1、目 录1 项目简介- 1 -1.1 项目概况- 2 -1.2 项目建设单位情况- 2 -1.3 项目提出的必要性和意义- 4 -1.3.1 资源综合利用- 4 -1.3.2 循环经济的兴起- 5 -1.3.3 开展节能活动- 6 -1.3.4 理想的CDM项目- 7 -1.4 项目的技术条件支持- 9 -2 建设项目概况- 11 -2.1 建设项目范围及内容- 11 -2.2 项目可行性研究报编制依据- 11 -2.3 主要设计原则及指导思想- 11 -2.4 热力系统及装机方案- 12 -2.4.1 可利用余热条件- 12 -2.4.2 热力系统及装机方案设计原则- 13 -2.4.3 热力2、系统及装机方案确定- 13 -2.4.4 主要设备- 17 -2.4.5 主要参数指标- 18 -2.4.6 车间布置- 19 -2.4.7 电站室外管线- 20 -2.4.8 炉灰处理- 20 -2.4.9 水泥工艺系统改造- 20 -2.5 循环冷却水系统- 21 -2.5.1 设备冷却用水量- 21 -2.5.2 设备冷却水系统方案- 22 -2.5.3 循环冷却水系统设备选型- 22 -2.5.4 循环水系统布置- 23 -2.5.5 系统损失水量与补充水量- 23 -2.5.6 技术指标- 23 -2.6 化学水处理- 24 -2.6.1 概述- 24 -2.6.2 水量的确定- 23、4 -2.6.3 化学水处理系统方案- 24 -2.6.4 水处理设备选型- 25 -2.6.5 化学水处理系统布置- 26 -2.6.6 技术指标- 26 -2.7电气- 26 -2.7.1电站接入系统- 26 -2.7.2 余热发电系统电气配置- 27 -2.7.3直流系统- 28 -2.7.4启动电源- 28 -2.7.5主要电气设备选型和原则- 28 -2.7.6二次线、继电保护、自动装置- 29 -2.7.7过电压保护及接地- 31 -2.7.8 照明和检修- 32 -2.7.9其他控制- 32 -2.7.10通 讯- 32 -2.8 热工控制（热工自动化）- 33 -2.8.1基本4、原则- 33 -2.8.2设备配置- 34 -2.8.3主要控制系统- 35 -2.8.4保护和安全连锁- 35 -2.8.5原则及控制方案- 36 -2.8.6控制设备及一次仪表选型- 37 -2.8.7系统配置及功能- 37 -2.8.8应用软件- 38 -2.8.9自控线路和接地- 38 -2.9 建筑及结构- 39 -2.9.1 建筑设计- 39 -2.9.2 结构设计- 41 -2.10 给排水系统- 42 -2.10.1 给水系统- 42 -2.10.2 排水系统- 43 -2.10.3 供水水源- 43 -2.11 采暖、通风及空气调节- 43 -2.11.1主要气象资料- 435、 -2.11.2 通风- 44 -2.11.3 空气调节- 44 -2.11.4 采暖- 44 -2.12 组织机构及劳动定员- 44 -2.12.1组织机构- 44 -2.12.2 劳动定员- 45 -2.12.3 劳动生产率- 46 -2.12.4 职工培训- 46 -2.13 建设进度设想- 46 -2.14 主要技术经济指标- 47 -3 建设用地及相关规划- 48 -3.1 公司位置及交通- 48 -3.2 电站建设用地- 48 -3.2.1 工程地质- 48 -3.2.2 地基基本烈度- 48 -3.2.3 建设场地概括- 49 -3.3 电站总平面布置- 49 -3.4 道路工程6、- 49 -3.5 竖向设计和雨水排除- 49 -3.6 绿化设计- 50 -3.7 总图技术经济指标- 50 -4 消防- 51 -4.1 总图及交通运输- 51 -4.2 建筑物及构筑物要求- 51 -4.3 电气设施防火要求- 51 -4.3.1 中控室及高低压配电室的防火要求- 51 -4.3.2 配电线路的敷设及保护- 52 -4.3.3 照明灯具选型要求- 52 -4.4 消防给水及电站各系统消防措施- 52 -4.4.1 消防给水系统- 52 -4.4.2 消防用水量及水压- 52 -4.4.3 发电工艺各系统的消防措施- 52 -4.5 事故照明及疏散指示标志的设置- 53 -7、5 职业安全与卫生- 