1、农产品深加工企业新建天然气分布式能源站项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月农产品深加工企业新建天然气分布式能源站项目可行性研究报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月98可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日 目 录1总 论11.1项目概况11.2研究范围与分工41.3主要参与人员41.4编制依据和原则51.5项目概况82、1.6主要结论及建议112用能需求预测与分析132.1基础计算条件132.2热负荷分析142.3电负荷分析143燃料供应153.1燃料选取及主要来源简介153.2燃料的输送153.3总燃料耗量154建站条件164.1站址概述164.2交通运输164.3能源资源条件及分析165工程设想195.1全站总体规划及站区总平面布置195.2机组选型及供热方案205.3天然气接收处理系统265.4燃烧系统275.5热力系统275.6电气系统275.7软化水系统335.8自控部分335.9建筑结构部分405.10供排水系统425.11消防系统425.12暖通空调455.13分布式能源系统综合能源利用效率463、6环境保护和水土保持476.1环境影响评价476.2水土保持496.3小结507劳动安全与职业卫生517.1能源站主要工艺流程517.2劳动安全517.3预期效果及建议548资源利用与节能分析568.1资源利用568.2节能分析588.3结论609人力资源配置619.1能源站的特点619.2确定能源站定员的主要原则619.3职工人数测算619.4运行人员培训6110项目实施的条件和建设进度及工期6310.1项目实施的条件6310.2项目实施轮廓进度6411投资估算及经济评价6511.1编制原则及依据6511.2资金筹措6811.3财务评价基础数据与参数选取6911.4财务分析结论7112风险分4、析7312.1商务风险分析7312.2技术风险分析7312.3政策风险分析7313经济与社会影响分析7413.1经济影响分析7413.2社会影响分析7513.3宏观经济影响分析7514结论和建议7714.1结论7714.2建议7815附件：7915.1附件1：技经附表7915.2附件2：附图961 总 论1.1 项目概况1.1.1 项目名称xxxxx分布式能源站项目1.1.2 项目背景 xxxxx工程股份有限公司是一家集淀粉、淀粉制品和高科技生物制品的生产、销售为主的农产品深加工企业，获国家财政参股经营企业资格，是国家级农业产业化重点龙头企业。是全国最大的L-色氨酸生产基地，年创产值近10亿元5、。公司拥有“省级企业技术中心”和“河南省色氨酸工程技术研究中心”，公司主要产品有：L-色氨酸和L-苏氨酸等高附加值的小品种氨基酸、玉米淀粉、结晶葡萄糖等，公司先后被国家授予“国家农业综合开发投资参股经营企业”、“国家农业综合开发重点产业化经营项目”、“质量管理达标单位”、“国家级农业产业化重点龙头企业”、“全国就业先进企业”、“全国优秀福利企业”、“国家级高新技术企业”等荣誉。xxxxx工程股份有限公司在成长和发展的同时也积极践行企业社会责任，通过节能降耗实施清洁生产、绿色制造，履行环保义务。目前xxxxx工程股份有限公司自备热电厂装机规模：1130t/h高温高压循环流化床锅炉+118MW背压6、式汽轮机发电机组和175t/h中温次高压循环流化床锅炉+16MW背压式汽轮机发电机组，机组根据生产状况开启。公司生产过程要求用能安全和稳定，现有的能源供应可满足园区的能源需求，但是在用能安全、用能稳定性、用能经济性等方面存在不足。分布式能源是近年来兴起的利用小型设备向用户提供能源供应的一种能源利用方式，与传统的集中式能源系统相比，分布式能源兼具发电、供热、供冷等多种能源服务功能，可以有效地实现能源的梯级利用，达到更高能源综合利用效率，系统具备节能、减排、安全、灵活的优势。燃气分布式能源冷热电三联供CCHP（Combine Cooling，Heating &Power）是分布式能源最为典型形式之7、一，它主要是利用内燃机燃烧洁净的天然气做功发电，利用做功后的余热进行回收，用来制冷、供暖、生产蒸汽和生活热水，其具有综合效率高（达80%以上）、节省能源、实现电力供应和燃气供应互相“削峰填谷”的双赢效果、保障用户用能安全稳定等优点。国家已将天然气分布式能源作为能源高效利用的关键技术。2012年11月8日，国家四部委联合下发关于发展天然气分布式能源的指导意见（发改能源20112196 号），规划在“十二五”期间建设1000个分布式能源项目，到2020年天然气分布式能源装机总量将达到5000万kW。随上海、长沙、青岛等地市对分布式能源鼓励及财政补贴的相关政策陆续出台，分布式能源将步入快速发展的阶段8、。2013年2月27日，国家电网公司在京召开“促进分布式电源并网新闻发布会”，向社会正式发布关于做好分布式电源并网服务工作的意见“意见明确为分布式电源项目接入电网提供便利条件，为接入系统工程建设开辟绿色通道。”、“公司为分布式电源项目业主提供接入系统方案制订和咨询服务。接入申请受理后40个工作日内（光伏发电项目25个工作日内），公司负责将10千伏接入项目的接入系统方案确认单、接入电网意见函，或380伏接入项目的接入系统方案确认单告知项目业主。项目业主确认后，根据接入电网意见函开展项目核准和工程设计等工作。380伏接入项目，双方确认的接入系统方案等同于接入电网意见函。”2013年7月18日，国家9、发展和改革委员会发印发分布式发电管理暂行办法的通知，提出“鼓励企业、专业化能源服务公司和包括个人在内的各类电力用户投资建设并经营分布式发电项目，豁免分布式发电项目发电业务许可”。同时，“电网企业负责分布式发电外部接网设施以及由接入引起公共电网改造部分的投资建设，并为分布式发电提供便捷、及时、高效的接入电网服务，与投资经营分布式发电设施的项目单位（或个体经营者、家庭用户）签订并网协议和购售电合同”。2013年5月14日，河南省人民政府印发了河南省人民政府关于印发河南省能源中长期发展规划(20122030年)， 在规划中提出“积极支持郑州、洛阳等空气质量敏感、经济较发达、电价热价承受能力强的大型城10、市和热电(冷)负荷中心区域建设燃气热电(冷)联产机组；积极合理开发天然气市场，认真落实国家天然气利用政策,积极发展天然气分布式能源、热电联产等用户,大力支持高效能工业用气。以空气质量敏感城市为重点,积极发展以气代油、代煤和代煤气项目,对中心城区的燃煤工业锅炉进行改造和燃料置换。推进各种燃气资源科学合理利用,切实提高利用效率。”2014年10月23日，国家发改委、能源局、住建部以发改能源（2014）2382号文件联合下发天然气分布式能源示范项目实施细则，细则明确：“天然气分布式能源示范项目可向项目所在地发展和改革委员会申请批准冷、热、电的特许经营，允许分布式能源企业在该区域内享有供电、供热、供冷11、经营权利，与用户分享节能效益。鼓励天然气分布式能源项目将剩余热、冷销售给周边一定范围内的用户，并享受相关优惠政策。”、“符合关于促进节能服务产业发展增值税、营业税和企业所得税政策问题的通知（财税2010110号）要求的示范项目，可享受相关税收优惠政策。2015年，“十三五”中提到“推动低碳循环发展。推进能源革命，加快能源技术创新，建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系。发展分布式能源，推行节能低碳电力调度。有序开放开采权，积极开发天然气、煤层气、页岩气。改革能源体制，形成有效竞争的市场机制”。在国家鼓励发展分布式能源的政策利好环境条件下，针对xxxxx工程股份有限公司的用能需求，在前期方案及项目12、建议书的基础上，本可研对xxxxx工程股份有限公司分布式能源项目经济技术可行性及必要性等方面进行论证，并给出结论和建议。1.1.3 投资方及项目单位概况本项目由xxxxx工程股份有限公司和xxxxxxxxxx燃气有限公司成立的合资公司投资建设，xxxxxxxxxxxxxxx提供整体技术服务。xxxxxxxxxx燃气有限公司成立于2015年12月，注册资金5000万元，其中洛阳xxxxx华油燃气有限公司持股74%，xxxxx市燃气公司持股26%。公司现有在册职工102人。公司主要负责城市管道然气的市场开发、工程建设、运行及经营管理，主营范围包括加工、销售管道燃气及车用燃气，城市燃气管网的建设与运13、营，燃气工程的设计与施工，燃气材料、燃气设备、用具的生产、销售维修，LNG、CNG加气站的建设、运营。经营区域为xxxxx市人民政府界定的2014版城市规划区（含汝南产业聚集区）。我公司现有居民用户4.3万户，工商服用户430家，管网370公里，天然气日供气量约2.2万立方米，煤气日供气量约2.1万立方米。xxxxx集团专注清洁能源产业，以能源开发和利用方式的创新为基础，持续探索和开发太阳能、生物质能等可再生能源，依托技术创新和商业模式创新，构建了能源开发、能源高效转化、能源分销与能源物流的基于能源价值链的产业链条，形成了技术推动、业务发展和人才培养互相支持的事业平台。xxxxxxxxxxxx14、xxx是xxxxx集团的成员企业，具有新能源发电工程设计乙级、建筑智能化工程设计与施工二级、环境工程（大气污染防治工程）专项设计乙级、环境工程（水污染防治工程）专项设计乙级、计算机信息系统集成四级资质，坚持“承接泛能技术、绘制精致蓝图”的理念，开展节能减排工程和泛能系统的设计工作。本可研报告由xxxxxxxxxxxxxxx编制。1.1.4 项目建设地点本项目拟建设在xx生物厂区之内，根据前期调研沟通，本项目拟布置于厂区污水处理厂正东方向靠近公路旁空地处。1.2 研究范围与分工可行性研究阶段的研究范围及内容深度应满足火力发电厂可行性研究报告内容深度规定（DL/T 5375-2008）及相关行业管15、理文件的要求，研究的工作范围包括但不限于：（1）论述建站的必要性和可行性；（2）分布式能源站热电负荷分析和设计规模确定；（3）全站总体规划、站区总平面布置以及各工艺系统工程设想；（4）分布式能源站投资估算及技术经济分析；（5）节能分析、风险分析及经济与社会影响分析。本报告编制范围不包括用户端换热站及热力二次线工程，以及能源站以外的电力、燃气、给排水等工程设计内容。1.3 主要参与人员参加可研报告编制工作的主要人员名单如下。表1.3-1 本可研参与编制人员名单姓 名单 位专 业岗 位职 称xxxxxxxxxxxxxxx暖通批准人高 工xxxxxxxxxxxxxxx热能工程审核人高 工xxxxxx16、xxxxxxxxx电气校核人工程师xxxxxxxxxxxxxxx技经校核人工程师xxxxxxxxxxxxxxx自控校核人工程师xxxxxxxxxxxxxxx暖通校核人工程师xxxxxxxxxxxxxxx热动主设工程师xxxxxxxxxxxxxxx电气主设工程师xxxxxxxxxxxxxxx建筑/总图主设工程师xxxxxxxxxxxxxxx技经主设工程师xxxxxxxxxxxxxxx自控主设工程师xxxxxxxxxxxxxxx结构主设工程师xxxxxxxxxxxxxxx暖通设计员工程师xxxxxxxxxxxxxxx暖通设计员工程师xxxxxxxxxxxxxxx热动设计员工程师xxxxxxxxxx17、xxxxx给排水设计员工程师1.4 编制依据和原则1.4.1 编制依据（1）xxxxx分布式能源站项目可行性研究报告编制服务合同（2）xxxxx分布式能源站项目建议书 （3）甲方提供的设计基础资料、当地建筑工程的一般做法等有关设计资料（4）其他委托方提供资料1.4.2 主要设计规范火力发电厂可行性研究报告内容深度规定DL/T 53752008燃气冷热电三联供工程技术规程CJJ 1452010分布式供能系统工程技术规程DG/TJ 081152008城镇燃气设计规范GB 500282006小型火力发电厂设计规范GB 500492011环境空气质量标准GB 30952012工业企业厂界噪音标准GB 18、123482008火力发电厂及变电所设计防火规范GB502292006公共建筑节能设计标准GB 501892015综合能耗计算通则GB/T 2589200820kV及以下变电所设计规范GB 500532013低压配电设计规范GB 500542011通用用电设备配电设计规范GB 500552011建筑物防雷设计规范GB 500572010建筑与建筑群综合布线系统工程设计规范GB 503112007建筑灭火器配置设计规范GB 501402005火灾自动报警系统设计规范GB 501162013分布式电源接入电网运行控制规范NB/T 330102014自动化仪表选型设计规定HG/T 20507201419、仪表供电设计规定HG/T 205092014仪表配管、配线设计规HGT205122014爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB 500582014自动化仪表工程施工及验收规范GB 500932013建筑设计防火规范GB500162014 锅炉房设计规范GB500412008建筑地面设计规范GB500372013室外给水设计规范GB 500132006室外排水设计规范GB 500142006（2011年版）建筑给水排水设计规范GB 500152003（2009版）建筑抗震设计规范 GB500112010建筑地基基础设计规范 GB500072011混凝土结构设计规范 GB500102010砌体结构20、设计规范 GB500032011钢结构设计规范 GB500172003建筑桩基技术规范 JGJ 942008工业企业设计卫生标准GB Z12010燃气蒸汽联合循环电厂设计规定DL/T 51472003火电厂节水技术导则火力发电厂和变电站照明设计技术规定DL/T 53902007工业设备及管道绝热工程设计规范GB 502642013工业设备及管道绝热工程质量检验评定标准GB 501852010中小型三相异步电动机能效限定值及节能评价值GB 186132012绿色建筑评价标准GB/T 503782014民用建筑供暖通风与空气调节设计规范GB 507362012通风与空调工程施工质量验收规范GB 521、02432002建筑照明设计标准GB 500342013建筑采光设计标准GB/T 5003320131.4.3 主要设计原则xxxxx工程股份有限公司分布式能源供应系统要建成突显资源节约、环境友好、绿色低碳和生态宜居的现代化能源中心。其设计应有超前意识，即在保证供能安全、可靠的前提下，技术要先进，环保要保证，节能效果要显著，优化控制要高标准，力求各项设计指标达到国内先进水平。据此，本方案设计原则确定如下：（1）遵循余热利用最大化的原则，系统设备配置及运行模式由技术经济比较后确定。（2）能源综合利用，发挥节能潜力。在保障系统经济性的基础上，根据能源梯级利用的节能理念充分发挥节能技术优势，并制定合22、理的运行方案发挥全系统最大的节能潜力。（3）系统工艺可靠，保障稳定运行。选用技术成熟的设备，并具有完善的与其相关的控制系统、集成关系密切的相关附属设备，按照系统总体要求做好与系统的接口。（4）维护管理方便，满足各方要求。充分考虑系统运行维护和日常管理的方便性，并满足各有关方面的不同需求。在符合工艺及环保要求的前提下，积极采用节能、节水和低排放技术。（5）工程建设不影响生产原则。在整个项目的设计及实施过程中要充分考虑已有的供能系统及其供能特点。做好各子系统（软化水、电力）接入点及接入方式的设计，利用已有供能系统的维修期或检查期进行对接。在项目实施前做好工期安排，制定合理的、切实可行的施工接口方案23、，以确保整个工程建设不影响xxxxx工程股份有限公司的正常生产。（6）整体设计、分步实施原则。对能源系统进行整体设计，以系统的思维和理念对能源系统各环节设计，考虑不同能源系统各环节之间的互补与优化。（7）本报告的经济评价所采用的天然气、供电、自来水单价是与xxxxx和xxxxxxxxxx沟通后确认的价格。1.5 项目概况1.5.1 项目简介xxxxx工程股份有限公司目前已有一套供能系统，有部分电力缺口，为实现清洁能源的高效利用，并降低企业用能成本，本项目拟采用天然气分布式能源技术。根据河南省分时电价执行情况，在分时电价高峰段、平段，可以通过天然气的高效、梯级利用，满足项目部分电力需求，余热用于24、热电系统锅炉给水以减少预热用蒸汽需求，以实现企业降本增效的目标。本项目工艺路线主要是利用燃气内燃发电机组和配套余热利用装置，满足项目部分电力需求及预热来自锅炉冷渣机的40给水。能源站建设规模为6666kW的发电能力，预热来自锅炉冷渣机130t/h的40给水至85，电力接入采用“并网不上网”的接入方案。本项目占地面积约300，机房内包括燃气内燃发电机间、配套换热设备、管道、能源站配电间、控制室等生产和行政用房。1.5.2 建设必要性（1）落实国家节能政策，实施可持续发展战略的需要 随着国民经济的快速发展，我国能源需求量也在大幅增加，从1993年开始我国就已经成为能源净进口国，而且供需缺口越来越大25、，2040年将达到24%左右。因此近年来，国家开始大力支持发展节能降耗技术，尤其是供热、电厂等耗能工程，国家重点鼓励采用冷热电联产技术取代现有的一大批供热锅炉房，该技术在获取较高的能源转换效率的同时，能够大大提高有效能量的输出，并且能够以较少的土地、环境、燃料和水等相关资源的代价，获取较大的能源利用效率，有效增强城市能源与环境相协调的可持续发展后劲。因此，本项目建设分布式能源系统是落实国家节能政策，实施可持续发展战略的需要。