列，采用出厂价的设备按设备费的4.81%计列设备运杂费。 8.1.7 取费标准
项目划分及取费执行2007年版《火力发电工程建设预算编制与计算标准》。 并根据电定总造[2009]3号文《关于调整电力工程建设预算费用项目计算标准的通知》、电定总造[2010]3号《关于调整火力发电工程特种设备安全监测费计算标
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准的通知》进行相关费用调整。
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8.1.8 其它费用
土地使用费共计列1 50万元，其中建设征地150亩，根据业主提供的价格，每亩单价为2.5万元，共1.25万元；施工租地137.1亩，三年（按照施工两年恢复一年共租赁三年计算）每亩地租赁费估列25000元，共计列342.75万元。
整套启动调试费及分系统调试费依据2007年版《火力发电工程建设预算编制与计算标准》及2011年版《电力工程建设预算定额》第六册（调试工程）的规定计列。
基本预备费根据规定初步可研阶段按照7%计算。
未特别说大的其它费用均按2007年版《火力发电工程建设预算编制与计算标准》计列。 8.1.9 其它
建设期贷款利息按贷款比例80%，建设期21个月计算，利率按照2012年7月1日天一人民银行颁布的基准利率调整表计列，固定资产5年期以上贷款年利率1.55%。
价差预备费：根据原国家计委的计投资[1999]1340号文，投资价格指数按零计算。
8.1.10 初步投资估算概况
本工程静态总投资279979万元，其中建筑工程费45218万元（含价差），设备购置费148215万元，安装工程费47174万元（含价差），其他费用39322万元（含基本预备费11921万元，征地租地费用1150万元）。
工程动态总投资293315万元，其中建设期贷款利息13331万元。
工程计划总资金291823万元，其中铺底生产流动资金1508万元，接入系统2000万元。
工程静态投资价格水平为2012年。
8.1.11 投资估算表
单位:万元
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各项其 他 费 用 合 计 单位序号 工 程 和 费 用 名 称 建筑 工程费 设 备 购置费 安装 工程费 占 投资 静态元投资% /kW 一 主辅生产工程 32115 148087 38994 2293 222039 79.31 3172 153二二三十83471 18245 三7027 8915 2848 1530 18219 13294 374 412 487 1025 1993 10194 3.14 4041 1.45 2104 0.75 30454 10.88 21375 7.13 141 58 30 435 305 二三41.80 1172 （一） 热力系统 三十三 （二） 燃料供应系统 （三） 除灰系统 （四） 水处理系统 （五） 供水系统 （六） 电气系统 855 731 87 1110 1088 （七） 热工控制系统 4198 3155 7853 2.80 十三2 （八） 附属生产工程 （九） 烟气脱硫工程 （十） 脱硝工程 二 与厂址有关的单项 1035 2103 290 3708 212 二三二三十三35 7487 1890 178 178 488 1511 199 1433 810 7158 2.74 12589 4.50 8739 3.12 3939 1.41 109 180 125 51 7 53 53 （一） 交通运输工程 （二） 灰场 （三） 水质净化工程 （四） 补给水工程 493 0.18 二三十三00 （五） 地基处理 十三00 0.39 11 （六） 厂区、施工区土石方 1225 二三 1225 0.44 二三十三21 18 （七） 厂内外临时工程 十三21 0.40 11 三 编制年价差 8845 8127 11972 1.01 242 32
各项其 他 费 用 合 计 单位序号 工 程 和 费 用 名 称 建筑 工程费 设 备 购置费 安装 工程费 占 投资 静态元投资% /kW 37029 37029 13.23 1150 5070 8903 1775 2510 200 1150 0.59 5070 1.81 8903 3.18 1775 0.13 2510 0.90 200 0.07 529 24 72 127 25 31 3 242 4000 四 （一） 其它费用 建设场地征用及清理费 （二） 项目建设管理费 （三） 项目建设技术服务费 （四） 整套启动试运费 （五） 生产准备费 （六） 大件运输特殊措施费 （七） 基本预备费 工程静态投资 各项占静态投资的比例（%） 各项静态单位投资 （元/kW） 价差预备费 建设期贷款利息 11921 11921 1.04 100.00 45218 148215 47174 39322 279979 11.15 52.91 11.85 14.04 100.00 2二三141.0 十三8.1 13331 173.9 511.7 3999.7 六 七 191 4190 13331 工程动态投资 八 九 铺底生产流动资金 接入系统 工程项目计划总资金 45218 148215 47174 52158 293315 1508 2000 1508 2000 45218 148215 47174 51111 291823 8.2 资金来源及融资方案
