初可研报告《第五卷热电厂部分5》 25页

'初可研报告《第5卷热电厂部分5》吉林省电力勘测设计院2002年8月目录1、概述………………………………………………………………1、项目背景及任务依………………………………………………1、2选厂组织和工作情况…………………………………………2、电力系统…………………………………………………………2、1桦甸市电网现状………………………………………………2、2桦甸市电力负荷预测及电力平衡……………………………2、3电厂与电力系统联网方案的设想……………………………2、4新建变电所的必要性…………………………………………2、5电厂电气主接线………………………………………………3、燃料………………………………………………………………3、1油页岩资源及干馏炉半焦产品………………………………3、2燃料消耗量……………………………………………………4、建厂条件…………………………………………………………4、1厂址概述………………………………………………………4、2交通运输………………………………………………………4、3供水及水源……………………………………………………4、4除灰及贮灰场…………………………………………………25 4、5厂址区域稳定与工程地质……………………………………5、工程设想…………………………………………………………5、1电厂建设规模与建设理度的初步设想…………………………5、2电厂总体布置方案初步设想…………………………………5、3主要经济技术指标……………………………………………6、环境保护…………………………………………………………6、1厂址所在地区环境的现状……………………………………6、2环境保护及治理措施的初设想………………………………7、节约及利用能源…………………………………………………8、电厂定员…………………………………………………………9、投资估算及经济效益分析………………………………………9、1投资估算编制原则………………………………………………10、结论及建议………………………………………………………附件：…………………………………………………………………25 1、概述1、1项目背景及任务依据桦甸市位于吉林省东南部山区，是吉林省县级市，人口约44.8万，市政设施较完善。距离吉林市约120公里,距长春市230公里.。区内有烟筒山至白山铁路通过,，桦甸与吉林市有柏油公路相联，正在建设中的长春至大蒲柴河高级公路在矿区(厂址)南侧通过。因此,交通运输方便。该地区地表水为松花江水系在桦甸通过，具有相对的比较丰富的水力资源，浑发河横贯桦甸中部，经密蜂砬子流入第二松花江。桦甸页岩以其储量大、埋藏浅、含油率高等特点在我省经济发展中占有重要地位。合理利用能源，综合开发油页岩资源，建设热电厂，有效利用干馏炉所产半焦产品发电供热，并进行灰渣综合利用，有着综合的经济效益和社会效益。省政府对开发利用桦甸油页岩资源非常重视，先后召开几次专门会议，成立了吉林省油页岩综合开发办公室。并组成吉林省桦甸油页岩集团公司。本着油页岩综合开始的原则，提出油页岩开采—干馏厂—热电厂—灰渣综合利用同步建设的设想。为此，东北电力学院、东方锅炉厂于2002年再次合作，对油页岩经干馏所的半焦产品的燃烧特性进行专题研讨和详细的论述，认为半焦产品渗加部份油页岩做为燃料，在循环流化床锅炉内燃烧是可行的，并提供了相应的资料。根据燃料、运输、水源、灰场及综合利用等条件，在桦甸市油页岩矿区具备建设热电厂条件，电厂厂址位于桦甸市公郎头区内。25 1.2选厂组织和工作情况2002年6月20日，我院受吉林省油页岩综合开发办公室的委托，立即开展本工程的准备工作。2002年6月24~25日，在吉林省油页岩综合开发办公室的组织下，在桦甸市政府及市直有关部门的配合下，我院与参加本设计工作的省煤田勘察设计院、省煤矿设计院、省建材设计院、洛阳石化工程公司等共同对建厂厂址进行了现场踏选及调查研究工作，通过踏查调研，认为公郎头山厂址条件较好，范家沟可做为备用灰场，拟采用松花江上红石水库下游的取水方案。