（2）xxxxx市“两型”社会建设，低碳经济发展的需要为推动xxxxx市“资源节约型、环境友好型”社会建设步伐，发展低碳、循环经济，冷热电三联供系统使用天然气清洁燃料，是低26、排放、低噪声的高标准环保型能源系统，二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物等排放远远低于传统能源利用技术，有效的减少污染，保护了环境；同时冷热电三联供可以有效地提高能源利用效率，减少能源消耗总量，从而减少污染物排放总量，提高环境质量。为此本项目是xxxxx市“两型”社会建设、发展低碳经济的需要，有利于缓解雾霾罩城给xxxxx市民健康带来的危害。（3）xxxxx市大力发展天然气，推广天然气分布式能源的需求目前天然气在xxxxx市能源消费结构中比例仍然较低，如何保障天然气在能源消费结构中比例不断提升，如何保证天然气资源得到合理利用，是xxxxx市按发展规划实现能源结构调整需要面对的首要问题。天然气三联供技术27、相对传统燃气发电、燃气供热实现了能源梯级利用，充分提高了燃料使用价值。相对发电、供热（冷）分供而言，天然气三联供技术不仅有显著的节能效果，而且还有更为明显的经济效益。为此，在国家天然气利用政策中将冷热电三联供作为天然气利用的优先领域，并在国家发改委、财政部、建设部和能源局发布的关于发展天然气分布式能源的指导意见中进一步提出了发展天然气分布式能源主要目标、任务和政策措施。xxxxx工程股份有限公司生产用负荷稳定，配套条件完善，非常适合建设天然气分布式能源。依托项目的优越地理位置，城市新坐标的发展定位，更能发挥建设天然气分布式能源项目示范作用。（4）完善公用设施建设，节约运行费用的需要采用冷、热、28、电三联供技术，系统配置、运行灵活，不受外部干扰、安全可靠，同时也能适应本项目随气候变化、使用条件变化而引起的冷热电负荷变化。可以有效地降低运营成本，节约运行费用，提高经济效益。项目的社会效益和环境效益明显。因此本项目建设是完善公用设施建设，优化资源配置的需要。（5）缓解供电压力、平衡冬夏燃气用量、提高产业园供能安全的需要 在夏季用电高峰期，电网的负荷极大。推广应用冷热电三联供技术能减少电能的使用，在夏季电力高峰时段，有效降低电力负荷；同时又在夏季天然气使用低谷段，增加天然气耗量，有利于改善xxxxx市冬季、夏季天然气耗量不均衡的状况。xx生物对供能安全有一定要求，通过应用冷热电三联供技术可提高29、产业园供能的预灾能力。（6）提高项目本身用电（能）可靠性能源站CCHP（分布式能源发电）的应用，冬季用电负荷小的季节，不仅能保证能源站自身用电，还有部分电力可以进入厂区配电系统，用以保障厂区内重要负荷（一级负荷中特别重要的负荷及一、二级负荷）在失去一路电源后的用电及特殊情况下的人员疏散、设备安保、消防和防洪救灾用电。1.5.3 投资规模及主要技术经济指标本项目总投资3625.4万元，包括建设投资3489.6万元，建设期利息59.8万元，流动资金76.0万元。xxxxxxxxxx投资占比70%，投资内部收益率所得税前为19.65%，所得税后为19.59%，全投资下静态投资回收期为5.75年(不含30、建设期)。天然气分布式能源实现了能源梯级利用，能源利用效率得到大幅度提升，项目分布式能源利用效率达85.77%；项目建成后与传统燃煤热电及燃气锅炉相比，每年可节能量4830.3吨标煤，节能23.5%；每年可减排CO2 26987.2吨，减排SO2 293.3吨，减排NOx 232.3吨，减排粉尘118.4吨。表1.51：项目主要技术经济指标序号项目单位数据1发电装机容量千瓦66662总投资万元3608.4其中，建设投资万元3489.6建设期利息万元42.7流动资金万元76.13xxxxxxxxxx投资占比70%全投资财务内部收益率（所得税前）%19.65 %全投资财务内部收益率（所得税后）%131、9.59%静态投资回收期（不含建设期）年5.754年供热（蒸汽）量万吨4.35年供电量万千瓦时3449.36年天然气消耗量万标立方816.57分布式系统年能源综合利用效率%85.77%8项目年总节能量（标煤）吨4830.39项目年减排量CO2吨26987.2SO2吨293.3NOx吨232.3TSP（总悬浮颗粒物）吨118.41.6 主要结论及建议1.6.1 结 论本项目符合国家“十二五”发展规划及节能减排的要求，符合节能减排综合示范城市要求，能满足项目健康、持续发展，符合环保要求，具有显著的环境效益、社会效益和一定的经济效益，代表了清洁能源天然气科学利用、合理利用和高效利用的发展方向，对xx32、xxx市天然气分布式能源发展有很好的示范和推动作用。相对常规供能系统，本项目采用燃气内燃机和换热器梯级利用高品位热能，项目实施后每年可节标煤4830.3吨，每年可减少CO2排放量为26987.2吨，减少SO2排放293.3吨，减少NOx排放232.3吨，减少粉尘排放118.4吨。本项目总投资3625.4万元，包括建设投资3489.6万元，建设期利息59.8万元，流动资金76.0万元。xxxxxxxxxx投资占比70%，投资内部收益率所得税前为19.65%，所得税后为19.59%，全投资下静态投资回收期为5.75年(不含建设期)。综上所述，本项目社会、环境效应显著，技术经济上可行，建议加快本项目33、的实施进程。1.6.2 建 议 为加快项目工作进程，促进项目工作的顺利开展和实现项目投资目标，就下一步工作，做如下建议：（1）加快与相关方沟通，尽快确定天然气分布式能源并网方案，办理电力并网相关手续的办理。在本报告中，本工程拟采用并网不上网的接入方案，所发的电力全部园区消纳，不外送电力，电力并入厂区35kV变电站10kV母线段。上述电力接入系统方案需经电力行政管理部门和政府主管部门批复后方可执行。（2）在本项目中利用了天然气分布式能源技术，且非常充分地体现了能源梯级利用思想，能源综合利用效率得到显著提升，具有非常好的示范效益。建议积极将该项目申报河南省天然气分布式能源示范项目，并积极申报国家天34、然气分布式能源示范项目。（3）尽快落实项目实施的条件，推动后续设计、工程建设工作的快速展开。应具体落实工程实施过程中的一些细节并做好项目详细实施计划，安排专人负责项目的实施进度，以确保项目按时按质量达到预期目标。2 用能需求预测与分析2.1 基础计算条件2.1.1 气象条件xxxxx是河南省省直管市。位于河南省中西部，北靠巍巍嵩山，南依茫茫伏牛，西临古都洛阳，东望黄淮平原，北汝河自西向东贯穿全境。总面积1573平方公里，总人口105.6万（2011年末）。xxxxx市属暖温带大陆性季风气候，四季分明，光照充足。多年平均气温14.2，最高气温44.6（1966年6月20日），为全省之冠；最低气温35、-18.2（1969年1月31日）。无霜期231天。年日照时数2243.3小时，日照百分率51%。年平均相对湿度66%。多年平均降水量650.5mm，最大1170.9mm（1964年），最小332.8mm（1966年），年最大降水量是最小降水量的3.5倍。全市年平均径流深189.8mm，径流总量2.93亿立米。多年平均蒸发量1902mm。2.1.2 室外计算参数本项目以xxxxx市室外气象资料作为计算依据。表2.1-1 xxxxx室外气象资料地名室外计算干球温度（）风速（m/s）大气压力（Pa）冬季夏季冬季夏季冬季夏季xxxxx采暖室外计算温度空调室外计算温度室外干球温度空调日平均温度室外湿球36、温度室外平均风速室外平均风速-5-735.930.927.53.22.1100880987602.1.3 供能时间根据xx生物厂区的生产情况及其蒸汽用量情况，厂区每天24小时需要提供蒸汽。因园区售电价格的影响，考虑运行费用，在电价谷段（0点8点）停用燃机及余热利用设备；在电价峰平段（9点24点）运行分布式能源站燃机及配套余热利用设备，每天运行16小时，燃机全年机组年利用小时数约为5280 小时。2.1.4 供能范围xx生物已有一套完整的供能系统，分布式能源系统是在其原有供能系统基础之上进行升级改造，本项目发电机所发电量在工厂内可以全部消纳。考虑到保障原有供能设施利用率，本项目供能范围为xx生物37、厂区内部分电力负荷以及锅炉给水预热部分的热负荷。xx生物现有的办公场所均已使用分体空调，无需满足其冷热负荷需求，因此，本项目不为其解决供冷供暖需求，空调冷热负荷不在此分析。2.2 热负荷分析 xx生物提供了20xx年1月20xx年8月份公司用蒸汽量数据见表2.2-1所示。表2.2-1 20xx年1月份20xx年8月份公司用蒸汽量月份12345678用蒸汽量（吨）6859563247613214142944810436987051255077根据调研沟通数据，厂区蒸汽负荷为110-120t/h，生产用蒸汽供应压力0.7-0.8MPa（绝对压力）。该部分蒸汽由1130t/h高温高压循环流化床锅炉供38、应，根据现场调研数据，现锅炉给水量为130t/h，给水来自锅炉冷渣机的出水，出水后接入除氧器，出水温度40，根据现场工艺状况，该部分给水可最大加热至100，推算该部分给水加热可消纳最大热负荷约32.65GJ/h。2.3 电负荷分析 xx生物提供了20xx年1月20xx年8月份公司用电量数据，见表2.3-1所示。表2.3-120xx年1月份20xx年8月份公司用电量月份12345678用电量（万kWh）1110.01170.61017.0895.5687.9749.71345.81682.6根据调研沟通数据，xx生物现有机组发电量约15MW。除自发电外，尚需自市政电网购入450-500万kWh/39、月（平均15.7万kWh/日， 6542kWh/小时），夏季高峰期网购电量为750-800万kWh。3 燃料供应3.1 燃料选取及主要来源简介本项目采用的燃料为天然气，热值为36兆焦/标立方，由xxxxxxxxxx燃气有限公司提供。本项目每小时最大耗气量为1546.4Nm，日最大耗气量约2.47万Nm。3.2 燃料的输送本项目天然气由xxxxxxxxxx燃气有限公司敷设管道供应燃气，可以充分保障本项目的用气需求。在能源站外设置燃气调压柜，采用中压A中压B调压器降压，调压柜后敷设天然气管道与燃气内燃机燃烧器相连，保障燃烧器口天然气压力满足设备要求。燃气管道施工、安装、试压、吹扫及验收按城镇燃气室40、内工程施工及验收规范(CJJ 94-2009)执行。天然气管道应作防静电接地，每对法兰或螺纹接头间设跨接导线，放散管应有避雷措施。3.3 总燃料耗量本项目内燃机每小时最大用气量为1546.4标立方，项目年共需天然气为816.5万标立方。4 建站条件4.1 站址概述4.1.1 站址区域概况xxxxx位于河南省中西部，北靠巍巍嵩山，南依茫茫伏牛，西临古都洛阳，东望黄淮平原，北汝河自西向东贯穿全境。总面积1573平方公里，总人口105.6万（2011年末）。xxxxx市地处郑州、洛阳、平顶山、许昌四市交界地带，焦柳铁路、207国道纵贯南北，并与陇海线、京广线连通，洛界公路、南洛(南京-洛阳)高速、二41、广高速、焦(汝)桐高速横穿东西，并与京珠、连霍高速直接毗连;县乡公路和村村通公路覆盖城乡，辖区内公路纵横交织、形成了便捷的交通网络，交通非常便利。4.1.2 站址地形地貌站址所处地域是汝河冲洪积带状平原，土层结构较为复杂，土壤表层为黄色粘性土，其下的沉积层大致可分为淤泥、中细沙、淤泥质砂、粗沙或砾沙四层。下伏基岩为陆碎屑沉积胶结形成的沉积层。4.2 交通运输（1） 施工及运行期间的运输通过广成西路与厂区内道路网衔接，且临近宁洛高速公路，站址公路交通极为便利，满足本项目施工期间物料运输要求。（2）燃料供应及燃料运输本项目天然气由xxxxxxxxxx燃气有限公司供给，从厂区周边燃气管网就近接驳。（42、3）大件设备运输本项目涉及的大件设备运输采用铁路运输和公路运输联运方案：国内铁路宁洛高速公路/xxxxx市区道路广成西路运抵能源站施工现场。4.3 能源资源条件及分析4.3.1 常规能源资源1）电力xx生物厂区市政电源为一路35kV电缆线路，35kV进线接入厂区东南角35kV变电站，经降压后接入厂区10kV母线段；厂区自备电源经电缆线路接入35kV变电站10kV母线段，其中1130t/h高温高压循环流化床锅炉+118MW背压式汽轮机发电机组作为主要电源，175t/h中温次高压循环流化床锅炉+16MW背压式汽轮机发电机组作为检修备用电源。xx生物厂区采用河南省一般大工业用电电价，河南省大工业用电43、峰谷分时电价见表4.3-1。4.3-1河南省大工业用电峰谷分时电价表 单位：元千瓦时用电分类电压等级高峰平段低谷一般大工业用电35-110千伏以下0.93628 0.61420 0.33167 备注：电价参见关于20xx年电价调整问题的通知-豫发改价管2016741号“调整峰谷分时电价政策。暂停执行尖峰电价，尖峰时段并入高峰时段”。分布式能源站所发电力采用并网不上网方式，经35kV变电站10kV母线段供给厂区内其他负荷，不外送电力；根据前期商务沟通结果，结算电价按相应时段电价优惠0.05元/kWh，市电峰平时段平均价格为0.77524元/kWh，合资公司与xx的交易结算电价为0.72524元/44、kWh。2）天然气天然气作为一种高效清洁能源，是分布式能源站系统的理想燃料。xxxxxxxxxx燃气有限公司的市政天然气管道已敷设到厂区周边，燃料的来源及供应量均满足能源站的使用条件，且接入也较方便。故本项目选用天然气作为主燃料，天然气低热值约为36兆焦/标立方，本项目天然气价格2.5元/标立方。3）自来水根据新发改价管2012）339号，非居民生活水价为3.7元/吨，其中包含水资源费0.25元/吨、城市污水处理费0.8元/吨、公共事业附加费0.1元/吨及基本水价2.55元/吨。根据现场调研和沟通情况，能源站所用水由xx生物提供脱盐水，水费按4元/吨。4.3.2 可再生能源资源1）太阳能充分利45、用太阳能资源是建设低碳能源系统的重要手段之一。同时，太阳能的利用也是国家能源发展战略的重要一环，属于国家大力鼓励和扶持的对象。xxxxx位于太阳能三类地区，年日照时间为2065h，年总辐射量4842MJ/m2，较适合采用光热利用技术进行太阳能资源的利用。2）浅层地热能根据我国地热资源分布来看，xxxxx地区所在区域有丰富的地热资源储备，盆地内浅层地下水温度一般在15.919.1之间，丘陵区地下水温度在18以上。本项目建设受场地限制，不具备地热能资源开发利用条件，因此，本项目不考虑地热能资源开发利用。3）其他据所知信息，项目范围内没有其他可用或达到可用规模的可再生能源资源。5 工程设想5.1 全46、站总体规划及站区总平面布置5.1.1 全站总体规划5.1.1.1 总体规划原则（1）正确处理近期与远期的关系，立足近期，兼顾远期，在尽量降低本期工程投入的前提下适当兼顾后续扩建工程，做到有利扩建，合理分享有限的自然资源，为能源站建设规划出最大的可持续发展空间。（2）综合考虑热力既有配套设施、燃料供应、运输条件、地区自然条件、水源、外部接入条件、环境保护要求和建设计划等因素，节约用地、节省投资。（3）以站区为中心，使站内外工艺流程合理，尽量缩短各种管线长度。（4）降低各类污染，满足国家现行的防火、卫生、安全等技术规程及其它技术规范要求。5.1.1.2 总体规划方案经过全面、综合、深入地研究本站址47、的建设条件，根据能源站燃料供应管线进站方向、进站道路方向及主厂房方位等主要因素进行总体规划设计，在多方案比较的情况下确定如下优化总体规划方案：（1）燃料本项目选用天然气作为内燃机燃料，不考虑备用燃料。本项目天然气由xxxxxxxxxx燃气有限公司敷设管道供应燃气，可以充分保障本项目的用气需求。在能源站外设置燃气调压柜，采用中压A中压B调压器降压，调压柜后敷设天然气管道与燃气内燃机燃烧器相连，保障燃烧器口天然气压力满足设备要求。（2）水源xx生物厂区由市政管网供水，能够满足厂区用水需求。能源站的给水由xx生物提供脱盐水，水量能满足能源站的用水要求。5.1.2 站区总平面规划布置5.1.2.1 站48、区总平面规划布置原则本项目建设在xx生物厂区之内，根据厂区的原有规划，本项目的总平面布置要根据生产工艺、运输、消防、安全等要求，结合工程用地现状，在满足发电工艺流程、防火及卫生要求的前提下进行布置。本着节约土地、节约建设投资，减少现有建、构筑物及地下管线拆迁的原则，在充分利用现有场地、注重厂房的生产协作联系的基础上，安全、紧凑、合理地布置生产及辅助生产设施。5.1.2.2 站区总平面规划布置方案根据站区外部条件，在充分利用现有条件、生产工艺流程顺畅、布置紧凑、节约用地、出线方便、交通便捷、运行管理方便等原则基础上确定如下总平面规划布置方案：（1）工程组成：本项目主要由燃气内燃机+换热器、配电室49、控制室、办公室等相关构筑物组成。（2）总平面布置：本项目在厂区污水处理厂附件空置地块新建能源站，占地面积约300平方米。5.1.2.3 站区竖向规划布置本项目站区竖向设计采用平坡式。站区排水系统采用雨、污水分流制。屋面雨水采用外排水，通过雨水立管排入厂区现有雨水口后再排入站外园区雨水管网。本工程无酸碱性化学废水，软化水处理器采用氯化钠再生，其再生液无毒、无腐蚀性，考虑排入工业废水管网。本工程生活污水量少，考虑经化粪池处理后排至污水管网至污水处理厂。5.1.3 站区道路规划布置站区周围均设有环形道路网。本次设计利用原有路网，不新增道路，站内设置相应的消防通道。5.2 机组选型及供热方案5.2.50、1 机组选型方案设计原则分布式能源系统主要由燃机发电设备、余热利用设备和相关辅助设备等构成。目前应用较多燃气发电设备主要有燃气轮机和燃气内燃机；余热利用设备主要有烟气热水型冷（热）水机组、蒸汽热水型冷水机组、烟气型冷水机组、蒸汽型吸收式冷水机组、热水型吸收式冷水机组、蒸汽余热锅炉、热水型余热锅炉、换热器等。因用能需求特性和环境资源条件，不同项目宜采用不同系统配置方式。