本工程计划总资金291823万元，其中建设期贷款利息13331万元，铺底生产
8.2.1 工程资金来源 流动资金1508万元。
本工程资金来源由两部分构成：第一部分资金采用项目法人注册20%项目资
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本金；第二部分资金采用银行贷款。 8.2.2 项目资本金
本项目由开发投资有限公司天能天宫煤电公司投资，注册资本金比例为工程项目总资金的20%。 8.2.3 融资方案
本项目资本金以外工程建设所需资金，向银行申请贷款，贷款期限为15年，贷款年利率按照2012年7月1日天一人民银行颁布的基准利率调整表计列，固定资产5年期以上贷款年利率1.55%。 8.3 财务分析 8.3.1 编制原则
国家发展改革委员会和建设部以发改投资【2021】125号文印发的《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）。
国务院文件：国发〔2009〕27号“国务院关于调整固定资产投资项目资本金比例的通知”。
按照财政部财企（2011）17号文件的规定，不再提取公益金。
根据国家发展计划委员会（计价格[2001]701号文）“关于规范电价管理有关问题的通知”，本项目以经营期核定平均上网电价。 8.3.2 原始数据
8.3.2.1 建设期与项目运营期
本工程于2015年3月1日开工建设，2011年9月1日1号机组投产，2011年12月1日2号机组投产。第一台机组从开工到投产18个月，两台机组投产相隔3个月，施工总工期18+3=21个月，建设期利息及经济分析测算均按此工期计算。
项目运营期按照20年计算。 8.3.2.2 燃煤价格和消耗率 8.3.2.3 工资与福利费
参考当地现有同类型电厂的工资标准，财务分析按照人均工资100000元/年，全厂定员200人计算。福利费按照国家规定的计提比例14%计提，劳保统筹费率按照45%计提。 8.3.2.4 发电量与供热量 8.3.2.5 供热价格
本工程产生的蒸汽分两个压力等级供给热用户，经过加权平均计算，供热价格为30.2元/GJ（含税），以此价格进行经济分析计算。
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8.3.2.6 原始数据表
8.3.3 财务分析指标表 8.3.3.1
敏感性分析 1）标煤价
燃料成本一直是影响上网电价的最敏感因素之一，因此分析在本项目其他因素不变的条件下，标煤价格变化对项目收益的影响，本工程基准标煤价为410元/吨，煤价变化按照390元/吨、400元/吨、420元/吨430元/吨分别进行了测算，主要结果见下表：
单序号 1 2 3 4 率 5 财务净现值 元 1 投资回收期 年 万79780.18 72158.81 二三十10.99 三.15 7 投资方财务内部收益率 % 万8 9 10 二三十三 总投资收益率(%) % 9.21 8.87 财务净现值 元 投资回收期 资本金净利润率(%) 年 % 11135.71 12.08 30.79 54884.35 12.54 29.42 14.1 13.4 项目名称 位 项目投资财务内部收益率 财务净现值 元 投资回收期 项目资本金财务内部收益% 11.51 15.71 年 % 万59241.72 9.54 52121.2 9.72 390元/吨 400元/吨 10.78 10.41 420元/吨 430元/吨 标煤价 标煤价 标煤价 标煤价 9.8 9.47 43.05 10.3 13.49 37818.41 10.1 14.22 58500.32 51517.13 12.38 12.15 二三十12.05 三.41 34910.45 14.21 25.27 7.84 41517 13.12 21.17 8.19
2）年利用小时数
机组年利用小时数是另一个影响上网电价水平的重要因素。考虑到本工程为
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热电联产机组，在参考了同类型供热电厂的实际运行数据后，对本工程以机组年利用小时数5500h进行经济效益分析。并对5000h至1000h的机组年利用小时数时的效益进行了测算，具体分析结果如下：
序号 1 2 3 4 5 1 7 8 9 10 项目名称 项目投资 财务内部收益率 财务净现值 投资回收期 项目资本金 财务内部收益率 财务净现值 投资回收期 投资方 财务内部收益率 财务净现值 投资回收期 资本金净利润率(%) 单位 % 万元 年 % 万元 年 % 万元 年 % % 5000小时 8.98 20228.39 10.11 12.49 41429.27 13.二三十三 10.52 25440.52 15.41 23.05 7.3 1000小时 二三十三.24 19710.3 9.31 17.71 90312.71 10.08 15.13 71731.93 二三十三.15 32.91 9.75 二三十三 总投资收益率(%) 8.3.3.2
盈亏平衡分析
以机组投产后年平均生产能力表示的盈亏平衡点BEP为：
