1、清洁煤电水源热泵区域供能能源站及其配套项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月清洁煤电水源热泵区域供能能源站及其配套项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150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.概述61.1项目背景61.2投资方及项目单位概况61.3主要设计原则71.4清洁煤电技术71.5编制依据82、1.6项目建设的必要性分析91.7项目建设的示范性152.负荷分析162.1区域负荷预测163.燃料供应223.1煤炭概述223.2煤粉品质243.3煤粉耗量244.工程设想254.1站区总体规划及总平面规划254.2燃料系统264.3供热技术介绍274.4装机方案284.5热力系统344.6主站房布置354.7电气部分364.8控制部分374.9采暖与空气调节394.10水工系统414.11消防部分454.12建筑与结构部分485.管网工程495.1管网布置原则495.2管网布置505.3敷设方式526.环境和社会影响546.1执行的环境保护标准546.2污染物排放分析及防治措施566.3能3、源站经济效益586.4能源站环保效益586.5能源站社会效益597.劳动安全607.1选址安全607.2主要安全措施618.职业卫生658.1主要有害因素分析658.2职业卫生防护措施658.3其他669.节约和合理利用能源679.1区域集中供能系统679.2电气系统679.3给水排水系统689.4通风空调系统6810.劳动组织及定员6811.工程项目实施的条件和轮廓进度6811.1工程实施条件6811.2轮廓进度6912.投资估算及经济分析7012.1投资估算7012.2投资估算水平、资金计划及经济效益表格7212.3资金来源8312.4经济效益分析8412.5经济评价8513.风险分析874、13.1市场风险分析8713.2资金风险分析8813.3主机技术风险分析8914.结论及建议8914.1结论8914.2存在的问题及建议90附录一 石家庄XX清洁煤电水源热泵供能区域项目可行性研究报告91一、第一期供能区域91二、工程设想911、煤粉品质912、煤粉耗量923、采暖季概述924、设备参数92三、能源站工程建设93四、经济分析941、投资估算水平、资金计划及经济效益表格942、资金来源1063、经济效益分析1074经济评价108五、风险分析1105.1市场风险分析1105.2资金风险分析1105.3主机技术风险分析111六、结论1121. 概述1.1 项目背景项目名称：石家庄XX5、清洁煤电水源热泵区域供能项目。建设性质：石家庄XX清洁煤电水源热泵区域供能工程为城市基础建设工程。项目概况：本项目热源为清洁煤粉及XX热电厂冷却水，采用成熟的电站热电联产锅炉及溴化锂吸收式热泵为石家庄城区提供冬季供热。供热服务区域包括石家庄市红旗大街、南三环南二环与西三环之间区域组成的服务区，总区域占地面积为2010万平方米，为典型的热电厂废热回收利用的大型示范性项目。工程内容：主要包括热电厂内热源取退管网建设、能源总站的建设等内容。热源性质：本项目的热源为煤粉及XX热电厂冷却水。1.2 投资方及项目单位概况本项目建设单位： XX集团 XX集团创建于1987年，在董事长XX带领下紧跟市场、抢抓6、机遇、艰苦创业，在国家政策指引下不断优化产业布局、积极开辟新的经济增长点，以世界眼光谋划未来，以国际标准提升工作，充分发挥自身优势，致力于打造新的核心竞争力，推进企业持续发展，逐步成长为一个横跨制造业，体育、文化、旅游产业，新能源与资源再生利用产业三大板块，集文化旅游、体育产业、文化传媒、线缆制造、新能源、房地产开发、资源再生利用、酒店管理、化工等九大业态于一身的现代化企业集团，走出了一条特色发展之路。 创建以来，XX集团不仅实现了企业的跨越式发展，而且依托青岛市蓝色经济区和滨海旅游城等综合优势，正着力打造以文化旅游、体育产业、新能源等为主的特色产业链，增强了企业的发展后劲，发展势头良好，“X7、X”商标跻身中国驰名商标，品牌价值高达30.5亿元，现有职工3000余名，总资产达30多亿元。通过ISO9001：2000质量管理体系认证，并先后荣获青岛市高新技术企业、山东省践行科学发展观先进单位、 山东省就业与社会保障先进民营企业、山东省先进民营企业、山东省消费者满意单位、全国重合同守信用企业、全国青年文明号、“国家电网抗灾救灾恢复重建先进集体”等众多荣誉称号。1.3 主要设计原则（1）采取以热定电、热电平衡的原则，利用发电余热制热，保持系统的效率最高，能源站所发电力首先满足能源 站自用，剩余部分供向市电网。（2）考虑到热负荷需求，能源站通过余热利用系统设备设计满足所有负荷需求。（3）能源8、站按较高的自动化水平配置，能够随着外部负荷变化，自动调节运行工况。（4）考虑到用户负荷增长的不确定性以及项目的经济效益，本期工程可行性研究主要考虑在满足现阶段供应2010万区域供暖能源需求同时，并预留可扩建热负荷设备的空间。（5）能源站各项用水的水源均考虑采用区域内城市自来水管网。（6）能源站煤粉采用IGCC清洁煤粉技术。（7）能源站主站房采用全地上布置。（8）能源站循环冷却水系统采用带逆流式机械通风冷却塔的循环供水系统。1.4 清洁煤电技术由于我国中长期以煤为主的能源格局很难发生根本改变，因此为了实现低碳经济，除了要在新能源应用与节能环保方面加强，还应在清洁燃煤技术等新工艺方面下工夫。 首推9、清洁煤发电技术：新工艺方面主要包括碳捕捉、清洁燃煤发电技术等降低传统能源的碳排放。其中，发展清洁燃煤工艺尤为重要。中国电机工程学会理事长陆延昌认为，2020年，煤电在全国发电量中的比重仍会占到60%以上(目前约占80%)，为了减少碳排放，发展清洁煤发电技术应是中国二三十年内节约能源、减少碳排放的重要渠道。由于碳捕捉技术成本很高，比较浪费资源，发电效率也不高，因而清洁煤发电技术成为首选。行业人士认为清洁煤发电技术是一项先进的电力生产新技术，该技术是把满足供电需求、提高效率、控制环境三位一体进行综合考虑，可使供电效率提高到42%45%，SO2, NO的排放量减少95%以上，CO2降低20%，基本上10、没有粉尘排放。据统计，目前清洁煤发电技术主要有两种方式：一是煤气多联产技术。这种技术既可以发电，又可以做城市供热，还可以给城市居民供应生活热水，同时还可以生产甲醇、二甲醚等工业原料，还可以把其中的一部分CO2变为资源重新加以利用，可以说是一举多得。目前从产业链上来说，构筑情况是比较理想的。目前也是整个市场主推的一种清洁煤电技术。二是整体煤气化联合循环发电技术(IGCC)。IGCC就是把煤炭气化，然后把煤气用来发电，不仅清洁而且发电效率也比较高，同时煤炭气化以后还可以把煤炭中的有害物质过滤出来。它能实现98%以上的污染物脱除，并可回收高纯度的硫，粉尘和其他污染物在此过程中一并被脱除。虽然IGCC11、被业内人士认为可能是未来煤基发电的极低排放发电系统的一种最佳方法，国内亦有企业进行了尝试运用，但目前主要受到电价的制约。该电站的造价较高，是当前常规燃煤电站成本的2倍左右。如果按照目前的电价水平，该项目短期内很难盈利，除非国家进行补贴或特批较高的上网电价。1.5 编制依据城镇供热管网设计规范（CJJ34-2010）供热工程（第四版）(2009)城市工程管线综合规划规范（GB50289-98）室外给水设计规范（GB50013-2006）室外排水水设计规范（GB50014-2006）工业设备及管道绝热工程设计规范（GB50264-115-1997）民用建筑供暖通风与空气调节设计规范（GB5073612、-2012）全国民用建筑工程设计技术措施 暖通空调 动力（2009年版）全国民用建筑工程设计技术措施节能专篇 暖通空调 动力（2007年版）使用供热空调手册第二版公共建筑节能设计标准（GB50189-2005）采暖通风与空气调节设计规范（GB50019-2003）严寒和寒冷地区居住建筑节能设计标准（JGJ262010）通风与空气调节设计规范（GB50019-2003）智能化系统工程检测规程 (DB32365-1999)民用建筑电气设计规范 (JCJT16-92)智能建筑设计标准 (DBJ-08-47-95)电气装置工程施工及验收规范 (GBJ232-82)自动控制设计规范（采暖、通风和空气调节13、系统）河北省节能规范（2009年版）河北省民用建筑条例（2009年10月1日起施行）以及其他有关的国家和省市的现行规程、规范和标准。1.6 项目建设的必要性分析1.6.1 国家能源背景及政策1）能源背景能源的稳定供给对于经济社会的发展至关重要，特别是近100年来，全球能源消耗平均以每年3%的速度递增，到1998年，全世界一次能源消耗量已超过121亿吨标准煤。随着全球绝大多数发展中国家工业化进程的加快,未来世界能源消耗仍将以3.0%的速度增长。由于能源的加速消耗，大大加快了传统化石能源的耗竭速度。能源资源不足是我国目前面临的一个严重问题。我国人口众多，人均能源占有率远低于世界平均水平。政府部门的14、统计资料显示，2005年石油、天然气和煤炭人均剩余可采储量分别只有世界平均水平的7.69%、7.05%和58.6%。我国人均剩余可开采石油储量仅为3.0吨，约为世界平均水平的1/9，石油对外依赖度已经超过40%。 按照现有用能速度，我国目前已探明的石油资源只能使用20年，而煤炭作为我国的主要能源资源，经济可采储量也只能使用50年。另一方面，我国目前的人均能源消耗水平仅为世界平均水平的55%，相当于美国人均能源消耗水平的10%，人均能耗低导致对高能源需求的预期，其增长潜力巨大，只要中国人均能耗达到美国的25%，其能源总需求就会超过美国。一边是能源存量短缺，另一边是能源消耗快速增长，我国能源形势十15、分严峻。图1-1 人均能耗消费水平随着我国城市化进程的加速，近期中国能源消费的快速增长将能源需求推上了一个更高的台阶。在这一基数上，即使能保持较低的能源消费增长，能源需求的绝对增量也将是巨大的。2006年能源消耗达到24.6亿吨标准煤(大约占世界能源总消耗的15%)。如果将能源需求降低到5%，年增加量也需要1.23亿吨标准煤。环境状况是我国面临的另一大问题。随着人口和经济规模的不断增长，能源使用带来的环境问题日益严重，而矿物能源消费的迅速增长是造成环境恶化的主要原因。我国是世界上少数几个以煤为主要能源的国家之一，煤炭的消费量占能源总消费量的75%(1996)，这种消费结构给环境造成了巨大压力。16、 燃烧化石燃料排放出的大量SO2、CO2、NOx和烟尘，给生态环境造成极大破坏，使得地球变暖，自然灾害频繁，严重制约了经济的发展。2002年，燃煤造成的SO2和烟尘排放量约占排放总量的7080%；SO2排放形成的酸雨面积已占国土面积的1/3；CO2排放量约9.0亿吨，约占全球排放总量的13%。中国主要污染物排放总量均居世界第一位。我国大气污染严重，是世界上大气污染排放最大的国家之一。世界上污染最严重的十个城市中，仅中国就占了其中七个，城市热岛效应也日益严重。环境污染直接或间接造成的经济损失，占国民生产总值的比例已经达到34%。我国城乡建筑每年都要消耗大量的能源。根据统计，到2000年，房屋建筑17、耗能量为3.5亿tce，约占全国总能源消耗量的27.5%，并且呈逐年稳步增长趋势。一方面，我国正处在高速建设期，每年城乡房屋建筑竣工面积约为20亿平方米；另一方面，我国单位建筑面积能耗高，单位面积采暖能耗达到气候条件相近的发达国家的三倍以上。大量的高能耗建筑的投入使用必将导致建筑能耗总量快速上升。以我国现有建筑能耗水平计算，到2020年建筑能耗将达到10.89亿tce，为2000年的3倍，也就是说，差不多相当于2000年全国能源总消耗量。2）能源政策能源和环保问题已经成为制约我国经济增长、实现到2020年人均国内生产总值在2000年基础上翻两番的国民经济发展战略目标的瓶颈因素。为此，中央提出建18、设节约型社会、构建资源节约型和环境友好型社会的战略目标，从而促进能源、环境和经济社会的协调、和谐、可持续发展。2007年10月15日，胡锦涛主席在代表十六届中央委员会向十七大作报告时，提出了实现全面建设小康社会奋斗目标的新要求，指出进一步的工作方向为“建设生态文明，基本形成节约能源资源和保护生态环境的产业结构、增长方式、消费模式”。国务院办公厅发布了一系列关于节能减排的通知，其中关于做好建设节约型社会近期重点工作的通知中，明确指出开发利用可再生能源。国务院关于加强节能工作的决定指出，推进建筑节能，全面实施重点节能工程。国家发展与改革委员会编制了“中长期节能专项规划”，建筑节能被列为重点节能领域19、之一，建筑节能工程成为十大节能工程之一，建筑节能工程包括：新建建筑全面严格执行50%节能标准，四个直辖市和北方严寒、寒冷地区实施新建建筑节能65%的标准，并实行全过程严格监管。建设低能耗、超低能耗建筑以及可再生能源与建筑一体化示范工程，对现有居住建筑和公共建筑进行城市级示范改造，推进新型墙体材料和节能建材产业化。建设部制定了“建设部建筑节能九五计划及2010年规划”、“建设部建筑节能十五计划纲要”、“建设部建筑节能技术政策”、“民用建筑节能管理规定”、“关于固定资产投资工程项目可行性研究报告节能篇（章）编制及评估的规定”等一系列政策、规定。建设部、财政部关于推进可再生能源在建筑中应用的实施意见20、中指出，推进可再生能源在建筑中应用是贯彻落实科学发展观，调整能源结构，保证国家能源安全的重要举措；推进可再生能源在建筑中应用是实施国家能源战略的必然选择；推进可再生能源在建筑中应用是满足能源需求日益增长，改善人民生活质量，提高建筑用能效率的现实要求。国家重点支持相关技术领域中应用可再生能源的示范工程、技术集成及标准制定，其中包括地表水及地下水丰富地区利用淡水源热泵技术供热制冷工程。近年来，为了推动全社会节约能源，提高能源利用效率，保护和改善环境，促进经济社会全面协调可持续发展，1997年颁布了中华人民共和国节约能源法；为促进可再生能源的开发利用，增加能源供应，改善能源结构，保障能源安全，保护环21、境，实现经济社会的可持续发展，2005年颁布了中华人民共和国可再生能源法，鼓励城镇建筑及其住户采用可再生能源供暖、制冷、制备生活热水。与此同时，公共建筑节能设计标准、夏热冬冷地区居住建筑节能设计标准、民用建筑节能设计标准（采暖居住建筑部分）、建筑照明设计标准等一系列节能标准相继出台，建筑能效测评与标识管理办法与建筑能效测评与标识技术导则已进入征求意见阶段，居住建筑节能设计标准也在编制中。各地方也相继编制了地方性节能标准实施细则以及相关的节能检验标准。住建部下发的关于印发住房城乡建设部建筑节能与科技司2012年工作要点的通知，对建筑节能工作做出多项部署，通知要求：加快可再生能源建筑领域规模化、一22、体化应用；大力推动绿色建筑发展，实现绿色建筑普及化；推进可再生能源建筑应用示范工作深入开展，适时开展新建建筑强制性应用可再生能源试点；住建部“十二五”建筑节能专项规划提出，到“十二五”期末，建筑节能形成1.16亿吨标准煤节能能力。其中，推动可再生能源与建筑一体化应用，将形成3000万吨标准煤节能能力。表1-1 与废热利用相关的各项政策内容1.6.2 石家庄能源背景及政策石家庄市一次能源严重不足，95%以上的由外地调入，在全市的能源消耗中，以钢铁、化工、电力、医学、建材、建筑等行业消耗为主，能源消耗占到全市的70%以上，以煤为主的消耗结构造成了石家庄市严重的环境污染问题，能源禀赋差，能源利用率低23、，污染严重已经成为石家庄的可持续发展的桎梏。表1-2石家庄市用煤消耗量结构表为加快本市行政区域内能源结构优化调整，平衡燃气和电力供需，提高能源综合利用效率和电力、热力安全保障水平，缓解区域用热压力，根据国家、省有关法律、法规和市委、市政府关于加强生态文明建设的决定和河北省会生态环境治理工作实施方案要求，以及国家关于发展分布式能源的指导意见，特制定本办法。分布式能源是指以煤炭为燃料，通过冷热电三联供等方式实现能源的梯级利用，能源综合利用效率在70%以上，并在负荷中心就近实现能源供应的现代能源供应方式和煤炭高效利用的重要方式。与传统集中式供能方式相比，分布式能源具有能效高、清洁环保、安全性好、削峰24、填谷、经济效益好等优点，并在国际上发展迅速。“十二五”期间，国家将发展分布式能源作为提高能源综合利用效率、实现节能减排的重要措施。本市行政区域内，从事公共建筑设施规划、建设、经营活动和用热用冷活动的单位，应当遵守本办法。1.6.3 热电厂的废热利用的必要性和可行性目前，我国电力工业以燃煤火电为主，而燃煤火电厂又以凝汽式汽轮发电为主，其发电量约占总发电量的80%。这类火力发电厂的热能利用率较低，50%以上的热量被循环冷却水携带，通过冷却塔散发到大气中。由于循环冷却水的温度低(冬季2035，夏季2545)，属于50以下的低品位热源，采用常规手段对其回收利用的效率较低。所以，长期以来，对这部分能量的25、回收利用没有引起足够重视。由此不仅造成了大量的能量浪费，而且加剧了环境污染。因此，采用先进的技术手段，对这部分能量加以回收利用，是非常必要的。平山县每年烧煤数百吨，而电厂的废气却白白流失，能否让XX电厂与平山热力公司对接，实现节能减排，采用热泵技术充分的利用低品位废热来实现废热重新利用，降低对空气，对水等环境的污染，并实现区域采暖就是很好的解决措施。由于电厂循环冷却水所携带的废热是一种低品位能源,因而直接利用的范围及效率都非常低。而利用热泵技术,可以提高低品位能量的品位,从而扩大其应用范围,提高其利用效率。目前,热泵技术已日趋成熟,科技工作者根据各种各样的低位能源形式,已开发出多种类型的热泵,26、如地源热泵、城市污水源热泵、空气源热泵、海水源热泵、太阳能热泵以及工业废热热泵等。由于各种低位热源的特点不同,使得以上各种低位源热泵的应用在不同程度上存在一些技术问题,如空气源热泵蒸发器冬季结霜问题、污水源热泵的污水处理及设备防腐问题、地源热泵的取水及回灌和对地温影响问题、海水源热泵的水处理及设备防腐问题以及太阳能热泵的非持续供热问题等。而吸收了汽轮机乏汽潜热的电厂循环水,由于其水质优良,且有相对稳定的流量和温度作为热泵的低位热源,其优越性是以上其他热源所不能比拟的。其优越性主要表现在以下几个方面:(1)位于地面上,不需要为管路和换热器的安置打很深的竖井,节省了初投资。(2)由于循环水具有非常27、好的流动性和较好的换热性能,不需要像土壤源热泵那样长的启动过程。(3)由于循环水的温度和流量都稳定,蒸发器不会出现结霜现象。(4)由于循环水比较清洁,无腐蚀问题,不易导致传热效果的恶化。(5)能降低凝汽器循环水进水温度,提高汽轮机凝汽器的真空度,增加机组的通流量和发电功率。因此,电厂循环冷却水可以作为热泵理想的低位热源。但由于目前热泵的出水温度普遍较低(一般为60左右,超高温热泵出水温度为85),热泵的应用范围受到许多技术、经济因素的限制,从而阻碍了循环冷却水废热的回收利用。1.7 项目建设的示范性1.本项目使用XX电厂的废热作为低品位冷热源，利用成熟的水源热泵技术、蓄冷蓄热技术，满足该项目供28、暖需求。项目的实施将对国家节能减排做出巨大贡献，同时对可再生能源区域供能的技术可靠性、经济可行性起到良好的示范作用。2.电厂的凝结水废热，蒸汽废热等对环境造成了严重的危害。大量研究表明:热污染不仅伤害水生生物,而且降低水的密度和粘度,并能加速水体中粒状物沉降速率,进而影响河流中悬浮物沉降速率及河流携带淤泥的能力,在一定程度上,河流水体的增温,也或多或少影响两岸的植被,故应引起高度关注。温排水对水域生态环境的影响虽然多系潜在的、累积的,似乎还不及一般常说的化学物质的水污染危害大。但应看到,热污染的危害更多和更主要的是从根本上、整体上改变水体理化特性,进而严重影响水生态系统的结构和功能。温排水废热29、对水环境的影响较大时,可造成严重的热污染。近20余年来火电装机容量高速发展,容量如此迅速地增长,其排放的废热量亦将随之猛增,必定对环境产生累积的、持久的负面影响。伴随电力的发展,温排水的热影响已越来越成为不可忽视的环境问题。