为开展设计工作，同时研究明确了初可研阶段的设计分工：我院负责编制吉林油页岩综合开发工程初可研报告中“总的部分”、“热电厂部分”和“公用工程式部分”。吉林省煤田勘察设计院、负责“公郎头、大城子勘探区储量概况”的报告；吉林省煤矿设计院、沈阳煤矿设计研究负责编写“油页岩开发”报告；“干馏厂”部分由洛阳石化工程公司负责编制；灰渣综合利用中的“水泥”、“砌块”“陶粒”报告由吉林省建筑工业设计院负责编制。2002年7月～8月份，吉林省油页岩综合开发办公室曾多次召开本工程协调会，并请有关专家就工程中的一此技术问题进行了广泛研讨。在上述工作的基础上，我们进行了本工程初可研报告的编制工作。本卷“热电厂部分”25 的设计范围包括电厂本身的工艺系统及厂区内的规划布置，厂区外燃料输送系统、供水系统、供热系统及配电系统列入“公用工程”部分。2、电力系统2、1桦甸市电网现状桦甸市电网位于吉林省电网的东部，吉林地区网的末梢。桦甸市供电网现有220千伏变电所一座，变电容量为90兆伏安；66千伏变电所22座，其中局属变电所二座，变电所容量为30兆伏安，用户变电所10座，变电所容量为42.91兆伏安，农电变电所10座，变电所容量为48.98兆伏安，总电变电容量为121.89兆伏安。桦甸市现有两个供电电源，桦甸变和红石电厂，桦甸变供11座6666千伏变电所，2001年供电负荷为59.0兆瓦，红石电厂供66千伏变电所11座，2001年供电负荷为25兆瓦。220千伏变出二回220千伏线路，一回联入与系统联网的220千伏磐石变，另一回与红石电厂相联（系统末端）；66千伏出线7回，二回与磐石变相联，一回线与红石电厂相联，二回与桦甸热电厂相联，二回负荷线。桦甸市供电网现状详见图22-F167G-XO1。2、2桦甸市电力负荷预测及电力平衡2、2.1电力负荷预测桦甸市电力负荷在吉林地区各市县中占据中等水平，2001年供电负荷84瓦，其中220千伏桦甸变供电负荷为59兆瓦。根据吉林地区“十五”期间电力网规划中对电力负荷发展水平预测结果，桦甸变2005年负荷约达80兆瓦，2010年约达120兆瓦，“十五”期间电力负荷年递增率为9.8%，“十一五”25 期间电力负荷年递增率为8.4%。桦甸市电力负荷增长速度超过全省负荷平均发展水平。本工程热电厂建设属综合开发工程中的一个项目，是发电工程，另外三个项目是用电负荷项目，其一为灰渣综合利用项目，包括水泥厂、陶粒、砌块，共需用电26.3兆瓦。其二为矿区开发工程，有四个井，共需用电16.79兆瓦。其三为干馏厂部分，共需用电19.61兆瓦。总共需用电62.67兆瓦。220千伏桦甸变供电负荷及油页岩综合开发工程用负荷详见表1和表2。2、2.2电力平衡桦甸市电力平衡及本工程热电厂电力平衡结果详见表3和表4。由表3可见，桦甸市从目前一直到2005年大部分荷由系统供给，桦甸热电厂所发电力，仅占目前供电负荷的1/6左右。随着电负荷的增长，桦甸市电力缺口额越来越大。2005年本工程电厂建成投运后，由于其它三个项目所需电力负荷62.7兆瓦，供出电力较小，仍不能满足桦甸市供电负荷需要，只有在冬小负荷电厂最大出力时，电力供需基本平衡，其它运行方式桦甸市都缺电，2005年缺额最大达84.9兆瓦,2010年缺最大达124.9兆瓦。由表4可见，油页岩综合开发工程，电厂最大出力时（扣除直供负荷）电力余额为22.3兆瓦，在一台大机组检修时电力缺额为20.2兆瓦，在正常运行方式时，电力盈余仅为5.3兆瓦，因此油页岩综合开发工程基本是供需自相平衡。2、3电厂与电力系统的联网方案设想25 热电厂建设规模为2台50兆瓦机组，预2005年建成投运，不考虑远期发展。根据电厂建设性质以及直供负荷情况，油页岩电厂宜以66千伏电压联网。热电厂距220千伏桦甸变约13公里，根据桦甸市目前电网情况，电厂接入桦甸变较合适，在满足综合开发工程直供负荷外，可将剩余电力直接入桦甸市电网，满足供电负荷的需求。电厂联网方案初拟以二回66千伏线路联入桦甸变，导线型号选择LGJ-240。