分布式能源系统要求提高系统综合能源利用效率、降低运行成本，因此新建的分布式能源系统将通过采用能源梯级利用技术提高系统综合能源利用效率，符合国家节能环保的政策要求；并力求通过合理的系统设计从经济上体现节能收益，建设具有节能性和经济性51、的供能系统。结合xx生物实际情况，增强可实施性系统设计、建设及运行紧密结合工业用能特点，按照xx生物热电需求变化规律提供高品质的供能服务。同时考虑与已有的设计方案相结合，充分发挥分布式能源系统优势。5.2.2 负荷特点xx生物项目是一个工业项目，并且属于一个节能改造的项目。厂区蒸汽负荷稳定在110-120t/h，锅炉给水量为130t/h，按前文热负荷分析，该部分给水加热可稳定消纳最大热负荷约32.65GJ/h。厂区用电除自发电外，尚需自市政电网购入，购入电力部分平均6542kWh/小时。本项目的热负荷、电负荷都比较稳定。5.2.3 发电机组选型目前应用于天然气分布式能源系统的发电机组主要包括燃52、气内燃机、燃气轮机、燃气微燃机、燃料电池等。该四类典型发电设备主要特点简单比较如表5.2-1。表5.2-1 典型燃气发电设备比较燃气内燃机燃气轮机微燃机燃料电池容量(kW)205000100050000030250102000发电效率(%)2542213918283063综合效率(%)7090508550806080燃料供应压力低、中压中、高压中、高压低、中压噪 音高(中)中中低NOX含量(ppm)较 大小小更 小燃气微燃机单机容量较小，一般在250千瓦以下，其发电效率及综合热效率均较低，生产厂家也较少，设备单位容量价格较高；燃料电池应用较少，相对成本更高。为此，在相近规模天然气分布式能源项目53、中使用比较普遍的发电设备主要为小型燃气轮机和燃气内燃机。5.2.3.1 燃气轮机与燃气内燃机比较1）燃气轮机性能特点（1）燃气轮机具有体积小、运行成本低和寿命周期较长(大修周期在6万小时左右)、出口烟气温度较高、氮氧化物排放率低等优点；（2）燃气轮机发电电压等级高、功率大、供电半径大、适用于用电负荷较大的场所，发电机输出功率受环境温度影响较大；（3）燃气轮机余热利用系统简单、高效；（4）燃气轮机一般需要次高压或高压燃气；（5）燃气轮机启动时间较燃气内燃发电机组长；（6）燃气轮机不适宜于带部分负荷运行；（7）小型燃气轮机单位容量价格较高，大、中型燃气轮机单位容量价格较低。2）燃气轮机主要技术参数54、特点（1）燃气轮机自身的发电效率不算很高，一般在30%35%之间，但是产生的废热烟气温度高达450550，可以通过余热锅炉再次回收热能转换成蒸汽，驱动蒸汽轮机再发一次电，形成燃气轮机蒸汽轮机联合循环发电，发电效率可以达到45%50%，一些大型机组甚至可以超过55%；（2）燃气轮机利用压气机进气导叶的开度来调节空气进气量，调节范围为100%70%。当负荷小于70%，只能通过控制燃料来控制燃气轮机的出力，所以燃气轮机低负荷运行时，效率大幅度下降，带50%负荷时效率下降57个百分点；（3）燃气轮机的起动时间25分钟，带满负荷时间1520分钟。其效率与发电能力的关系见图5.21(摘自天然气热电冷联供技55、术及应用付林、李辉等著，中国建筑工业出版社)。图5.2-1 燃气轮机的效率与发电功率关系统计3）燃气内燃机性能特点（1）单机能源转换效率高，发电效率最高可达46%，能源消耗率低；（2）地理环境造成动力输出影响最小，高温、高海拔下可正常运行；（3）发电负载波动适应性强；（4）操作运转技术简单易掌握；（5）可直接利用低压天然气进入燃气内燃发电机组燃烧；（6）设备集成度高，安装快捷；（7）燃烧低热值燃料时，机组出力明显下降；（8）内燃机需要频繁更换机油和火花塞，消耗材料比较大，也影响到设备的可用性和可靠性两个主要设备利用指标，对设备利用率影响比较大，有时不得不采取增加发电机组台数的办法，来消除利用率56、低的影响；（9）内燃机单位容量价格比小型燃气轮机低，比大、中型燃气轮机高。4）燃气内燃机主要技术参数特点（1）燃气内燃机的发电效率通常在30%40%之间，比较常见的机型一般可以达到35%；（2）发电效率随负载负荷的影响较小，从100%负荷降到50%负荷时，内燃机的发电效率从40%变化到34%左右；（3）内燃机启动时间0.52分钟，带满负荷时间在15分钟之内。其效率与发电能力的关系见图5.22(摘自天然气热电冷联供技术及应用付林、李辉等著，中国建筑工业出版社)。图5.2-2 燃气内燃机的效率与发电功率关系统计5）燃气轮机与内燃机性能对比燃气轮机与内燃机主要参数比较见表5.2-2(摘自天然气热电冷57、联供技术及应用付林、李辉等著，中国建筑工业出版社)。表5.2-2 燃气内燃机与燃气轮机对比表燃气内燃机燃气轮机容量范围5kW8MW3kW12000kW转速(r/min)70018001500033000发电效率(%)25452034总效率(%)75907085废气温度()400550450650余热回收高温烟气，热水或蒸汽高温烟气或蒸汽NOx(106，体积比)45200(无控制时)420(SCR)150300(无控制时，15%O2)；25(DLN)；6(DLN&SCR)CO(106，体积比)140700(无控制时)4-10(Oxidation Catalyst)燃气轮机与内燃机效率/负荷变化关58、系比较见图5.2-3。图5.2-3 燃气轮机、燃气内燃机效率随负荷变化示意图5.2.3.2 能源站发电机组的选定本项目的热负荷、电负荷都比较稳定。依据河南省分时电价分段特点，能源站日间电价高峰、平段共16h运行。并且负荷在高峰、平段间负荷内会有一定的波动。为此，所选发电设备需有较强低负荷运行的特性。从图5.2-1、图5.2-2、图5.2-3中及表5.2-25.2-3可以看出，燃气内燃机发电效率较燃气轮机高，调节较为灵活、部分负荷特性较好。燃气轮机低负荷运行时，效率大幅度下降，在50%负荷时效率下降57个百分点，不适宜带部分负荷运行，并且燃气轮机不宜经常启停。燃气内燃机发电效率受负载负荷的影响较59、小，从100%负荷降到50%负荷时，内燃机的发电效率从40%变化到34%左右，可带部分负荷运行。并且燃气内燃机频繁启停对机组的寿命影响较燃气轮机的小。为此，在本方案中选定发电燃气内燃机作为分布式能源系统的原动机。5.2.4 余热利用形式选择分布式能源系统余热利用工艺需综合考虑发电机组的种类、热效率、余热品质等参数后确定。由于本能源站主要与厂区原有方案结合向xx生物厂区提供蒸汽，不需要向厂区提供热水和冷负荷，因此余热用于产蒸汽是本方案唯一选择。根据本项目特点，燃气内燃机余热产蒸汽有两种方案：方案一为增设余热蒸汽锅炉，利用燃气内燃机高温缸套水预热余热锅炉给水，利用高温烟气通过余热锅炉产蒸汽；方案二60、为利用换热器将燃气内燃机余热用于现有130t/h锅炉给水预热。与方案二相比，方案一增设余热锅炉后产生部分蒸汽，该部分蒸汽需并入现有蒸汽系统，不仅增加了系统投资，也增加了工程系统复杂性；于此同时现有锅炉系统的产蒸汽量会相应减少，偏离现有锅炉额定工况，造成现有设备的利用率降低，锅炉效率降低。根据项目工艺特点，结合项目负荷需求的特性，本项目拟采用燃气内燃机+烟气-水换热器+缸套水板式换热器系统，详细的工艺流程请见图5.2-4。图5.2-4 工艺流程图根据工艺流程图及系统负荷特点，可将天然气分布式能源系统主要设备配置如下，见表5.2-3。表5.2-3主要设备选型及清单表序号名称主要技术参数数量单位备注61、1燃气内燃机发电量（kWh）33332套卡特皮勒发电效率（%）40.0耗气量（Nm3/h）1666排烟温度（）444烟气流量（kg/h）175972缸套水板式换热器一次侧热水进出口温度90/78，最小/最大流量：74/95t/h；二次侧软化水温度40/80，额定换热量约1465kw2台国产名牌3烟气换热器进口烟气流量17597kg/h，烟气温度444，给水温度40，出口温度85，排烟温度752台国产名牌5.3 天然气接收处理系统本项目的天然气从市政燃气管网引入，天然气接入不设置储气设施，均通过管道经调压送至用气设备燃烧器进口。根据燃烧器对燃气品质的要求，在调压柜内设置调压、计量、过滤设施。保证62、燃烧器入口燃气品质、压力符合要求。5.4 燃烧系统天然气经调压箱调节至内燃机入口所需压力后进入内燃机进行燃烧。天然气在内燃机内进行燃烧并作功发电，产生的高温烟气经烟气换热器充分利用余热后经排气消音器排入大气，内燃机的排气口和烟气换热器的入口烟道之间设了旁路烟囱。5.5 热力系统内燃机高温缸套水经过缸套水板式换热器预热锅炉给水，预热后的给水并入原有工艺管道进入除氧器。5.6 电气系统5.6.1 概况本工程为xxxxx分布式能源站项目，利用燃气内燃机发电及热交换器余热回收，满足厂区部分电力及热负荷需求。目前厂区的电负荷主要由厂区自备热电厂及35kV市政线路两路电源供电。厂区自备电厂电力供给能力为163、5MW,无法满足全厂用电需求；其余厂区用电负荷由35kV市政电源供给。本项目是以燃气内燃机+余热交换器分布式能源系统为厂区内提供生产生活所需的热水及部分电力。整个项目的施工过程不影响厂区的正常生产，系统对接时利用工厂非生产时间。5.6.2 工作范围本工程可研设计范围包括xxxxx分布式能源站电气主接线、变配电系统、电力传动、照明系统、防雷接地系统。5.6.3 负荷等级及供电要求根据供配电系统设计规范GB 500522009，分布式能源站内用电负荷等级为三级，电源采用1路10kV线路，拟采用电力电缆接至分布式能源站10kV母线段。本项目主要设备负荷统计详见表5.6-1。表5.6-1 泛能站各设备64、负荷统计表序号名称台数单台容量(kW)运行容量(kW)系数计算负荷安装工作备用KxCos有功(kW)无功(kVar)视在(kVA)低压负荷(380/220V)1#1发电机电源1101001000.80.88060 100 2#2发电机电源1101001000.80.880 60 100 3给水泵11075750.80.856037.270.6 4仪表控制系统202010.820 1525 5直流电源系统202010.820 1525 6自控系统12120.90.8510.86.712.77暖通负荷30300.70.821 16 26 8照明系统20200.70.8514 8.7 16.59小计65、306 218 12Kp=0.9275 13Kq=0.95 207 14近期合计275 207 34415无功补偿-120 16变压器容量400 17变压器损耗420 18补偿后合计279 107 19总计279107 299 5.6.4 接入系统方案5.6.4.1 建设规模xxxxx分布式能源燃气内燃机发电装机规模23333千瓦，分布式能源站总用电负荷约299千伏安。5.6.4.2 电站年运行小时数根据工艺专业提资，本项目燃气内燃机年利用小时数按5280小时进行估算。5.6.4.3 接入系统方案本分布式能源站选型发电机组机端电压选取10.5千伏，通过发电机组配套的并网控制柜采用10.5千伏、66、50赫兹接入分布式能源站配电室10千伏母线，再以电缆线路的形式接至厂区35千伏变电站10千伏母线，本分布式能源站10千伏配电室同时为能源站内负荷供电。根据本工程具体情况，在发电机的出口开关柜设置同期并网点，利用发电机并网控制柜实现同期并网操作。发电机接入采用并网不上网的方式，通过并网控制柜自动调整发电机的发电功率，以适应冬夏两季或一天内峰平段时变的用电负荷波动，达到电量不外送的目的。发电机的保护及控制均由并网控制柜完成。在能源站联络出线开关设置同期检测点，防止非同期合闸。电气接入详见图5.6-1图5.6-1 泛能站接入系统方案本项目电气接入系统方案需经电力行政管理部门批复以后确定。本方案只是暂67、定方案，最终实施应以电力行政管理部门批复的接入系统方案为准。5.6.5 发变电系统5.6.5.1 并网方案制定原则在目前的电力政策及并网技术下，制定和选择分布式能源系统并网方案主要考虑以下因素：（1） 合理的电气主接线方式，它不仅决定了下一步的电气设计和施工可行性，而且还直接影响系统投运后的运行方式和运行维护工作的难度，继而直接关系到运行成本和收益。（2）当在配电末端增加一个较大电源时，继电保护必须作相应的调整，主要考虑两个方面，一是电网的保护增设和整定，二是发电机的保护配置。（3）国家对电源的管理有严格规定，分布式能源站应有必要的安全管理和电量管理措施。 （4）设计天然气分布式能源系统后，关68、于电能的计量要和供电部门协商一致，维护电力公司和用电单位的利益。5.6.5.2 泛能站电气主接线方案初步拟定分布式能源站变配电室设置一段10千伏母线，10千伏采用单母线接线形式。设置一段400伏低压母线，单母接线，400伏低压系统通过一台容量为400千伏安变压器与10千伏系统连接。新建两台发电功率为3333千瓦的燃气内燃机，发电机出口电压选用10.5千伏，接入厂区35kV变电站10千伏母线。发电机同期点设在10千伏母线发电机出口开关位置，发电机设置自动并车系统，并车时经严格检测发电机发电与市电的电压、频率、相位满足要求后，并车开关闭合，发电系统与市电系统并列运行。5.6.5.3 变配电间微机综69、合自动化系统变配电间采用微机综合自动化装置，内设当地微机操作站，并通过远动终端将数据送入智能控制系统，对于重要的低压回路也纳入智能控制系统，通过站控系统对电气设备能够实现遥控、遥测、遥信，达到无人值班，以满足电网调度和管理自动化的要求。变配电间微机综合自动化系统与站控系统采用以态网口，TCP/IP协议进行通信。电气设备的开关操作应满足远控、站控和就地控制的要求。电气设备除具备电气专业本身所需的各种保护外，还根据其它专业的要求设置继电保护。5.6.5.4 控制电源系统变配电间操作电源采用220伏直流电源装置，为10千伏开关柜提供跳、合闸电源和控制保护电源。直流电源采用微机监控模块式高频开关电源，70、蓄电池采用阀控密封铅酸蓄电池，蓄电池容量40安时。直流系统采用1组蓄电池的单母线接线，控制母线和合闸母线分开，两路输入电源，配1组充电装置，充电装置的输出电流不小于20安，充电装置采用多个高频开关整流充电模块并联，N+1热备份，可带电拔插。直流系统组成1面屏。5.6.5.5 无功功率补偿本项目泛能站用电负荷电压为0.4千伏低压负荷，低压侧采用集中自动补偿的方式，补偿后功率因数达到0.93以上。5.6.5.6 电能计量根据中华人民共和国电力供应与使用管理条例规定，在能源站10kV出线柜设置双向电能计量装置。5.6.6 配电系统5.6.6.1 配电方式分布式能源站内配电方式采用放射式配电系统。5.71、6.6.2 照明照度标准按照建筑照明设计标准(GB 500342013)和建筑设计防火设计规范(GB 500162014)执行。照明分正常工作照明和应急照明。正常照明故障时可能发生危险的重要场所，如控制室、电子设备间和高低压配电间等装设应急照明，应急照明灯具采用自带蓄电池的应急灯方式。控制室、电子设备间和高低压配电间的消防应急照明保证正常照明的照度。并在值班办公区、建筑物出口处等位置设置灯光疏散指示标志。5.6.6.3 电缆敷设高压电缆采用YJV-8.7/10千伏、低压电缆采用YJV-0.6/1千伏型电缆，照明导线穿镀锌钢管沿墙及顶板暗敷设，插座导线穿镀锌钢管沿墙及地面暗敷设。5.6.7 防雷72、防静电及接地5.6.7.1 防雷、防静电措施（1） 防雷分类按自然条件、当地雷暴日和建构筑物的重要程度划分类别，泛能站为第二类防雷建筑物。（2） 防雷措施第二类防雷建筑物防直击雷的措施，采用在建筑物上装设接闪网作保护。接闪网沿屋角、屋脊、屋檐和檐角等易受雷击的部位敷设，并在整个屋面组成第二类防雷建筑物不大于10米10米或12米8米的网格。（3） 信息设备的防电涌措施为防止雷电波侵入及高电位对设备、人体的反击、操作过电压、电器设备绝缘损坏时外壳带电对人体的伤害，在10千伏母线及真空断路器的出线侧设置过电压保护器。低压电源进线柜处加装第一级保护的开关型电涌保护器；自控设备前端的电源配电箱、UPS73、装置等加装第二级保护的限压型电涌保护器；自控等电子设备电源进线处加装第三级保护的限压型电涌保护器，使仪表、通信等设备受到保护。电器设备及安装支撑架、电缆金属铠装带、配线保护钢管均接地。5.6.7.2 接地泛能站设置公用接地网，作为防雷、防静电、电气、自控等公用接地装置，接地电阻不大于1欧姆。0.4千伏采用TNS系统，中性点直接接地。5.6.7.3 等电位联结 泛能站做总等电位联结，联结范围包括：总配电(柜)箱PE母排，进入建筑物公用设施的金属管道，如上、下水等管道，建筑物金属结构、防雷装置等。建筑物金属门窗应就近与梁或柱内钢筋做辅助等电位联结，卫生间等做局部等电位联结。5.6.8 主要设备选型74、10千伏干式变压器按SCB11系列低损耗节能型变压器进行选型设计，联结组别为D，yn11。10千伏配、变电站内高压配电装置采用KYN28A12(Z)铠装抽出式户内交流金属封闭中置式开关柜，柜内配置真空断路器，采用直流电动弹簧操动机构。低压配电柜采用智能型低压抽屉开关柜。变配电所直流电源选用高频开关直流电源，带通讯接口。5.6.9 主要设备工程量本项目分期实施，一期对应主要设备工程量见表5.6-2。表5.6-2电气与电力接入系统主要工程量序号设备、材料名称(规格)单 位数 量备 注1高压配电柜面42干式变压器SCB11400/10 400kVA面1带外壳和温控器3低压抽出式开关柜面54同期屏面175、5微机综合自动化装置套16远动装置套17直流电源40Ah套18UPS系统3kVA套1后备时间2h9动力配电箱个310照明配电箱个211防爆灯具套1012普通灯具套401310kV电缆米40014低压电力电缆米60015控制电缆米10005.7 软化水系统xx生物厂区已有一套完整的软化水系统，能满足能源站的用水需求，能源站所用软化水可就近从软化水干管接入。