建筑节能在我国节能减排全局中占有重要地位，而北方城镇供热在我国建筑能耗中所占的比例最大(约占40)，因此供热节能是我国节能工作的重中之重。在北方城镇的主要供暖方式中，热电联产因单位供暖煤耗远低于区域锅炉和各类分散供暖方式(分户燃气供暖和电热供暖)，是目前公认的能源转换效率最高的热源形式。逐步优化能源结构，提高能源利用效率，发展可再生能源已成为我国可持续发展战略中不可缺少的重30、要组成部分。本项目充分利用电厂的废热，利用吸收式热泵将废热转化为高品位的热能实现供热，可减少电厂废热对大气环境的污染，改善环境质量。项目的建设符合我国节能中长期专项规划的要求，对水源热泵技术的推广将起到良好的示范作用。2. 负荷分析2.1 区域负荷预测2.1.1 供热供应范围本项目以XX电厂废热和煤粉炉发电废热为热源，为石家庄城区提供冬季供热。供热服务区域石家庄市，总的供热建筑面积为2010万m2。其供热区域负荷如下表所示：表2-1 各地块用能面积及供热量统计序号地块名称供热面积（万）供热单位面积热负荷（W/）供热量（kw）1西溪诚园204080002盛世御城15040600003天水丽城和鑫31、界王府10040400004鑫界9号院10040400005龙岗小区及其西侧地块15040600006鑫界王府南侧地块12040480007良城国际15040600008康桥郡4040160009中加学校640240010燕西台840320011五里庄小学1050500012西五里五星花园90403600013东五里五星花园75403000014欣绿地产75403000015石家庄外语翻译技术学院150406000016仓安工业园新华电脑学校40401600017东五里庄旧村30401200018中基地产150406000019西美花街100404000020海龙湾26401040021新世纪32、花园150406000022石环公路筹建处1040400023石环公路管理处1040400024图书馆2040800025培训中心20501000026康桥郡北侧地块180407200027时代公馆30401200028合计2010807000图2-1 此项目石家庄供能区域2.1.2 供能时间确定据现行技术规范、结合石家庄市多年平均气候资料，主要水温、气温设计参数确定如下：石家庄地理位置：地处河北省中南部，环渤海湾经济区。位于北纬37273847，东经1133011520之间，属于温带气候，西部平山到石家庄市区坡度为1/14001/1200，石家庄到东部辛集坡度为1/12001/1400。辖区33、内大地构造，属山西地台和渤海凹陷之间的接壤地带，地势东低西高差距大，地貌复杂。西部太行山地，海拔在1000米左右，山峦重叠，地势高耸，京广铁路以东为华北平原的一部分。地貌由西向东依次排列为中山、低山、丘陵、盆地、平原。地处平山的最高山峰驼梁海拔2281米，为河北省境内的第五峰，是石家庄的制高点。全市冬季平均气温在-2.3-0.5之间。与常年相比，东部地区气温比常年略偏高，西部地区比常年略偏低，中部地区与往年基本持平，其中新乐偏高0.4，偏高最多，赞皇偏低0.9，偏低最多。图2-2石家庄气温曲线图根据以上气温参数资料，综合分析考虑后，确定全年供能时间如下：商业按07：00-22：00供能，住宅234、4小时全天供能。供热时间为11月15日3月15日共计120天。热水车全年运行。2.1.3 室内外设计参数.1室外设计参数据现行技术规范、结合石家庄市多年平均气候资料，主要水温、气温设计参数确定如下：室外设计参数地区：河北省石家庄市纬度： 38.03经度： 114.41夏季大气压（pa） 99560.00夏季空调室外干球温度（） 35.10夏季通风室外干球温度（） 32.30夏季空调室外湿球温度（） 26.60夏季最热月月平均相对湿度 75%夏季室外平均风速（m/s） 1.50冬季大气压（pa） 101690.00冬季室外供暖计算干球温度（） -8.00冬季室外空调计算干球温度（） -11.0035、冬季最冷月月平均相对湿度 52%冬季室外平均风速（m/s） 2.30图2-3石家庄全年室外干球温度变化图2-4石家庄全年室外湿球温度变化.2室内设计参数表2-2 室内设计参数建筑功能夏季冬季干球温度相对湿度干球温度相对湿度（）（%）（）（%）居住266018商业2660202.1.4 本期同时使用系数分析在不同类型建筑或同一建筑中，空调器的运行时间不同，设计时以同时使用系数表示。 根据实用供热空调设计手册第二版中所提供的资料，影响同时使用系数的主要因素有：建筑类型；供能站的规划数量及位置选取；各类建筑的使用特点；气候特点、生活习惯、经济条件等人为因素有关。并且设计手册中还给出了某些类型建筑区域36、的同时使用系数。见表2-3。表2-3不同类型建筑同时使用系数表区域名称同时使用系数备注大学校园0.490.55教室、实验室、图书馆、行政办公室、体育馆、宿舍等商务区0.70.8商业中心、办公类建筑、文化建筑、酒店、医院综合区0.650.7上述几类主要建筑及功能同时具有实践证明，冬季制热时，热源只有17的时间在最大负荷下运行，39 、33 、l1的时间分别在75 、50 、25的负荷下运行。2.1.5 本期工程热负荷预测冷热负荷指标由DeST能耗模拟软件对本项目所服务的各种不同单体建筑冷热负荷模拟分析，从而得到两种建筑业态的建筑单位面积全年逐时负荷，下图3-6和3-7分别是DeST软件对住宅建筑37、和商业建筑的模拟结果。图2-5 居住建筑单位面积逐时负荷图2-6 商业建筑单位面积逐时负荷综上，住宅建筑冬季热负荷指标为40W/m2；商业建筑冬季热负荷指标为55W/m2。由已知本区域居住建筑为主，使用采取节能措施的推荐热指标值，住宅为40W/。冬季同时使用系数理论值是0.60.9，本项目住宅同时使用系数计算中取值1.0，建筑面积为2010万，则可得本区域的采暖负荷为：804 MW。3. 燃料供应3.1 煤炭概述煤炭是地球上蕴藏量最丰富，分布地域最广和最易储存的化石燃料。被人们誉为黑色的金子，工业的食粮，是十八世纪以来人类世界使用的主要能源之一。然而，燃烧煤炭产生的二氧化碳排放占到全国80%，38、是最大的空气污染源，迫切需要通过自主创新推动能源生产和利用方式变革，大幅降低能源消耗强度和二氧化碳排放强度，有效控制温室气体排放，提升煤炭提质与资源综合利用、高效燃煤发电、先进煤基洁净燃料、污染物控制及资源化利用、工业节能、重大装备研制等技术和能力，建立世界一流研发平台，培养世界一流科研队伍，发展世界一流技术，获得世界一流成果。煤炭科学研究总院是我国煤炭行业唯一的综合性科研机构和技术创新基地，拥有优秀稳定的人才队伍，设有“国家能源煤炭高效利用与节能减排技术装备重点实验室”、“煤炭资源高效开采与洁净利用国家重点实验室”等十多个国家及行业重点实验室和研究中心，及配套的核心设备生产基地。承担了煤炭行39、业70%以上的科技攻关项目，累计科技成果5000余项，获得国家级、省部级科技奖1000余项、各类专利500多项。伴随着我国科技体制改革的步伐，始终坚持以“推动煤炭科技进步，发展节能环保产业”为企业使命。煤科总院研制的高效煤粉工业锅炉系统具有清洁燃烧、高效运行、显著节煤、节约占地、简易操作、友好环境等特点。目前，煤科总院在东部沿海和北部高寒地区的煤炭企业集团、市政热力和大型工业园区市场取得了很好的推广业绩，已在天津、河北、山东、安徽、江苏、浙江、福建、广东、广西等地区，内蒙古、陕西、山西、甘肃等西部高寒矿区，共计20多个省市地区建成推广应用煤粉工业锅炉系统500余台套，近万蒸吨等效容量。检测数据40、显示，与传统的链条锅炉相比，煤粉型工业锅炉系统平均效率由65%提高至90%，综合节煤率达30%以上;煤粉型工业锅炉系统实测烟尘排放仅为11毫克/标准立方米，远优于传统链条锅炉的80毫克/标准立方米，与天然气锅炉的排放水平相当;二氧化硫排放不超过100毫克/标准立方米;氮氧化物排放不超过200毫克/标准立方米。与燃煤链条锅炉相比，烟尘排放降低85%以上，减少二氧化硫排放30%至40%，减少氮氧化物排放50%左右，并大大减少可吸入颗粒物的排放量。据统计，煤炭科学研究总院从1999年开始，在消化吸收国外先进燃煤工业锅炉技术基础上，对煤粉安定储存、无脉动密相输送、二次空气无级分级配风、前置强化燃烧、烟41、气再循环、高倍率灰钙循环烟气脱硫等关键技术进行了开发创新，创立了燃煤工业锅炉行业的系统集成运作“岛链”模式，开发出了3个系列15个标准化产品，获得了31项专利，3项省部级科技奖，开启了我国新型煤粉锅炉的设计、制造和使用的新篇章。这项创新成果2007年通过国家技术鉴定。本项目的煤粉拟使用常规的煤粉燃料II 类烟煤（Qdw：18.8MJ/Kg），采用煤汽化技术，即与载氧的气化剂（O2，H2O，CO2）之间的不完全反应，最终生成由CO，H2，CO2，CH4，N2，H2S,COS等组成的煤气。3.2 煤粉品质由于目前暂未收到清洁煤气资料，本项目预以II 类烟煤（Qdw：18.8MJ/Kg）的煤粉品质为42、设计基准，其成分及参数见表3.2-1。表3-1 II 类烟煤成分（摩尔百分比）及参数序号项目单位数据1Cy%47.532Hy%3.563Oy%6.954Ny%0.95Sy%0.336Wy%10.337Ay%30.48Vr%28.89QdwyMJ/kg18.83.3 煤粉耗量XX清洁煤电水源热泵区域供能能源站煤粉耗量见以下煤粉耗量表。表3-2煤粉耗量表规模型号每小时耗煤量（t/h）每日耗煤量（t /d）每年耗煤量（104 t /a）3台(300t/h)煤粉锅炉1573768131.88合计1573768131.88设计值1603840134.4注：1.表中设备日耗煤量按24小时计，年耗煤量按年利43、用小时数计：煤粉锅炉350天/年。2.表中的耗煤量设计值考虑设备非额定负荷运行时的低效率工况，裕量取2%。4. 工程设想4.1 站区总体规划及总平面规划4.1.1 站区总体规划拟建区域供能能源站用地范围呈规则方形地块，具体位置见下图：图4-1 能源站位置本方案结合石家庄市的总体规划，能源站利用现有原规划空地进行规划建设。能源站内有原规划道路从区域内穿过，能源站可以利用这些道路作为进站道路，并在该道路上开设能源站主要出入口和设备检修出入口。站区内交通及运输通道采用混凝土硬化地坪，最小宽度为4m，均可满足能源站交通运输及消防的规范要求。能源站建筑及设备全部地上布置，地上建筑及设备总高度控制在30m44、以内。站内管线以直埋为主，电缆采用地下排管敷设，能源站的各管线设计接口在能源站围墙外1m处。4.1.2 总平面布置能源站总平面布置是根据工艺提供260MW机组方案并结合远景一次规划设计。能源站区域由3个功能区组成，即主站房区、办公区和余热回收区。从能源站区域的环境角度考虑，能源站主站房区（包括主机房、电控室、办公室等）布置在站区南侧。在能源站与周边居民区之间留有大面积绿化隔离带，以减少其对居民区的噪声影响。机力通风冷却塔尽量远离居民区、沿东西向靠南侧围墙布置。能源站建筑及设备全部地上布置，地上建筑及设备总高度控制在30m以内。4.1.3 道路规划能源站的运输、消防道路原则上以充分利用原有道路设45、施为主，区域内建、构筑物及设备之间连接通道及部分场地做混凝土硬化，也可作为不小于4m的消防通道使用。4.1.4 竖向规划能源站建筑物的室外地坪设计标高将根据石家庄市城市总体规划要求统一确定。4.1.5 管线规划给水、排水、消防、电力、通信和工业管道等综合管线，将结合原有规划及现有的条件，综合考虑进行规划。4.1.6 围墙及绿化能源站设2.2m高铁艺围墙，绿化面积及标准根据项目总体规划要求确定。4.2 燃料系统区域供能能源站煤粉源为II类烟煤，建设新型高效清洁煤粉型锅炉，不仅在节能减排上取得了良好效果，还产生了可观的直接经济效益。新型煤粉工业锅炉系统包括煤粉加工子系统、煤粉储供子系统、燃烧器子系46、统、布袋除尘器子系统等。新型煤粉锅炉对原煤要求很高：5700大卡以上且含硫量低于35%的洗选煤，经烘干机烘干，水分指标不大于5%，其中15毫米以下的碎煤送入磨煤机粉碎，成为细度为200目的细粉，合格的细粉从旋风分离器中分出落入罐车内。4.3 供热技术介绍4.3.1 机组选型原则区域供能能源站机组选型综合考虑热、电负荷变化规律，采取“以热定电、热电平衡”的原则，通过对系统运行方式进行技术经济比较，合理配置发电设备、余热利用设备和调峰设备，保证项目经济性。4.3.2 电厂余热回收专用热泵机组传统的热电厂余热利用见下图所示：图4-2传统的电厂余热利用技术以上传统的电厂余热利用技术中，存在以下缺点：147、采用汽水换热器，效率低，一般最高只能达到80%左右，因此有很大的能耗损失。2、一次管网温差小，通常最大只有60左右，远远不能满足长距离管网输送的目的。电厂余热回收专用热泵机组能够很好的解决传统技术所具有的缺点，能源总站专用吸收式热泵机组回收电厂循环水余热，热电厂供热能力提高50%，综合供热效率提高50以上，大幅度减少CO2和其他污染物排放，减少冷却水蒸发损失。而且热端进出水温差达100以上，解决了长距离热媒水输送的要求。下图为该热泵机组利用电厂余热示意图。图4-3专用热泵机组的电厂余热利用技术4.4 装机方案本工程仅以能源站近期所承担的负荷提出装机、运行方案，同时预留远期负荷增加时能源站扩容48、的余地。4.4.1 装机方案4.4.1.1 采暖季概述本方案选用清洁煤粉为主热源，配置2台400t/h的电站煤粉锅炉，配套2台抽汽式汽轮机，并设有2台国内主流装机容量60MW的发电机组，发电自用；XX电厂发电冷却循环水（约170MW）作为溴化锂热泵辅助热源（驱动热源为部分抽汽式汽轮机抽出的0.5MPa蒸汽约220t/h，来源于抽取汽轮机发电后蒸汽），提升用户侧回水温度至90；剩余的抽汽式汽轮机抽出的0.5MPa蒸汽约570t/h，用于供热，提升用户侧部分回水至120供城市热网；配置2台35t/h余热热水锅炉（热源为电站锅炉排放烟气）将部分回水提高至目标温度120供城市热网，机组配置如下：1）249、台CG-400t/h-6.3-M电站煤粉锅炉，2台C60-6.3/1.3/0.55抽汽式汽轮机；2）10台23MW热水型第一类溴化锂吸收式热泵机组，制热量为400MW；3）2台35t/h余热热水锅炉，制热量为50MW。4.4.1.2 设备参数（1）发电设备参数发电机组：2台CG-400t/h-6.3-M电站煤粉锅炉2台C60-6.3/1.3/0.55抽汽式汽轮机发电出力：120MW电压等级：10.5 kV清洁煤粉消耗：160t/h蒸汽压力6.3MPa效率：电站锅炉炉效率90%，煤碳使用效率99%排烟温度：无尾部受热面250，有尾部受热面150发电设备性能指标如表5.4-1。表4-2 电站锅炉能50、指标表序号功能性能标准数值1分批安装 电站锅炉大小范围10-500t/h2经验在中国大陆运行至少一年的已安装的内燃机的最少数量（在上述大小范围内）10台3空间利用- 能源密度20 平方米 / 兆瓦4效率 在额定工况下热电联产效率（总体）92%5断电的启动要求: 0% - 100% 加载的最短反应时间含启动时间在内，从启动到满载约20分钟6灵活性: 运营 每天整个系统启动/关闭的最少次数2次7可用性 100%利用率的设备最少年运行小时数8,000 小时（2）余热利用设备热水型第一类吸收式溴化锂机组：10台制热量：23mw/台余热进出水温度：32/37供回水进出水温度：60/90驱动热源0.5MP51、a蒸汽220t/h供回水水流量：1143m3/h/台用电功率：50Kw/台溴化锂吸收式热泵机组性能指标如表4-3。表4-3 溴化锂吸收式热泵机组性能指标序号功能性能标准数值1分批安装 吸收式制冷机大小范围1 一30兆瓦2性能热水供水/回水温度最小差值0.2 倍额定温差3效率最低能效比蒸汽热水型机组：0.964经验在中国大陆运行至少一年的已安装的吸收式制冷机的最少数量（在上述性能范围内）10台5停机再启动所需时间10分钟6灵活性: 运营 每天整个系统启动/关闭的最少次数2次7可用性 100%利用率的设备最少年运行小时数8,000小时8可靠性 最短供应商保质期出少后2 年或调试验收后 1 年（以先52、到期者为准）（3）余热热水锅炉设备余热热水锅炉2台，每台35t/h供热水量：1428m/h额定压力：0.2MPa额定进出水温度：90/120余热热水锅炉性能指标如表4-4。表4-4 余热热水锅炉性能指标序号功能性能标准数值1性能供水/回水温度差值90/1202停电启动要求:10分钟3灵活性: 运营每天整个系统启动/关闭的最少次数24可用性 100%利用率的设备最少年运行小时数8,000 小时4.4.2 运行方案4.4.2.1 供热方案4.4.2.1.1 设备组成本项目的供热机组由第一类吸收式溴化锂热泵机组、电站锅炉、抽汽式发电机组蒸汽及余热锅炉机组组成，设备的供热系统总装机容量如下表，可满足本53、期工程尖端热负荷800MW需求量。表4-5供热系统总装机容量序号项目单位数值1吸收式溴化锂热泵机组供热出力MW400所占比例50%2余热热水锅炉供热出力MW50所占比例6.25%3发电机组蒸汽供热出力MW355所占比例44.375%4.4.2.1.2 输配系统（1）能源站热水系统供、回水温度为120/60，最大流量为11430m/h。4.4.2.1.3 运行模式运行原则能源站按照以下原则运行：能源站系统依据能源管理系统EMS预测曲线并结合实际负荷波动追踪运行。4.4.2.2 应急方案4.4.2.2.1 设备组成本项目的应急设备为电站锅炉产生的蒸汽降压后直接输入管网供给用户侧，不经过汽轮机发电。54、设备的供热系统总装机容量如表4-6所示，可满足热负荷927MW需求量。表4-6供热系统应急总装机容量序号项目单位数值1电站锅炉发电后蒸汽供热出力MW355所占比例38.3%2电站锅炉发电蒸汽供热出力MW122所占比例13.2%3余热热水锅炉供热出力MW50所占比例5.4%4溴化锂设备供热出力MW400所占比例43.1%4.4.2.2.2 输配系统（1）能源站用户侧系统供蒸汽压力为0.2MPa，温度为120。4.4.2.2.3 运行模式1. 运行原则能源站按照以下原则运行：1）、能源站系统依据能源管理系统EMS预测曲线并结合实际负荷波动追踪运行。2）、当工作日开展尖峰负荷超过800MW时，应提前55、采用应急设备。3）、电站炉、溴化锂吸收式热泵机组、余热热水锅炉机组尽量平稳运行，应急时采用变频调节满足负荷波动。4.4.2.3 非采暖季生活热水方案4.4.2.3.1 设备组成本项目的生活热水用于非采暖季节，热源由10台溴化锂吸收式热泵机组和余热热水锅炉串联组成，生活热水由热水车运输至用户处，可满足非采暖季工作日开展尖端热负荷400MW需求量。非采暖季时，电站锅炉供热部分用于发电，发电量将会增加至300MW，推荐发电上网。4.4.2.3.2 输配系统（1）能源站生活热水系统提供热水温度为90，最大运输量为11430t/h。（2）生活热水由热水车向用户端供热，用户端直接利用90生活热水，系统源水56、取自城市自来水管网。4.4.2.3.3 运行模式能源站生活热水系统按照以下模式运行：1）、能源站生活热水系统根据用户端需求启停。2）、生活热水非采暖季对外提供。4.4.2.3.4 运行策略4.4.3 能源站技术经济指标表4-7 能源站技术经济指标序号项目单位一、供热装机规模MW800二、电站炉装机规模t/h800三、年产量全年采暖供热量104GJ/a829.44 采暖年用小时数h/a2880全年生活热水热量104GJ/a1658.88年利用小时数h/a5760（非采暖季）四、发电耗电供电采暖季非采暖季合计年发电量MW.h/a120300年耗电量MW.h/a/自耗1.5 /供热设备1.5/水泵157、9.1/五、II类烟煤年耗量总计104t/a134.4清洁煤粉低位发热量MJ/Kg18.84.5 热力系统4.5.1 热力系统的主要设计原则及特点本工程供热系统（能源站部分）设计采用：区域单管制、变流量、复式泵、闭式、同程（顺流式）系统。4.5.2 区域单管制供热系统由溴化锂机组串联余热热水锅炉一套系统1路，送入热媒水集水器、分水器。溴化锂机组、余热机组按季节需要，调整供热量。水泵并联设置在分水器之前，根据用户最不利点的压差偏离值，由变频器调节泵的升、降压。