54 -5.1 工程概况- 54 -5.1.1 工程概述- 54 -5.1.2 工程性质- 54 -5.2 设计依据及标准- 54 -5.3 生产过程中职业危害因素的分析- 55 -5.4 本工程对各种危害因素采取的主要防范措施- 55 -5.4.1 噪声控制措施- 55 -5.4.2 防雷伤措施- 56 -5.4.3 防机伤、电伤、烫伤措施- 56 -5.4.4 防暑降温防湿措施- 57 -5.4.5 安全通道- 57 -5.5 职业安全卫生机构- 57 -6 资源和能源耗用与条件- 58 -6.1 厂址- 58 -6.2 主要气象资料- 58 -6.3 地震烈度- 58、9 -6.4 化学药品供应- 59 -6.5 水源情况- 59 -6.6 电源情况- 59 -6.7 余热利用及节能- 59 -6.7.1 余热利用- 59 -6.7.2 节约及节能- 60 -6.8 节约用水- 61 -7 生态环境影响分析- 62 -7.1 环境保护设计采用的标准- 62 -7.2 污染物分析- 62 -7.3 污染控制措施- 63 -7.3.1 生产废水处理- 63 -7.3.2 粉尘治理- 63 -7.3.3 噪声治理- 64 -7.3.4 废热利用- 64 -7.4 绿化- 64 -7.5 环境管理及监测- 64 -7.6 对环境的减排作用- 65 -7.6.1 减少9、粉尘的对外排放- 65 -7.6.2 降低废气对外排放温度，减少热污染- 65 -7.6.3 相对于燃煤电站，减少CO2、SO2、NOx的排放- 65 -8 经济及社会效益分析- 66 -8.1 投资估算- 66 -8.1.1编制范围- 66 -8.1.2各主要工艺系统设计方案- 66 -8.1.3投资估算编制原则- 66 -8.1.4投资估算编制的依据- 66 -8.1.5其他有关问题- 67 -8.1.6工程建设投资- 67 -8.1.7投资构成分析- 68 -8.1.8投资估算表- 68 -8.2 财务评价- 76 -8.2.1概述- 76 -8.2.2资金筹措- 77 -8.2.3费用10、与效益估算- 79 -8.2.4财务分析- 82 -8.2.5 财务评价结论- 86 -8.3 社会效益- 95 -9 工程建设招标安排- 96 -10 结论与建议- 97 - 110 -Joes garden is more interesting. He has made neat paths and has built a wooden bridge over a pool. I like gardens too, but I do not like hard work. Every year I enter for the garden com1 项目简介1.1 项目概况针对四川省某某11、水泥有限公司的具体情况，为贯彻落实国务院关于加强节能工作的决定和“十一五”十大重点节能工程实施意见精神，在对国家及四川省资源综合利用的产业政策进行认真的学习和研究，同时在对国内现有的资源综合利用电站、水泥窑低温余热发电站的系统和技术进行了综合调研的基础上，为了实施可持续发展战略和执行资源综合利用政策，同时保证水泥生产能够顺利进行，根据企业现有生产规模、技术条件，并综合考虑在现有的一条3200t/d新型干法水泥生产线窑头、窑尾余热资源，建设一套低温余热电站。以达到充分利用熟料生产线排放的废热资源，降低生产成本，提高企业经济效益之目的。公司委托某设计院完成该项目的设计研究工作。工程名称：某有限公司12、16MW纯低温余热电站工程。1.2 项目建设单位情况四川省某某水泥有限公司位于华蓥山中段西侧的桂兴镇，始建于1996年，前身为四川省某某(集团)有限公司,该公司破产改制后由四川省某公司购买,于2002年7月获得成立,注册资金：3000万元。工厂利用国家发展企业的各项优惠政策，积极争取资金进行了三次较大规模的扩建和改造，使企业从小到大，由弱到强，逐步发展壮大为广安市的中型企业，现拥有二条311m机械化立窑水泥生产线，年设计水泥生产能力为20万吨。公司现有员工近250人，固定资产6000万元，占地9.8万平方米。