5.8 自控部分5.8.1 自控设计范围设计范围主要包括如下内容：就地仪表的选型及安装；自控阀门的选型及安装；PLC机柜的设计及安装；监控操作系统的硬件、软件配置及安装；自控电缆及桥架的敷设安装；控制方案设计；通讯网络设计；5.8.2 自动化控76、制水平常规的自控系统功能以LCD、键盘、鼠标为能源站PLC主要监视和控制手段(包括检测、控制、报警、联锁及事故处理等功能)，实现在少量巡检人员的配合下，在控制室内以能源站PLC操作员站为中心，完成能源站各系统的启动、正常运行的监视和调整(包括负荷调整)、事故报警及处理、正常停机或紧急停机。常规的自控系统功能主要体现在以下几个方面：高可靠性的控制单元及热插拔功能；选用工业级高可靠性的PLC组成控制单元，控制单元的相关模块优先选用支持热插拔功能的模块，在个别模块发生故障时，可在系统不停机的情况下进行备件更换，对系统稳定运行无扰动，方便系统的维护。5.8.3 系统构成自控系统采用“集中管理，分散控制77、”的结构，共分为三个层次。第一层次：能效优化监测管理层。主要包括操作员站、工程师站、泛能能效监管平台操作终端、数据及应用服务器、交换机、打印机等；第二层次：设备运行控制层。主要包括系统PLC控制主站、各成套装置PLC控制从站等；第三层次：现场检测及执行层（下图中未绘出）。主要包括各类现场检测仪表、阀门、水泵变频器、冷却塔风机变频器等；自控系统总体架构如下图。图5.8-1 能效平台总体架构图PLC机柜、UPS电源机柜、网络服务器机柜等设置在电子设备间内，并排安装；优化及管理平台操作员站、监控系统操作员站、工程师站、打印机等放置在控制室内；安装在现场的在线监测仪表通过420mA标准电流信号或Pt178、00信号与PLC的IO模块进行连接，进行集中信号采集。5.8.3.1 能效优化监测管理层；a）系统构成图5.8-2 能效优化监测管理层架构图b）系统具备功能能效优化监测管理层可细分为能效优化、能效管理以及能效监控三个子系统，其实现的功能分别如下：（一）能效优化子系统1）实时优化功能系统整体能效最优主设备能效最优水泵机组整体电耗最优控制策略。2）优化方案管理功能预测优化和运行优化方案按时间序列表查看或管理运行优化方案按权限手动确认或直接下发跟踪优化方案的实际运行状态（二）能效管理子系统优化管理子系统管理模块提供一套分布式能源匹配系统管理和决策的工具。1）区域信息管理功能区域信息管理建筑信息管理气79、象信息管理2）设备资产管理设备资产出入库管理设备的维修、检修、故障管理设备运行状态管理3）报表生成功能设备资产报表设备运营报表系统运营报表环境指标报表经济指标报表能源供需报表自定义报表生成工具4）远程故障诊断等5）其它功能模块搜索查询；统计分析；信息查询服务；服务报表管理。(三)能效监控子系统1）实时数据采集功能通过自动控制子系统实时获得单位时间热、电等能源消耗量通过自动控制子系统实时获取优化所需的设备运行数据通过自动控制子系统实时获取各设备、阀门的控制数据2）系统监测功能设备运行情况实时监测系统整体运行情况(主要是产能、耗能、环境指标)的监测系统整体能效实时评估5.8.3.2 设备运行控制层80、；a）系统构成图6.8-3 设备运行控制层系统构成b) 系统配置主要包括工业级高可靠性的PLC主站，及各扩展IO站、成套设备自带的PLC系统等。在电子设备间设PLC主站及扩展IO站，PLC主站与上位工控机进行以太网通讯连接。现场安装的在线监测仪表（如工艺管线内介质的温度、压力、流量，存储介质的箱、罐的液位等）、执行机构（如电动开关阀、电动调节阀）等设备与扩展IO站连接。成套装置自带的系统控制柜、智能仪表等通过总线方式接入扩展IO站的通讯模块。能源站内各类成套设备主机均配备有PLC控制单元，能够完全独立远行,自成系统，并且具备与能源站主PLC系统的数据通讯接口，主PLC系统能够对其成套的仪表、设81、备状态等监视，并可对其发出开、关机控制和调节的控制命令。安装在现场的成套设备PLC控制单元，构成分散式控制设备。在运管中心设集中监视控制的操作站及工程师站，总体监视各类运行数据，保证系统的安全稳定运行，最终组成完整的集散式控制系统。c）系统控制方案及功能能源站PLC控制系统的功能将覆盖整个能源站主设备及其辅助系统的全部监控功能，包括数据采集系统(DAS)、模拟量控制系统(MCS)、顺序控制系统(SCS)等。运行人员在控制室通过操作员站LCD监视器能够对能源站进行管理和运行的操作，除启停阶段的部分准备工作需由运行人员在就地进行手动辅助操作外，正常运行和异常工况的处理均可根据操作员站监视器上的操作82、指导，在控制室内由运行人员完成。本工程的能源站项目，包括如下表列出的成套设备。每套成套设备自带PLC控制系统，能够独立运行，以减少能源站主PLC控制系统故障时的影响范围，提高运行的灵活性和安全可靠性，方便系统维护与检修。成套设备的PLC控制系统能够把运行的工艺参数上传给PLC，PLC也能够设定成套设备的运行参数，发出控制命令，如起动、停止命令等。5.8.3.3 现场监测及执行层；主要包括就地在线仪表、电动执行机构、风机、水泵等设备, 优先选用带通讯接口的智能设备，以现场总线通讯的方式接入PLC系统。现场总线一般为RS485接口，ModBus RTU通讯协议，各智能仪表及设备串接。如实际连线的距83、离超过能够通讯的距离，则需增设中继器设备。不带通讯接口的仪表及设备，以420mA电流信号连接至电子设备间的扩展IO站。5.8.4 控制室的布置控制室内设能效平台的操作终端机1套，监控子系统的工程师站1套（兼作操作员站），操作员站1套。每套操作终端机或操作员站配置一套操作台及办公座椅。控制室内的设备电源引自UPS电源柜。设置一套火灾报警系统，监控范围包括控制和电子设备间的电缆通道、电缆桥架及设备机房等易燃易爆场所。该系统在控制室设置一台主机报警显示盘，在相关设备间设置区域报警显示盘。控制室装修时设防静电地板，地板高度为300mm，通讯电缆在地板下敷设。5.8.5 电子设备间布置在电子设备间内设有84、PLC机柜、服务器机柜和电源柜，各柜并排安装在槽钢底座上，柜体周围各留出足够的操作空间。电子设备间装修时设防静电地板，地板高度为300mm，仪表电缆、电源电缆、通讯电缆等在地板下敷设。5.8.6 设计原则能效平台能有效地监控能源站工艺设备的生产过程，确保设备长期稳定可靠运行，操作维护方便。在考虑先进性的同时，以可靠性为主。所有联锁回路按ISA标准，采用失电安全的原则进行设计，以保证在失电状态下的安全停机。现场安装的户外电子类仪表防护等级原则上采用IP65，满足户外安装要求。5.8.7 主要仪表选型能站站的生产环境具有区域防爆、大型成套设备多等特点，具有一定的特殊性，仪表材质及外特性的需具如下要85、求：防护等级IP55,防爆等级ExdIIBT4。所选仪表或设备在防护与防爆等级要优于或等于规定等级。（1）压力仪表的选型压力、差压变送器选用智能变送器，带HART通讯功能，精度为0.1%。带现场显示（指示）的全天候产品。就地压力仪表采用弹簧管压力表或者膜盒压力表，100表面，测量元件为不锈钢，防腐。（2）温度仪表的选型温度传感器选用热电阻的形式，分度号：Pt100。就地温度仪表为双金属温度计，100表面，精度1.5%，防护等级高于IP55；温度传感器、现场温度计须采用带套管安装形式。（3）流量仪表的选型工艺介质为水的流量检测，选用带有累计功能及具备数据通讯功能的电磁流量计，管段式安装，电源电压86、为220VAC，精度为0.5%。（4）冷/热量表的选型冷/热量表根据工程情况选用电磁式或超声波式冷量表，管段式安装，电源电压为220VAC，精度1.0%，带RS485接口，支持ModBus通讯协议。5.8.8 其他系统配置（1）能源站设置一套火灾自动报警系统，探测火灾早期特征，发出报警信号，并启动自动灭火设备。火灾报警控制盘布置在控制室内。（2）在燃气设备上方及其他可能的泄漏点处设置可燃气体探头，当天然气泄露，浓度达到报警器设置的报警值时，布置在控制室内的可燃气体报警器就会发出声、光报警信号，并联锁启动事故排风风机，关停设备5.9 建筑结构部分5.9.1 建筑设计5.9.1.1 主厂房布置（187、）布置原则分布式能源站的建设，应满足通风、泄爆要求并符合消防安全距离的要求。从能源输送的角度考虑应尽量靠近变配电所和热、电负荷中心，周边供气、供水、排水等市政设施齐全，外管线距离短。为便于运行管理，机房最好独立设置。但同时满足上述条件比较困难，应根据项目具体情况，选择合适的厂址位置。（2）平面布置方案根据以上原则，本方案能源站拟建设在污水处理厂正东方向靠近公路旁，与xx热电厂距离200米左右，距离冷渣机130米左右，5.9.2 结构设计5.9.2.1 指导思路在结构设计中充分考虑以下内容：1）使结构具有明确的计算简图和合理的地震作用传递途径。2）具备必要的抗震承载力，良好的变形能力和消耗地震能88、量的能力。3）对可能出现的薄弱部位，拟采取措施提高抗震能力。5.9.2.2 工程地质概况及地震烈度1）根据国家质量技术监督局2001年发布的中国地震动参数区划图(GB18306-2001)，本工程地震基本烈度为6度，设计基本地震加速度为0.05g,设计地震分组为第一组。2）因拟建场地无地质资料，假定：场地无不良地质构造，场地为类建筑场地，属中硬地基土，稳定性较好，适宜建筑。3）假定能源站、构筑物地基持力层承载力特征值Fak100Kpa。4）根据已有资料，场地不受洪水威胁。假定地下水对混凝土无腐蚀性。5.9.2.3 设计原则及主要建（构）筑物形式1）地基基础：因主体建筑屋面设置较重的工艺设备故暂89、定建筑物作预应力管桩；埋置较深的并确定下无管道的构筑物，以天然地基为持力层。具体基础方案应根据施工图详勘报告确定。2）主要构（建）筑物结构形式名称 结构形式设备基础 素混凝土及钢筋混凝土独立基础等主体结构 钢框架基础形式 桩基础5.9.2.4 采用的材料1）混凝土：垫层C15;主体结构C30，基础C35，地下室砼抗渗等级为：P62）水泥：等级不低于32.5级3）钢材：Q235；Q345。4）砂石：配置防水混凝土的砂应采用中、粗砂，石子采用碎石或卵石，砂石级配和材质应符合混凝土施工规范要求；普通混凝土结构的砂石应符合规范要求。5）钢筋：HPB300 ，HRB335，HRB400级热扎钢筋6）焊条90、：HPB300钢筋焊接：E43系列；HRB335钢筋焊接：E50系列； HRB400钢筋焊接：E55系列。Q235钢： E43系列。Q345钢： E50系列。7）砌体及砂浆：地面以上外墙采用页岩空心砖，内墙采用轻质混凝土砌块，采用M5.0混合砂浆砌筑；地面以下墙体采用MU10页岩实心砖，M7.5水泥砂浆砌筑。5.10 供排水系统5.10.1 供水水源（1）生活生产用水水源：本站内主要用水为生产用水，生活、生产用水由主体建筑供水管网供应，水量、水压满足本次设计需要，水质符合生活饮用水卫生标准。（2）消防用水水源：与主体建筑共用室外消火栓。5.10.2 排水系统排水系统采用雨污水分流制。生产废水：91、生产废水汇集后排入主体建筑排水管。5.11 消防系统5.11.1 消防设计原则本项目执行有关设计规范的要求，贯彻“预防为主，防消结合”的方针，能源站的总体布置，建筑结构设计，材料设备的选用，运行管理等各方面，均以“以防为主，防患于未然”为原则。本项目采用如下消防系统：（1）站区铺设消防给水管网，室外设置地上式消火栓，站区主要构筑物设置室内消防管道和室内消火栓。（2）本能源站设置室外消火栓系统，用水量15升/秒，消防水源由园区消防给水管网提供。根据消防给水及消火栓系统技术规范及建筑设计防火规范，本能源站不设置室内消防给水系统。站内根据建筑灭火器配置设计规范设置手提式磷酸铵盐干粉灭火器。5.11.92、2 消防总体设计方案本项目消防总体设计采用综合消防技术措施，根据消防系统的功能要求，从防火、灭火、排烟、救生等方面作完善的设计，力争做到防患于未“燃”，减少火灾发生的可能，一旦发生也能在短时间内予以扑灭，使火灾损失减少到最低程度，同时确保火灾时人员的安全疏散。5.11.2.1 安全疏散通道和消防车道（1）消防车道通过对外交通，消防车可到达站区。站区内建筑物及构筑物四周均设有消防通道，消防通道宽度大于等于4.5米，而且形成环行通道，道路上空无障碍物，满足规范要求。（2）安全疏散能源站的安全出口，满足规范的要求。5.11.2.2 给排水消防设计（1）消防给水系统本能源站设置室外消火栓系统，用水量193、5升/秒，消防水源由园区消防给水管网提供。室外消防给水管道的布置应符合下列规定：1）室外消防给水管网应布置成环状，当室外消防用水量小于等于15升/秒时，可布置成枝状；2）向环状管网输水的进水管不应少于2条，当其中1条发生故障时，其余的进水管应能满足消防用水总量的供给要求；3）环状管道应采用阀门分成若干独立段，每段内室外消火栓的数量不宜超过5个；4）室外消防给水管道的直径不应小于DN100；5）室外消防给水管道设置的其它要求应符合现行国家标准室外给水设计规范GB 50013 的有关规定。6）站区设独立的消防管网，在主厂房及综合楼四周设DN150的环状管网，消防管道均采用焊接钢管。（2）消防用水量94、和水压的计算根据规范要求，各系统的消防用水量应按各自室内、外消防用水量之和计算。本项目未设置室内消防系统，室外消火栓用水量为15升/秒，故本能源站消防系统用水量按15升/秒设计。丁类厂房火灾延续时间为2.0小时，本能源站消防系统用水量为108立方米。 室外消火栓栓口处的水压从室外设计地面算起不应小于0.1兆帕，在计算水压时，应采用喷嘴口径19毫米 的水枪和直径65毫米、长度120米的有衬里消防水带的参数，每支水枪的计算流量不应小于5升/秒。经测算，室外消火栓所需压力位0.15兆帕。（3）消防给水设备选择室外消火栓的布置应符合下列规定：1）室外消火栓应沿道路设置。当道路宽度大于60米时，宜在道路95、两边设置消火栓，并宜靠近十字路口；2）室外消火栓的间距不应大于120米；3）室外消火栓的保护半径不应大于150米；在市政消火栓保护半径150米 以内，当室外消防用水量小于等于15升/秒时，可不设置室外消火栓；4）室外消火栓的数量应按其保护半径和室外消防用水量等综合计算确定，每个室外消火栓的用水量应按1015升/秒计算；与保护对象的距离在540米 范围内的市政消火栓，可计入室外消火栓的数量内；5）室外消火栓宜采用地上式消火栓。地上式消火栓应有1 个DN150 或DN100 和2个DN65 的栓口。6）消火栓距路边不应大于2米，距房屋外墙不宜小于5米；7）工艺装置区内的消火栓应设置在工艺装置的周围96、，其间距不宜大于60米。当工艺装置区宽度大于120米时，宜在该装置区内的道路边设置消火栓。（4）灭火设施配电室、集控室、电子设备间按照E(A)类火灾中危险级设置磷酸铵盐灭火器，单具灭火器最小配置灭火级别为55B，单位灭火级别最大保护面积为(1平方米/B)，手提式灭火器最大保护距离12.0米，选择手提式磷酸铵盐灭火器型号为MF/ABC4；其他房间按照A类火灾中危险级设置磷酸铵盐干粉灭火器，单具灭火器最小配置灭火级别为2A，单位灭火级别最大保护面积为75.0(平方米/A)，手提式灭火器最大保护距离20.0米，选择手提式磷酸铵盐灭火器型号为MF/ABC3。以上所有消防器材与设备需经中国消防产品质量检97、测中心和省市消防建审部门和设计单位认可。5.11.2.3 电气消防（1）所有消防设备用电及控制线路等电缆、电线均采用耐火型。（2）消防照明：本项目事故照明采用直流事故照明，正常运行时直流事故照明由能源站用工作母线供电，当交流电源故障时自动投切，由蓄电池组直流母线供电。除此而外，在楼梯和厂房重要出入口处还装有应急灯站内均设充电式应急灯，放电时间不小于30分钟。（3）消防通信：中控值班室设对外的直拨电话(直拨119电话)。5.11.2.4 施工消防建筑工程开工前编制施工组织设计、施工现场消防安全措施及消防设施平面图。施工现场必须配备消防器材，做到布局、选型合理。要害部位应配备不少于4具灭火器材，要98、有明显的防火标志，并经常检查、维护、保养，保证灭火器材灵敏有效。施工现场设置明显的防火宣传标志。组织施工现场的义务消防队员，定期组织教育培训及演练。在每个施工期变压器附近各配置手提式磷酸铵盐干粉灭火器两具，推车式磷酸铵盐干粉灭火器一辆以及砂箱两个。5.12 暖通空调5.12.1 概述 在项目中天然气分布式能源燃气内燃机布置能源站内，能源站为半敞开式钢结构建筑，满足项目的通风要求，控制室、办公室等功能房间设计舒服性空调系统；各功能房间有余热或有害气体产生房间设置机械通风系统。5.12.2 通风空调系统（1）配电室的通风：本工程高低压配电室设置有动力开关配电柜、干式变压器等设备。配电室采用气体灭火99、，设计事故通风系统兼平时通风用，事故排烟风机采用消防排烟风机，风机前设与火灾时联动排烟风机和电动防火阀关闭，灭火后再开启风机排除室内有害气体。通风量按房间换气次数每小时不小于12次计算。为节约空调用电，过度季节和冬季考虑采用“自然进风、机械排风”的通风方式消除室内余热余湿。事故风机兼作正常机械通风系统的排风机用。（2）办公室、控制室的空调：本工程办公室、控制室采用分体空调，维持房间内温度夏季2628，冬季1820，以满足室内办公人员舒适性及设备运行要求。（3）机柜间的通风：本工程机柜间设换气次数不小于12次/小时的事故排风机，事故风机兼作冬季、过渡季节排风用，风机前设与火灾时联动排烟风机和电动100、防火阀关闭，灭火后再开启风机排除室内有害气体。5.13 分布式能源系统综合能源利用效率（1）计算方法本报告中采取分布式能源系统年综合能源利用效率时，不考虑原有设备用能和供能情况，仅考虑天然气分布式能源系统供能和用能。具体计算方法如下：其中：年平均能源综合利用率（%）； W年联供系统净输出电量（kWh）； Q1年有效余热供热总量（MJ）； Q2年有效余热供冷总量（MJ）；年联供系统燃气总耗量（Nm3）； QL燃气低位发热量（MJ/Nm3）。