2、4新建66千伏变电所的必要性油页岩开发工程中的矿区开发工程和干馏厂部分，根据规程规定为保证人身安全和供电可靠性，要求供电电源点来自两个不同方向，而两个项目总供电负荷为36.4兆瓦，按照上述条件，这两个项目具备了新建一座66千伏变电所条件，因此，在适当点新建一座66千伏变电所是必要的。新建变电所联网方案初拟出二回线，一回联入电厂，一回联入桦甸变，导线号采用LGJ-240。矿井工程和炼油项目用电分别来自于新建66千伏变电所和电厂，双侧双回路供电。2、5电厂电气主接线热电厂建设为两台机组、三回66千伏出线，为保证电厂安全可靠运行，电电气主结线宜采用双母线结线方式。25 表122千伏桦甸变电所电力负荷预测表单位：MW序号单位2001年2002年2003年2004年2005年2010年一供电负荷59.065707580120二同时率0.860.860.860.860.860.86三合计68.975.280.787.392.7139.31桦西1012.21415.518282永安20232627.229353石门子8.28.28.48.58.79.54榆木1.21.21.21.21.21.55八道3.03.13.33.53.74.56文华3.63.74.04.24.45.07常山2.42.52.72.83.03.58宏伟9.59.69.89.910159红石2.02.12.32.52.73.310红石水电6.06.06.06.06.07.011红林3.03.03.06.06.07.012桦北20表3桦甸市供电电力平衡表单位：MW序号项目2002年2003年2004年2005年2010年冬大/冬小冬大/冬小冬大/冬小冬大/冬小冬大/冬小1供电负荷65/45.570/4975/52.5142.7/99.9182.7/127.92装机容量181818118118其中桦甸电厂1818181818本工程电厂1001003备用与厂用5.765.765.7637.7637.764最大供电能力15.315.315.3100.3100.35正常供电能力12.2412.2412.2480.2480.246一台大机组检修时供电能力5.15.15.157.857.87最大供电能力时电力盈亏-49.7/-30.254.7/-33.7-59.7/-37.2-42.4/0.4-82.4-27.68正常供电能力时电力盈亏-52.76/-33.26-57.76-36.76-62.76/-4026-62.46/-19.66-102.46/-47.669一台大机组检修时电力盈亏-55.9/-40.4-64.9/-43.9-69.9/-47.4-84.9/-42.1-124.46/-70.6625 表2油页岩电厂电力负荷预测表单位:MW序号名称2005年1水泥厂242陶粒1.83砌块0.54一井125二井2.0456三井2.0457四井0.78干馏厂19.61合计62.7表4油页岩电厂电力平衡表单位：:MW序号名称2005年一供电负荷62.7二装机容量100热电厂100三最大供电能力85四正常供电能力68五一台大机组检修供电能力42.41六最大供电能力时电力盈亏22.3七正常供电能力时电力盈亏5.3八一台大机组检修时电力盈亏-20.23、燃料3、1油页岩资源及干馏炉半焦产品吉林省桦甸油页岩是我煤炭基地之一，据探明地质储量较为丰富，桦甸油页岩矿田分布于桦甸市区北至的整个桦甸盆地区域内，按地质购造和自然条件，整个矿由西向东划分为北台子、大城子、公郎头三个区及南部庙岭区，矿田东西长近15Km，南北宽4Km。四个矿区的地质储量为5.02亿吨，工业储量4.40亿吨，含油率7%以上的可供开采利用工业储量1.5亿吨。25 桦甸油页岩属优质油页岩，含油率较高，一般为5-17%，其发热量在8.79~13.82MJ/kg（2100~3300kcal/kg）灰分较高，一般在48~85%左右，可作电厂用煤。与电厂建设规模相配，矿区开发规模为285万吨/年，分为4个井区。干馏厂部分建设干馏炉一台（套），耗油页岩6232吨/日，年运行330天。