远景预留的主机设备原则上独立设一路水系统到集水器和分水器，与先期投入的设备并联运行，其他技术参数均不变。4.5.3 变流量因用户端有供水温58、度固定的要求，故本工程采用定温差、变流量系统。即热媒水出口温度控制不变，依靠流量的调节，调配整个管网的供热量。热媒水系统主机（溴化锂机组与余热热水锅炉机组串联）设定供回水温度为：120/60。4.5.4 复式泵（三次泵）本系统采用复式泵变流量系统，能源站内采用二次泵系统。一次泵负责站内各主要设备的水系统循环，二次泵负责由能源站出口到各热力站的水系统循环。三次泵由用户在热力站设置，负责热力站至各个末端的水系统循环。4.5.5 闭式系统本工程由定压补水泵系统定压，系统管网封闭循环。4.5.6 同程系统本工程能源站内的热源端采用同程式系统，即水泵的入口、出口端的水流方向相同，使各机组单元的水量分配均59、匀。4.6 主站房布置能源站主站房长1000m，宽900m。能源站站房分为电站锅炉-抽凝式汽轮机区域、溴化锂机组-余热热水锅炉机组区域。冷却塔平行布置在各设备区域，电站锅炉-抽凝式汽轮机区域布置在西侧，溴化锂机组-余热热水锅炉机组区域在能源站东侧。能源站布置见附图，图4-3 能源站布置区域图文字说明布置如下：煤粉炉-汽轮机溴化锂机组横向平行布置，每套机组占一跨，占地500900，东侧布置主变和电抗器室。西侧有溴化锂机组、余热锅炉和一些配套设施等，占地400500。控制室、工程师室、交接班室、电子设备间、380V开关室、10kV开关室、35 kV开关室、空压机房、定压装置等布置在中间区域及其他配60、套区域。4.7 电气部分4.7.1 电气主接线本期工程根据能源站并网不上网的接入原则，能源站所发电力供能源站自发自用，能源站用电不够的部分由市电供给。本期工程能源站供热总装机容量为800MW级，经核算，能源站尖峰发电时需约120MW（采暖季）、300MW（非采暖季）。远期工程能源站规划装发电力除能源站自身用以外，余电采用上网方式。考虑到远期工程存在升压接入系统的可能性，本期工程预留变压器及接入系统开关柜等的位置空间。4.7.2 汽轮机机发电机组的控制、测量及保护系统每台汽轮机发电机组及其他供热设施（包括化水、水工专业等设施）由制造厂成套供货并设计相应计算机、可编程控器、监控、测量保护及其相应直61、流、UPS电源系统。本工程设计在主控室对全厂机组及其他供热设施和公用负荷进行计算机监控系统与就地配置计算机监控系统（包括PLC）的通讯接口，即可在就地对每台机组实施计算机全程操控，也可在主控室进行集中计算机监控，其他可同样对水工、水处理等系统实施计算机监控。4.7.3 UPS及直流系统为满足本工程在主控室的计算机监控系统及控制、测量、保护等系统的要求，本工程设置1套220V交流不间断电源系统及1套220V直流系统（2组阀控蓄电池）。4.7.4 汽轮机发电机组黑启动经与相关汽轮机发电机组厂家沟通并得到确认，对于此机组能具备黑启动功能。4.7.5 提高运行安全可靠性对主辅设备的技术要求 1）本工程62、汽轮机、溴化锂、空压机、机力冷却塔等主辅设备在全厂事故停电的情况下不需任何外来电源就能安全停机，并不涉及任何人身安全问题。2）经与相关设备厂家沟通并得到确认，汽轮机发电机组应能并网和多台机组并机不并网（孤网）运行，主要制造厂的调速（调频）及调压系统能满足要求。4.7.6 10kV配电装置本工程10kV配电装置选用国内外知名品牌户内手车式成套开关柜。4.7.7 其他其他如防雷、接地、电缆敷设、照明、通信、火灾报警等将严格按相应规程、标准、规定进行设计，以确保安全性、可靠性、经济性。4.8 控制部分4.8.1 控制方式本项目拟采用全站集中控制方式，即配置一套三联供分散控制系统(DCS)，主要包括数63、据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）和能源管理分析，用于实现能源站各系统控制，保证能源站各系统正常、稳定运行。能源站系统设备主要包括：煤粉锅炉、汽轮机发电机组、溴化锂机组、冷却塔、空压机、水泵、风机等。通过各个管路上的温度传感器、压力传感器、流量计等测量仪表，取得三联供控制系统所需的参数。各站房内的测点数据收集系统将收集到的参数发往三联供控制系统进行监控。通过三联供控制系统的处理，控制相应的设备和执行机构进行变动，从而达到最佳的机组运行工况。三联供控制系统将有如下相对独立的子系统组成（随主设备配套的控制装置）；例如汽轮机发电机组控制装置、溴化锂控制装置等。最后64、达到由三联供控制系统完成整个能源站的整合控制目的。4.8.2 自动化水平整个能源站设置一套三联供控制系统，并以LED及键盘为监视操作的主要手段，在集中控制室内监视和控制。其控制范围包括但不限于：系统启停顺序控制、设备运行状态和电动阀门开关状态监视、系统运行优化控制、设备故障报警与设备保护、运行数据记录与保存、能耗计量与统计等。在机组的启动、停止、正常运行和异常工况的处理中只需运行人员的少量干预即能自动完成。汽轮机发电机组、溴化锂机组、离心式热泵机组的控制由主设备自带的控制装置实现，但需将信号传输至三联供控制系统。就地不设操作员站，集中布置在集控室内。各子系统与三联供控制系统之间的重要信号采用硬65、接线方式连接，并有冗余的通讯接口进行通讯。运行人员能在集控室内对整个能源站各个设备进行监视和控制。4.8.3 监视和计量内容在三联供控制系统监控的内容包括：汽轮机发电机组、电站炉、溴化锂机组、冷却水系统、空压机、水泵、风机等设备和系统的运行状态、参数和效率等。在与管网的连接处装有能量计量表。能源站需要计量的内容有：汽轮机发电机组系统水、电、煤气、润滑油，电能产生量等；溴化锂机组的冷热媒水生产量和消耗量等；冷却水系统冷却水流量、补水量等；能源站总发电量、供电量、水电消耗量等。本工程能源站集成了多种能源产生方式，能源站监视和计量设备设置原则主要考虑对各系统的生产材料消耗和能源产出进行监视和计量，便66、于同类型能源站借鉴和能源站本身运行方式的最优化。4.8.4 能源站运行方式控制能源站的运行模式包括以下几种：（1）经济性最优模式。在满足末端需求的工况下，实现热、电运行成本最低的控制目标。（2）能源综合利用效率最优模式。以能源站系统的一次能源综合利用效率最高为控制目标。（3）以热定电、热电平衡模式。以能源站系统热负荷需求为控制目标，即跟踪末端用户热负荷。当能源站三联供系统制冷制热能力可满足热负荷需求时，以联供系统供热；当三联供系统制冷能力不足以满足热负荷需求时，在用尽三联供供能能力基础上，通过其他系统补充供冷供热，如煤粉锅炉产生的蒸汽等。（4）扩展模式。在以上主要模式基础上，增加或改变约束条件67、，形成新的扩展运行模式，在各种不同的工况和外部用户需求下，达到最经济节能的目的。4.8.5 与末端用户之间的通讯（1）在管网XX装热水、冷水的能量计量装置，用来费用结算。（2）末端用户将其能源需求通过420mA信号以硬接线方式送至能源站控制系统。4.9 采暖与空气调节4.9.1 室外空气计算参数表4-9室外空气计算参数空调通风主导风向、风速大气压力夏季干球温度34.6温度30.8S 3.4m/s100.57kPa湿球温度28.2冬季干球温度-1.2温度3.5N 3.3m/s102.65kPa相对湿度74%夏季空调室外计算日平均温度：31.3极端最高温度：39.6极端最低温度：-7.74.9.268、 室内空气设计参数表4-10能源站主要后勤用房室内空气设计参数房间名称人员密度(m2/人)照明功率密度(w/m2)设备功率(w/m2)夏季冬季新风量(m/h.p)噪声(dB(A)干球温度()相对湿度(%)干球温度()相对湿度(%)门厅101326181050办公室6152025203050会议室2.511525202050值班室、休息室15152025203050控制室815按工艺25203050控制中心815按工艺252030504.9.3 空调设计能源站需要装设空调的房间均通过能源站供能管道引接支管接入房间的风机盘管。4.9.4 通风设计各设备用房及辅助用房的通风量拟以以下原则确定：（1）69、预留变压器室根据设备发热量按消除余热的全面通风计算；（2）主机房、锅炉房：使用时，按相关专业要求设计；非使用时，12次/时；（3）余热锅炉机房：6次/时；（4）配电间、控制室、监控室、消防安保控制中心、通信机房、35kV进线室、弱电进线间：5次/时；（5）燃煤表房及紧急切断阀间：12次/时；（6）冷热水泵房和水处理间、消防水泵房：排风6次/时，补风5次/时；（7）备品备件间：3次/时；（8）公共卫生间：15次/时；（9）除锅炉房外，其他设备用房的补风量拟按不小于排风量的90%设计。（10）排风量不大于1500m/h的房间原则上不单独设置补风系统。（11）主机房、锅炉房、燃煤表房和紧急切断阀间等70、拟设事故排风系统，排风量按12次/时换气计算，事故排风机与平时排风机兼用，采用防爆型风机。事故排风机与燃气泄漏报警装置联动控制。4.10 水工系统4.10.1 主要设计原则(1) 能源站生产、生活用水水源取自拟建站区附近的市政自来水管网。(2) 循环冷却水采用带逆流式机力通风冷却塔的循环供水系统。(3) 燃气内燃机组高、中温冷却水由溴化锂冷水机组冷却水提供。(4) 排水系统采用分流制。4.10.2 主要设计内容(1) 全厂水量平衡和水务管理(2) 补给水系统(3) 循环冷却水系统 (4) 生活水系统(5)站区生活污水排水系统(6)站区雨水排水系统(7)室内生活给排水系统4.10.3 工程水源能71、源站生产用水主要为化学补给水和循环冷却水补给水等，本期工程最大需水量约为470m3/h；生活用水最大需水量约为9m3/h。生产、生活用水水源取自拟建站区附近的市政自来水管网。锅炉水质要求(甲方负责提供)：给水品质符合GB/T1576工业锅炉水质标准。给水浊度5.0总硬度0.03mmol/LPH(25溶解氧0.1mg/L含油量2.0 mg/L全铁0.30mg/L电导率(25) 5.5102us/cm锅水 mmol/Lmmol/LPH(25溶解固形物3.5103 mg/Lmg/Lmg/L4.10.4 水务管理和水量平衡4.10.4.1 概述能源站在生产过程中需水量较大，加强水务管理，节约用水不仅具72、有很大的经济效益，而且具有重要的社会和环境效益。水量平衡的目的在于按国家规定，控制能源站的用水指标，在满足能源站不同用水需要的前提下，合理协调全厂用水、提高水的重复利用率，节约用水，降低水耗、减少水污染。4.10.4.2 全厂用水量能源站生产用水主要为化学补给水和循环冷却水补给水等，所需用水量参见下表4-11。生活用水所需用水量参见下表4-12。表4-11 设备用水厂区用水量表序号项目需水量(m3/h)回收水量(m3/h) 耗水量(m3/h)备注1冷却塔蒸发损失补水2660266约占循环水量的0.93%2冷却塔风吹损失补水29029约占循环水量的0.1%3循环水排污损失补水57057约占循环水73、量的0.21%4化学用水950955未预见用水23023按上述用水量总和的5%计6总计4700470备注：1、根据供能用户性质，设计执行民用建筑供暖通风与空气调节设计规范（GB50736-2012）标准的规定。2、进出水温差T=6.0、冷却塔出水温度T1=32.0。3、循环浓缩倍率N=4计。4、本表根据能源站冬季11月份制冷工况典型日运行模式、取典型日中小时最大需水量作为设计条件。表4-12 生活用水厂区用水量表序号项目需水量(m3/h)回收水量(m3/h) 耗水量(m3/h)备注1职工生活用水0.500.5全站定额人员按远景50人，最大班人数按全站人数80%计2职工淋浴用水2.302.3淋浴74、使用人数按最大班人数的93%计3冲洗道路用水1.201.2道路系数按16%计4冲洗地面、汽车、设备等用水1.801.85浇洒绿地用水1.601.6绿化率按20%计6未预见用水0.800.8按上述用水量总和的10%计7总计909从上表可知，能源站制冷工况冬季11月份典型日最大需水量约为479m3/h，其中生产用水最大需水量约为470m3/h；生活用水最大需水量约为9m3/h。4.10.4.3 节水措施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，在能源站各主要用水点均设有流量计量装置，本工程要求在能源站运行时，将总用水量、总排水量和各车间或各系统的用水量进行连75、续和阶段性统计，以供能源站对用、排水进行管理，时刻对用、排水进行检测，发现问题及时处理。同时要大力宣扬节水的意义和加强全体员工节水的意识，采用有效限量用水的手段，切实做到水务管理的各项要求。4.10.5 补给水系统本期工程能源站冬季11月份典型日最大需水量约为479m3/h。生产、生活水系统布置2根补给水进水管，管径为DN300，设计界面在能源站围墙外1m。2根补给水进水管分别从拟建厂区周围的环状市政自来水管网独立管段上接驳。4.10.6 循环冷却水系统循环冷却水采用带逆流式机力通风冷却塔的循环供水系统。循环水系统向烟气热水型溴化锂机组、离心式制冷机组等提供冷却水，使其能在各种工况下正常运行。76、燃气内燃机组高、中温冷却水由溴化锂冷水机组冷却水提供。本工程机力通风冷却塔组布置在主站房A列外南侧，循环水泵室外露天布置在吸水池上。循环水泵与制冷机组一一对应，每台循环水泵的设计流量与其对应的主机需水量相同。其工艺流程如下：市政自来水管网冷却塔集水池立式循环水泵循环水供水压力管吸收式溴化锂制冷机组冷凝器循环水排水压力管冷却塔冷却塔集水池。循环水设备配置如下：（1）逆流式钢混结构机力通风冷却塔：25台（单台数据）热源塔型号：ELN-500冷却水量：500 m3/h制热水量：500 m3/h电功率：7.54kW冷却塔尺寸：5.7 m(L)4.2 m(B)3.55 m(H)（2）循环水泵（23MW蒸77、汽热水型溴化锂机组）（单台数据）循泵流量：1200 m3/h扬程： 25m台数：2台电功率：160kW 4.10.7 站区给水排水系统1) 站区生活给水生活用水水源采用市政自来水，最大需水量为9m3/h。生活水泵房设置1座5 m3生活水箱，生活用水由变频恒压给水设备供给。生活水箱进水管设置浮球阀，根据液位高低控制进水阀启闭。2) 排水系统排水系统采用分流制，包括工业废水管道系统、生活污水管道系统和雨水管道系统。（1）工业废水管道系统站区工业废水经处理达标后排至市政污水管道。（2）生活污水排水系统生活污水经污水管道收集后排至市政生活污水管道。（3）雨水排水系统厂区雨水经管道收集后排至厂外市政雨水78、管网。4.11 消防部分4.11.1 设计主要原则(1)贯彻“预防为主，防消结合”的方针，各专业根据工艺流程特点，在设备与器材的选择及布置上充分考虑预防为主的措施，在建筑物的防火间距及建筑物结构设计上采取有效措施，预防火灾的发生与蔓延。(2)消防设施的管理与使用，考虑值班人员与消防专业人员相结合，消防设施的维修与监视及建筑物内早期火灾的扑灭以值班人员为主。(3) 站区要制定有关火灾预防、消防组织、火灾扑救、消防监督的各项具体制度，加强和重视消防管理工作。(4) 站区同一时间火灾次数应按一次考虑。(5) 消防水源采用市政自来水。(6) 消防给水采用临时高压给水系统。(7) 站区设置独立的水消防系79、统，消防水泵选用1台100%电动机泵，1台100%柴油机泵，为了维持消防管网的稳定水压，选用气压罐供水设备1套。(8)为保证消防系统用水量及水压，不得从消防水管网上引接非消防用水管道。(9)建立全站的火灾探测、报警及控制系统。(10)煤粉锅炉机组本体的气体消防灭火系统以及燃气浓度检测、报警及自动连锁系统由厂家整体供货。(11)消防车按与当地消防部门协作联防考虑，电厂内不设消防站。(12)主站房地下设有煤气泄漏的修补泄压措施。4.11.2 设计内容(1)室内、外消火栓灭火系统(2)手提式灭火器系统(3)气体消防灭火系统(4)火灾自动检测、报警及联动控制系统(5)燃气浓度检测、报警及自动连锁系统480、.11.3 消防给水及灭火装置（1）消防水源消防水源取自市政自来水。消防给水采用临时高压给水系统。站区水消防给水水量按发生火灾时的一次最大消防用水量设计，即按室内和室外消防用水量之和计算。水消防灭火系统的设计一次最大灭火需水量约为Q=432m。设计布置2根独立的接驳口，每根管径为DN200。直接从市政自来水管网取水，不设消防水池。设计界面在能源站围墙外1m。（2）室外消火栓系统能源站室外消防用水量为30L/s。在两根DN200市政自来水引入管上设置室外消火栓，消火栓间距不超过80m。室外消火栓均为地上式消火栓，为一个直径100mm和两个直径65mm的栓口，消火栓距路边不超过2m。（3）室内消火81、栓系统消防给水系统流程如下：市政自来水管网站区室外消防管道室内消防水泵室内消防管网火灾发生场所灭火排水。能源站室内消防用水量为30L/s。系统设计压力应保证在消防需水量达到最大，且消防水枪在任何建筑物的最高位置处时，消防水枪的充实水柱不小于13m。平时，消防水管网内的水压由消防稳压设备维持。消防水泵房内设消防水泵二台，其中一台为电动，另一台为柴油机驱动（备用）。另设一套消防稳压设备。消防水泵规范：Q=216m3/h，H=55m，n=1480r/min，U=380V。配电机和柴油机功率N=55kW。消防稳压给水设备一套，包括：二台电动驱动稳压水泵（一用一备），设计参数：Q=18m3/h，H=6082、m，n=2960r/min ，U=380V，N=7.5kW；一个立式隔膜式气压罐，设计参数：直径=1000mm，H=2500mm，设计压力PN=1.0MPa，总有效容积V=1.5m3。消防水泵可在控制室或就地启动。（4）室内消防管网室内消火栓设在易于取用的地点，栓口高度距地面为1.1m，其出水方向向下或与设置消火栓的墙面成90角。室内消火栓间距应保证有两支水枪的充实水柱同时到达室内任何可能发生火灾的部位。（5）主站房消防主站房底层消防管道布置成水平环网，管径为DN150。室内消防管网有两条进水管道，连接管径为DN150。室内消防给水管道用阀门分段，每两个相临阀门之间使用的消火栓数量不超过5个。83、室内消火栓间距保证有两支水枪的充实水柱同时到达室内任何部位。主站房室内消火栓间距不超过30m。燃气内燃机组设备本体的消防采用全淹没气体灭火系统，并设置火灾自动探测报警系统、可燃气体泄漏报警装置，灭火系统与报警装置随主机设备整体供货。（6）其他消防措施1) 厂区建筑物/设备按照规范要求设置手提式灭火器等。手提式灭火器的类型有干粉灭火器等；灭火器设置在明显和便于取用的地方，且不得影响安全疏散；灭火器不应设置在潮湿或强腐蚀性的地方。手提式灭火器设置在挂钩、托架或灭火器箱内，其顶部离地面高度小于1.50m，底部离地面高度大于0.15m。2) 在发生火情/或火灾时，消防控制系统还应具备同时向上级主管消防84、部门/或当地消防部门发送火灾报警信号和具备直接联络的通讯设备。3)消防水泵房及集控室设置与本单位消防队直接联络的通信设备。4)消防排水、电梯井排水和生产、生活排水统一考虑。（7）本工程消防车按与当地消防部门协作联防设计。站内不设单独的消防站、不配消防车。4.12 建筑与结构部分4.12.1 建筑布置方案能源站主要建筑有两栋，分述如下：1）能源站主站房长1000m，宽900m。能源站站房分为煤粉锅炉-抽凝式汽轮机区域、溴化锂机组-余热热水锅炉机组区域。冷却塔平行布置在各设备区域，煤粉锅炉-抽凝式汽轮机区域布置在西侧，溴化锂机组-余热热水锅炉机组区域在能源站东侧。能源站内布置三部直达各层的楼梯作为85、垂直交通。屋面设吊物孔满足设备的垂直运输，吊物孔兼做泄爆口。2）化水车间和办公楼，长25米，宽15米，总高22米，地上四层现浇钢筋混凝土框架结构，第一层层高9m，主要布置化水设备，第二层层高5m，主要布置办公楼，第三层和第四层层高4m，主要布置宿舍楼，设一部直达各层的电梯和一部室内楼梯作为垂直交通，主站房与化水车间共用此部电梯。4.12.2 建筑设计能源站内的内燃机房、锅炉房在屋顶设泄爆口，泄爆面积满足规范要求。调压站与其它房间均采用防爆墙隔开，并在屋顶设泄爆口。能源站以人工照明为主，自然采光为辅。通过能源站的隔音、吸音、减振措施来缓解工艺运行产生的噪声。