（2）计算结果根据所选燃气设备规格型号和性能参数，可以得出本项目联供系统能平衡关系详见表5.13-1。表5.13-1分布式系统年平均能源综合效率项目年供电量(101、万kWh）年供热量（折蒸汽万t）年耗天然气量（万Nm3）年综合能源利用效率（%）数据3449.34.3816.585.77根据上述计算公式，经过核算，本项目建成达产后分布式能源系统的年综合能源综合效率为85.77%，符合国家发展改革委、财政部、住房城乡建设部、国家能源局联合下发的发改能源20112196号关于发展天然气分布式能源的指导意见中 “综合能源利用效率在70%以上”的要求。6 环境保护和水土保持6.1 环境影响评价本系统的主要设备为燃气内燃机、缸套水板换、烟气换热器，消耗能源为天然气和电力。分布式能源中心投入运行后产生的污染物主要为烟气。天然气燃烧产生的烟气中基本无烟尘及二氧化硫，不污102、染环境，因此是洁净燃料。其排放中主要有害气体为氮氧化物。目前国内没有针对分布式能源系统中使用的小型燃气发电机组的排放规范，一般参考国外相关要求，如上海市发布的分布式供能系统工程技术规程中即参考了欧盟相关方面的要求，规定分布式供能系统发电机组NOx排放指标为500mg/Nm3。鉴于目前日益严格的标准，考虑后期增加脱硝装置的空间，建议本项目发电机组的NOx排放指标应小于100mg/Nm3，或根据相关地方规范确定排放指标。6.1.1 施工期环境影响防治措施项目施工阶段主要污染工序来自各种机械的工作噪声，施工和运输等作业噪声；施工雨污水、泥浆水；施工车辆产生的废气，土石方和建筑材料运输造成地面扬尘等；103、基坑开挖、场地填平时产生弃土，进行垃圾收集站施工时产生的建筑垃圾。（1）建设施工噪声控制噪声污染是施工期的主要环境问题，噪声源为施工机械。土方阶段噪声源主要有装载机和各种运输车辆，基本为移动式声源，无明显指向性，各种平地车、移动式空气压缩机和风镐等基本属固定源；结构阶段使用设备较多，是噪声重点控制阶段，主要噪声源包括各种运输设备、混凝土搅拌机、振捣棒、吊车等多属于撞击噪声，无明显指向性；合理选用施工机械，尽量选用节能、低噪声的施工机械。加强施工管理，合理安排施工作业时间，禁止夜间进行作业。（2）建设施工水污染控制在施工前期应同步设计好排水沟和沉淀池，将建筑泥浆水和冲洗水经沉淀分离后的上清液排入104、污水管网，沉淀泥浆应定期外运，合理排放。建筑废物应按指定地点堆放并及时清理，避免因暴雨冲刷而流入附近水体。（3）建设施工扬尘污染控制在施工过程中，土方的挖掘、堆放、清运、土方回填和场地平整，建筑材料（砂子）的装卸、运输以及运输车辆的增加等活动产生的粉尘是是项目施工期产生的主要环境空气影响因素，影响的轻重程度取决于施工作业方式、材料的堆积及风力等因素。施工时采用土工布对材料进行覆盖，工地实行半封闭隔离施工，如尼龙网、编织塑料布、防尘隔声板围挡，可以减轻施工扬尘对周围空气的影响；喷水是在施工现场用于控制开放性扬尘源的常用办法。每两个小时在现场喷水一次，完全覆盖施工区域的方法，能有效降低扬尘污染。对105、于环境敏感点可采用围挡与喷水相结合的方式进行，以减少扬尘量。（4）建设施工固体废弃物控制在施工阶段产生的固体废物主要有建筑垃圾和生活垃圾，建筑垃圾随意堆放，不仅影响景观，而且增加水土流失量；生活垃圾随处堆放，易造成蚊蝇滋生、恶臭等，影响周围环境。开挖的泥土和建筑垃圾要及时运走，避免长期堆放；施工尽量选择在白天进行。6.1.2项目运营期主要污染物（1）大气污染物本项目燃用清洁燃料天然气，烟气中基本无烟尘及二氧化硫，主要污染物为氮氧化物。（2）水污染物排放能源站排出的废水主要是补充软化水的水处理排水以及设备检修排水。（3）噪声污染物排放能源站噪声源主要为燃气内燃机、水泵等设备。环境保护措施6.1.106、3.1 NOx排放防治措施本项目燃用清洁燃料天然气，烟气中基本无烟尘及二氧化硫，主要污染物为燃气内燃机燃烧过程中的产生氮氧化物（NOx）。为此大气污染物排放的防治主要针对氮氧化物。若燃气内燃机氮氧化物达不到环保标准，可以通过对烟气进行脱硝处理，减少NOx排放，以满足环保要求。6.1.3.2污水排放治理措施水处理排出的废水含盐量稍高但无毒无害，其余排水无有害物质且温度不高，可直接排入城市污水管道。值班人员卫生间污水排至附近化粪池。6.1.3.3噪声排放控制措施 为控制噪声排放，本项目主要从机房布局、设备选型、增设减振措施、加装消声设备等方面进行控制，说明如下：（1）静闹分区将噪声较高的工艺设备集107、中布置在同一个工艺房间如燃机间和水泵间，而需要安静的值班室、化验室、办公室等远离高噪声间，并将厂房基础脱开以免固体传声。（2）设备选型 在各主要设备的招标技术文件中，加入对设备噪声的控制要求，选用低噪声燃气内燃机、水泵等。（3）减振 燃气内燃机设专用隔振器，水泵基础均加隔振器，水泵进出口加软接头。（4）加装消声器燃气内燃机机组采用组装式箱体结构，在箱体内已设有隔声绝热设施，尽量阻止噪声外传，同时在吸气及排气管道上还装有高效消声装置。（5）吸声处理对于燃机间、水泵间在墙面和顶板作吸声处理，一方面降低室内的混响声级，改善工人的工作环境，另一方面降低设备噪声对周围的辐射强度，防止对周围环境造成污染。108、通过采取措施治理，可使能源站外环境达到工业企业厂界环境噪声排放标准中规定的二类混合区：白天小于60dB，夜间小于50dB的标准。6.2水土保持本工程在建设中会造成部分水土流失，水土流失影响范围较少。因此，在工程项目建设过程中，应根据项目需要因地制宜采取相应的水土流失治理措施。水土流失防治原则（1）针对项目区水土流失现状和本工程建设新增水土流失的特点，在水土保持方案设计中采取预防为主、防治结合、因需制宜、因害设防的原则。（2）树立全局观念，水土保持作为工程设计的重要组成部分，与主体工程建设、环境保护和生产建设安全相结合。（3）坚持科学、经济原则，使水土保持方案技术可靠、经济可行。（4）坚持水土保109、持方案与主体工程同时设计、同时施工、同时投产使用的“三同时”原则。水土流失防治措施工程措施在施工过程中，重点采取工程措施，做到合理安排施工工序，采用科学的施工方法，同时加强管理，减少地表裸露面积和时间。本项目为防止暴雨造成的地面积水，在施工场地内及临时施工区开挖临时排水沟，以排除积水。施工过程中剥离的表土及基础回填后的余土应集中堆放、及时清运。植物措施为减少水土流失量，将植物工程措施尽可能地提前。工程建设过程中，一旦具备绿化条件，立即采取植树、种植灌草等绿化措施，尽量减少土地裸露时间。植被恢复半年后，可以将土壤侵蚀模数控制在500t/km2a以内，满足水土保持的要求。6.3小结本项目所采用主要110、燃料为清洁能源天然气和二次能源电力，在生产冷、热过程中会产生少量大气污染物（NOx）、少量污水和一定程度噪声。但通过采取相对简单污染排放防治措施后，各污染物排放均可达到（或优于）当地环境保护要求。在工程建设过程中，可能造成部分水土流失，因地制宜地采取相应的水土保持措施后，能有效防止新增水土流失量。因此，在项目设计、施工和营运阶段严格执行环境保护和水土保持措施，工程建设对当地生态环境影响较小，从环境保护和水土保持角度分析，xxxxx厂区分布式能源匹配系统项目是可行的。7 劳动安全与职业卫生7.1 能源站主要工艺流程本工程分布式能源站机组由燃气内燃机、缸套水板换、烟气换热器组成。能源站燃料采用天然111、气，送入内燃机燃烧，带动内燃机做功，机组发电后烟气余热以及高温、中温缸套水余热用来预热来自锅炉冷渣机的40给水，之后进入除氧器。7.2 劳动安全危险有害因素辨识根据天然气能源站的特点，本项目存在的危险有害因素主要包括：在生产过程中使用和产生的各类油品挥发气体、高压电、烟气、化学药品等危害物质，易燃、易爆、噪声、高空作业、转动机械等场所或部位也是安全和卫生危害因素；废气、废水等如得不到适当处理，会影响环境、职工的身体健康和生产的正常进行。例如：高温设备和运转机械外露部分可能对人体造成伤害，对于可能引起的电气设备爆炸和电击伤事故的发生、各类建筑物的火灾、平台扶梯的滑跌、吊装孔洞的坠落等均应采取不同112、的安全措施，以确保职工的生命安全。爆炸和火灾安全防护措施在本工程设计中采取了措施避免和防止发生爆炸和火灾事故，采取的主要措施包括但不限于：建筑物按规定的火灾危险性及耐火等级进行防火设计，并按有关规定保证防火间距和各项安全措施，对有火灾危险的房间如变压器室、配电室等设防火门，对穿墙电缆及电缆沟道采取防火隔断措施。设置消防楼梯、安全出口和疏散通道、变压器设事故油坑等，并按规定设置建筑物避雷针。所有厂用电气设备均按无油化设计，主变设自动启动的冷风装置，采用干式灭火器。工程电缆在易燃场所均采用阻燃电缆，对于特别重要的回路（如消防系统、直流电源等）采用耐火电缆。在电缆敷设较密集的封闭通道场所（沟、夹层、113、竖井）严禁有易燃气体、油管，并考虑烟感、温感探测装置。易受外部着火影响的区域采用耐火或难燃槽盒，施加防火涂料、包带作阻止延燃的处理。靠近油处理设备的电缆沟盖板，予以密封处理。在通往控制室电缆夹层的竖井或墙洞以及盘柜底部开孔处，采用阻燃封堵处理。在控制室、配电室等电气设备布置比较集中的场所，装设烟感温感探测器，并设消防专用报警盘。7.2.3防尘、防毒、防化学伤害本工程在生产运行过程中粉尘影响很小，可忽略不计。化水系统需使用有腐蚀性的盐类等有害化学物质，为防止这些物质对人员的伤害和对设备的腐蚀，对其容器和管道采用防腐材料，地面采用防腐建材。在有毒、有腐蚀性气体的场所，均设置通风柜和机械排风装置。其114、通风用的通风机及电动机均为防腐型。为保证发生意外事故时，人员能更快离开现场，门窗设计均向外开启。7.2.4防电伤本工程接地采用以水平接地体为主和垂直接地体组成的复合人工接地网，考虑利用基础进行接地用以降低电阻并节约材料。为保障人身安全，电力设备均设接地。为降低设备的接触电势和跨步电势，在接地网边缘经常有人出入的通道均设接地均压带。主要设备均采用双接地线和设集中接地装置。燃机发电机中性点经高阻接地，电阻接在中性点，接地保护动作于跳闸，全厂380/220kV采用中性点直接接地方式。本工程所有带电设备的安全净距，均高于有关规程规定的最小值，设计中各级电压电气设备均按高压配电装置设计技术规程采用带电安115、全距离；对高压电气设备，在户内设置单独小间，在户外分区设围栏，对于有可能误碰和带电部分均加设网栏，配电装置中相邻带电部位的额定电压不同时，按照较高的额定电压确定其安全净距。对危及人身安全的过电压防护，主要有：独立避雷针设在人员来往较少处，避雷针及其接地装置与道路或入口等的距离应不小于3m。厂用电及配电装置故障均有声光信号发至控制地点，其它系统也根据工艺要求设置了联锁。所有照明电源插座，均为单相三孔式插座。安装在生产厂房的照明器，当其高度低于2.4m时，设置防止触电的安全措施或采用36V及以下电压。7.2.5防机械伤害和其它伤害本工程投入运行的过程中，机械转动设备较多，本工程将对各种转动机械的联116、轴器装设防护罩，各种转动机械装设就地事故按钮。所有的楼梯、钢梯、平台、走台、坑池和吊装孔洞周围均设置栏杆或盖板，防护栏杆高度不低于1.2m，且下部护板高度大于或等于100mm，对重点部位如主厂房区、电缆沟、厂区道路等设置重型盖板。钢梯、钢平台用花纹钢板或格栅板防滑，混凝土楼梯坡度适当，踏步加防滑条。需登高检查和维修设备处设置钢楼梯，一般不用钢直梯，采用钢直梯的均应符合现行的固定式直梯的规定。7.2.6防暑、防潮空调工程：为改善能源中心的工作条件，控制间及各办公用房、休息室等设风机盘管空调系统。通风工程：燃机间采用自然进风、机械排风的通风方式。通风量平时按每小时4次，事故按每小时12次计算，风机117、采用防爆通风机。高、低压配电室采用自然进风、机械排风的通风方式。控制室及电子设备间为满足消防排烟的要求，分别设置排烟风机。泵房、制冷机房、换热间、水处理间采用自然进风、机械排风的通风方式。热力设备与管道的保温隔热：热力设备与管道散热是产生高温的主要原因，本工程设计中根据规范要求，设计采用硅酸铝复合制品、超轻微孔硅酸钙或岩棉等保温材料对高温设备和管道进行保温，使管道外壁温度不大于50，既满足了生产工艺中对工作介质的温度要求，又防止了对人员的烫伤，改善了劳动条件。7.2.7防噪声本工程参照执行电站各类工作场所的噪声控制设计标准，符合工业企业噪声控制设计及火力发电厂建筑设计技术规定的要求。从建筑上采118、取的噪声防治措施：对人员比较集中的控制室、办公室等墙壁采用具有良好隔声作用的材料，内墙面的吊顶均加吸音保温层；采用密封铝合金门窗；通向控制室的孔洞做好密封填充等措施。从设备上采取相应的噪声防治措施：设备订货时按国家噪声标准向设备制造厂家提出噪声控制值；风机进风口处装设消声器；管道设计中选择合理支吊架，降低汽（气）流振动噪声。7.2.8防振动主设备、辅助设备的基础及平台的防振设计，均符合作业场所局部振动卫生标准和动力机器基础设计规范的规定；必要时设备与管道采用柔性连接；设备基础采用减振基础或减振垫。采用新工艺、新技术、新设备以及生产过程机械化、自动化和密闭化，实现远距离或隔离操作。7.2.9安全119、措施照明设计：工程采用正常照明、正常/事故照明、事故照明三种照明系统，对于一般不太重要的辅助车间一般采用交流220V正常照明，对于生产系统设立正常/事故照明，一般由交流380V电源引入变压器供给。当厂用电故障时，自动转换到应急电源上。照明照度按火力发电厂和变电所照明设计技术规定设计，控制室采用栅格荧光灯；易爆场所采用防爆灯。减轻体力劳动的措施：为减轻运行、检修人员的劳动强度，对重量在 100kg以上的设备设有检修起吊设施，并根据起吊重量及不同要求，设置不同标准的起吊设施；本工程采用DCS控制，在集中控制室内能完成机、炉、电的启、停、正常运行及事故处理，高水平的集中控制和自动化程度，不仅保证系统120、安全正常运行，也大大减轻了工人的劳动强度，逐步由体力化转向脑力化生产；对操作频繁的阀门均采用气动阀或电动阀，需手动操作的大口径阀门选用带齿轮传动型式，对远距离的手动阀门设有传动装置。安全标志的设立：本工程设计将按国家标准安全标志及安全标志使用导则的规定，在各危险部位设立安全警示牌。对各类管道统一着色。7.3预期效果及建议7.3.1预期效果本工程设计中贯彻“适用、安全、经济、美观”的建设方针，坚持“安全第一、预防为主”的原则，结合我国的国情采取的防治措施，技术上成熟，经济上可行，达到了既节约投资，又保证了安全和文明生产的目的。本工程设置了比较完善的消防系统，针对不同的生产部位采用不同的消防措施，121、各主要设备及建（构）筑物也采取了相应的防火防爆措施，使火灾的危险性和爆炸的危害性减少到最低限度，有效地保障了人身和生产设备的安全。对产生有毒物质的生产车间及易产生化学伤害的场所采取有效的防毒、防腐蚀、防化学伤害等措施，保证安全文明生产。进行防雷设计，设立避雷针和人工接地网及均压带，所有设备均考虑接地，设计安全净距，采用紧急事故信号显示及联锁自动装置，有效防止电伤事故。本工程考虑采用防机械伤害、防坠落伤害的措施，保障工作人员的人身安全和身心健康。采用通风、空调等形式，保证各作业场所的防暑和防潮。从设备和建筑设计上采取措施防治噪声污染，使噪声水平符合有关标准的规定；主要生产设备的基础及平台均采取防122、振减振措施。做好照明设计，采用自动化程序较高的运行监视系统，设置不同标准的起吊设施，以减轻体力劳动强度。该项目存在的危险、有害因素如果采取了本报告中提出的安全设计措施，加强安全管理工作，做好本单位日常安全管理、安全检查，严格执行安全规程，杜绝违章作业、违章指挥等不良作风，加强设备的安全设施的检验检测工作，保证应急救援设施、设备的完好等工作，则其存在的危险有害因素就会减少，即使发生事故，也会将事故损失降低到最低。7.3.2建议为进一步做好劳动安全与工业卫生工作，建议在本项目工程实施过程中应重点做好以下工作：建设单位、施工单位、设计院应与当地劳动部门密切合作，做好“三同时”工作，保证本工程的安全文123、明生产。制定各项规章制度，建立安全档案，完成卫生监测任务。加强安全教育工作和培训工作，搞好安全生产的全过程管理，贯彻“安全第一，预防为主”的方针，坚持不懈地做好安全工作。8 资源利用与节能分析8.1 资源利用8.1.1 能源利用8.1.1.1 有利于优化和调整电源结构目前我国用于发电的一次能源主要依赖煤炭，2014年约占75%。水力发电约占19%，核能发电尚处于起步阶段。而风能、太阳能等新能源的应用还不具备大规模实施的条件。适量引进天然气发电，有利于优化和调整电源结构，逐步实现发电能源多元化。8.1.1.2 有利于缓解环境保护的压力由于天然气是一种高效清洁的气体能源，没有SO2和粉尘、灰渣污染124、，适于分散利用，只要技术经济分析合理，应该在适当的地区发展燃气分布式能源系统。天然气分布式能源系统应该是城市能源系统的一种必要的、有益的补充。本工程投产发电供热后，与同容量燃煤机组相比，烟尘排放量可减少约118.4吨、SO2排放量减少约293.3吨、CO2排放量减少约26987.2吨，NOx排放减少约232.3吨，可显著减轻日益严重的环保压力。8.1.2 天然气利用天然气具有洁净、高效、储藏丰富、价格稳定等特点，国内天然气探明储量约4.7万亿立方米，探明可采储量预测3.1万亿立方米；国外主要天然气资源国家储量：俄罗斯48.14万亿立方米、伊朗27.5万亿立方米、卡塔尔25.78万亿立方米、沙特125、6.75万亿立方米、阿联酋6.06万亿立方米、美国5.6万亿立方米。本工程分布式能源站达产后，设备年利用时间为5280小时（220天），年共需天然气为816.5万标立方，天然气需求稳定，是天然气高效利用的一个典型工程。