年耗油页岩205.6万吨，产半焦150万吨/年。半焦产品发热量为3.77MJ/kg（900Kcal/kg）。根据东北电力学院与东锅（集团）股份公司“吉林油页岩与油页岩半焦混合燃料240t/h循环流化床锅炉方案研究”提供的数据，本工程燃料按半焦产品加油页岩的混合燃料设计。半焦产品热值为3.77MJ/kg（900Kcal/kg）。油页岩热值为9.63MJ/kg(2300Kcal/kg),混合比例按着半焦产品75%、油页岩25%，混合燃料热值为6.28MJ/kg(1250Kcal/kg).混合燃料灰份按75%。3、2燃料消耗量按上述煤种（半焦产品+油页岩），本工程建设两台240t/h循环流化床锅炉，每台耗用燃料142.23t/h,两台炉耗燃料282.46t/h，年利用小时数按7000小时计算，年耗燃料约为建设200万t，其中半焦产品为150万吨，油页岩50万t。4、建厂条件4、1厂址概述桦甸市位于吉林省东南部山区，是吉林省县级市铁路，公路交通都十分便利，四通八达。油页岩资源比较丰富，生活条件有桦甸市做为依托，适合在油页岩矿区建设电厂。25 本地区属于大陆性季风气候，一年四季分明，春季干燥多风，夏季炎热多雨，秋季秋高气爽，冬季严寒漫长年平均气温4.50C极端最高气温36.0C极端最低气温-450C最小相对湿度1%年均匀降雨量749.2mm年均匀蒸发量1143mm最大风速20m/s年日照时数2223.1小时主导风向西南风最大冻土深度197cm电厂在厂址选择时考虑在物料输送上炼油厂及灰渣综合利用的衔接关系将电厂布置在公郎头区。该厂址桦甸以东约10公里，北靠辉发河，在公郎头油页岩矿北测，地域海拔高为275-292米，地貌属低山丘陵地，地形起伏不平高差较大。厂区范围内为林地，耕地及民房，场地需要平整，土石方工程量较大。民房需动迁，厂址不压矿，末发现有名胜古迹。厂区位于桦甸市主导风向的下风侧。厂址区域百年一遇洪水位为269.5m。位于厂址百年一遇洪水位以上。4、2交通运输电燃料运入及灰渣运出均采用皮带或公路输送，条件完全具备。详见公用工程部分。关于电厂大件设备设备运输问题，已有白山300MW和红石50MW机组借鉴，由制造厂发出的大件设备可经铁路送至盘石火车站再送至电厂。电厂与干馏厂及灰渣综合利用厂之间采用公路联系并通过矿井之间的公路与市郊公路相连接。4、3供水及水源4、3.1电厂补给水25 为了尽可能的减少电厂用水其它工业,城市生活用水之间的矛盾，电厂设计将采取节水措施，提高水的综合利用率，减少外排水量。根据本地区的河流特征，电厂供水将采用冷却塔的二次循环供水系统。在考虑了采用目前可能的节水措施以后，经初步估算，电厂容量为2×50MW机组，年耗量约为500万m3。4、3.2本工程用水量吉林省油页岩综合开发工程包括矿区开发工程、干馏工程、发电工程、灰渣综合利用水资料，经与关单位认真核对用水量列表如下：吉林省油页岩综合开发工程用水量表序号项目水时用水量日用水量年用水量m3m3104m31矿区开发工程1002400602炼油工程3379226.43发电工程650204005004灰渣综合利用工程95.4228957.25合计用水量1078258816444、3.3水源厂区位于水利资源相对比较丰的地区，该地区有第二松花江和辉发河流过。根据本次选厂水文调查分析，市区地下水为第三系油页岩层，厚达300～500m不含水，目前工业用的地下水为第四系浅层地下水，年可开采储量为595m3，现开采了332.8万m3，还剩267万m3，且分布在边缘，水量又少不宜作集中供水水源。辉发河发源于辽宁省清源县龙岗山脉，以柳河、东丰、梅河口、辉南、盘石等县市由西向东经桦甸市，在金河乡福安屯流入第二松花江。流域面积14830Km2。最大年径流量114×108m325 ，多年增均径流量28×108m3。辉发河水量变化幅度大，汛期流量2000～9000m3/S枯水期流量很小。当频率为P=97%时，辉发河流量为0.3m3/S，日来水量为2.7×104m3，桦甸市现已利用1.37×104m3。目前，辉发河水污染严重，只能做一部分工业用水考虑。