建筑立面色彩和建筑构图上，力求与站区环86、境协调，建筑外形力求丰富、美观、新颖。4.12.3 结构设计结构设计采用的基准期为50年，设计使用年限为50年。建筑结构安全等级为二级（混凝土结构设计规范），地基基础安全等级为二级（上海-地基基础设计规范），地基基础设计等级为甲级（全国-建筑地基基础设计规范）。根据建筑抗震设防分类标准（GB50223-2008），本工程属乙类抗震设防类别。抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度为0.1g，场地类别为类，设计地震分组为第一组，特征周期Tg0.9s。框架抗震等级为二级。地基处理采用直径800mm的钻孔灌注桩，有效桩长约25.0m，单桩抗压承载力特征值约为1500kN。1 ）混凝土能源站基础、梁、板87、及柱均采用C40级混凝土。2 ）钢筋钢筋采用热轧钢筋HPB300、HRB400。直径大于等于12的钢筋采用HRB400级，直径6、8、10的钢筋采用HPB300级。5. 管网工程5.1 管网布置原则城市供热管道及XX电厂取退水管道总的布置原则是：技术上可靠，经济上合理和施工维修方便，具体布置原则如下：1）符合整体规划要求。根据能源中心选址、区域已建重大市政设施布局、区域规划等情况，提出管网的布置方案。2）投资合理。主干线力求短直，主干线尽量走热负荷集中区，并靠近热负荷大的用户。3）技术可靠。供能保障性高；减少对已建（地上、地下）设施的影响，与规划地下空间及人行过街地道合理衔接，管线应尽量避开采88、空区、土质松软地区、地震断裂带、滑坡危险地带以及地下水位高等不利地段。4）运行经济。力求使整个空调系统在各种运行负荷率下都有较高的能效比。5）对周围环境影响少而协调。管道的走向宜平行于厂区或建筑区域的干道或建筑物。通道尽可能布置的道路人行道或绿化带中，减少与规划道路横断面及管线的矛盾。供能管网的布置形式有枝状管网和环状管网两大类型。5.1.1 枝状管网枝状管网布置简单，管道的直径随着与冷热源距离的增大而逐渐减小；且金属耗量小，基建投资小，运行管理简便。但枝状管网不具后备供能的性能，当供能管网某处发生故障时，在故障点以后所有的用户都将停止供冷和供热5.1.2 环状管网环状管网实际上指的是输配管网89、干线成环状。管道主干线首尾相接构成环路，从冷热源到输配管网，从输配管网到用户或二级换热站的管网仍布置成枝状。环状管网的特点是管道直径普遍较大，具备很高的供能后备能力。5.2 管网布置本项目采用支状管网经行布置。XX电厂冷却水室外管网布置如图5-1所示：图5-1 XX电厂冷却水走向图石家庄XX清洁能源水源热泵室外供能管网布置详见图5-2 管网布置图。1）能源站南侧引出一组供能管道，一组分支至海龙湾分热力站；2）能源站北侧引出一组供能管道后分成两路，一路连接南区友谊大道，另外一组由隧道沿路布置北侧。图5-2 供能管网布置图5.3 敷设方式供能管道的敷设方式分为：地上架空敷设、地下敷设及隧道敷设。地90、上敷设方式主要为架空敷设方式。地下敷设又分为：地沟敷设及直埋敷设；根据地沟内人行通道的设置情况，分为通行地沟、半通行地沟和不通行地沟。表5-1管道敷设方式比较埋设方式优点缺点地上敷设施工最为简便，便于运行管理，易于发现和消除故障，工程投资最节约。架空管道全部明露，占地面积较多，管道的热损失大，难以与周边的建筑景观相协调，降低综合体的环境品质（架空）地下敷设通行地沟可在地沟内进行管道的日常维护以至大修更换管道。占用地下空间较大，埋设深，施工最为复杂，工程造价高。不通行地沟埋深浅，施工较为简便，维护检修较为方便，工程投资较低。布置管位时占用空间较大，宽盖板对人行道的通行舒适度及景观影响较大；盖板难91、以做到密封，管沟内淋雨潮湿，需对局部管道的保温层加强处理。半通行地沟埋设较深，对公用管线影响很小；人行道绿化设施内局部有通风口和投料口，对景观影响较小；管沟封闭，基本无雨淋和渗水情况发生，对管道保温层的保护较好。布置管位时占用空间较大，难以满足沟内最大直径管道通过，操作人员在沟内可进行检查管道和小型修理工作，更换管道等大修工作仍需拆除部分连接管道，大修的维修时间较长。直埋施工简便，可缩短施工周期，工程投资小，对地面景观影响较小，管道保温效果好。布置管位时占用空间较大，日常维护检修不便。综合技术经济等多方面因素，本工程供能管道的敷设方式推荐采用直埋敷设的形式。本工程直埋敷设时需遵循如下几条要求：92、1） 直埋保温管外皮距槽底填砂距离不小于100mm；2） 直埋保温管外皮距槽顶距离不小于150mm；3） 直埋保温管外皮距槽边距离：4） 管径不大于DN100时，距离不小于100mm；5） 管径大于DN100时，距离不小于150mm。6） 直埋保温管外皮间净距取：150250mm。6. 环境和社会影响XX清洁煤电水源热泵区域供能能源站以清洁煤粉为燃料，利用蒸汽轮机机进行发电并利用蒸汽和烟气余热集中供冷供热。本期汽轮机机装机容量为260MW。6.1 执行的环境保护标准环境空气质量标准（GB30952012）；地表水环境质量标准（GB3838-2002）；声环境质量标准（GB3096-2008）。93、石家庄市锅炉大气污染物排放标准（DB31/387-2007）表1和车用压燃式、气体燃料点燃式发动机与汽车排气污染物排放限值及测量方法（中国、阶段）（GB 17691-2005）表2中阶段排放标准；污水排入城镇下水道水质标准（DB31/4452009）；工业企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-2008）；建筑施工场界噪声标准（GB12523-2011）；中华人民共和国固体废物污染环境防治法(2005.4.1)“第三章第三节生活垃圾污染环境的防治”；一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准(GB18599-2001)。目前国内对三联供系统中使用的内燃机发电机组没有明确的排放标准。本项目执行的94、环境保护标准最终按经批复的环境影响评价报告表为准，建议申请取得上海市环保局关于本项目污染物排放的环境标准确认函。目前国内行业规范燃气冷热电三联供工程技术规范（CJJ145-2010）和分布式供能系统工程技术规范（DG/TJ08-115-2008）根据国内现行的相关氮氧化物排放标准（见表6-1）对于提出了排放建议值，分别为400 mg/Nm和500 mg/Nm。表6-1 国内现行的相关氮氧化物排放标准标准mg/Nm燃气冷热电三联供工程技术规范（CJJ145-2010）400分布式供能系统工程技术规范（DG/TJ08-115-2008）500本工程锅炉废气排放执行锅炉大气污染物排放标准（DB31/95、 3872007）表1中排放限值，具体数值见表6-2。表6-2 锅炉大气污染物排放标准（DB31/ 3872007）表1排放限值（摘录）锅炉类别适用区域烟尘排放浓度(mg/m3)烟气黑度(林格曼黑度，级)SO2排放浓度(mg/m3)NOx排放浓度(mg/m3)燃气锅炉全部301.050200根据国家环境保护部关于内燃式瓦斯发电项目环境影响评价标准请示的复函环函2006359号，项目内燃发电机组废气排放执行车用压燃式、气体燃料点燃式发动机与汽车排气污染物排放限值及测量方法（中国、阶段）（GB 17691-2005）表2中阶段排放限值，具体数值见表6-3。表6-3车用压燃式、气体燃料点燃式发动机与96、汽车排气污染物排放限值（摘录）阶段氮氧化物g/(kWh)颗粒物（pm）g/(kWh)非甲烷碳氢化合物（NMHC）/g/(kWDh)2.00.020.5废水排放执行污水排入城镇下水道水质标准（DB31/445-2009）表1标准，见表6-4。表6-4 污水排入城镇下水道水质标准单位：mg/l污染物标准CODcr500BOD5300SS400NH3-N40本项目运营期噪声排放执行工业企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-2008）2类功能区排放限值。施工期间执行建筑施工场界噪声限值（GB12523-2011）。表6-5项目环境噪声排放标准单位: dB(A)时期排放限值（dB（A）标准来源昼间夜97、间运营期6050GB12348-2008，2类施工期7055GB12523-20116.2 污染物排放分析及防治措施能源站燃料为清洁煤粉，方案中以其它工程中的煤粉源作参考，分析见表3-1。本工程耗煤量见表3-2。（1）环境空气污染物排放量以及防治措施的工程设想根据燃料清洁煤粉的成份分析，清洁煤粉中的燃烧后排放的烟气中主要有NOx、SOx、CO2、水汽和少量CO。根据厂家提供资料，大型煤粉锅炉在燃用清洁煤粉时，排放烟气中SOx 、NOx的浓度可以控制在250mg/Nm以下，使得烟气中的NOx达标排放。如标准在下阶段发生变更，则最终以环境影响报告书中确定的标准为准。（2）废水排放及防治措施的工程设98、想能源站排出的废水主要是空调系统反渗透的水处理排水，以及设备检修排水。水处理排出的废水含盐量稍高但无毒无害，可收集处理达标后纳入城市污水管道，不排入地表水域，因此对区域水环境无影响。（3）噪声及防治措施的工程设想能源站噪声主要来源于内燃机、水泵等机械设备运转，噪声防治可分别从声源的控制、噪声传播途径的控制及受声者个人防护三个方面进行。设备订货时，根据工业企业设计卫生标准向主、辅机制造厂家提出对设备限制噪声要求，并要求提供配套的隔声罩、消声器等设备，将设备噪声控制在允许范围内。选用低噪声设备，控制噪声源水平，主要产噪声设备在未治理前噪声应小于表6-6中的源强。表6-6 本项目主要设备运行噪声水平99、噪声源数量设备噪声级dB(A)采取措施削减后噪声级dB(A)高度汽轮机2103优选设备，厂房隔声，双墙隔声603水泵8385优选设备，厂房隔声603冷却塔2583优选设备839排风风机2085优选设备8018电站锅炉（含燃烧器）285设备厂家提供燃烧器隔音罩801.2注：距设备1m处；室外声源为距设备1m处，室内声源为距维护结构外墙1m处。烟风道、水管道设计做到合理布置，流道顺畅，以减少空气动力噪声。合理选择各支吊架型式并布置合理，以降低气流和振动噪声。高噪声车间内及墙面采用具有良好吸声效果的吸声材料和吸声装置；采用双层隔声门窗；加强能源站运行管理，减少突发和非正常噪声对周围环境的影响。受噪声100、影响较大的车间，考虑采用吸声材料建筑，并设置隔声工作间和值班室，使其满足各类工作场所的噪声要求。对高噪声设备采用隔声减振措施，车间及围墙的隔声量一般可达1525dB(A)，有效地降低噪声源强。对冷却塔设置隔声屏障，进一步降低冷却塔对周围声环境的影响。另外可通过设备选型、总平面布置、绿化以及对主要噪声源采取行之有效的降噪和隔声等措施，确保能源站界及站址周边敏感点噪声达标（具体隔声措施，需经批复的环评报告确定）。（4）污染物防治总结区域供能能源站以清洁煤粉为燃料，在燃烧过程中，只会产生较少的SOx、NOx。生产废水经可收集处理达标后纳入城市污水管道，不排入地表水域，对区域水环境无影响。能源站从布局101、上考虑并采取有效消音、隔音和绿化等方面措施，确保厂界噪声满足工业企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-2008）和周边区域声环境质量满足声环境质量标准（GB3096-2008）。6.3 能源站经济效益在XX清洁煤电水源热泵区域供能能源站，可以实现该区域内的集中供热、生活热水，不但降低了区域内住宅小区、办公楼和酒店等的运营成本，还能减供热设备投资和建筑物内供热设备机房所占面积，提高建筑物综合利用率。（1）热价核算根据资料显示，目前石家庄地区集中供热的价格约为65元/ GJ。（2）减少人员投入另外，由区域供能站集中向外供热可以减少各大型建筑内系统的专业运行和维护人员。6.4 能源站环保效益石家102、庄区域供能能源站以煤粉锅炉为燃料产生电力，并利用余热进行集中供热，是一种清洁能源。6.4.1 节能量计算煤粉区域供能能源站节能量计算如下：计算依据：1） 供电耗能与市政供电对比，市政供电标煤耗率取356g/ kW.h;2） 供热耗能与燃气锅炉对比，锅炉热效率取90%。序号项目单位能源站1能源站年耗煤折标煤t标煤/a1344000能源站年买电折标煤t标煤/a02能源站年供电折标煤t标煤/a193103能源站年供热折标煤（含生活热水供热）t标煤/a12873563年节煤量t标煤/a1364596.4.2 CO2减排量计算清洁煤电区域供能能源站减排CO2量计算如下：计算依据：1） 华东电网CO2排放103、因子(t/MW.h)：0.8825 (2009年发改委关于公布2009年中国区域电网基准线排放因子的公告)；2） 煤粉发电CO2排放因子(t/MW.h)：0.47；3） 余热锅炉、蒸汽型溴化锂机组CO2排放因子(t/Nm3)：0.00186。6.5 能源站社会效益在XX清洁煤电水源热泵区域供能能源站，可满足该区域内小区、办公写字楼和酒店等电、热及生活热水的基本需求。不仅解决了该区域内各种能源需求，还可减轻石家庄市电网的供电压力，改善当地电网的电源结构和调峰性能，对促进地方社会经济全面发展具有重要作用。（1）满足各种能源的需要，有助于实现“低碳节能、绿色生态”XX清洁煤电水源热泵供能区域将建成一104、个国内低碳节能、绿色生态的典范。规划建设清洁煤粉区域供能能源站，能集中向石家庄提供低价优质的热源、生活热水，不但减少了会展综合体的初期投资，也降低了住宅小区、酒店、写字楼等运行的成本，为“，一流配套、一流建设”的目标提供支撑。（2）提高能源利用率采用传统的简单燃烧循环技术，其效能只有30%多，清洁煤粉发电技术可将效能提高到35%以上，利用发电余热可回收30%40%的能源，能源综合利用效率可达80%。区域供能能源站系统是直接面向用户提供各种形式能源的中小型终端供能系统，它不同于传统的集中式能源生产与供应模式，而是分散在用户端，以能源综合梯级利用模式，来达到更高能源利用率、更低能源成本、更高供能安105、全性以及更好的环保性能等供能目标。分布式能源是实现发电、制冷、供热等多种功能的先进能源系统，明确列入了“国家节能中长期专项规划”中的重点节能领域。根据国外的经验，三联供能源系统的一次能源利用率可达到60%90%，是提高一次能源利用效率的最有效途径。（3）推动CDM 机制在我国的发展清洁发展机制，简称CDM（CleanDevelopmentMechanism），是京都议定书中引入的三个灵活履约机制之一。根据共同但有区别的责任原则，已完成工业革命的发达国家应对全球变暖承担更多的历史责任，发达国家通过在发展中国家实施具有温室气体减排效果的项目，把项目所产生的温室气体减少的排放量作为履行京都议定书所规106、定的一部分义务。随着京都议定书的正式生效，许多具有减排义务的国家表现出购买CO2 减排量的较积极态度，通过CDM 项目购买承担国的温室气体排放量来履行其在京都议定书中的义务。本区域供能能源站以清洁煤碳为燃料，属于议定书中规定的清洁机制的范围，获得减排义务国资助的可能性很大。通过清洁发展机制渠道而得到温室气体高排放国家对CDM 项目的资助，可以在很大程度上补充项目建设和经营资金，促进本项目的良性发展。7. 劳动安全7.1 选址安全（1）周围安全影响本工程站址周围无严重火灾、爆炸危险的其它工厂、仓库，无毒危害严重的工厂，站址选择满足安全条件要求。（2）自然条件影响项目建设场地自然条件良好，年平均气107、温15.215.9摄氏度，场地地势平坦，自然状态下不具有发生坍塌、滑坡的可能性。选址地区属于地震频度低(少震区)而且强度不大的地区。根据国家标准建筑抗震设计规范(GB50011-2001)附录A，本场地抗震设防烈度为7度，地震分组属第一组，50年设计基准期超概率10%的设计基本地震加速度值为0.10g。拟建站址大地构造单元属于扬子准地台和华南褶皱系的一部分，自太古代（Ar）以来经历了多次大的构造运动，并形成了一系列性质不同、规模不等的构造带、断裂和褶皱。本工程场地所处的地块处于相对稳定状态，无活动性断裂分布，且地震强度较低，历史上仅有个别地震超过5级，场地是稳定的，适宜建筑。7.2 主要安全措108、施7.2.1 防火、防爆火灾的主要潜在危险是在贮存或可燃介质通过的设施或地方，如变压器区，机组煤气系统区。电缆密集区域可能因电缆散热或隔热情况不好发生燃烧，引起电缆燃烧火灾。电气设备短路或其它原因导致燃烧。此外还有可能因煤气系统泄漏，油溅落在附近高温管道上引起火灾。能源站内的潜在爆炸危险可能导致火灾或引起仪器和设备的损坏，因此防爆是十分重要的。爆炸的主要危险是在煤气系统、调压站、各类压力容器、蓄电池室等。为此，在设计上要充分考虑防止火灾的发生，火势的蔓延，采取切实有效的预防及灭火措施，同时针对上述爆炸危险的场所和设备亦需采取相应措施。对于能源站的防火、防爆，除在设计中因周密考虑并在现有的技术条109、件下采取有效的措施外，在能源站的设计、生产运行中，需要制订和执行严格的安全操作规程和管理措施，从根本上杜绝火灾和爆炸事故的发生。主要措施有：(1) 合理进行防火分区。各区间的防火门按甲、乙、丙三级，耐火极限：甲级为1.2小时、乙级为0.9 小时、丙级为0.6 小时三级设计，防火墙上设置耐火极限不低于1.2 小时的防火门窗。(2) 清洁煤气煤气供应设备及其系统：煤气系统的设计严格遵循原油和煤气工程设计防火规范(GB5018393)准确划分等级，合理布局，与其它建(构)筑物防火间距达标，管材、壁厚及相关附件选型正确。清洁煤气调压台及其它有可能有清洁煤气泄漏的房间内均设置清洁煤气气体浓度检测报警装置110、，一旦检测到房间内清洁煤气浓度超标，即快速、自动关闭供气管道阀门，确保安全。(3)本工程的建筑物防火设计按建筑设计防火规范（GB50016-2006）规定的要求进行。站房的建筑构造，如防火墙、梁、柱、楼板、吊顶、屋顶、栈桥等构造设计、站房防爆泄压，通风安全措施及安全疏散等各方面防火要求，均按此建筑设计防火规范执行。(4)加强燃烧系统的防火措施：在潜在火灾点设置足够的火灾及气体探测装置；设置应急关闭系统和系统启动所必需的传感器；对有关操作人员进行紧急事件和设备保护的特殊训练；编制必要的安全操作手册，该手册应放置在便于查阅的地方；一般情况下，气体火灾在燃料源未切断前，不应进行灭火。(5)电缆防火措111、施：适当选用阻燃型电缆；电缆沟应单独设置，不在热管道、输油管道内敷设电缆；电缆夹层和电缆构架的电缆空洞之间的缝隙必须用防火材料封堵严实；对较长的电缆沟道，每50m 用防火材料隔离；靠近热源的电缆必须用防火材料隔离，隔离距离大于250 mm。(6)设计中充分考虑消防设施：应在主站房区域设置足够的消防设施；并针对引起火灾燃烧介质的不同和防火区域的不同，设置诸如常规水消防系统、水喷雾消防系统、泡沫消防系统、移动式消防系统和特种消防系统等不同的消防设施。7.2.2 防机械伤害和其它伤害能源站发生的人身事故中，有相当一部分属于机械伤害，而其中大部分发生在检修作业中。因此，在运行、检修过程中应加强安全观念112、，严格遵守安全操作规程。在设计中设置的防护措施主要有：(1) 所有回转机械外露部分均设计有防护罩和护栏。(2) 高空作业，必须备有可靠的安全围护栏、安全带和安全帽。(3)阀门、孔板、防爆门等有维护、操作部位及高温管道蠕胀监察段等处设置检修平台。(4)为防止高空坠落，平台及扶梯应按国家标准设置可靠的栏杆。(5)能源站需设计必要和足够的照明。(6)暗井、沟道需设计有安全的盖板。7.2.3 电气安全保护措施7.2.3.1 防电伤能源站内有各种大量高、低压电气设备，为保护设备和运行、检修人员的安全，本项目在设计中采取以下措施：(1)过电保护和接地按电力设备过电压保护设计技术规程（SDJ7）及电力设备接113、地设计技术规程（SDJ8）的要求进行；如能源站内重要的建（构）筑物及电气设备防雷接地等。(2)电气设备的选用和设计应符合电气设备安全设计导则等有关规程、规定、导则，电气设备带电裸露部分与人行通道、栏杆、管道等最小安全距离。(3)照明系统的设计按现行的火力发电厂和变电所照明设计技术规定执行，防爆区的照明设施需要有防爆措施。