四川省某某水泥有限公司历经二十几年水泥生产经营管理工作，一贯坚持以质量为基础，以市场为13、导向的经营原则，奉行质量第一，信誉至上，以良好的经济效益为宗旨，依靠科学的管理，促进了企业的健康、持续、稳定发展，其生产规模及经营业绩已跃身于广安市工业企业“五十强”、“建材企业十强”、四川省金属矿物制品业工业企业“30强”、四川省工业企业最佳经营业绩“300强”之列，成为广安区经济发展的龙头企业，广安市重点骨干企业，曾多次被省、市、区表彰为“先进企业”，是农业部命名的“全面质量管理达标企业”，省级相关部门授予“基础管理一级企业”、“质量管理一级优胜企业”、“计量二级合格单位”、“重合同守信用企业”。“华桂”牌水泥是经多次表彰评选的“四川省群众喜爱商品”、“质量连续多年无投诉产品”、“质量信得14、过产品”。“华桂”牌商标于2000年被审核认定为广安市首届知名商标，产品远销遂宁、南充、达州、广安一带，产品供不应求。该公司在抓好生产经营的过程中，环境治理工作也从未放松过，抽出专人组成环境治理小组，组织相关工程技术人员到省内外环保治理设备厂家、环保设备使用厂家进行实地考察选型。从1996年至2000年先后投入200多万元购买了高压静电除尘器10台、布袋除尘器4台，旋风除尘器3台，对破碎机、烘干机、磨机等粉尘排放口以及其粉尘排放点进行了除尘治理。2002年7月21日四川省工业产品生产许可证换发审查领导小组对工厂现有生产工艺过程、产品平质量进行了严格审查，以全市机立窑总评分第一的成绩审查合格。215、005年再次投入240万元，对二台机立窑排出的烟尘进行了水膜除尘治理，经监测达到了合格排放。公司总投资400多万元，对环境进行了治理，并达到了合格排放烟尘。公司为响应国家水泥产业结构的调整和环保政策，实现工厂的可持续发展，提出了综合利用广安火电厂废渣实施3200t/d新型干法水泥生产线的建设，同步淘汰落后的机立窑水泥生产线，在原料配料、水泥配料中综合利用广安火电厂废渣粉煤灰。粉煤灰在原料配料中作为铝质校正原料，在水泥中作为混合材料使用，并利用电厂脱硫石膏作为水泥粉磨的缓凝剂，大大减少广安火电厂粉煤灰废渣堆放的占地土地，降低广安火电厂粉煤灰废渣对周边环境的固体废弃物污染程度，并利用烧成系统产生的16、余热进行发电，努力使该工程成为绿色环保工程，实现区域内循环经济的发展。1.3 项目提出的必要性和意义1.3.1 资源综合利用随着我国人口的不断增加和经济的快速发展，资源相对不足的矛盾将日益突出，寻找新的资源或可再生资源，以及合理的综合利用现有的宝贵资源将是我国今后如何确保经济可持续发展的关键所在。为此，早在1996年国务院就制定并出台了一系列开展资源综合利用的政策，倡导要将资源开发与节约并举，并把节约放在首位，一切生产、建设、流通、消费等各个领域，都必须节约和合理利用现有的各种资源，千方百计减少资源的占用和消耗。开展资源合理利用，是我国的一项长期的重大技术经济政策，也是我国国民经济和社会发展中17、一项长远的战略方针，对于节约资源、改善环境状况、提高经济效益，实现资源的优化配置和可持续发展具有重要的意义。人类生存和社会发展进步所必须依赖的石油、煤炭、水等均属于资源的范畴，均属于全人类、全社会所必须予以保护和合理利用的资源领域。为贯彻落实国务院转批国家经贸委等部门关于进一步开展资源综合利用意见的通知 （国发【1996】）等文件的精神，国家经贸委于2000年7月下发了关于印发资源综合利用电厂（机组）认定管理办法的通知，该办法适用于全国所有的资源综合利用电厂（机组）。该管理办法中明确指出：资源综合利用电厂（机组）是指利用余热、余压、城市垃圾、煤矸石（石煤、油母页岩）、煤泥等低热值燃料生产电力、18、热力的企业单位。对于以工业余热、余压为工质的资源综合利用电厂，应依据产生余热、余压电厂的装机容量，并且特别指回收利用工业生产过程中产生的可利用的热能及压差进行发电的企业。1.3.2 循环经济的兴起利用水泥生产过程中的余热建设电站后，电站的产品电力将回用于水泥生产，这套系统在回收水泥生产过程中产生的大量的余热的同时，又减少了水泥厂对环境的热污染以及粉尘污染，这将给企业带来巨大的经济效益。这套系统是一个典型的循环经济的范例。循环经济的思想萌芽兴起于20世纪60年代，到了80年代，人们的认识经历了从“排放废物”到“净化废物”再到“利用废物”的过程。