关门砬子水库位于辉发河支流发别河中流，距市区18Km左右，建于1973年，库容401×104m3，是一座以城市供水为主，结合灌溉、发电、养鱼、防供综合利用的型国营水库，现供水量为1～1.6×104m3/日。规划建成水量4×104m3/日的水库。做为2010城市规划水源。拟建中的万两水库为一小型水库，坝址以上流域面积160Km2，供水量401×104m3/日。建成后做为2030城市备用水源。拟建中的小红石水库，为以发电为主的一小型，坝高7~8m，坝址距红石水电站有7km，距工业区约有25km。如工期能同步，可做为工业区用水水源。但需与有关水库管理部门协商。第二松花江发源于长白天池，全长1972km，流域面积54.7×104km2，桦甸市境内国家建有白山，红石两座梯级水电站，白山水库位于桦甸市白山镇，第二松花江干流上，是丰满水库以上的第三个梯级，距丰满坝上约190km，水库控制面积1.9km2，是我省第二座大型水利枢纽工程，水库以发电为主，装机容量150万kw，兼顾防洪、航运和养殖等综合利用，承担着东地区电网调丰和汛期为丰满水库错峰的任务。红石电站位于桦甸市30km的红石镇东第二松花江干流上，距丰满水库以上约154km，是丰满水库回水的末端，白山电站以下3625 km，是丰满水库以上的第二个梯级，水库1982年动工，1985年蓄水，同年12月第一台机组发电。红石电站以上集水面积20297km2，库容貌2.4×108m3，兴利库容1.66×108m3，装机50MW×4台。为一日调节水库，每日放流时间为7小时，放流量为250m3/s，枯水期放流量为60m3/s。红石水库水量丰富，白山电站水量不断补给。作为供水水源是可靠的。但坝上取水距拟建厂址约35km，距离较远。坝下取水，因红石电站是调峰电站，下游取水水量受调峰限制，枯水期取水不能保障用水（不发电坝下会断流），需建砼低坝截水以保证厂区用水。根据上面分析，第二松花江上沿江村附近修建滚水坝，滚水坝距红石水电站约有30km滚水坝混凝土浇注，建设取水设施及岸边水泵房，由供水管路送至厂区是可行的，管路长约18~20km。电厂采用干式除灰，考虑综合利用。为了电厂保证电厂均衡生产，设有备用贮灰场。用户可在电厂内直接取干灰也可以在备用贮灰场场内取灰。备用贮灰场拟选用距电厂较近的范家沟。距电厂大约2.5公里，占用部分耕地，库容按本期6个月的灰渣量考虑。坝长期200米，坝高8米。4、5电厂址区域稳定与工程地质电厂区位于公郎头矿区，地质构造属新华厦构体系长白山巨型隆起带，龙岗支脉侵蚀构造中低山区，区域地导线有二迭系寿山组凝灰质岩类，朱罗系苏密沟组安山质类，第三系桦甸组会煤地层及第四系松散堆积层或燕山期侵入花岗岩构成。该25 地区末发生过震级较大地震，无活动性断裂通过，故为稳定地区。据有资料，厂址下没有发现可供开采之矿藏。地下水为第四纪浅层孔隙水，水位埋深2-6米。桦甸市地震裂度为Vl度，最大冻土深度为197Cm。厂址百年一遇洪水位269.5m。厂区不受洪水淹没。综上所述，厂址区域稳定，适宜建厂，但根据地貌看厂址土石方量较大，需要人工处理地基。对于厂区本身的地层详细情况，有待下段勘探工作中查明。5、工程设想5、1电厂建设规模与建设进度的初步设想电厂建设规模与矿区开采和本项目的综合开发规模相协调一致，拟建设容量为2×50MW机组，配2×240t/h循环流化床锅炉，2×50MW汽轮机组按一台凝汽机和一台单抽式汽轮机组设计，以满足矿区开采、炼油厂、灰渣综合利用各厂的用电负荷和用汽负荷。电厂建设进度同综合开发项目进度相一致，宜在2005年建成。5、2电厂总体布置方案初步设想电厂厂址位于吉林省桦甸市公郎头矿田1号矿井和2号井之间。厂区零米标高暂按282~285m考虑，电厂总平面拟采用常规四列式布置，即开关场、主厂房、冷却塔、储煤及上煤设施。本期工程建设烟囱一座，高180m。本工程一次建成，不留扩建条件，厂区占地初步确定为12.87公顷。电厂燃用半焦产品掺加部分油页岩，由厂外通过管带式胶带机输送至电厂，电本期新建三座混料罐，每个罐储量为4000吨。