(4)电器设备防误操作措施。7.2.3.2 电气设备触电保护为确保电气设备以及运行、维护、检修人员的人身安全，电气设备的选用和设计应符合现行国家标准电气设备安全设计导则（GB/T 25295-2010）等有关规程、规定、导则。电气设备的触电保护可分为直接接触保护和间接接触保护。114、其中直接接触的保护除要求电气设备的制造厂商确保电气设备本身的制造符合上述导则及有关规程、规定外，前能源部还曾与前机电部共同制定了一些切实可行的安全措施。二部规定中压开关柜必须具备五防功能：即防带电误拉刀闸和带电误入间隔等。中压开关柜实现了五防后，将杜绝能源站运行、检修、维护人员的人身安全事故。前机电部、安保部曾以机电发(1989)49 号安保安(1989)37 号联合发文关于继续加强防止电气误操作闭锁装置技术管理工作的通知，文中重申“非五防产品不得选用和生产”。本工程中采购的开关柜应符合以上要求。为确保运行、维护、检修人员的人身安全，在机组投产后电厂将按电业安全工作规程制定一整套运行、检修规程115、。火力发电厂严格执行“两票工作制，即工作票，操作票合格率达到100%”，实践证明电厂中因严格执行两票工作制基本上杜绝了电气设备操作过程中的安全事故，经验还表明电气运行操作中的事故大都是由于未严格执行两票制而产生的。上述细则还要求“杜绝严重误操作事故（带负荷拉刀闸，带地线合闸，有电挂接地线，误入带电间隔）”等违章的人为事故。同时，在照明设计中要使“工作场所照明和事故照明符合规程要求安全可靠”。如果照明设计中的照度标准低于有关规定，则在运行中不利于运行、维护、检修人员的安全，易发生各种不同程度的事故，特别是夜间发生事故，工作照明失电，抢修人员就依靠事故照明进出工作场所，如事故照明照度不符合标准就易116、发生安全事故，为此本期工程将严格按照以上文件的精神，按照工作场所的照明和事故照明标准，做好照明设计，杜绝因照明照度设计不符合标准而造成的各种事故。为确保人身安全，本工程按火力发电厂和变电所照明设计技术规定中有关条文的要求，在向插座供电的电源回路中装设漏电保护。在检修网络中，在每个检修电源开关上加装漏电保护。7.2.4 防毒、防化学伤害和防腐能源站的有毒和腐蚀性气体或物质，主要是化学系统加药间有酸、碱、氯等物质产生。为保护运行人员及设备，主要采取通风的措施进行防护。化学处理设备等应采用防腐材料或衬涂防腐材料，其它有关管道及附件，也应采用防腐措施。控制室等有一定的防静电、屏蔽要求，对有防酸等要求的117、地坪、墙面、天棚等应选用耐酸材料，并注意耐酸性能，以符合使用要求。废水处理和化学水处理设备、管道及蓄电池室的土建地坪、墙面和管沟、烟囱等要采取防腐措施。8. 职业卫生8.1 主要有害因素分析本工程主要作业场所的有害因素有如下几个方面：主机房：噪声、高温等。配电装置：电磁场等。化学水处理室：有毒物、化学伤害等。8.2 职业卫生防护措施8.2.1 防噪声、防振动(1) 防噪声噪声防治是保护环境和职工劳动保护及工业卫生的重要组成部分。本项目噪声的防治采用综合治理的方式：首先声源上加以控制，对于从声源上无法根治的生产噪声，则采取行之有效的隔声、消声、吸音及防振等措施，工作场所的噪声及值班人员的工作环境118、应控制在表8-1 规定的标准之内。表8-1 非噪声工作地点噪声声级设计要求地点名称噪声声级 dB（A）工效限值 dB（A）噪声车间观察（值班）室7555非噪声车间办公室、会议室60主控室、精密加工室70 (2) 防振动对产生较强振动和冲击，从而引起固体振动辐射噪声的机器设备，应采取隔振措施，在设计工艺和技术上消除或减少振动源，选用动平衡性能好、振动小的设备，在设备上设置动平衡装置，安装减振支架、减振手柄、减振垫层、阻尼层等。8.2.2 防暑、防寒、防潮(1) 防暑能源站工业流程设计，宜使操作人员远离热流并根据具体条件采取隔热、通风、空调等措施，以保证运行、检修生产人员的良好工作环境。在设计中主119、要考虑有下列措施：1)能源站热源集中在锅炉、溴化锂、汽轮机高温缸套水、烟风系统的烟风道、供热管道等设备温度高于50，应采用保温材料与外界隔开；2)对于生产操作人员，按“工业企业设计卫生标准（GBZ 12010）”的规定，远离热源，以达到防暑的目的；3)对一些生产车间，如：蓄电池室、电气配电室，采用自然进风、机械排风，对于电气中低压开关室，采用机械进风、机械排风；4)对主要操作人员值班室内还应设有空调装置。(2) 防寒避免或减少低温作业、冷水作业，控制低温作业、冷水作业时间；穿戴防寒服等个人防护用品；低温封闭场所，应设置通信、报警装置，防止误将人员关锁。(3) 防潮上海在部分季节会比较潮湿，项目120、在设计中除考虑有通风设施外，在土建设计中，对建筑物地下部分沟壁及底板采用防水混凝土浇筑，外壁与土接触部分涂刷柏油。(4) 防暑本工程设计中严格遵照工业企业设计卫生标准(GBZ1-2010)、火力发电厂采暖通风与空气调节设计规定等规程规范。在工艺流程设计中，使运行操作人员远离热源，并根据具体条件采取隔热、通风和空调等措施，以保证运行和检修生产人员的良好工作环境。除采取保温隔热措施外，在各厂房建筑物内还应采取加强通风的措施。8.2.3 其他劳动安全及工业卫生措施电厂设置职业卫生基层监测站，并配备专职人员和必要的仪器设备。工业卫生设施的设计按工业企业设计卫生标准(GBZ1-2010)中的要求进行。做121、好生产卫生用室、生活卫生用室等各种辅助卫生设施，使职工有舒适的休息环境。8.3 其他能源站所有一线操作人员必须经培训合格后，持证上岗，严格按操作流程和规章制度进行作业。9. 节约和合理利用能源9.1 区域集中供能系统（1）本区域供能系统的年均总热效率均大于80%，满足政策要求。能源站供能系统具有较高的能效。（2）热水二次泵拟采用变频控制。根据负荷变化和供、回水干管的压差以最高效为原则控制二次泵运行台数和电机频率，实现变水量运行。（3）区域集中供热系统、循环冷却水系统采取大温差运行，减少水泵的输送能耗，降低设备、管道和配件的初投资。（4）拟采用中央自动控制系统，优化供冷系统的运行模式，显著降低运122、行能耗。（5）供热管拟采用性能优良的难燃型发泡橡塑保温，主要管道厚度不小于60mm，外包铝板，控制冷损耗值不大于5。布置供冷管道时，尽量将相关设备靠近布置，减少管道不必要的冷量损耗。（6）锅炉烟气尾部拟配设节能器，可降低锅炉排烟温度，提高锅炉热效率约45%（未装节能器的热水锅炉效率约为88-90%，配置节能器后锅炉效率将近94%）。（7）供热系统拟采用分阶段改变流量的质调节方式，在整个供热期分阶段设置不同的供水温度以达到节能目的。9.2 电气系统（1）能源站10/0.4kV站用变压器，拟采用节能型产品，减低变电损耗。（2）能源站照明灯具以荧光灯和气体放电灯为主，荧光灯拟采用电子镇流器，既提高了123、功率因数，又降低了能耗。有条件的场所考虑采用LED灯具。（3）拟设建筑设备自动监控系统(BAS)，对空调设备、给排水设备、电气设备、照明设备和其他用电设备进行监视和自动控制，降低能耗。（4）能源站控制系统DCS拟配合能源管理系统EMS对热量，电量，水量等通过智能仪表计量，并采用专业软件进行节能调度。9.3 给水排水系统（1）尽量利用市政管网供水压力直接供水。（2）通过BAS系统，对重要设备进行监控，并加强管理。9.4 通风空调系统（1）通风、空调系统中的各设备均选择效率高、能耗小的产品。（2）合理划分通风、空调系统，减少输送距离。控制一般通风系统的单位风量耗功率Ws0.32。（3）除由专人管理124、的风机(如卫生间排风机等)采用就地控制外，其他通风、空调设备均纳入BAS系统，实现遥控启停、状态监测、故障报警以及必要的自动控制，减少不必要的设备能耗。10. 劳动组织及定员本期工程建设的XX清洁煤电水源热泵三联供机组，其生产工艺先进，自动化程度高，车间布局紧凑，仅配备运行管理人员和少量机组维修人员，主设备大小修任务外委专业队伍承担。本期工程定员暂定为30人。考虑5班3运转每班4人，检修人员2人，管理及其他人员设置8人。待负荷增大至远景规模时，定员增加至50人。11. 工程项目实施的条件和轮廓进度11.1 工程实施条件11.1.1 工程概况能源站站址位于西三环河背面，友谊大道西面。本期工程内燃125、机装机容量为2150MW。11.1.2 施工场地及用水、用电规划(1) 施工场地由于目前尚无汽轮机工程有关施工用地规定，因此，参考原电力工业部颁发的电规1997274 号文“关于印发火力发电厂施工组织大纲设计规定(试行)的通知”及国电电源2002849 号文“关于颁发火力发电工程施工组织设计导则的通知”中有关规定，本着实事求是、节约投资的精神，考虑施工生产用地约2.5103m2，施工临时生活场地约1.5103m2。本期工程可租用能源站北侧场地作为本期施工生产、生活用地或能源站与管理用房分期施工。(2)施工用电施工用电容量约为1500kVA，可接自附近变电所。(3)施工用水施工用水容量为5t/h126、，其中生活用水为3t/h，可接自当地自来水管网。(4)施工通讯施工通讯容量为10对电话线，可有当地电信部门提供。11.2 轮廓进度根据目前国内建成投产的同类型汽轮机三联供项目的建设周期经验，与有经验的施工单位进行了咨询，综合考虑目前主机及主要辅机厂家的设备供货进度情况，以及站址所在地的地理环境和该项目的特殊情况，编制了区域供能能源站项目的工程进度计划，项目整个周期为101周，具体编制如下：初步可研及可行性研究 10周初步设计及主机招标 9周施工图设计 23周现场施工准备 (含施工准备和桩基工程) 18周主站房开工(挖土)至安装进入 34周安装进入至机组投产 20周清洁煤电区域供能能源站项目的工127、程建设过程中里程碑式节点如下：（1）发改委批准项目开展前期工作（2）签署投资协议（3）发改委核准该项目（4）主设备招标（5）项目动工（6）设备安装（7）运行调试（8）竣工验收（9）机组投产本项目计划2015年项目开工，2016机组建成，2016年开始调试供能，2017正式投产运营。12. 投资估算及经济分析12.1 投资估算按照工程设计规模、范围和标准，以各系统推荐方案和工程量计算，按照当前电力工程建设项目的有关规定要求和政府政策指导性文件，结合工程实际情况和特点，按专业和系统分别编制投资估算。12.1.1 投资估算费用的范围按照设计范围，投资估算包括全厂内各工艺系统、外送热管网、接入费用及应128、急预案投资费用不可回收部分，费用包括：建筑工程、设备购置费、安装工程费、其他费用等，不含用电一次性接入费用等。12.1.2 投资估算编制原则及依据为了合理确定工程投资(估算)费用和控制工程造价，给建设单位筹措资金和上级有关部门提供工程建设项目投资决策、批复依据。投资估算费用严格按以下规定进行编制、计算和汇总。（1）工程量：依据各设计专业提供的方案及工程量，并参考同期同类型工程设计概算，或投资估算。（2）投资估算编制内容和深度按照火力发电工程建设预算编制与计算标准（2006年版）执行。（3）投资估算采用的定额：电力建设工程概算定额（2006年版）建筑工程、热力、电气设备安装工程定额。（4）装置性129、材料预算价格：执行中国电力企业联合会2007年发布的装置性材料综合预算价格(2006年版)，并根据火电工程限额设计参考造价指标（2012年水平）计列价差。（5）设备价格按火电工程限额设计参考造价指标（2012年水平）中价格计列，不足部分按近期同类型机组设备合同价格或信息价格计列，主设备运杂费率按0.35%计列，其他设备运杂费按4.26%计算。（6）建安工程取费标准：按火力发电工程建设预算编制与计算标准（2006年版）进行计算。（7）火电工程定额人工费：安装工程31元/工日，建筑工程26元/工日。并按电力工程造价与定额管理总站电定总造200712号文进行调整，石家庄市工资性补贴为3.2元/工日，130、其中2.40元/工日在基准工日单价中已包含，定额人工费调整额度为0.8元/工日，并计取相关费用。安装工程材机调整系数执行关于发布发电安装工程概预算定额价格水平调整系数的通知（定额20132号）对定额材机进行调整，只计取税金，不计取其它费用，人工费单价调整执行关于调整电力建设工程人工工日单价标准的通知（定额201139号文），只计取税金，计入编制年价差。（8）建筑工程机械价差执行关于颁布2012年电力建设建筑工程施工机械价差的通知定额201305号。（9）勘察设计费执行计价格200210号文规定。（10）基本预备费费率为5%。12.2 投资估算水平、资金计划及经济效益表格表12-1 石家庄XX清131、洁煤电水源热泵区域供热项目能源总站投资估算表（万元）序号项目名称参数数量单位设备购置估算金额安装工程费估算金额总价（万元）估算指标设备费用费率安装费用1能源站机工艺系统-52,165.00 -7,824.75 59,989.75 1.1蒸汽型溴化锂吸收式热泵主机工况：制热量23000KW10.00 台0.05 11,500.00 15.00%1,725.00 13,225.00 清洁煤粉锅炉工况：装机量400t/h2.00 台0.05 28,000.00 15.00%4,200.00 32,200.00 1.2余热锅炉配置每台35t/h2.00 台20.00 1,400.00 15.00%21132、0.00 1,610.00 1.3蒸汽轮机总装机量：60000KW2.00 台0.05 6,000.00 15.00%900.00 6,900.00 1.4胶球清洗装置发球装置功率5.5KW2.00 台10.00 20.00 15.00%3.00 23.00 1.5冷却水循环泵流量1200m3/h，扬程50m，功率250KW，效率82%50.00 台15.00 750.00 15.00%112.50 862.50 1.6热水循环泵流量1092m3/h，扬程44m，功率200KW，效率80%33.00 台15.00 495.00 15.00%74.25 569.25 1.7供能一级泵0.00 台133、7.50 0.00 15.00%0.00 0.00 1.8板换二次侧泵0.00 KW7.50 0.00 15.00%0.00 0.00 1.9定压补水一体装置/5.00 台15.00 75.00 15.00%11.25 86.25 1.10 软化水装置/5.00 套15.00 75.00 15.00%11.25 86.25 冷凝塔风处理量100,000CMH25.00 台50.00 1,250.00 15.00%187.50 1,437.50 1.11管网及阀门附件/1.00 台1,000.00 1,000.00 15.00%150.00 1,150.00 1.12自动控制系统/1.00 60134、0.00 600.00 15.00%90.00 690.00 1.13 高低压配电1.00 套1,000.00 1,000.00 15.00%150.00 1,150.00 2能源站机房土建总建筑面积90万平方米900,000.00 平方米2,700.00 3合 计-62,689.75 表12-2 石家庄XX清洁煤电水源热泵区域供热项目总投资使用计划与资金筹措表（万元）序号项目类别合计第1年第2年第3年第4年第5年1.1能源站机房（水池）土建2,700.00 2,700.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1.2设备（主机水泵等），地埋管等59,989.75 8,998.46 11,135、997.95 14,997.44 11,997.95 11,997.95 1.3小计62,689.75 11,698.46 11,997.95 14,997.44 11,997.95 11,997.95 2地埋管2供能一次外网-0.00 0.00 3热源工程-17,628.40 17,628.40 0.00 0.00 0.00 0.00 4其他-5,000.00 5,000.00 0.00 0.00 0.00 0.00 5预备费-6,957.94 6,957.94 0.00 0.00 0.00 0.00 6土建-5,536.57 5,536.57 0.00 0.00 0.00 0.00 7设备136、-2,700.00 2,700.00 0.00 0.00 0.00 0.00 8合计-89,576.09 38,584.80 11,997.95 14,997.44 11,997.95 11,997.95 表12-3 石家庄XX清洁煤电水源热泵区域供热项目项目总投资使用计划与资金筹措表（万元）序号项目名称建筑工程费设备购置费安装工程费其他费用合计占总投资比例技术经济指标1工程费用2,700.00 52,165.00 30,453.15 0.00 85,318.15 87.35%1.1能源站2,700.00 52,165.00 7,824.75 0.00 62,689.75 72.69%1.2采137、暖一次管网0.00 0.00 17,628.40 0.00 17,628.40 18.02%1.3热源水工程0.00 0.00 5,000.00 0.00 5,000.00 5.11%2工程建设及其他费用0.00 0.00 0.00 6,957.94 6,957.94 7.11%2.1建设单位管理费489.59 489.59 0.50%2.2项目建议书费用44.32 44.32 0.05%2.3可行性研究报告89.95 89.95 0.09%2.4工程设计费（主体设计协调费、施工图预算编制费）2,574.14 2,574.14 2.63%2.5工程建设监理费1,535.16 1,535.16 138、1.57%2.6环境影响咨询费9.01 9.01 0.01%2.7招标代理服务费68.21 68.21 0.07%2.8工程保险费255.95 255.95 0.26%2.9联合试运转费用782.48 782.48 0.80%2.10工程勘察费682.55 682.55 0.70%2.11场地准备及临时设施费426.59 426.59 0.44%3第1、2项合计2,700.00 52,165.00 30,453.15 6,957.94 92,276.09 94.34%4预备费5,536.57 5,536.57 5.66%4.1基本预备费5,536.57 5,536.57 5.66%4.2涨价预139、备费0.00 0.00 0.00%5静态投资总额2,700.00 52,165.00 30,453.15 12,494.50 97,812.65 100.00%59.04 表12-4 项目总成本费用表单位：万元序号 年份 项目合计建设期正常运行期正常运行期2014201520162017201820192020运行成本14333.9 30357.9 50023.8 65886.0 82215.3 82215.3 1.1折旧费84418.0 1779.2 2235.1 2805.0 3261.0 3716.9 3716.9 1.2动力费1680445.1 11508.8 27015.7 4603140、5.2 61380.2 76725.3 76725.3 电费410.22 1119.00 1640.88 2187.84 2734.80 2734.80 燃气费11098.57 25896.66 44394.28 59192.37 73990.46 73990.46 1.3维修费22230.5 667.0 667.0 667.0 667.0 978.1 978.1 1.4管理费用11113.3 333.0 333.0 333.0 333.0 489.1 489.1 1.5工资福利、劳保统筹和住房基金、保险费6701.4 45.9 107.1 183.6 244.8 306.0 306.0 2固141、定成本2158.1 2675.2 3321.6 3838.8 4511.9 4511.9 3可变成本12175.8 27682.7 46702.2 62047.2 77703.4 77703.4 4总成本费用1804908.3 14333.9 30357.9 50023.8 65886.0 82215.3 82215.3 表12-4 总成本费用表（续表）单位：万元序号 年份 