固定成本 BEP = 销售收入 可变成本 销售税金附加 ×100%
=18.73%
以经营期年平均成本作为测算依据，经计算盈亏平衡点为18.73%，即当项目年利用小时数达到5500h×18.73%=3780h时，项目可保本。 8.3.3.3
财务分析结论 1）盈利能力
本工程经营期预计20年。通过项目财务评价，在保证企业盈利和清偿能力的前提下，测算出经营期平均上网电价为291.1元/千度，此时，所得税后项目投资的内部收益率是10.13%，财务净现值是44995.22万元，大于零，投资回收期是9.9年，表大项目在财务上是可行的。项目资本金的内部收益率是14.98%，投资方的内部收益率是12.71%，评价结果表大, 本项目具有较强的盈利能力。
2）清偿能力
从资产负债表可以看出，本项目可以及时将投资回收并还清贷款，经营期各
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年收支平衡，并有盈余。资产负债率在计算期内逐年下降，表大本项目的资产可以抵补负债，并具有较强的清偿能力。
3）上网电价水平
本项目经营期含税平均上网电价为291.1元/千度，略低于当地脱硫脱硝机组上网电价，项目具有市场竞争力。
4）结论
综上所述，本工程项目财务评价的各项指标均能满足电力行业基本要求，具有较强的盈利能力和清偿能力，上网电价合理，具有市场竞争力。 8.4 风险分析 8.4.1 市场风险分析
本工程当标煤煤价增加约5%（超过430元/吨），在维持上网电价不变的的情况下，投资方内部收益率为二三十三.41%时，财务净现值为34910万元，资本金净利润率为25.27%，依然保持了较高的盈利能力，说大煤价的小幅变化，对项目投资效益的影响并非颠覆性的，因此，本工程燃煤供应的市场波动风险处于可控范围。
8.4.2 技术风险分析
本工程拟选50MW高压直接机组，锅炉采用高压煤粉锅炉。汽轮机采用高压、中间一次再热、高中压合缸、双缸双排汽、单轴、直接抽凝式汽轮机；发电机采用三相交流同步发电机，额定功率50MW，三大主机采用成熟机组，主要辅机选用成熟并经工程考验的辅机，技术可靠先进，采用石灰石——石膏湿法脱硫工艺和选择性催化还原法（SCR）脱硝装置，主厂房布置采用成熟方案，技术风险较小。 8.4.3 工程风险分析
拟建厂址区位于坚果多斯地台西缘的灵盐台地内，地台相对稳定，从有地震记载以来，未发生过中强震，主要受周围地震的波及影响，属地震活动较为稳定区。根据《建筑抗震设计规范》（GB500—2010）附录A，工程场地抗震设防烈度为8度，设计基本地震加速度值为0.20g。地震动反应谱特征周期值为0.40s。根据周边同类项目勘察成果，工程场地内的地层主要由上下两个单元组成：上部为第四系风积、洪积形成的黄土状土、卵石，下伏第三系褐红色、砖红色泥岩。
厂区场地地基土类型为中硬场地土，建筑场地类别为Ⅱ类。厂址均存在湿陷性黄土分布，场地湿陷类型按非自重湿陷考虑，地基湿陷等级按Ⅰ～Ⅱ级考虑。
厂址区地貌单元为缓坡丘陵，地形起伏较大，海拔约为1230~1270m，总体地形呈西北高东南低之势，地势开阔、地表为荒地，未发现其它不良地质作用。
本项目厂址五十年一遇10m高10min平均最大风速采用24.2m/s，相应风压为
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0.37kN/m2；百年一遇10m高10min平均最大风速为34.1m/s，相应风压为0.75kN/m2，主厂房等建构筑物按抵御五十年一遇风荷载考虑，此设计可满足现行规范对抗风灾能力的要求。
厂址处于内，厂址防洪由园区统一考虑，厂址不受外来洪水的影响。 经分析认为，工程风险较小。 8.4.4 资金风险分析
本工程为国内建设项目，资金筹措及设备采购全部以人民币结算，不存在汇率风险。
在工程建设过程中，若工期延长，除将增加人工和机械费等直接成本外，还将增加建设期贷款利息；而为了满足工期需要，有些工作条件可能要假定，因此可能付出因假定工作条件变化而带来的工程量增加的投资；为抢工期设备提前供货、增加施工措施和因故返工，以及其它不可预见的因素发生的费用等额外支出，从而带来一定的投资风险。从园区发电企业成功运作经验，以及建设方成熟的管理经验看，这类风险均处于可控范围。 8.4.5 政策风险分析
本工程采用50MW级高压参数机组，现阶段本工程设计发电标煤耗为271.5g/kWh（含5%的裕量），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〕814号）中“机组发电煤耗要控制在305g/kWh以下”的要求。
本工程冷却系统采用直接系统，本工程生产水源拟引接自污水处理厂（一期）的出水（中水），不足部分由生产基地供水工程（）提供，并通过水权转换方式获得天宫水用水指标，符合国家产业政策，机组耗水指标夏季为0.123m3/s.GW，用水指标非常先进，符合国家发展和改革发改能源[2004]814号文件“在北方缺水地区，新建、扩建电厂禁止取用地下水，鼓励利用城市污水处理厂的中水或其它废水，原则上应建设大型机组，机组，耗水指标要控制在0.18m3/s.GW以下”的要求。 8.4.6 外部协作风险分析