燃料经混料罐、胶带机、细碎机室至锅炉房煤仓间。25 电厂供水采用带冷却塔的循环水系统，建厂江边取水泵房。电厂采用干式气力除灰、电除尘、灰渣大部分考虑综合利用。电厂化学处理系统，采用一级除盐加混床系统。电气系统主接线采用双母线结线方式。热控系统采用集散式微机控制。电厂生活区结合桦甸市城市规划系统一安排5、3主要经济指标年发电量70000MWh年供电量64400MWh厂用电率8%发电标准煤耗0.365kg/kw.h供热标准煤耗41kg/GJ6、环境保护6、1厂址所在地区环境的现状桦甸地处吉林省东南部山区，三环山，为狭长槽形盆地，对大气环境容量有影响，地理位置东经126。16ˊ～127。45ˊ，北纬42。34ˊ～43。29ˊ，该地区属区属于温带大陆季风气候，四季分明，春季干燥多风，夏季湿热多雨，秋季凉爽明朗，冬季寒冷漫长。多年平均气温为4.5℃，最高气温36.3℃，最低气温-45℃，最大冻土深度197Cm,最大风速为20m/S,主导向为西南风。25 本地区大气主要污染为工业小锅炉及民用小炉窑所排放的烟尘和二氧化硫，其次为地面的二次扬尘，且有不同程度超标。其次辉发河的主要污染物为悬浮物，C0D、B0D5及部分重金属离子。6、2环境保护及治理措施的初步设想6、2.1大气环境影响及治理意见电厂对大气的污染主要是由烟囱排出粉尘及二氧化硫，为了减少污染物的放量，减轻烟尘对环境，拟选用高效率的电气除尘器，以达到国家“火电厂大气污染物排放标准”。按照煤种，电厂选用电气除尘器，烟囱选用180m，初步计算，电厂容量为100MW，粉尘及二氧化硫的排放量均末超过“火电厂大气污染物排放标准”中的规定要求。6、2.2灰渣治理本项目为煤电渣综合开发，电厂生产的灰渣考虑综合利用，制陶粒初期规模每年吃掉86万t/年。其余部分运贮灰场以后待用。6、2.3废水治理电厂废水主要有生产排水、酸碱废水、含油污水、地面雨水排水。各类废水均考虑分别进行处理，对化学水处理室的酸、碱水采用中和池，使水质PH值达到6.0～9.0符合标准后排出。油区排水及其他含油废水，采用隔油——浮选——活选性炭吸附处理后排放。输煤系统粉尘采用水冲洗系统，经沉淀处理后排放。6、2.4电厂的噪声声源主要为锅炉排汽及部分转动机械产生的噪声。对锅炉排汽采取安装消音器。对转动设备订货时提出噪声要求，尽量降低噪声，保护人身健康。6、2.5综合意见25 根据上述分析，所采取的措施，大论气排放、灰渣废水治理、噪声防护均能满足国家排放标准要求，从环保角度看建设电厂是可行的。建议及早委托环保部门做出环境评价，以便开展可行性研究工作。7、节约及利用本工程为开发新能源建设电厂，灰渣综合利用工程，减少灰渣对环境的污染，大大的提高了环境卫生的标准。电厂设计时考虑一水多用，采用节水措施，在设备选型上采用节能型设备及工艺系统。8、电厂定员参照国家电公司于1998年4月颁发的《火力发电厂劳动定员标准》（试行）的规定，本工程电部分和物料输送系统的设计定员为350人。9、投资估算及经济分析9、1投资估算9、1.1编制原则a）国家计委、经贸委、建设部颁发的计基础（2001）26号文“关于印发《热电联产项目可行性研究技术规定》的通知”；b）国家经贸委2002年16号令“公布《火电、送变电工程建设预算费用构成及计算标准（2002年版）》”；c）定额采用国家经贸委2002年15号令“公布《电力工程建设工程概算定额——建筑工程、热力设备安装工程、电气设备安装工程（2001年修订本）》”；25 d）主设备按照设备厂家询价方式，其他设备参照同类型工程定货价格或询价计列；e）装置性材料综合预算价格采用东电定额[2002]07号“关于发布《东北地区电建设工程装置性材料信息价格》的通知”执行；f）建筑材料价格执行2002年颁发的电力建设概算这额价目表中的建筑材料价格。不足部分参照市场价格计列；g）征地、树木、房屋拆迁赔偿按桦甸市有关部门提资料计列。9、1.2投资构成电部分投资构成情况表9-1。