8.1.3 土地利用“十分珍惜和合理利用每寸土地，切实保护耕地”是我国的一项基本国策，在工程建设中须切实加以贯彻执行，在满足生产，符合安全、防火、防爆、卫生等要求的前提下，本项目能源站为混凝土结构，建筑物结构设计使用年限为50年。8.1.4 水资源利用节水措施的总则为：资源化，减量化，分质供水用水，循序使用，循环利用，创建节水制度，加强节水用水管理。节水的主要途径一是一水多用，重126、复利用，循环使用；二是加强水务管理，防止跑冒滴漏，本工程采用的主要节水措施如下：8.1.4.1 实行分质供水按照各用水系统对水质的不同要求，实行分质供水，如锅炉补充水要求较高，采用化学软化水；设备冷却水对水质要求较低采用净水站净化处理的水即可；生活用水采用自来水。8.1.4.2 提高水的重复使用率设备冷却水采用循环水，用水全部回收循环使用降低生产用水量。8.1.4.3 加强水务管理能源站各用水系统均装设计量表计和阀门，以避免常流水。加强各用水点的用水和排水水量、水质的监控、监测，按水质、水量要求控制调度全厂用水。所有的厕所冲洗阀全部采用节水阀。建议能源站设立水务管理机构，统一管理全厂用水，设立127、奖罚制度，以制度形式把用水指标控制在较先进的水平上。8.1.5 建筑材料利用8.1.5.1 当地原材料利用能源站建设贯彻因地制宜、就地取材的方针。设计中优先选用符合要求的当地材料，如砖、砂石、水泥及保温材料等，以节省运输费用。尽量利用现场开挖的砂土进行回填，节约原材料和运输费用；利用当地生产的管桩，作为建筑物桩基，节省工程造价。8.1.5.2 节约和合理利用原材料措施（1） 在混凝土构件中尽量采用预制件及多用途模板，以减少木材的消耗量。（2）主要生产建筑物采用合理的结构形式和轻型墙体材料，减少了建筑物的荷重，以节约钢材、水泥用量。（3）以强度控制的钢筋混凝土构件配筋尽量采用HRB400热轧钢筋128、，减少混凝土结构钢筋用量，节约费用。（4）设备和管道保温以及土建围护结构选用保温性能好的材料，减少热损。8.2 节能分析8.2.1 本工程设计所采取的节能措施及效果8.2.1.1 节约燃料在能源的生产和转化环节采用热电联产技术。常规的燃气利用系统，把天然气直接输入燃烧器去燃烧，实现供冷和供热的功能。高品位的清洁能源，用来生产低品位的能源，能源的品味跨度非常大，大大的降低了能源的使用效率。而采用热电联产系统，实现了能量的梯级利用，用高品位的燃气先去发电，生产较高品位的电能，燃气的能量的40%左右直接转化成高品位的电能；用发电的余热（烟气、冷却水）去制热，既实现了能源的梯级利用，又做到物尽其用，充129、分利用了燃气蕴涵的热能。年平均能源综合效率达到85.77%。8.2.1.2 降低电耗（1）电机节能选型说明选用发电效率高的燃气内燃发电机组；尽量选用节能设备，节约用电，如各种水泵及其它大功率用电设备应考虑采用变频等调节手段降低系统在部分负荷时段的能耗；照明设备均应采用节能灯具。（2）通过智能控制系统，主动参与的用户端的用能管理，实现供需两端动态匹配和实时优化，提高系统运行性能，降低能耗。8.2.1.3 节约用地的措施节约用地是我国的一项基本国策，近年来，随着经济的发展，住宅区建设、工矿企业建设、交通设施等基础建设用地猛增。因此，节约用地、少占耕地是我们每个设计者的责任。为达到此目的，我们分别在130、总平面布置和设备选型上采取了节约用地措施。（1）设备合理布置，充分利用空间能源站内设有燃气内燃发电机间、配电室、控制室、机柜间等，全部紧凑布置在能源站内，占用空间少。（2）采用占地小的工艺在余热利用上，本项目机组发电后烟气余热以及高温缸套水余热通过换热器用来预热来自锅炉冷渣机的40给水。8.2.1.4 节约用水的措施为体现资源节约、环境友好，在本项目中主要考虑了以下节水措施：（1）各系统补水安装用于计量的流量计，补水量可以实时地上传到上位机，及时发现系统故障，按计划用水。（2）采用雨污分流的排水系统，对雨水进行综合再利用。区分生活用水和生产用水。生产用水可以利用中水等再生水代替，如机房冲洗地面131、等用水采用中水，使水资源得到充分利用。（3）在施工和调试过程中，加强管理，合理安排工序，实现项目建设过程中的节水效果。（4）系统运行时，选择合理的系统工作压力，通过加强对用户端和室外管网的综合运行管理，减少跑、冒、滴、漏等的情况。实现系统补水量的严格控制。8.2.1.5 工艺系统设计时考虑的节能措施（1）优化管网设计在能源设备布局过程中，优化管网的路由，加强施工过程管理，严格控制管网施工过程的局部阻力的发生可能性，降低管网阻力，节约介质的输送能耗；经过测算，确定管网保温的经济厚度，既满足管道的保温要求，又使投资控制在合理范围之内。（2）运行方式在系统的控制环节中，通过构造闭环运行系统，实现供能132、效果，达到安全运能的标准，完全满足客户需求。由于自控系统具有自主学习的功能，所以可以不断提高能源的利用技术和水平，最终实现节能、高效、安全的运行模式。通过系统的控制，优化运行策略，可以挖掘节能潜力35%。（3）选用节能产品在辅机、电机、灯具选型时，选用节能型产品，以降低厂用电，节约能源。8.2.1.6 本工程设计的节能效果本项目采用燃气内燃机+换热器的天然气分布式能源系统供能，充分利用燃气及内燃机余热，满足厂区部分用电及热力需求，实现能源的梯级利用，与燃气锅炉直接供能方式相比，具有能效高、清洁环保、安全性好、削峰填谷、经济效益好等优点。本项目达产后年耗天然气816.5万标立方，年供电3449.133、3万千瓦时，分布式能源联供效率达85.77%。表 8.2-1:能耗指标表序号项 目单 位数 据1能源站年供电量万千瓦时3519.6（与56页运行天数功率矛盾）2能源站年供蒸汽量（折蒸汽）万吨4.33能源站年耗天然气量万标立方816.54能源站年自用电量万千瓦时70.35联供系统综合能源利用效率%85.776年节标煤量吨4830.37年减排CO2吨26987.28年减排SO2吨293.39年减排NOX吨232.310年减排粉尘吨118.48.3 结论本项目工程，采用高效、清洁的天然气分布式能源技术，通过选择合理的工艺系统，选用先进的主辅机设备等一系列的措施，节约了气、电等能源，必将为企业带来了良134、好的经济效益和社会环保效益。9 人力资源配置9.1 能源站的特点xxxxx厂分布式能源站系统主要采用燃气内燃机，主燃料或动力是天然气，为厂区提供部分锅炉给水余热和部分电力供应。与常规的供能方式相比，该系统具有高效、经济、可靠、环保等优点。能源站设备设计性能先进可靠，自动化程度较高，同时采用智能能效控制系统，使得运营管理更便捷、更科学、更高效，为精益化生产运行提供了保证。9.2 确定能源站定员的主要原则分布式能源站的主要设备选型自动化程度较高，生产管理水平也宜相应提高。本工程劳动定员应本着精简、高效原则，在目前国内尚未有统一定额标准的情况下，参照现有分布式能源站经验，以及安全文明生产规范要求，同135、时考虑能源站自身特点，进行定员配置。主要原则：（1）首先保障生产运行人员。运行操作人员按三班两运转方式配备，特种设备运行人员及电气作业人员应按国家规范持证上岗，并参照电力行业集控方式，组建一专多能的运行人员队伍； （2）应满足能整个园区供能经营管理和企业生产管理基本要求；（3）以日常维护检修为主考虑检修人员。9.3 职工人数测算根据项目规模以及能源站所需专业，最终确定该能源站的具体配置人员。具体配置详见表9.3-1。表9.3-1：天然气分布式能源站人员配置情况序号设置岗位人数类别1主管1兼管理岗位2生产技术人员1工人岗位3运行检修人员1合计39.4 运行人员培训考虑项目运行管理特点，项目立项后136、，即应安排招聘相关人员，并尽量在试运前三个月招聘到位。同时，安排这部分人员到国内同类型能源站进行生产实习，实习参加人员应跟班运行，积累生产运行经验，掌握同类设备性能，为项目试运打好基础。10 项目实施的条件和建设进度及工期10.1 项目实施的条件10.1.1 施工场地本项目土建施工场地主要为土建作业场地，含机械动力站、钢筋加工、模版加工、混凝土搅拌、木工等功能，设备组装安装场地主要为设备组装安装作业场地。设备堆放场地根据需求在施工场地内就近堆放。本项目在工业园厂内建设，为便于施工单位生产及生活的便利，在施工场地内需要考虑施工办公区和施工生活区。施工道路利用厂区周围已形成的道路。10.1.2 施137、工能力供应（1）施工用水参考火力发电工程施工组织设计导则的指标，本工程施工用水量1015吨/小时(包括施工生产和生活用水)。现场饮用水应符合GB 5749生活饮用水卫生标准和当地卫生部门的规定。混凝土和砂浆的拌合用水应符合JGJ 63混凝土拌合用水标准的规定。施工用水由市政给水管网接入。（2）施工用电施工电源考虑就近从厂区配电室开关站引接至施工区内。（3）施工通讯当地已有电讯系统覆盖，施工通讯可从当地电信局引接有线程控电话总机，开通直拨国内、国际长途，其他临时通讯系统可与该通讯系统引接。（4）施工用气施工期间不设专用的制氧站或乙炔站，依靠外购等方式解决。氧气、乙炔和氩气充瓶后运至施工现场气库，138、通过气源管送往施工现场各点。在现场设氧气、乙炔和氩气瓶库，以集中与分散相结合的方式向各施工点供应。施工用的压缩空气由移动式空压机供应，以满足施工期间用气。10.1.3 大件设备运输本项目拟建站址，位于xxxxx市煤山街道内，交通十分方便，能源站所需材料可通过公路运输。燃气内燃机组等大件设备，由公路均可运输至厂内。10.2 项目实施轮廓进度本项目计划建设周期10个月，前期工作包括：可行性研究编制与评审、立项申请与核准批复等2个月完成。工程实施6个月，运行调试、竣工验收2个月。具体实施进度详见下表10.2-1：表10.2-1：能源站工程实施进度表序号项目时间段1可行性研究报告编制及审批20xx年9139、月2初步设计编制及审批20xx年10月20xx年11月3主要设备采购招投标20xx年12月第二年1月4施工图设计及审查第二年2月第二年3月5发电机组设备及附属设备安装第二年4月第二年5月6运行调试与竣工验收第三年6月第三年7月由于项目前期申报阶段的不可控制性，如果此段时间比计划延长，则整个项目的实施进度计划往后顺延。11 投资估算及经济评价11.1 编制原则及依据11.1.1 编制原则 （1）中华人民共和国国家发展和改革委员会发改办能源20071808号文发布实施的火力发电工程建设预算编制与计算标准。（2）中国电力工程顾问集团公司电力规划总院编制的火电工程限额设计参考造价指标2011年水平。（140、3）电力工程造价与定额管理总站电定总造200712号关于公布各地区工资性补贴的通知。（4）电力工程造价与定额管理总站电定总造20093号文关于调整电力工程建设预算费用项目及计算标准的通知。（5）电力工程造价与定额管理总站电定总造20103号关于调整火力发电工程特种设备安全监测费计算标准的通知。11.1.2 概算编制依据（1）根据建设部和各主管部委发布的工业固定资产投资估算编制办法、全国市政工程投资估算编制办法。（2）投资估算系数按现行企业财务准则国家有关规定进行。（3）工程造价依据当地造价主管部门颁布的造价指导文件，河南省建筑工程标准定额站2014年4月发布的河南省建筑和装饰工程综合基价（20141、08）、河南省安装工程单位综合基价（2008）为主要依据；人工、机械、材料按本地区调整系数调整。（4）设备及材料价格，设备价格以市场价格为主。（5）其他费用国家有关规定确定。项目工程建设其它费用是按有关规定并结合实施单位实际情况而确定的。建设单位管理费：按财政部财建（2002）394号执行；前期工作费：按国家计委计价格（1999）1283号和国家计委计价格（2002）125号执行；勘察、设计费：按国家计委建设部计价格（2002）10号执行；工程监理费：按发改委、建设部发改价格（2007）670号执行；招标代理服务费：按国家计委计价格（2002）1980号执行；联合试运转费按照设备及安装费投资的142、1.5%；电力接入费按照项目所在地现行标准计算；其他费用按照项目所属行业估算。（6）预备费估算预备费由基本预备费及涨价预备费组成，本项目只考虑基本预备费。根据项目规模基本预备费按工程费用、工程建设其他费用之和的3%估算。11.1.3 建设投资投资范围包括：能源站站内的设备安装、电气工程、自控及相关辅助工程。投资内容含以下各项：（1）建筑工程费（2）安装工程费（3）设备及工器具购置费（4）工程建设其他费用（5）基本预备费本项目投资估算表详见表11.1-1（表中单位均为万元）。表11.1-1 建设投资估算编号名称建筑工程费设备购置费安装工程费工程建设其他费用合计1工程费用7525972050287143、7I-1土建工程7575I-2热力系统工程0240012002520I-3电气工程90300120I-4燃气工程070300100I-5智能控制系统02010030I-6除盐水系统改造及补水系统01015025I-7给排水消防工程05005I-8通风工程020022工程建设其他费用511511-1土地使用费00-2电力接入费100100-3燃气接驳费246246-4建设单位管理费用2323-5建设工程监理费1010-6前期工作咨询收费00-7工程勘察费00-8工程设计费5050-9施工预算编制费00-10竣工图编制费00-11环境影响评价55-12劳动卫生评审费55-13节能评估审查费55-1144、4社会稳定性评价费55-15场地准备费及临时设施费1010-16工程保险费55-17招标代理费用00-18联合试运转费3838-19生产准备费1010-20办公及生活家具购置费00-21项目总包服务费00+7525972055113388基本预备费102102建设投资合计752597205613349011.1.4 流动资金估算项目采用分项详细估算法，对存货、现金、应收账款、应付账款的周转天数为30天，参照同类企业的平均周转天数并结合项目特点确定。项目流动资金估算为76.0万元，在运营期第一年使用。11.1.5 建设期利息估算按照国家发展和改革委员会发改投资（2006）1325号国家发展和改革145、委员会、建设部关于印发建设项目经济评价方法与参数的通知的有关规定，项目建设期内使用借款2442.7万元。按照人民银行公布的同期中长期贷款年利率4.9%计算，建设期利息为59.8万元。11.1.6 项目总投资项目总投资3625.4万元（包括流动资金为76.0万元），其中：建设投资3489.6万元，占总投资的96.3%；建设期利息59.8万元，占项目总投资的1.6%；流动资金76.0万元，占项目总投资的2.1%。11.2 资金筹措11.2.1 资本金筹措项目投资总额3625.4万元，本项目融资主体将为依法成立的项目公司，项目公司成立后xxxxx工程股份有限公司和xxxxxxxxxx燃气有限公司向项146、目公司注入1182.7万元（用于建设投资1046.9万元，建设期利息59.8万元，流动资金76.0万元）,占总投资的32.6%，作为投资人在该项目上的资本金投入。11.2.2 债务资金筹措贷款主体为项目公司，以项目本身的现金流量和资产作为融资安排的基础，贷款的期限和还款计划以项目本身的现金流量为依据。项目建设期使用银行贷款2442.7万元。贷款利率按人民银行现行的中长期基准利率4.9%计，还款方式采用等额还本利息照付的还款方式。11.2.3 资金筹措与运用项目投资总额3625.4万元，其中：企业自筹资金1182.7万元（用于建设投资1046.9万元，建设期利息59.8万元，流动资金76.0万元147、）,占总投资的32.6%；申请银行贷款2442.7万元（全部用于建设投资），占总投资的67.4%，详见项目总投资使用计划于资金筹措表11.2-1。表11.2-1 投资计划与资金筹措表序号年限项目123合计1总投资3549.476.00.03625.41.1建设投资3489.63489.61.2建设期利息59.859.81.3流动资金76.00.076.02资金筹措3549.476.00.03625.42.1自有资金1106.776.00.01182.7其中：用于流动资金76.00.076.0用于建设投资1046.91046.9用于建设期利息59.859.82.2借款2442.72442.7长期148、借款2442.72442.7流动资金借款0.0其他短期借款0.02.3其他0.011.3 财务评价基础数据与参数选取11.3.1 财务价格本项目为园区用能户供应蒸汽和电力，相应产品收费标准如下：电力价格：结算电价按市电峰平时段平均电价优惠0.05元/kWh，合资公司与xx的交易结算电价为0.72524元/kWh；蒸汽价格：余热利用产生收益作为优惠条件免费提供给xx使用。本项目为能源站购进天然气和水，相应产品收费标准如下：天然气价格：2.5元/标立方，热值按照36000千焦/标立方计算；水价格：非居民用水价2.67元/t，软化水成本4.0元/t。11.3.2 计算期与运营负荷项目一期建设期为1年149、，运营期为20年，运营期第一年达产率100%。11.3.3 财务基准收益率设定按照国家发展改革委员会和建设部于2006年联合颁布的建设项目经济评价方法与参数（第三版）规定项目财务基准收益率，进行测算，结合xxxxx集团自身情况，本项目基准收益率设定为12%。11.3.4 营业收入及税金估算1）产品销售收入供蒸汽收入：项目运营期达产年余热折算蒸汽4.33万吨，余热利用产生收益作为优惠条件免费提供给xx使用；供电收入（发电）：项目运营期达产年年供电量3449.3万千瓦时，供电收入为2501.5万元（含税价）；总计项目运营期达产年产品销售收入为2501.5万元（含税价）。在以上计算供热量和年供电量中150、，已经扣除输配损失和分布式能源站自用电。2）增值税按规定产品应缴纳增值税，蒸汽、天然气及水的增值税税率为13%，电力增税率为17%，原辅材料进项税为17%。