项目正常运行期正常运行期2021202220232024202520262027运行成本82215.3 82215.3 82215.3 82215.3 82215.3 82215.3 82215.3 1.1折旧费3716.142、9 3716.9 3716.9 3716.9 3716.9 3716.9 3716.9 1.2动力费76725.3 76725.3 76725.3 76725.3 76725.3 76725.3 76725.3 电费2734.80 2734.80 2734.80 2734.80 2734.80 2734.80 2734.80 燃气费73990.46 73990.46 73990.46 73990.46 73990.46 73990.46 73990.46 1.3维修费978.1 978.1 978.1 978.1 978.1 978.1 978.1 1.4管理费用489.1 489.1 489143、.1 489.1 489.1 489.1 489.1 1.5工资福利、劳保统筹和住房基金、保险费306.0 306.0 306.0 306.0 306.0 306.0 306.0 2固定成本4511.9 4511.9 4511.9 4511.9 4511.9 4511.9 4511.9 3可变成本77703.4 77703.4 77703.4 77703.4 77703.4 77703.4 77703.4 4总成本费用82215.3 82215.3 82215.3 82215.3 82215.3 82215.3 82215.3 表12-4 总成本费用表（续表）单位：万元序号 年份 项目正常运行144、期20282029203020312032运行成本82215.3 82215.3 82215.3 82215.3 82215.3 1.1折旧费3716.9 3716.9 3716.9 3716.9 3716.9 1.2动力费76725.3 76725.3 76725.3 76725.3 76725.3 电费2734.80 2734.80 2734.80 2734.80 2734.80 燃气费73990.46 73990.46 73990.46 73990.46 73990.46 1.3维修费978.1 978.1 978.1 978.1 978.1 1.4管理费用489.1 489.1 489145、.1 489.1 489.1 1.5工资福利、劳保统筹和住房基金、保险费306.0 306.0 306.0 306.0 306.0 2固定成本4511.9 4511.9 4511.9 4511.9 4511.9 3可变成本77703.4 77703.4 77703.4 77703.4 77703.4 4总成本费用82215.3 82215.3 82215.3 82215.3 82215.3 表12-4 总成本费用表（续表）单位：万元序号 年份 项目正常运行期203320342035203620372038运行成本82215.3 82215.3 82215.3 82215.3 82215.3 8146、2215.3 1.1折旧费3716.9 3716.9 3716.9 3716.9 3716.9 3716.9 1.2动力费76725.3 76725.3 76725.3 76725.3 76725.3 76725.3 电费2734.80 2734.80 2734.80 2734.80 2734.80 2734.80 燃气费73990.46 73990.46 73990.46 73990.46 73990.46 73990.46 1.3维修费978.1 978.1 978.1 978.1 978.1 978.1 1.4管理费用489.1 489.1 489.1 489.1 489.1 489.1147、 1.5工资福利、劳保统筹和住房基金、保险费306.0 306.0 306.0 306.0 306.0 306.0 2固定成本4511.9 4511.9 4511.9 4511.9 4511.9 4511.9 3可变成本77703.4 77703.4 77703.4 77703.4 77703.4 77703.4 4总成本费用82215.3 82215.3 82215.3 82215.3 82215.3 82215.3 表12-5 利润分配表单位：万元序号 年份 项目合计建设期正常运营期20142015201620172018201920201营业收入2277600.0 0.0 15600.0148、 36400.0 62400.0 83200.0 104000.0 104000.0 1.1 售冷收入0.0 0.0 0000001.20 售热收入2277600.00 0.00 15600.00 36400.00 62400.00 83200.00 104000.00 104000.00 1.3接入费0.0 0.0 000000.00 2销售税金及附加75160.8 0.0 514.8 1201.2 2059.2 2745.6 3432.0 3432.0 3总成本费用1804908.3 0.0 14333.9 30357.9 50023.8 65886.0 82215.3 82215.3 4149、利润总额397530.9 0.0 751.3 4840.9 10317.0 14568.4 18352.7 18352.7 5弥补以前年度亏损-0.0 751.3 5592.2 15909.2 30477.6 48830.3 67183.0 6年亏损-(46821.4)(58068.0)(68224.5)(69905.5)(67335.0)(48982.3)(30629.7)7所得税82587.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 8税后利润314944.0 0.0 751.3 4840.9 10317.0 14568.4 18352.7 18352.7 9提取法定盈余公150、积金31419.3 00484.1 1031.7 1456.8 1835.3 1835.3 10可供投资者分配的利润283524.7 0.0 751.3 4356.8 9285.3 13111.6 16517.4 16517.4 11未分配利润283524.7 0.0 751.3 4356.8 9285.3 13111.6 16517.4 16517.4 表12-5 利润分配表（续表）单位：万元序号 年份 项目正常运行期正常运行期20212022202320242025202620271营业收入104000.0 104000.0 104000.0 104000.0 104000.0 10400151、0.0 104000.0 1.1 售冷收入00000001.20 售热收入104000.00 104000.00 104000.00 104000.00 104000.00 104000.00 104000.00 1.3接入费0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2销售税金及附加3432.0 3432.0 3432.0 3432.0 3432.0 3432.0 3432.0 3总成本费用82215.3 82215.3 82215.3 82215.3 82215.3 82215.3 82215.3 4利润总额18352.7 18352.7 18352.7 1835152、2.7 18352.7 18352.7 18352.7 5弥补以前年度亏损85535.6 103888.3 122241.0 140593.6 158946.3 177299.0 -6年亏损(12277.0)6075.6 24428.3 42781.0 61133.6 177299.0 -7所得税4588.2 4588.2 4588.2 4588.2 4588.2 4588.2 4588.2 8税后利润13764.5 13764.5 13764.5 13764.5 13764.5 13764.5 13764.5 9提取法定盈余公积金1376.4 1376.4 1376.4 1376.4 137153、6.4 1376.4 1376.4 10可供投资者分配的利润12388.0 12388.0 12388.0 12388.0 12388.0 12388.0 12388.0 11未分配利润12388.0 12388.0 12388.0 12388.0 12388.0 12388.0 12388.0 表12-5 利润分配表（续表）单位：万元序号 年份 项目正常运行期202820292030203120321营业收入104000.0 104000.0 104000.0 104000.0 104000.0 1.1 售冷收入000001.20 售热收入104000.00 104000.00 104000154、.00 104000.00 104000.00 1.3接入费0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2销售税金及附加3432.0 3432.0 3432.0 3432.0 3432.0 3总成本费用82215.3 82215.3 82215.3 82215.3 82215.3 4利润总额18352.7 18352.7 18352.7 18352.7 18352.7 5弥补以前年度亏损-6年亏损-7所得税4588.2 4588.2 4588.2 4588.2 4588.2 8税后利润13764.5 13764.5 13764.5 13764.5 13764.5 9提取法定盈余公积金13155、76.4 1376.4 1376.4 1376.4 1376.4 10可供投资者分配的利润12388.0 12388.0 12388.0 12388.0 12388.0 11未分配利润12388.0 12388.0 12388.0 12388.0 12388.0 表12-5 利润分配表（续表）单位：万元序号 年份 项目正常运行期2033203420352036203720381营业收入104000.0 104000.0 104000.0 104000.0 104000.0 104000.0 1.1 售冷收入0000001.20 售热收入104000.00 104000.00 104000.00156、 104000.00 104000.00 104000.00 1.3接入费0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2销售税金及附加3432.0 3432.0 3432.0 3432.0 3432.0 3432.0 3总成本费用82215.3 82215.3 82215.3 82215.3 82215.3 82215.3 4利润总额18352.7 18352.7 18352.7 18352.7 18352.7 18352.7 5弥补以前年度亏损-6年亏损-7所得税4588.2 4588.2 4588.2 4588.2 4588.2 4588.2 8税后利润13764.5 13157、764.5 13764.5 13764.5 13764.5 13764.5 9提取法定盈余公积金1376.4 1376.4 1376.4 1376.4 1376.4 1376.4 10可供投资者分配的利润12388.0 12388.0 12388.0 12388.0 12388.0 12388.0 11未分配利润12388.0 12388.0 12388.0 12388.0 12388.0 12388.0 表12-6 项目投资现金流量表单位：万元序号 年份 项目合计建设期正常运营期2014201520162017201820191现金流入2277600.0 0 15600 36400 6240158、0 83200 104000 2现金流出2060469 0 61670 43557 67080 80630 97645 2.1成本支出1804908 0 14334 30358 50024 65886 82215 2.2营业税金及附加75161 0 515 1201 2059 2746 3432 2.3所得税82587 0 0 0 0 0 0 2.4固定资产投资97813 0 46821 11998 14997 11998 11998 3净现金流量217131 0 (46070)(7157)(4680)2570 6355 4累计净现金流量0 (46070)(53227)(57908)(5533159、7)(48982) 税后内部收益率: 15.12% 投资回收期:10 财务净现值(Ic=8%，税后)：43113 表12-6 项目投资现金流量表（续表）单位：万元序号 年份 项目正常运营期2020202120222023202420251现金流入104000 104000 104000 104000 104000 104000 2现金流出85647 90236 90236 90236 90236 90236 2.1成本支出82215 82215 82215 82215 82215 82215 2.2营业税金及附加3432 3432 3432 3432 3432 3432 2.3所得税0 458160、8 4588 4588 4588 4588 3净现金流量0 0 0 0 0 0 4累计净现金流量18353 13764 13764 13764 13764 13764 表12-6 项目投资现金流量表（续表）单位：万元序号 年份 项目正常运营期2026202720282029203020311现金流入104000 104000 104000 104000 104000 104000 2现金流出90236 90236 90236 90236 90236 90236 2.1成本支出82215 82215 82215 82215 82215 82215 2.2营业税金及附加3432 3432 3432161、 3432 3432 3432 2.3所得税4588 4588 4588 4588 4588 4588 2.4固定资产投资0 0 0 0 0 0 3净现金流量13764 13764 13764 13764 13764 13764 4累计净现金流量51957 65722 79486 93251 107015 120780 表12-6 项目投资现金流量表（续表）单位：万元序号 年份 项目正常运营期20322033203420352036203720381现金流入104000 104000 104000 104000 104000 104000 104000 2现金流出90236 90236 902162、36 90236 90236 90236 90236 2.1成本支出82215 82215 82215 82215 82215 82215 82215 2.2营业税金及附加3432 3432 3432 3432 3432 3432 3432 2.3所得税4588 4588 4588 4588 4588 4588 4588 2.4固定资产投资0 0 0 0 0 0 0 3净现金流量13764 13764 13764 13764 13764 13764 13764 4累计净现金流量134544 148309 162073 175838 189602 203367 217131 表12-7 固定成本163、可变成本及销售收入表单位：万元序号项目总计建设期正常运行期2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 1固定成本93208.7 2158.1 2675.2 3321.6 3838.8 4511.9 4511.9 4511.9 2可变成本1547268.9 12175.8 27682.7 46702.2 62047.2 77703.4 77703.4 77703.4 3销售收入2069600.0 15600.0 36400.0 62400.0 83200.0 104000.0 104000.0 104000.0 4销售税金68296.8 514.8 1201.2 20164、59.2 2745.6 3432.0 3432.0 3432.0 表12-7 固定成本、可变成本及销售收入表（续表）单位：万元序号项目正常运行期2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 1固定成本4511.9 4511.9 4511.9 4511.9 4511.9 4511.9 4511.9 4511.9 2可变成本77703.4 77703.4 77703.4 77703.4 77703.4 77703.4 77703.4 77703.4 3销售收入104000.0 104000.0 104000.0 104000.0 104000.0 104000.0165、 104000.0 104000.0 4销售税金3432.0 3432.0 3432.0 3432.0 3432.0 3432.0 3432.0 3432.0 表12-7 固定成本、可变成本及销售收入表（续表）单位：万元序号项目正常运行期2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 1固定成本4511.9 4511.9 4511.9 4511.9 4511.9 4511.9 4511.9 2可变成本77703.4 77703.4 77703.4 77703.4 77703.4 77703.4 77703.4 3销售收入104000.0 104000.0 104000.0166、 104000.0 104000.0 104000.0 104000.0 4销售税金3432.0 3432.0 3432.0 3432.0 3432.0 3432.0 3432.0 12.3 资金来源项目建设资金123,896.14 万元，其中20%为建设单位自有资金，其余80%资金由建设单位贷款解决。12.4 经济效益分析为了比较全面准确的评价和发电供热效益，严格按照”电力建设项目经济评价方法实施细则及文件汇编”要求和规定执行，同时采用了有关规定要求的数据和设计技术参数等。财务评价使用的各专业设计系统的数据，主要是选用可研设计确定的设计技术参数作为财务评价依据。财务评价采用电厂实际数据，如电167、力规划总院，关于“新厂管理新办法”，按电厂规模容量统一规定了定员，并按实际定员和工资标准计算并调整等。职工基本养老保险、失业保险和住房公积金、职工福利费用等，也按国家和当地政府有关部门的规定执行和计算。电厂燃料（煤）费用、材料费、其他费用等，分别按实际数据（或业主提供的数据）计算。建设项目的固定资产投资费用，按投资估算动态费用计算。本工程计列了增值税转型抵扣和能源设备补贴。财务评价基本指标见下图：序号项目单位参数备注1发电量GW/a345.6自用3制热量万GJ829.444耗煤量万t/a134.46修理提存率%37材料费元/MWh158其它费用元/MWh1610定员人5011年人均工资万元11168、.912福利费系数%7013电厂经营期年2014售电销项税%1715售热/冷销项税%1316流动资金贷款利率%5.8517长期贷款利率%6.5512.5 经济评价12.5.1 融资前分析融资前分析，是从项目投资总获利能力的角度，在不考虑债务筹措的条件下进行盈利能力分析，考察项目方案设计的合理性。通过对项目投资现金流量计算，本项目的所得税后项目投资财务内部收益率为10.64%，项目投资回收期为11.5年，项目可以在11.5年(税后)内收回项目全部投资。12.5.2 融资后分析12.5.2.1 财务盈利分析通过对项目资本金现金流量计算，项目资本金内部收益率为10.64%，表示从项目资本金出资者整体169、的角度考察，项目给项目资本金出资者带来的收益水平可以达到10.64%。通过对项目计算期内各年的销售收入、总成本费用及利润总额计算，项目的总投资收益率达到5%。