分摊公用工程后投资估算构成表序号项目单位投资额备注一厂内、外生产工程万元47285二公用工程万元12083含其他费用及基本预备费三其他费用万元4546四基本预备费万元5183五工程静态投资万元69817六建设期贷款利息万元3460含公用工程建贷利息635万元七工程动态投资万元73277八流动资金万元1021含电部分铺底生产流动资金九工程计划总投资万元74928分摊公用工程投资的构成见公用工程投资估算表。9、2经济效益分析9、2.1编制原则a）根据国家计委、经贸委、建设部颁发的计基础（2001）26号文“关于印发《热电联产项目可行性研究技术规定》的通知”25 附件4《热电联产项目可行性研究财务评价方法》的相关实施标准标准执行。b）电力工业部电规经（1994）2号关于印发《电力建设项目经济评价方法实施细则（试行）》等文件的通知。c）国家计委、建设部颁发的《建设项目经济评价方法与参数》第二版。9、2.2基本原始数据a）本工程注册资金按总资的30%考虑，其余70%按融资考虑，年利率5.76%，投产后8年还款。b）增值税率按“照财政部国家税务总局关于部分资源综合利用及其他产品增值税政策问题的通知2001年12月1日财税[2001]198号”文的规定减半执行。c）基本原始数据见表9-2原始数据表。9、3财务评价结果：9、3.1财务评价结果见表9-3。9、3.2敏感性分析及盈亏平衡点a）敏感性分析通过对投资总额、煤价、热价及发电设备利用小时数等到几个参数进行敏感性分析，可以看出在相应变动幅度内内部收益率均大于8%，说明具有一定的抗风险能力。b）盈亏平衡点25 采用固定成本最大年的数据进行盈亏平衡分析可以得出，本工程盈亏平衡点为78.87%具有一定的抗风险能力，当贷款逐渐还清后，盈亏平衡点回小得多。具体指标情况详见表9-4。发电工程总估算表表9-1装机方案：2×240t/h循环硫化床锅炉+1×NW+C50MW金额单位：万元序号工程及费用名称建筑工程费用设备购置费用安装工程费用其他费用合计各项占总计%单位投资元/KW一厂内生产工程180781990992984728582.9447291热力系统62431232849462351741.2523522燃料供应系统38301912216595810.455963除灰系统486127206331.11634水处理系统83664118316602.911665供水系统232020269532175.643226电气系统5303124195856129.845617热工控制系统1427122826554.662668附属生产工程38331485240337.07403二其他费用454645467.97455三基本预备费518351839.09518工程静态投资180781990992989729570141005701各类费用单位投资（元/千瓦）180819919309735701各类费用占静态投资的（%）31.7134.9216.3117.06100四建设期贷款利息28252825283五工程动态投资1807019909929812554598395984六铺底生产流动动资金27827828六工程计划总投资1807819909929812832601176012表9-2原始数据表装机容量100MW电站运行期20年25 建设期3年投产期1年电厂服务期24年折旧年限15年定员350人摊销年限10年第一台机组投产第4年1月第二台机组投产第4年5月设计年利用小时数7000小时投产年固定资产形成比例50%发电标准煤耗0.365Kg/kw.h供热标准煤耗41Kg/GJ费率残值率3%厂用电率8%发电厂用电率5.5%供热厂用电率6Kwh/GJ固定资产形成率100%修理费率2.5%福利费率14%劳保统筹费率17%所得税率33%保险费%公益金5%盈余公积15%电力增值税率8.5%热力增值税率13%城乡建设税率7%教育费附加3%基准收益率8%热电分摊比92%价格水费4元/Mwh材料费12元/Mwh工资10000元/人年标准煤价格231元/t电厂出口电价240元/Mwh电厂供热价格18元/Gt其他费用10元/Mwh灰渣价格(综合)28.45元/t资金长期贷款利率5.76%还款方式最大能力还款流动资金贷款利率5.58%贷款偿还年限11静态投资69817万元第一年投放比例15%第二年投放比例40%第三年投放比例30%第四年投放比例15%注资比例30%资本金第一年投放比率15%资本金第二年投放率40%资本金第三年投放率30%资本金第四年投放率15%无形及递延资产万元摊销年限10%年发电、供热量投产年发电量500000MWh达产年发电量700000Mwh投产年供热量1000000GJ达产年供热量1140000GJMwh25 