本工程2×50MW机组按设计煤种年（按5500h）耗煤量为194×104t/a，在推荐厂址方案下，由天宫电厂储煤场转运而来。天宫电厂一期工程装机2×110MW机组，二期拟扩建2×1000MW机组，通过矿区铁路专用线从清水营井田、井田直接输煤进场，从天宫电厂到本项目通过双路管带输送机运至本项目，燃煤输运可靠性高，外部协作风险较小。
天宫市境内共有高速公路、国道、省道、县乡级公路12条，通车里程400km，市域高速公路70km，国道70km，2二三十三国道50km，青银高速公路在电厂北
38
侧通过，公路干道从电厂东侧通过，园区区内规划路道路也已经大部分建成，公路交通十分便利。电厂大件设备拟采用铁路和公路联合运输方式。
39
9 9.1
结论及存在的问题 建厂必要性
1）本项目符合国家产业政策、符合行业发展规划、符合区域发展规划、符合
经济发展布局。
2）本项目以当地丰富的一次能源为燃料，高效、环保的就地转化成洁净的二次能源，为当地提供电力支撑，可有效减轻当地电力消耗对外供超高压、特高压环网电源点的压力。
3）本项目以15km范围内的化工新材料企业为目标热用户，可避免化工材料企业分散建设自备动力锅炉，有利于提高供热效率，降低建设投资。
4）本项目依托统一规划、建设、运行、维护的蒸汽管道、工业空气管道、凝水回收管道等公辅工程，有利于提高设备利用率、管网利用率，有利于提高工质回收率和循环利用率。 9.2
主要技术经济指标 表10.2-1 序号 1 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 名称 投资指标 发电工程静态投资 发电工程单位投资(静态) 发电工程动态投资 发电工程单位投资(动态) 建设期利息 单位 万元 元/kW 万元 元/kW 万元 结果 按推荐厂址的推荐方案 281979 4025 295315 4218 13331 9.2.1 主要投资指标
9.2.2 主要用地指标
表10.2-2 序号 2.1 2.2 2.3 3 名称 厂区围墙内用地面积 单位容量用地面积 填方 厂区土石方工程量 挖方 运行指标 单位 hm2 m2/kW 104m3 104m3 结果 13.93 0.199 15 11 额定抽汽工况 40
序号 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.1 3.7 3.8 4 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.1 4.7 4.8 4.10 4.二三十三 4.12 年均资金成本（成本率按5.5%） 万元 11243 年均息税前利润 万元 27198 名称 设备年利用小时数 年总发电量 发电标煤耗率 年总供热量 供热标煤耗率 综合厂用电率 全厂平均热效率 热电比 主要经济指标 上网电价（含税） 热价（含税） 标煤价（含税） 全厂人员指标 项目投资财务内部收益率 财务净现值 投资回收期 项目资本金财务内部收益率 财务净现值 投资回收期 投资各方财务内部收益率 财务净现值 投资回收期 资本金净利润率 总投资收益率 单位 h 108kWh g/kWh 104GJ g/GJ % % % 元/MWh 元/GJ 元/吨 人 % 万元 年 % 万元 年 % 万元 年 % % 结果 5500 34.93 213.3 885 39.55 1.78 57.1 70.4 291.1 30.2 410 200 10.13 44995 9.9 14.98 15555 12.13 12.71 48170 13.05 28.05 8.53
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序号 4.13 年均EVA 名称 单位 万元 结果 二三十三455 9.2.3 主要运行指标
表10.2-3 序号 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.1 3.7 3.8 名称 设备年利用小时数 年总发电量 发电标煤耗率 年总供热量 供热标煤耗率 综合厂用电率 全厂平均热效率 热电比 单位 h 108kWh g/kWh 104GJ g/GJ % % % 结果 5500 34.93 213.3 885 39.55 1.78 57.1 70.4 9.2.4 主要经济指标
表10.2-4 序号 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.1 4.7 名称 上网电价（含税） 热价（含税） 标煤价（含税） 全厂人员指标 项目投资财务内部收益率 财务净现值 投资回收期 项目资本金财务内部收益率 财务净现值 投资回收期 投资各方财务内部收益率 财务净现值 投资回收期 单位 元/MWh 元/GJ 元/吨 人 % 万元 年 % 万元 年 % 万元 年 结果 291.1 30.2 410 200 10.13 44995 9.9 14.98 15555 12.13 12.71 48170 13.05 42
序号 4.8 4.10 4.二三十三 4.12 4.13
年均资金成本（成本率按5.5%） 年均EVA 万元 万元 11243 二三十三455 年均息税前利润 万元 27198 名称 资本金净利润率 总投资收益率 单位 % % 结果 28.05 8.53
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