12.5.2.2 投资回收能力分析通过对项目损益表、现金流量表等分析，显示项目能在11.5年的时间内回收项目投资。12.5.2.3 财务生存能力分析由现金流量表分析，项目在建设期和投产伊始财务净现金流量（所得税后）为负值，以后年份随着产量的增加，现金流入大于流出，在生产经营整个计算期内各年的财务净现金流量（所得税后）平均在12189万元以上（现金流入与流出之差），所得税后累计净现金流量在项目开始建设后第十二年由负转正，且逐年增大。12.5170、.2.4 敏感性分析由于以上各项经济指标是按给定的基本资料对项目的经济效益进行测算的，考虑在今后的建设和投产后，某些条件可能发生变化，为了预测外界有关因素变化对本工程经济效益的影响程度，现对项目的燃料价、供热量、总投资的变化对经济效益的影响程度作敏感性分析。表12-8 财务敏感性分析成果表单位：万元序号项目财务内部收益率 财务净现值1基本方案15.12%43113 2投资变化10%6.35%10985%7.62%4861-5%10.46%12386-10%12.08%161493电价变化10%7.01%27625%8.03%5693-5%9.90%11554-10%10.77%144854售热171、量变化10%9.61%106195%9.30%9621-5%8.66%7626-10%8.34%66285热价变化10%9.61%106195%9.30%9621-5%8.66%7626-10%8.34%6628从本工程的具体情况来看，供热量价格对工程效益的影响最大，总投资次之，煤粉价格最次，因此控制煤粉价格、控制总投资、增加供热量将会有效提升经济效益。13. 风险分析13.1 市场风险分析13.1.1 可能的风险本工程燃用神东神华集团提供的清洁煤粉，通过敏感性分析可知，煤粉价格变化对经营期上网电价影响较大。因此降低工程投资风险，必须在应对煤粉涨价和保证发电量、争取政策电价方面具备较强的抗风险172、能力。（1）煤粉涨价风险本项目采用并网不上网模式，与煤粉价格有关的市场行为仅有热价格，因此，与用户签订供能合同时应将“煤热价联动”机制写进合同。（2）电量与高电价风险作为热电冷联产项目，电量与供热负荷是成正比的。远期来看，随着供热规模效益的扩展，供热市场需求的增长，前景更为乐观。另一方面，项目的社会效应、环保效应符合国家节能环保的主题，也将配合地方政府完成节能减排任务，因此，得到了各级政府部门的广泛支持。13.1.2 风险防范措施降低项目的投资风险，提高项目的经济可行性，对实现投资方的收益至关重要，需在下一阶段工作中以及项目外部条件的落实过程中予以落实。确保电厂在向社会奉献清洁能源的同时，取得173、一定的经济效益。在“确保电量、争取电价、保持煤价”的同时，在项目建设期间，可通过设计优化等措施来降低工程造价，还可以考虑通过清洁发展机制获得一定的额外收入，以减少投入、增加收益来对抗风险。13.2 资金风险分析本项目注册资本金 20%，分别由投资方现金投入，银行融资 80%。本项目的资金风险主要体现在两个方面：一是能否取得信贷资金；二是信贷资金成本高低。本项目符合国家产业政策，属于各金融机构优质贷款项目。因此，本项目是可以取得银行等金融机构的信贷资金。近年来，受全球经济形势影响，我国加大了对国民经济的宏观调控。其中经常使用调控手段是利率政策，而利率变化对该项目的融资成本有较大影响。本项目融资部174、分考虑人民币贷款，贷款利率按2012年7月18日中国人民银行颁发的5年期以上贷款年利率6.55%计算。鉴于近十多年来国内5年期以上贷款利率变化幅度较大，最高曾达到 7.83%。经敏感性分析发现，在资本金内部收益率保持不变的前提下，贷款利率的变化对电价的影响较小。综合而言，本项目的资金是落实的，是有保障的。当宏观经济稳健发展时，即使贷款利率有较大幅度上调，在合适的热价政策下，本期工程资金风险处于可控范围内。13.3 主机技术风险分析由于清洁能源三联供能源系统污染小、效率高及靠近热、电负荷中心，本身所具有的特性能够较好地满足能源需求，近年来日益受到重视，国家也将陆续出台相关政策和鼓励措施。1) 电175、站锅炉-汽轮机-发电机本工程电站锅炉-汽轮机-发电机从生产和使用技术上来讲是成熟、可靠的。2) 吸收式溴化锂机组区域供能能源站余热利用工艺流程有电站锅炉和蒸汽型溴化锂机组-余热锅炉的直接连接两种方式。设备制造技术成熟，在国内外有大量成熟案例。直接利用余热的烟气型或吸收式溴化锂机组设备制造技术在近年来发展成熟，使得余热利用工艺和设备得以简化、占地少、热效率高。目前，国内吸收式溴化锂机组技术成熟，制造水平领先国际水平，且有大量应用案例。因此，本工程吸收式溴化锂机组从生产和使用技术上来讲是成熟、可靠的。14. 结论及建议14.1 结论以低能耗、低污染、低排放为基础的绿色经济，其实质是能源技术和减排技176、术创新、产业结构和制度创新及人类生存发展观念的变革，其目的主要是解决能源危机、高碳排放和气候恶化的问题。能源的高效利用是实现绿色经济的一种重要方式。清洁煤粉三联供能源站可以实现能源的梯级利用，通过最大限度的能源利用可充分体现“将该项目建成一个国内低碳节能、绿色生态的典范”的规划理念，实现“低碳展区”的建设目标。本项目方案运行方式灵活，调节性能较好，在具体运行过程中也可根据当时市场条件进行合理安排。14.2 存在的问题及建议本项目满足XX清洁煤电水源热泵区域供能能源需求，项目供应的负荷大小和负荷总量基于供热区域提供的负荷预测数据通过折算形成，要求能源站连续可靠供应能源。本项目为体现向XX供热片区177、提供优质、可靠、优惠的能源，热、生活热水的价格均采用了石家庄规定价格。按照合理的收益率建议本项目远期采用并网上网模式，申请到合理的上网电价。考虑目前国内尚无此种类型区域供能能源站以及该能源站建成后的示范意见，建议能源站项目公司申请该项目为国家示范项目，并争取得到相应的优惠政策。 建议本项目进入CDM政策框架，分享节能减排收益。附录一 石家庄XX清洁煤电水源热泵供能区域项目可行性研究报告第一期250万区域一、第一期供能区域第一期工程实施拟供能四个小区：良城国际、西溪花园、海龙湾及鑫界王府，具体如下表格：表附1 各地块用能面积及供热量统计序号地块名称供热面积（万）供热单位面积热负荷（W/）供热量（178、kw）1西溪诚园204080002鑫界王府北区5440216003良城国际15040600004海龙湾2640104005合计250100000二、工程设想1、煤粉品质由于目前暂未收到清洁煤气资料，本项目预以II 类烟煤（Qdw：18.8MJ/Kg）的煤粉品质为设计基准，其成分及参数见表附-2。表附2 II 类烟煤成分（摩尔百分比）及参数序号项目单位数据1Cy%47.532Hy%3.563Oy%6.954Ny%0.95Sy%0.336Wy%10.337Ay%30.48Vr%28.89QdwyMJ/kg18.82、煤粉耗量XX清洁煤电水源热泵区域供能能源站煤粉耗量见以下煤粉耗量表。表附3煤粉耗量179、表规模型号每小时耗煤量（t/h）每日耗煤量（t /d）每年耗煤量（104 t /a）1台(140t/h)煤粉锅炉2764822.68合计2764822.68设计值2764822.68注：表中设备日耗煤量按24小时计，年耗煤量按年利用小时数计：煤粉锅炉350天/年。3、采暖季概述本方案选用清洁煤粉为主热源，配置1台140t/h的电站煤粉锅炉，配套1台抽汽式汽轮机，并设有1台装机容量18MW的发电机组，发电自用；锅炉发电冷却循环水（约22.2MW）作为溴化锂热泵辅助热源（驱动热源为部分抽汽式汽轮机抽出的0.5MPa蒸汽约81t/h，来源于抽取汽轮机发电后蒸汽），提升用户侧回水温度至90；剩余的抽汽180、式汽轮机抽出的0.5MPa蒸汽约55t/h，用于供热，提升用户侧部分回水至120供城市热网；配置1台15t/h余热热水锅炉（热源为电站锅炉排放烟气）将部分回水提高至目标温度120供城市热网，机组配置如下：1）1台CG-140t/h-3.82-M电站煤粉锅炉，1台C18-3.82/1.3/0.55抽汽式汽轮机；2）4台12.5MW热水型第一类溴化锂吸收式热泵机组，制热量为50MW；3）1台15t/h余热热水锅炉，制热量为10MW。4、设备参数电站煤粉锅炉-汽轮机-发电机组：1台CG-140t/h-3.82M电站煤粉锅炉1台C18-3.82/1.3/0.55抽汽式汽轮机发电出力：18MW电压等级：181、10.5 kV清洁煤粉消耗：27t/h蒸汽压力3.82MPa效率：电站锅炉炉效率90%，煤碳使用效率99%锅炉排烟温度：无尾部受热面250，有尾部受热面150热水型第一类吸收式溴化锂机组：4台，制热量12.5MW/台溴化锂机组余热进出水温度：32/37溴化锂机组供回水进出水温度：60/90溴化锂机组驱动热源0.5MPa蒸汽81t/h溴化锂机组供回水水流量：1430m3/h/台溴化锂机组用电功率：50Kw/台余热锅炉容量1台，蒸汽量15t/h余热锅炉供热水量：290m/h余热锅炉额定压力：0.2MPa余热锅炉额定进出水温度：90/120三、能源站工程建设能源站主站房长300m，宽200m。能源站182、站房分为电站锅炉-抽凝式汽轮机区域、溴化锂机组-余热热水锅炉机组区域。冷却塔平行布置在各设备区域，电站锅炉-抽凝式汽轮机区域布置在西侧，溴化锂机组-余热热水锅炉机组区域在能源站东侧。能源站布置见附图，图4-3 能源站布置区域图文字说明布置如下：煤粉炉-汽轮机溴化锂机组横向平行布置，每套机组占一跨，占地200100，东侧布置主变和电抗器室。西侧有溴化锂机组、余热锅炉和一些配套设施等，占地100200。控制室、工程师室、交接班室、电子设备间、380V开关室、10kV开关室、35 kV开关室、空压机房、定压装置等布置在中间区域及其他配套区域。四、经济分析1、投资估算水平、资金计划及经济效益表格表附4183、 石家庄XX清洁煤电水源热泵区域供热项目能源总站投资估算表（万元）序号项目名称参数数量单位设备购置估算金额安装工程费估算金额总价（万元）估算指标设备费用费率安装费用1能源站机工艺系统-12,830.00 -1,924.50 14,754.50 1.1蒸汽型溴化锂吸收式热泵主机工况：制热量12500KW4.00 台0.05 2,500.00 15.00%375.00 2,875.00 清洁煤粉锅炉工况：装机量140t/h1.00 台0.05 4,900.00 15.00%735.00 5,635.00 1.2余热锅炉配置每台35t/h2.00 台20.00 1,400.00 15.00%210.184、00 1,610.00 1.3蒸汽轮机总装机量：18000KW1.00 台0.05 900.00 15.00%135.00 1,035.00 1.4胶球清洗装置发球装置功率5.5KW2.00 台10.00 20.00 15.00%3.00 23.00 1.5冷却水循环泵流量763m3/h，扬程46.5m，功率200KW，效率82%16.00 台15.00 240.00 15.00%36.00 276.00 1.6热水循环泵流量840m3/h，扬程34m，功率160KW，效率80%8.00 台15.00 120.00 15.00%18.00 138.00 1.7供能一级泵0.00 台7.50 0185、.00 15.00%0.00 0.00 1.8板换二次侧泵0.00 KW7.50 0.00 15.00%0.00 0.00 1.9定压补水一体装置/5.00 台15.00 75.00 15.00%11.25 86.25 1.10 软化水装置/5.00 套15.00 75.00 15.00%11.25 86.25 冷凝塔风处理量100,000CMH0.00 台50.00 0.00 15.00%0.00 0.00 1.11管网及阀门附件/1.00 台1,000.00 1,000.00 15.00%150.00 1,150.00 1.12自动控制系统/1.00 600.00 600.00 15.00186、%90.00 690.00 1.13 高低压配电1.00 套1,000.00 1,000.00 15.00%150.00 1,150.00 2能源站机房土建总建筑面积9万平方米90,000.00 平方米270.00 3合 计-15,024.50 表附5 石家庄XX清洁煤电水源热泵区域供热项目总投资使用计划与资金筹措表（万元）序号项目类别合计第1年1.1能源站机房（水池）土建270.00 270.00 1.2设备（主机水泵等），地埋管等14,754.50 14,754.50 1.3小计15,024.50 15,024.50 2地埋管2供能一次外网-0.00 0.00 3热源工程-0.00 0.0187、0 4其他-3,000.00 3,000.00 5预备费-1,632.35 1,632.35 6土建-1,179.41 1,179.41 7设备-270.00 270.00 8合计-19,386.85 19,386.85 表附6 石家庄XX清洁煤电水源热泵区域供热项目项目总投资使用计划与资金筹措表（万元）序号项目名称建筑工程费设备购置费安装工程费其他费用合计占总投资比例技术经济指标1工程费用270.00 12,830.00 4,924.50 0.00 18,024.50 87.35%1.1能源站270.00 12,830.00 1,924.50 0.00 15,024.50 72.69%1.2188、采暖一次管网0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00%1.3热源水工程0.00 0.00 3,000.00 0.00 3,000.00 14.40%2工程建设及其他费用0.00 0.00 0.00 1,632.35 1,632.35 7.83%2.1建设单位管理费153.12 153.12 0.73%2.2项目建议书费用17.23 17.23 0.08%2.3可行性研究报告34.60 34.60 0.17%2.4工程设计费（主体设计协调费、施工图预算编制费）546.58 546.58 2.62%2.5工程建设监理费358.87 358.87 1.72%2.6环境影响咨询费6.189、55 6.55 0.03%2.7招标代理服务费34.56 34.56 0.17%2.8工程保险费54.07 54.07 0.26%2.9联合试运转费用192.45 192.45 0.92%2.10工程勘察费144.20 144.20 0.69%2.11场地准备及临时设施费90.12 90.12 0.43%3第1、2项合计270.00 12,830.00 4,924.50 1,632.35 19,656.85 94.34%4预备费1,179.41 1,179.41 5.66%4.1基本预备费1,179.41 1,179.41 5.66%4.2涨价预备费0.00 0.00 0.00%5静态投资总额190、270.00 12,830.00 4,924.50 2,811.76 20,836.26 100.00%12.58 表附7 项目总成本费用表单位：万元序号 年份 项目合计建设期正常运行期正常运行期2014201520162017201820192020运行成本7106.7 7106.7 7106.7 7106.7 6419.2 6419.2 1.1折旧费19002.7 791.8 791.8 791.8 791.8 791.8 791.8 1.2动力费120213.8 5008.9 5008.9 5008.9 5008.9 5008.9 5008.9 电费743.04 743.04 743.0191、4 743.04 743.04 743.04 燃气费4265.87 4265.87 4265.87 4265.87 4265.87 4265.87 1.3维修费6835.3 667.0 667.0 667.0 667.0 208.4 208.4 1.4管理费用3415.6 333.0 333.0 333.0 333.0 104.2 104.2 1.5工资福利、劳保统筹和住房基金、保险费7344.0 306.0 306.0 306.0 306.0 306.0 306.0 2固定成本1430.8 1430.8 1430.8 1430.8 1202.0 1202.0 3可变成本5675.9 5675192、.9 5675.9 5675.9 5217.3 5217.3 4总成本费用156811.4 7106.7 7106.7 7106.7 7106.7 6419.2 6419.2 表附7 总成本费用表（续表）单位：万元序号 年份 项目正常运行期正常运行期2021202220232024202520262027运行成本6419.2 6419.2 6419.2 6419.2 6419.2 6419.2 6419.2 1.1折旧费791.8 791.8 791.8 791.8 791.8 791.8 791.8 1.2动力费5008.9 5008.9 5008.9 5008.9 5008.9 5008.193、9 5008.9 电费743.04 743.04 743.04 743.04 743.04 743.04 743.04 燃气费4265.87 4265.87 4265.87 4265.87 4265.87 4265.87 4265.87 1.3维修费208.4 208.4 208.4 208.4 208.4 208.4 208.4 1.4管理费用104.2 104.2 104.2 104.2 104.2 104.2 104.2 1.5工资福利、劳保统筹和住房基金、保险费306.0 306.0 306.0 306.0 306.0 306.0 306.0 2固定成本1202.0 1202.0 12194、02.0 1202.0 1202.0 1202.0 1202.0 3可变成本5217.3 5217.3 5217.3 5217.3 5217.3 5217.3 5217.3 4总成本费用6419.2 6419.2 6419.2 6419.2 6419.2 6419.2 6419.2 表附7 总成本费用表（续表）单位：万元序号 年份 项目正常运行期20282029203020312032运行成本6419.2 6419.2 6419.2 6419.2 6419.2 1.1折旧费791.8 791.8 791.8 791.8 791.8 1.2动力费5008.9 5008.9 5008.9 5008195、.9 5008.9 电费743.04 743.04 743.04 743.04 743.04 燃气费4265.87 4265.87 4265.87 4265.87 4265.87 1.3维修费208.4 208.4 208.4 208.4 208.4 1.4管理费用104.2 104.2 104.2 104.2 104.2 1.5工资福利、劳保统筹和住房基金、保险费306.0 306.0 306.0 306.0 306.0 2固定成本1202.0 1202.0 1202.0 1202.0 1202.0 3可变成本5217.3 5217.3 5217.3 5217.3 5217.3 4总成本费用196、6419.2 6419.2 6419.2 6419.2 6419.2 表附7 总成本费用表（续表）单位：万元序号 年份 项目正常运行期203320342035203620372038运行成本6419.2 6419.2 6419.2 6419.2 6419.2 6419.2 1.1折旧费791.8 791.8 791.8 791.8 791.8 791.8 1.2动力费5008.9 5008.9 5008.9 5008.9 5008.9 5008.9 电费743.04 743.04 743.04 743.04 743.04 743.04 燃气费4265.87 4265.87 4265.87 42197、65.87 4265.87 4265.87 1.3维修费208.4 208.4 208.4 208.4 208.4 208.4 1.4管理费用104.2 104.2 104.2 104.2 104.2 104.2 1.5工资福利、劳保统筹和住房基金、保险费306.0 306.0 306.0 306.0 306.0 306.0 2固定成本1202.0 1202.0 1202.0 1202.0 1202.0 1202.0 3可变成本5217.3 5217.3 5217.3 5217.3 5217.3 5217.3 4总成本费用6419.2 6419.2 6419.2 6419.2 6419.2 6198、419.2 表附8 利润分配表单位：万元序号 年份 项目合计建设期正常运营期20142015201620172018201920201营业收入312000.0 0.0 13000.0 13000.0 13000.0 13000.0 13000.0 13000.0 1.1 售冷收入0.0 0.0 0000001.20 售热收入312000.00 0.00 13000.00 13000.00 13000.00 13000.00 13000.00 13000.00 1.3接入费0.0 0.0 000000.00 2销售税金及附加10296.0 0.0 429.0 429.0 429.0 429.0 199、429.0 429.0 3总成本费用156811.4 0.0 7106.7 7106.7 7106.7 7106.7 6419.2 6419.2 4利润总额144892.6 0.0 5464.3 5464.3 5464.3 5464.3 6151.8 6151.8 5弥补以前年度亏损-0.0 5464.3 10928.6 16392.9 21857.2 28009.0 34160.8 6年亏损-(20836.3)(15372.0)(9907.6)(4443.3)1021.0 7172.8 13324.5 7所得税27683.