表9-3工程经济效益一览表序号项目单位指标1机组容量MW1002建设投资万元698173单位投资元/KW69824建设期利息万元34605项目总投资万元732776单位造价元/KW73287达产年流动资金万元10218内部收益率（全部投资）%9.729投资回收期（全部投资）年9.1410净现值（全部投资）万元8403.611内部收益率（自有投资）%11.7912投资回收期（自有投资）年11.113净现值（自有投资）万元10997.2320投资利润率%8.1921投资利税率%8.7022资本金净利润率%19.4723电厂供热价格元/GJ1824电厂出口电价元/KWh24025 表9-4敏感性分析及盈亏平衡点序号项目变化范围变化后数值内部收益率投资回收财务净现值内部收益率全投资(Pt)(NPV)(自有资金)一敏感性分析1投资10%767998.63%9.823305.75%733089.15%9.485854.6-5%6632610.32%9.2110952.52煤价10%254.19.00%9.594825.15%242.559.36%9.366614.3-5%219.4510.07%9.0710192.83电价5%25210.47%9.2812199.1-5%2288.96%9.614608.14热价5%18.99.81%9.098856.8-5%17.19.63%9.197950.35利用小时6500小时8.53%9.962606.76000小时8.21%10.11992.65500小时8.10%10.19450.8二盈亏平衡点电力综合部合年总固定成本CF9627年总固定成本C10464.1年总可变成本CV6875年总可变成本C8101.7年销售收入S(含灰渣收入)19695年销售收入S(含灰渣收入)21747年销售税金T268年销售税金T377BEP=CF/(s-CV-T)=9627/（19695-6875-26）BEP=CF/(s-CV-T)=10464.1/(21747-8101.7-3=76.70%=78.87%热力年总固定成本CF837年总可变成本CV1227年销售收入S2052年销售税金T35.6BEP=CF/(s-CV-T)=837/（2052-1227-35）=105.9%若以两种产品总的成本，总的销售收入测算其BEP则为78.87%。以上测算是在固定成本最不利的条件下做的，当贷款逐渐后，BEP将小得多。25 10、结论及建议综上所述的初步分析和论证，在桦甸市公郎头矿区建设热电厂是可行的。开发省桦甸市油页岩资源，建设干馏厂、热电厂和灰渣综合利用，此项综合开发可以补充我省的能源不足，促进我省建材业的发展。对合理利用能源，改善城市环境，发展地方经济，解决职工再就业等多方面都是有利的。本工程电厂建设规模为2×50MW汽轮机组，配2×240t/h循环流化床锅炉，初步研讨热电厂的燃料、水源备用灰场，接入电力系统及交通运输等方面均可行。为了加快工程的前期工作，建议及早做好下面工作：10、1对供应电厂的燃料，即经过干馏炉后的半焦产品和油页岩，要进一步的化验分析，以便下步工作的顺利开展；10、2要做好锅炉燃料——75%半焦产品加25%油页岩这一混合燃料的燃烧热态实验，以便撑握准确试验数据；10.3抓紧对燃烧用此燃料的240t/h循环流化床锅炉的研制开发工作，以满足本工程建设百度的要求；10、4建议及开展环境评价工作；10、5电厂用水要尽快与有关水利部门协商，签定用水协议。25'