依据财税2008170号规定，自2009年1月1日起，增值税一般纳税人购进（包括接受捐赠、实物投资）或者自制（包括改扩建、安装）固定资产发生的进项税额，可根据中华人民共和国增值税暂行条例（国务院令第538号）和中华人民共和国增值税暂行条例实施细则（财政部国家税务总局令第50号）的有关规定，凭增值税专用发票、海关进口增值税专用缴款书和运输费用结算单据（简称增值税扣税凭证）从销项税额中抵扣。经计算，项目运营期达产年缴纳增值税为128.6万元。3151、）销售税金及附加按规定产品应缴纳销售税金及附加，各项的税率分别为营业税3%、城市维护建设税7%、教育费附加3%、地方教育费附加2%。项目运营期达产年缴纳销售税金及附加为15.4万元。详见附表“收入和税金及附加表”。11.3.5 成本费用估算燃气成本：项目运营期达产年天然气耗量为816.5万标立方，燃气成本为2041.3万元（含税价）；水成本：项目运营期达产年水耗量为0.09万吨,水成本为0.35万元（含税价）；工资及福利：人均工资及福利5万元/人.年，项目定员3人，共计年工资及福利为15万元；固定资产修理费：项目维修费为103万元；管理费用：包括办公费、工会经费、职工教育经费等，按照产品销售收152、入的1%收取，运营期达产年管理费用为21万元；折旧费：投资形成房屋及建筑资产原值94万元，折旧年限20年，净残值率取4.75%，则新增建筑年折旧费为4万；投资形成机器设备固定资产原值3049万元，折旧年限15年，净残值率取6.33%，则新增设备年折旧费为193万；总计，项目投资年折旧费为198万元；财务费用：由建设投资贷款利息构成，在运营期前七年分别以120万元、120万元、100万元、80万元、60万元、40万元、20万元偿还，总计539万元；根据估算，项目运营期年均总成本费用为2123万元，年均经营成本为1947万元/年，年均可变成本为1807万元/年，年均固定成本为316万元/年。详见附153、表“总成本费用估算表”。11.3.6 财务内部收益率根据现金流量表分析，xxxxxxxxxx投资内部收益率所得税前为19.65%，所得税后为19.59%。11.3.7 投资回收期本项目xxxxxxxxxx静态投资回收期为5.75年(不含建设期)11.3.8 敏感性分析根据本项目的特点，分析了xxxxxxxxxx投资财务内部收益率（所得税后）对售电价格、天然气价格及建设投资的敏感程度，分析结果详见表11.3-1。敏感性分析结果表明，从敏感度系数来看，并网电力价格的变化最为明显，其次为燃气价格、建设投资。但总的来说，各因素敏感度系数不高，说明项目抗价格变动风险能力较好，基本能保持一个较好收益率。表154、11.3-1：敏感性分析序号项目名称变化率（%）FIRR (全投资所得税后) (%)敏感度系数基本方案19.591燃气价格1022.261.36-1015.26-2.212并网电力价格1025.262.89-1011.85-3.953建设投资1017.32-1.16-1022.371.4211.4 财务分析结论在给定计算条件下，即天然气价格2.5元/标立方，交易结算电价为0.72524元/kWh，余热利用产生收益作为优惠条件免费提供。本项目每年可为xxxxxxxxxx增加燃气销售816.5万标方，燃气销售价格为2.5元/标方，燃气成本价格为2.1元/标方，每年可为xxxxxxxxxx带来燃气销155、售利润326.6万元。项目可为xxxxxxxxxx带来燃气接驳费245.8万元。综合xxxxxxxxxx在合资公司的收益、燃气销售利润和燃气接驳费，xxxxxxxxxx投资内部收益率所得税前为19.65%，所得税后为19.59%，静态投资回收期为5.75年(不含建设期)。12 风险分析12.1 商务风险分析本项目在经营期间，存在因燃气价、电价和材料价格等因素的波动变化，以及地区物价指数、社会平均工资指数的变化和通货膨胀等因素导致项目经营成本增加的风险。在项目运营期间，在项目运营期间，电价与天然气价和物价指数建立联动机制。电力能否并网将直接影响能源系统的运行策略。因此项目业主须派专人负责并网手续156、的办理，积极与电力部门沟通，协调各项资源，积极办理并网手续。12.2 技术风险分析本项目采用的天然气分布式能源技术在国内外均有成熟应用，并通过智能能效系统的科学调度来有效降低整合后的技术风险，因此，本项目技术路线、方案已经成熟，技术风险小。12.3 政策风险分析本项目建设的天然气分布式能源站，符合发改能源20112196号“关于发展天然气分布式能源的指导意见的通知”的相关精神。本项目为燃气能源站，能源站燃料全部采用天然气，基本不含硫份和灰份，排放烟气中基本无SO2和烟尘。本工程所排放NOX污染物对其周围环境质量的影响在可接受的范围内，对周边的环境影响较小，属于清洁环保型能源站。本项目建设完全符157、合国家现行相关产业政策，属于国家鼓励建设类项目。符合国家天然气利用政策、符合国家环保政策，符合河南省节能减排工作方案的要求。具有很强的抵抗政策风险能力。13 经济与社会影响分析13.1 经济影响分析13.1.1 经济费用效益或费用效果分析能源站项目因具有资源性、垄断性、公共性、外部性等诸多特点，可能导致市场配置资源的失灵，市场价格难以反映项目的真实经济价值，客观上需要通过经济费用效益分析，来反映或判断投资的经济合理性。外部效益与外部费用是指项目对国民经济做出的贡献与国民经济为项目付出的代价，两者统称为外部效果，一般来说很难量化，现定性分析如下：本项目的外部效益主要有：（1）满足xxxxx市xx158、生物厂生产部分用热和电力需求；（2）促进xxxxx市分布式能源的起步和发展；（3）清洁生产电力和热能，改善局部环境。本项目的外部费用主要为对大气、水土、水质、噪声等方面的影响。但是通过采取一定的工程措施、技术手段，在项目的整个生命周期内对其进行控制，从而将整个项目的外部费用降低至最低点，这些影响都将控制在法规许可的范围内。在现有财务评价的基础上，通过对项目效益、费用的调整对本项目进行经济费用效益分析。主要调整原则如下：（1）项目的间接效益与间接费用的修正由于工程建设对社会环境造成的影响，在一定程度上通过水土保持费、征地拆迁补偿费作出体现，这两项费用在项目建设投资中计列，即将此类外部效益内部化，159、因此不再另行考虑。本项目建成后，在运行过程中由于使用清洁能源，与常规燃气锅炉直接供能方案相比，每年可节标煤4830吨，每年可减少CO2排放量为26987吨，减少SO2排放293吨，减少NOx排放232吨，减少粉尘排放118吨。（2）剔除已计入财务效益和费用中的转移支付经济费用效益分析是从全社会角度出发，项目耗费的各类社会的资源就是项目的费用，项目为社会提供的所有产出都视为项目的效益。对本项目而言，将税收、银行贷款利息，国家和地方政府给予的项目补贴等从效益和费用中扣除。（3）社会经济费用与效益计算时采用影子价格采用影子价格的要素主要有：社会折现率、影子汇率、影子工资、投入品与产出品价格等。本项目160、调整内容包括：社会折现率取值8%；影子工资系数取值1；土地影子价格应反映该土地用于拟建项目而使社会为此放弃的原有效益，以及社会为此而增加的资源消耗，如居民搬迁费等，因此，对土地使用中的资源性费用及相关税收，视为转移支付，不计入价格中；交易结算电价为0.72524元/kWh，余热利用产生收益作为优惠条件免费提供；其它费用如材料价格、燃料价格、水费、大修理提存、运营管理费等仍按财务评价中的参数计算。13.1.2 区域经济影响分析（1）项目经济效益项目交易结算电价为0.72524元/kWh (含税) ，天然气价格2.5元/标立方，余热利用产生收益作为优惠条件免费提供，xxxxxxxxxx投资财务内部161、收益率19.59%（所得后）。（2）行业影响分析本项目采用天然气分布式能源机组，实现了能量梯级利用，提升了系统综合能源利用效率，符合国家产业政策，代表了我国能源利用的发展方向。13.2 社会影响分析项目为高效率、环保型机组，推进了河南省“十二五”期间节能降耗减排和电源结构优化调整目标的实现。项目能保证厂区用能的安全性，具有清洁能源利用的示范作用。本项目建成后，采用三班班两倒的运行方式，共需配备各类运行人员3人。项目建设期和运行期也会创造很多服务本项目的周边产业的就业机会。13.3 宏观经济影响分析国家“十二五”规划纲要明确提出了节能和减排两个约束性目标，节能减排“十二五规划”总体目标是到201162、5年，全国万元国内生产总值能耗下降到0.869吨标准煤（按2005年价格计算），比2010年的1.034吨标准煤下降16%（比2005年的1.276吨标准煤下降32%）。“十二五”期间，实现节约能源6.7亿吨标准煤。2015年，全国化学需氧量和二氧化硫排放总量分别控制在2347.6万吨、2086.4万吨，比2010年的2551.7万吨、2267.8万吨各减少8%，分别新增削减能力601万吨、654万吨；全国氨氮和氮氧化物排放总量分别控制在238万吨、2046.2万吨，比2010年的264.4万吨、2273.6万吨各减少10%，分别新增削减能力69万吨、794万吨。节能减排“十二五规划”明确表示163、大电网覆盖范围内，单机容量在10万千瓦及以下的常规燃煤火电机组，单机容量在5万千瓦及以下的常规小火电机组，以发电为主的燃油锅炉及发电机组（5万千瓦及以下）；属于落后产能，必须淘汰。调整能源结构。促进天然气产量快速增长，加快清洁能源商业化利用，加快分布式能源发展，提高电网对清洁能源发电的接纳能力。电力方面，鼓励建设高效燃气-蒸汽联合循环电站，发展热电联产，加快智能电网建设。本项目属于5万千瓦以下发电级别的清洁能源发电，天然气分布式能源，热电联产，符合国家节能减排“十二五”规划。本项目对于实现河南“十二五”能源消耗和主要污染物排放总量控制目标，建设资源节约型和环境友好型社会有示范作用。14 结论和164、建议14.1 结论本可研提出xx生物项目能源供应系统的升级改造方案，该方案符合国家“十二五”发展规划及节能减排的要求，符合建设资源节约型和环境友好型社会、建设综合配套改革试验区的国家政策，能满足项目健康、持续发展，符合环保要求，有较好的经济效益、环境效益和社会效益。本工程方案代表了环境相容能源系统新的发展方向和21世纪以可再生能源与化石能源融合、综合利用的发展趋势。该方案技术可行，环境效益明显，有一定的经济效益。方案通过燃气冷热电分布式能源集成技术，保障了各功能分区的能源供应的安全稳定，使系统很好的实现了能源的梯级利用和系统能效的大幅度提升。技术方案先进可行，通过燃气天然气分布式能源系统利用，165、使得碳减排率提高，年减排CO2量达26987吨，环境效益明显。通过上述优化和节能措施，xx生物分布式能源匹配系统具有一定的经济效益。1. 经济可行性本方案结合xx生物的用能情况，最优配置了系统设备，实现不同类别、不同品位能源的梯级合理利用；以xxxxx智能能源平台系统思想，提出信息流、物质流、能量流耦合，智能调配能源与资源，具有较好的创新性。利用xxxxx系统能效评价体系和标准，得出xx生物项目能源利用率达85.77%。表明该方案能源匹配度较好，系统节能显著。2. 技术可行性本方案采用天然气冷热电三联供技术，系统配置有燃气内燃机、烟气换热器、缸套水板式换热器。三联供技术都是经过实践验证过的非常166、成熟技术。设计方案完全能满足本项目的供能要求，方案可行。3. 环保效益本方案环境效益非常明显，系统每年节约一次能源量约为：4830t标准煤，减排CO2约为：26987 t，减排SO2约为：293t，减排NOX约为：232t，减排TSP约为：118t。4. 与传统供能系统相比，本方案特点：本升级改造方案采用了三联供供能技术，系统具有一定的先进性；本系统一次能源的利用率达到85.77%，节约大量的一次的能源，减少了废气的排放，有明显的经济效益和环境效益；方案满足国家节能减排的政策要求。因此，xx生物能源供应系统采用天然气分布式能源系统进行升级改造，使其更经济、合理。xxxxx分布式能源站项目符合国167、家“十二五”发展规划及节能减排的要求，符合节能减排综合示范城市要求，能满足项目健康、持续发展，符合环保要求，具有显著的环境效益、社会效益和一定的经济效益，代表了清洁能源天然气科学利用、合理利用和高效利用的发展方向，对xxxxx市天然气分布式能源发展很好有示范和推动作用。14.2 建议为加快项目工作进程，促进项目工作的顺利开展和实现项目投资目标，就下一步工作，做如下建议：（1）加快与相关方沟通，尽快确定天然气分布式能源并网方案，办理电力并网相关手续的办理。（2）在本项目中利用了天然气分布式能源技术，且非常充分地体现了能源梯级利用思想，能源综合利用效率得到显著提升，具有非常好的示范效益。建议积极将168、该项目申报河南省天然气分布式能源示范项目，并积极申报国家天然气分布式能源示范项目。（3）尽快落实项目实施的条件，推动后续设计、工程建设工作的快速展开。由于本项目工期较紧，应具体落实工程实施过程中的一些细节并做好项目详细实施计划。安排专人负责项目的实施进度，以确保项目按时按质量达到预期目标。15 附件：15.1 附件1：技经附表（1）投资计划与资金筹措表；（2）还本付息表；（3）收入和税金及附加估算表；（4）总成本费用估算表；（5）固定资产折旧费估算表；（6）损益表；（7）资产负债表（8）现金流量表（全投资）（9）现金流量表（自有资金） 附表1.1：投资计划与资金筹措表 单位：万元序号年限项目1169、23合计1总投资3549.476.00.03625.41.1建设投资3489.63489.61.2建设期利息59.859.81.3流动资金76.00.076.02资金筹措3549.476.00.03625.42.1自有资金1106.776.00.01182.7其中：用于流动资金76.00.076.0用于建设投资1046.91046.9用于建设期利息59.859.82.2借款2442.72442.7长期借款2442.72442.7流动资金借款0.0其他短期借款0.02.3其他0.0附表1.2：还本付息表 单位：万元序号年份项目123456781一期借款1.1期初借款余额0244324432036170、162812218144071.2本年借款244300000001.3本年应计利息60120120100806040201.4还本付息60120527507487467447427其中：还本00407407407407407407付息60120120100806040201.5期末借款余额244324432036162812218144070附表1.3：收入和税金及附加估算表 单位：万元序号 年份项目建设期234567891011达产率0%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%1产品销售收入2138213821382138213821382138213171、8213821381.2供蒸汽收入00000000001.4供电收入21382138213821382138213821382138213821382销售税金及附加000131515151515152.1产品增值税000109129129129129129129销项税363363363363363363363363363363售电17%363363363363363363363363363363其他13%0000000000进项税235235235235235235235235235235天然气13%235235235235235235235235235235水13%0.040.040.040172、.040.040.040.040.040.040.04销项-进项194129129129129129129129129129固定资产增值税进项税期初净额17%40627714920000000固定资产增值税抵免12912912920000000固定资产增值税进项税期末净额2771492000000002.2营业税3%2.3城市维护建设税7%00089999992.4教育费附加及地方教育费附加5%00056666662.5水利基金0%00000000002.6总厂用电费0000000000续附表1.3：收入和税金及附加估算表 单位：万元序号 年份项目建设期12131415161718192021173、达产率0%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%1产品销售收入21382138213821382138213821382138213821381.2供蒸汽收入00000000001.4供电收入21382138213821382138213821382138213821382销售税金及附加151515151515151515152.1产品增值税129129129129129129129129129129销项税363363363363363363363363363363售电17%363363363363363363363363363363其他13%0000174、000000进项税235235235235235235235235235235天然气13%235235235235235235235235235235水13%0.040.040.040.040.040.040.040.040.040.04销项-进项194129129129129129129129129129固定资产增值税进项税期初净额17%0000000000固定资产增值税抵免0000000000固定资产增值税进项税期末净额00000000002.2营业税3%2.3城市维护建设税7%99999999992.4教育费附加及地方教育费附加5%66666666662.5水利基金0%000000000175、02.6总厂用电费0000000000 附表1.4：总成本费用估算表 