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 8税后利润200、117209.6 0.0 5464.3 5464.3 5464.3 5464.3 6151.8 6151.8 9提取法定盈余公积金11174.5 00546.4 546.4 546.4 615.2 615.2 10可供投资者分配的利润106035.1 0.0 5464.3 4917.9 4917.9 4917.9 5536.6 5536.6 11未分配利润106035.1 0.0 5464.3 4917.9 4917.9 4917.9 5536.6 5536.6 表附8 利润分配表（续表）单位：万元序号 年份 项目正常运行期正常运行期20212022202320242025202620271营201、业收入13000.0 13000.0 13000.0 13000.0 13000.0 13000.0 13000.0 1.1 售冷收入00000001.20 售热收入13000.00 13000.00 13000.00 13000.00 13000.00 13000.00 13000.00 1.3接入费0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2销售税金及附加429.0 429.0 429.0 429.0 429.0 429.0 429.0 3总成本费用6419.2 6419.2 6419.2 6419.2 6419.2 6419.2 6419.2 4利润总额615202、1.8 6151.8 6151.8 6151.8 6151.8 6151.8 6151.8 5弥补以前年度亏损40312.5 46464.3 52616.1 58767.9 64919.6 71071.4 -6年亏损19476.3 25628.1 31779.8 37931.6 44083.4 71071.4 -7所得税1537.9 1537.9 1537.9 1537.9 1537.9 1537.9 1537.9 8税后利润4613.8 4613.8 4613.8 4613.8 4613.8 4613.8 4613.8 9提取法定盈余公积金461.4 461.4 461.4 461.4 46203、1.4 461.4 461.4 10可供投资者分配的利润4152.4 4152.4 4152.4 4152.4 4152.4 4152.4 4152.4 11未分配利润4152.4 4152.4 4152.4 4152.4 4152.4 4152.4 4152.4 表附8 利润分配表（续表）单位：万元序号 年份 项目正常运行期202820292030203120321营业收入13000.0 13000.0 13000.0 13000.0 13000.0 1.1 售冷收入000001.20 售热收入13000.00 13000.00 13000.00 13000.00 13000.00 1.3接204、入费0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2销售税金及附加429.0 429.0 429.0 429.0 429.0 3总成本费用6419.2 6419.2 6419.2 6419.2 6419.2 4利润总额6151.8 6151.8 6151.8 6151.8 6151.8 5弥补以前年度亏损-6年亏损-7所得税1537.9 1537.9 1537.9 1537.9 1537.9 8税后利润4613.8 4613.8 4613.8 4613.8 4613.8 9提取法定盈余公积金461.4 461.4 461.4 461.4 461.4 10可供投资者分配的利润4152.4 4205、152.4 4152.4 4152.4 4152.4 11未分配利润4152.4 4152.4 4152.4 4152.4 4152.4 表附8 利润分配表（续表）单位：万元序号 年份 项目正常运行期2033203420352036203720381营业收入13000.0 13000.0 13000.0 13000.0 13000.0 13000.0 1.1 售冷收入0000001.20 售热收入13000.00 13000.00 13000.00 13000.00 13000.00 13000.00 1.3接入费0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2销售税金及附加42206、9.0 429.0 429.0 429.0 429.0 429.0 3总成本费用6419.2 6419.2 6419.2 6419.2 6419.2 6419.2 4利润总额6151.8 6151.8 6151.8 6151.8 6151.8 6151.8 5弥补以前年度亏损-6年亏损-7所得税1537.9 1537.9 1537.9 1537.9 1537.9 1537.9 8税后利润4613.8 4613.8 4613.8 4613.8 4613.8 4613.8 9提取法定盈余公积金461.4 461.4 461.4 461.4 461.4 461.4 10可供投资者分配的利润4152.207、4 4152.4 4152.4 4152.4 4152.4 4152.4 11未分配利润4152.4 4152.4 4152.4 4152.4 4152.4 4152.4 表附9 项目投资现金流量表单位：万元序号 年份 项目合计建设期正常运营期2014201520162017201820191现金流入312000.0 0 13000 13000 13000 13000 13000 2现金流出215627 0 28372 7536 7536 7536 6848 2.1成本支出156811 0 7107 7107 7107 7107 6419 2.2营业税金及附加10296 0 429 429 4208、29 429 429 2.3所得税27683 0 0 0 0 0 0 2.4固定资产投资20836 0 20836 0 0 0 0 3净现金流量96373 0 (15372)5464 5464 5464 6152 4累计净现金流量0 (15372)(9908)(4443)1021 7173 税后内部收益率: 35.11% 投资回收期:4 财务净现值(Ic=8%，税后)：31591 表附9 项目投资现金流量表（续表）单位：万元序号 年份 项目正常运营期2020202120222023202420251现金流入13000 13000 13000 13000 13000 13000 2现金流出684209、8 8386 8386 8386 8386 8386 2.1成本支出6419 6419 6419 6419 6419 6419 2.2营业税金及附加429 429 429 429 429 429 2.3所得税0 1538 1538 1538 1538 1538 3净现金流量0 0 0 0 0 0 4累计净现金流量6152 4614 4614 4614 4614 4614 表附9 项目投资现金流量表（续表）单位：万元序号 年份 项目正常运营期2026202720282029203020311现金流入13000 13000 13000 13000 13000 13000 2现金流出8386 838210、6 8386 8386 8386 8386 2.1成本支出6419 6419 6419 6419 6419 6419 2.2营业税金及附加429 429 429 429 429 429 2.3所得税1538 1538 1538 1538 1538 1538 2.4固定资产投资0 0 0 0 0 0 3净现金流量4614 4614 4614 4614 4614 4614 4累计净现金流量41007 45621 50235 54849 59463 64077 表附9 项目投资现金流量表（续表）单位：万元序号 年份 项目正常运营期20322033203420352036203720381现金流入13211、000 13000 13000 13000 13000 13000 13000 2现金流出8386 8386 8386 8386 8386 8386 8386 2.1成本支出6419 6419 6419 6419 6419 6419 6419 2.2营业税金及附加429 429 429 429 429 429 429 2.3所得税1538 1538 1538 1538 1538 1538 1538 2.4固定资产投资0 0 0 0 0 0 0 3净现金流量4614 4614 4614 4614 4614 4614 4614 4累计净现金流量68690 73304 77918 82532 871212、46 91760 96373 表附10 固定成本、可变成本及销售收入表单位：万元序号项目总计建设期正常运行期2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 1固定成本27358.4 1430.8 1430.8 1430.8 1430.8 1202.0 1202.0 1202.0 2可变成本116614.6 5675.9 5675.9 5675.9 5675.9 5217.3 5217.3 5217.3 3销售收入286000.0 13000.0 13000.0 13000.0 13000.0 13000.0 13000.0 13000.0 4销售税金9438.0 429.213、0 429.0 429.0 429.0 429.0 429.0 429.0 表附10 固定成本、可变成本及销售收入表（续表）单位：万元序号项目正常运行期2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 1固定成本1202.0 1202.0 1202.0 1202.0 1202.0 1202.0 1202.0 1202.0 2可变成本5217.3 5217.3 5217.3 5217.3 5217.3 5217.3 5217.3 5217.3 3销售收入13000.0 13000.0 13000.0 13000.0 13000.0 13000.0 13000.0 1214、3000.0 4销售税金429.0 429.0 429.0 429.0 429.0 429.0 429.0 429.0 表附10 固定成本、可变成本及销售收入表（续表）单位：万元序号项目正常运行期2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 1固定成本1202.0 1202.0 1202.0 1202.0 1202.0 1202.0 1202.0 2可变成本5217.3 5217.3 5217.3 5217.3 5217.3 5217.3 5217.3 3销售收入13000.0 13000.0 13000.0 13000.0 13000.0 13000.0 13000.215、0 4销售税金429.0 429.0 429.0 429.0 429.0 429.0 429.0 2、资金来源项目建设资金20836.26 万元，其中20%为建设单位自有资金，其余80%资金由建设单位贷款解决。3、经济效益分析为了比较全面准确的评价和发电供热效益，严格按照”电力建设项目经济评价方法实施细则及文件汇编”要求和规定执行，同时采用了有关规定要求的数据和设计技术参数等。财务评价使用的各专业设计系统的数据，主要是选用可研设计确定的设计技术参数作为财务评价依据。财务评价采用电厂实际数据，如电力规划总院，关于“新厂管理新办法”，按电厂规模容量统一规定了定员，并按实际定员和工资标准计算并调整等216、。职工基本养老保险、失业保险和住房公积金、职工福利费用等，也按国家和当地政府有关部门的规定执行和计算。电厂燃料（煤）费用、材料费、其他费用等，分别按实际数据（或业主提供的数据）计算。建设项目的固定资产投资费用，按投资估算动态费用计算。本工程计列了增值税转型抵扣和能源设备补贴。财务评价基本指标见下图：序号项目单位参数备注1发电量GW/a51.84自用3制热量万GJ103.68120天4耗煤量万t/a7.776120天6修理提存率%37材料费元/MWh158其它费用元/MWh1610定员人5011年人均工资万元11.912福利费系数%7013电厂经营期年2014售电销项税%1715售热/冷销项税%217、1316流动资金贷款利率%5.8517长期贷款利率%6.554经济评价4.1 融资前分析融资前分析，是从项目投资总获利能力的角度，在不考虑债务筹措的条件下进行盈利能力分析，考察项目方案设计的合理性。通过对项目投资现金流量计算，本项目的所得税后项目投资财务内部收益率为10.64%，项目投资回收期为4年，项目可以在4年(税后)内收回项目全部投资。4.2 融资后分析4.2.1财务盈利分析通过对项目资本金现金流量计算，项目资本金内部收益率为35.11%，表示从项目资本金出资者整体的角度考察，项目给项目资本金出资者带来的收益水平可以达到35.11%。 投资回收能力分析通过对项目损益表、现金流量表等分析，218、显示项目能在4年的时间内回收项目投资。 财务生存能力分析由现金流量表分析，项目在建设期和投产伊始财务净现金流量（所得税后）为负值，以后年份随着产量的增加，现金流入大于流出，在生产经营整个计算期内各年的财务净现金流量（所得税后）平均在4614万元以上（现金流入与流出之差），所得税后累计净现金流量在项目开始建设后第4年由负转正，且逐年增大。 敏感性分析由于以上各项经济指标是按给定的基本资料对项目的经济效益进行测算的，考虑在今后的建设和投产后，某些条件可能发生变化，为了预测外界有关因素变化对本工程经济效益的影响程度，现对项目的燃料价、供热量、总投资的变化对经济效益的影响程度作敏感性分析。表附11 财219、务敏感性分析成果表单位：万元序号项目财务内部收益率 财务净现值1基本方案35.11%31591 2投资变化10%6.35%10985%7.62%4861-5%10.46%12386-10%12.08%161493电价变化10%7.01%27625%8.03%5693-5%9.90%11554-10%10.77%144854售热量变化10%9.61%106195%9.30%9621-5%8.66%7626-10%8.34%66285热价变化10%9.61%106195%9.30%9621-5%8.66%7626-10%8.34%6628从本工程的具体情况来看，供热量价格对工程效益的影响最大，总投220、资次之，煤粉价格最次，因此控制煤粉价格、控制总投资、增加供热量将会有效提升经济效益。五、风险分析5.1市场风险分析可能的风险本工程燃用神东神华集团提供的清洁煤粉，通过敏感性分析可知，煤粉价格变化对经营期上网电价影响较大。因此降低工程投资风险，必须在应对煤粉涨价和保证发电量、争取政策电价方面具备较强的抗风险能力。（1）煤粉涨价风险本项目采用并网不上网模式，与煤粉价格有关的市场行为仅有热价格，因此，与用户签订供能合同时应将“煤热价联动”机制写进合同。（2）电量与高电价风险作为热电冷联产项目，电量与供热负荷是成正比的。远期来看，随着供热规模效益的扩展，供热市场需求的增长，前景更为乐观。另一方面，项目221、的社会效应、环保效应符合国家节能环保的主题，也将配合地方政府完成节能减排任务，因此，得到了各级政府部门的广泛支持。风险防范措施降低项目的投资风险，提高项目的经济可行性，对实现投资方的收益至关重要，需在下一阶段工作中以及项目外部条件的落实过程中予以落实。确保电厂在向社会奉献清洁能源的同时，取得一定的经济效益。在“确保电量、争取电价、保持煤价”的同时，在项目建设期间，可通过设计优化等措施来降低工程造价，还可以考虑通过清洁发展机制获得一定的额外收入，以减少投入、增加收益来对抗风险。5.2资金风险分析本项目注册资本金 20%，分别由投资方现金投入，银行融资 80%。本项目的资金风险主要体现在两个方面：222、一是能否取得信贷资金；二是信贷资金成本高低。本项目符合国家产业政策，属于各金融机构优质贷款项目。因此，本项目是可以取得银行等金融机构的信贷资金。近年来，受全球经济形势影响，我国加大了对国民经济的宏观调控。其中经常使用调控手段是利率政策，而利率变化对该项目的融资成本有较大影响。本项目融资部分考虑人民币贷款，贷款利率按2012年7月18日中国人民银行颁发的5年期以上贷款年利率6.55%计算。鉴于近十多年来国内5年期以上贷款利率变化幅度较大，最高曾达到 7.83%。经敏感性分析发现，在资本金内部收益率保持不变的前提下，贷款利率的变化对电价的影响较小。综合而言，本项目的资金是落实的，是有保障的。当宏观223、经济稳健发展时，即使贷款利率有较大幅度上调，在合适的热价政策下，本期工程资金风险处于可控范围内。5.3主机技术风险分析由于清洁能源三联供能源系统污染小、效率高及靠近热、电负荷中心，本身所具有的特性能够较好地满足能源需求，近年来日益受到重视，国家也将陆续出台相关政策和鼓励措施。1) 电站锅炉-汽轮机-发电机本工程电站锅炉-汽轮机-发电机从生产和使用技术上来讲是成熟、可靠的。2) 吸收式溴化锂机组区域供能能源站余热利用工艺流程有电站锅炉和蒸汽型溴化锂机组-余热锅炉的直接连接两种方式。设备制造技术成熟，在国内外有大量成熟案例。直接利用余热的烟气型或吸收式溴化锂机组设备制造技术在近年来发展成熟，使得余224、热利用工艺和设备得以简化、占地少、热效率高。目前，国内吸收式溴化锂机组技术成熟，制造水平领先国际水平，且有大量应用案例。因此，本工程吸收式溴化锂机组从生产和使用技术上来讲是成熟、可靠的。六、结论以低能耗、低污染、低排放为基础的绿色经济，其实质是能源技术和减排技术创新、产业结构和制度创新及人类生存发展观念的变革，其目的主要是解决能源危机、高碳排放和气候恶化的问题。能源的高效利用是实现绿色经济的一种重要方式。清洁煤粉三联供能源站可以实现能源的梯级利用，通过最大限度的能源利用可充分体现“将该项目建成一个国内低碳节能、绿色生态的典范”的规划理念，实现“低碳展区”的建设目标。本项目方案运行方式灵活，调节性能较好，在具体运行过程中也可根据当时市场条件进行合理安排。