单位：万元序号 年份项目建设期234567891011达产率0%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%1燃气成本18061806180618061806180618061806180618062水成本00000000003电成本00000000004工资及福利151515151515151515155修理费1031031031031031031031031031036管理费用212121212121212121217折旧费1981981981981981981981981981988176、摊销费00000000009财务费用120120100806040200其中：流动资金利息支出10总成本费用2264226422442224220421842164214421442144其中：固定成本457457437417397377357337337337可变成本180718071807180718071807180718071807180711经营成本1947194719471947194719471947194719471947续附表1.4：总成本费用估算表 单位：万元序号 年份项目建设期12131415161718192021达产率0%100%100%100%100%100%100177、%100%100%100%100%1燃气成本18061806180618061806180618061806180618062水成本00000000003电成本00000000004工资及福利151515151515151515155修理费1031031031031031031031031031036管理费用212121212121212121217折旧费198198198198198444448摊销费00000000009财务费用其中：流动资金利息支出10总成本费用2144214421442144214419511951195119511951其中：固定成本33733733733733714178、4144144144144可变成本180718071807180718071807180718071807180711经营成本1947194719471947194719471947194719471947附表1.5：固定资产折旧费估算表 单位：万元序号 年份项目折旧年限折旧率123456789100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%1新增固定资产3144折旧费198198198198198198198198198 净值2946274825512353215619581760156313651.1新增建筑20 4.75%94折旧费444444444净值9179、085817672676359541.2新增设备15 6.33%3049折旧费193193193193193193193193193净值2856266324702277208418911697150413111.3新增设备15 6.33%折旧费000000000净值000000000续附表1.5：固定资产折旧费估算表 单位：万元序号 年份项目折旧年限折旧率1112131415161718192021100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%1新增固定资产折旧费19819819819819819844444 净值1168970772575377180180、1751711661621571.1新增建筑20 4.75%折旧费44444444444净值504541363227231814951.2新增设备15 6.33%折旧费19319319319319319300000净值11189257325393461521521521521521521.3新增设备15 6.33%折旧费000000净值00000000000附表1.6：损益表 单位：万元序号 年份项目12345678910达产率0%100%100%100%100%100%100%100%100%100%1销售收入2138213821382138213821382138213821382销售税金181、及附加0001315151515153总成本费用2264226422442224220421842164214421444补贴收入0000000005利润总额-126-126-106-99-81-61-42-22-226弥补以前年度亏损6.1累计亏损7应纳税所得额(5-6)-126-126-106-99-81-61-42-22-228所得税0000000009税后利润（7-8)-126-126-106-99-81-61-42-22-2210期初未分配利润0(126)(252)(358)(457)(538)(599)(641)(663)11可供分配利润-126-126-106-99-81-61-182、42-22-2211.1法定盈余公积金00000000011.2可供投资者分配利润11.3未分配利润-126-126-106-99-81-61-42-22-22累计未分配利润(126)(252)(358)(457)(538)(599)(641)(663)(684) 续附表1.6：损益表 单位：万元序号 年份项目1112131415161718192021达产率100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%1销售收入213821382138213821382138213821382138213821382销售税金及附加151515151515151515183、15153总成本费用214421442144214421442144195119511951195119514补贴收入000000000005利润总额-22-22-22-22-22-221721721721721726弥补以前年度亏损6.1累计亏损7应纳税所得额(5-6)-22-22-22-22-22-221721721721721728所得税00000043434343439税后利润（7-8)-22-22-22-22-22-2212912912912912910期初未分配利润(684)(706)(727)(749)(771)(792)(814)(698)(582)(466)(351)11可供184、分配利润-22-22-22-22-22-2212912912912912911.1法定盈余公积金000000131313131311.2可供投资者分配利润11.3未分配利润-22-22-22-22-22-22116116116116116累计未分配利润(706)(727)(749)(771)(792)(814)(698)(582)(466)(351)(235)附表1.7：资产负债表 单位：万元序号 年份项目12345678910达产率0%100%100%100%100%100%100%100%100%100%1资产35493820328727742268178013118638418191.1185、流动资产总额0597390204-85-376-647-898-722-546应收账款243243243243243243243243243预付账款现金333333333存货151151151151151151151151151累计盈余资金0200-6-193-482-773-1044-1295-1119-9431.2在建工程35491.3固定资产净值2946274825512353215619581760156313651.4固定资产进项税净值277149200000001.5无形及递延资产净值0000000002负债及所有者权益3549382032872774226817801311863186、8418192.1流动负债总额321321321321321321321321321应付帐款321321321321321321321321321流动资金借款其他短期借款2.2长期借款24432443203616281221814407负债小计2443276423561949154211357283213213212.3所有者权益11071057931825726645583542520499自有资金（累计）1107118311831183118311831183118311831183资本公积金累计法定盈余公积金0000000000累计未分配利润0-126-252-358-457-538-5187、99-641-663-684续附表1.7：资产负债表 单位：万元序号 年份项目1112131415161718192021达产率100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%1资产7987767557337116908199471076120413331.1流动资产总额-370-194-1815833451064377791010431176应收账款243243243243243243243243243243243预付账款现金33333333333存货151151151151151151151151151151151累计盈余资金-767-591-415188、-239-631132473805136467791.2在建工程1.3固定资产净值11689707725753771801751711661621571.4固定资产进项税净值000000000001.5无形及递延资产净值000000000002负债及所有者权益7987767557337116908199471076120413332.1流动负债总额321321321321321321321321321321321应付帐款321321321321321321321321321321321流动资金借款其他短期借款2.2长期借款负债小计32132132132132132132132132132132189、12.3所有者权益4774554344123913694986267558841012自有资金（累计）11831183118311831183118311831183118311831183资本公积金累计法定盈余公积金0000001326395164累计未分配利润-706-727-749-771-792-814-698-582-466-351-235附表1.8：现金流量表（全投资） 单位：万元序号 年份项目12345678910达产率0%100%100%100%100%100%100%100%100%100%1现金流入2502250225022502250225022502250225021.190、1产品销售收入2138213821382138213821382138213821381.2补贴收入1.2回收固定资产余值1.3回收流动资金1.4增值税销项税额3633633633633633633633633632现金流出34902258218221822303232623262326232623262.1建设投资（不含建设期利息)）34902.2增值税进项税额2352352352352352352352352352.3增值税0001091291291291291292.5流动资金76000000002.6经营成本1947194719471947194719471947194719472.7191、销售税金及附加0001315151515152.8所得税(息税前利润*25%）0000000003所得税后净现金流量(1-2)-34902443203201981761761761761764所得税后累计净现金流量-3490-3246-2925-2605-2407-2231-2055-1879-1703-15275所得税前净现金流量(3+2.8)-34902443203201981761761761761766所得税前累计净现金流量-3490-3246-2925-2605-2407-2231-2055-1879-1703-1527续附表1.8：现金流量表（全投资） 单位：万元序号 年份项目11192、12131415161718192021达产率100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%1现金流入250225022502250225022502250225022502250227351.1产品销售收入213821382138213821382138213821382138213821381.2补贴收入1.2回收固定资产余值1571.3回收流动资金761.4增值税销项税额3633633633633633633633633633633632现金流出232623262326232623262326236823682368236823682.1建设投资193、（不含建设期利息)）2.2增值税进项税额2352352352352352352352352352352352.3增值税1291291291291291291291291291291292.5流动资金000000000002.6经营成本194719471947194719471947194719471947194719472.7销售税金及附加15151515151515151515152.8所得税(息税前利润*25%）00000043434343433所得税后净现金流量(1-2)1761761761761761761331331331333664所得税后累计净现金流量-1351-1175-999194、-823-647-471-338-205-71624285所得税前净现金流量(3+2.8)1761761761761761761761761761764096所得税前累计净现金流量-1351-1175-999-823-647-471-295-11957233642附表1.9：xxxxxxxxxx现金流量表（自有资金） 单位：万元序号 年份项目12345678910达产率0%100%100%100%100%100%100%100%100%100%1现金流入2212040204020402040204020402040204020401.1产品销售收入14971497149714971497149195、71497149714971.2补贴收入1.3增量气利润2892892892892892892892892891.4燃气接驳费收入2211.5回收固定资产余值1.6回收流动资金1.7增值税销项税额2542542542542542542542542542现金流出24431580152715271612162816281628162816282.1建设投资（不含建设期利息)）24432.2增值税进项税额1641641641641641641641641642.3增值税0007690909090902.5流动资金53000000002.6经营成本136313631363136313631363136196、3136313632.7销售税金及附加000911111111112.8所得税(息税前利润*25%）0000000003所得税后净现金流量(1-2)-22214605135134284124124124124124所得税后累计净现金流量-2221-1761-1248-735-307105517929134217545所得税前净现金流量(3+2.8)-22214605135134284124124124124126所得税前累计净现金流量-2221-1761-1248-735-30710551792913421754续附表1.9：xxxxxxxxxx现金流量表（自有资金） 单位：万元序号 年份项目197、1112131415161718192021达产率100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%1现金流入204020402040204020402040204020402040204022031.1产品销售收入149714971497149714971497149714971497149714971.2补贴收入1.3增量气利润2892892892892892892892892892892891.4燃气接驳费收入1.5回收固定资产余值1101.6回收流动资金531.7增值税销项税额2542542542542542542542542542542542现金198、流出162816281628162816281628165816581658165816582.1建设投资（不含建设期利息)）2.2增值税进项税额1641641641641641641641641641641642.3增值税90909090909090909090902.5流动资金000000000002.6经营成本136313631363136313631363136313631363136313632.7销售税金及附加11111111111111111111112.8所得税(息税前利润*25%）00000030303030303所得税后净现金流量(1-2)4124124124124124123823823823825454所得税后累计净现金流量216625782991340338154227460949925374575663025所得税前净现金流量(3+2.8)4124124124124124124124124124125756所得税前累计净现金流量2166257829913403381542274640505254645876645215.2 附件2：附图1厂区总平面图2热力系统图3设备平面布置图