到了90年代，特别是可持续发展战略成为世界潮流的近几19、年，源头预防和全过程治理替代末端治理成为国家环境与发展政策的真正主流，人们在不断的探索和总结的基础上，提出了以资源利用最大化和污染排放最小化为主线，逐渐将清洁生产、资源综合利用、生态设计和可持续消费等融为一套系统的循环经济战略。循环经济内涵是一种“促进人与资源的协调与和谐”的经济发展模式，它要求以“减量化 再利用 再循环”（3R）为社会经济活动的行为准则，把经济活动组织成一个“资源 产品 再生资源”的反馈式流程，实现“低开采、高利用、低排放”，以最大限度利用进入系统的物质和能量，提高资源利用率，最大限度地减少污染物排放，提升经济运行质量和效益。“减量化、再利用、再循环”是循环经济最重要的实际操20、作原则。2004年9月28日至29日，国家发展改革委在北京召开全国循环经济工作会议。会议作了题为“贯彻和落实科学发展观，大力推进循环经济发展”的报告。会议指出，循环经济是一种以资源的高效利用和循环利用为核心，以“减量化、再利用、再循环”为原则，以“低消耗、低排放、高效率” 为基本特征，符合可持续发展理念的经济增长模式，是对“大量生产、大量消费、大量废弃”的传统增长模式的根本变革。发展循环经济有利于形成节约资源、保护环境的生产方式和消费模式，有利于提高经济增长的质量和效益，有利于建设资源节约型社会，有利于促进人与自然的和谐，充分体现了以人为本，全面协调可持续发展观的本质要求，是实现全面建设小康社21、会宏伟目标的必然选择，也是关系中华民族长远发展的根本大计。会议指出，要在五个环节加快推进循环经济的发展。在资源开采环节，要大力提高资源综合开发和回收利用率；在资源消耗环节，要大力提高资源利用率；在废弃物产生环节，要大力开展资源综合利用；在再生资源产生环节，要大力回收和循环利用各种废旧资源；在社会消费环节，要大力提倡绿色消费。1.3.3 开展节能活动2006年7月26日，国家发改委在北京召开全国节能工作会议，各省、自治区、直辖市等主管节能工作的领导参加了会议。国家发展改革委指出，近年来随着经济规模的不断扩大，中国对能源的需求在持续较快增加，这已成为制约经济社会发展的瓶颈。缓解能源瓶颈制约的根本出22、路是坚持开发与节约并举，节能优先的方针，大力推进节能降耗，提高能源利用效率。为了强调当前节能工作的重要性，国家发改委在会议现场与三十个省、自治区、直辖市及新疆生产建设兵团和十四家中央企业负责人签订了节能目标责任书。中国财政部在会上表示，财政部要调整完善现有的税收政策，择机出台有利于节能的优惠措施。包括：考虑将节能设备作为享受企业所得税优惠政策的对象之一，鼓励节能设备推广使用；鼓励环保和节能相结合。中央财政将根据节能工作的需要，着重从节能产品生产、节能设备的应用、节能技术研发推广等方面入手，适时研究制定相应的税收优惠政策。这次会议预示着中国节能工作全面展开。1.3.4 理想的CDM项目为了应对温23、室气体排放对全球气候变化带来的严重影响，20多年来，人类社会进行了坚持不懈的努力。1997年12月在日本东京通过的京都议定书是这种努力的里程碑式的极其重要的成果。在联合国气候变化框架公约之下，世界各国最终签署了具有法律约束力的京都议定书，规定在2008年到2012年的第一个承诺期内，工业发达国家必须将二氧化碳排放总量在1990年排放总量的基础上减少5.2%；发展中国家在此期间不承担减排义务，而且可以将本国实现的减排量出售给发达国家，换取资金与技术，再用于国内的环境保护事业，促进发展中国家的可持续发展，这就是京都议定书所设计的“清洁发展机制（简称CDM-Clean Development Mec24、hanism）”的精髓。CDM是京都议定书第12条所建立的发达国家与发展中国家之间的一种国际合作机制。京都议定书所设计的CDM包含双重目的：帮助发展中国家实现可持续发展；帮助发达国家实现其减排承诺。CDM规定发达国家通过提供资金和技术的方式，与发展中国家开展项目级的合作，将项目所实现的“核证减排量（CERs）”用于发达国家缔约方完成他们在议定书中的减排承诺。CDM被普遍认为是一种“双赢”的机制：发展中国家通过合作可以获得资金和技术，有助于实现自己的可持续发展，发达国家可以大幅度降低其在国内实现减排所需的高昂费用。清洁发展机制为发达国家实现减排承诺提供了另一种可行的途径。在全球范围内无论哪里进行25、减排，效果都是一样的，但是在发展中国家实现减排所需的成本与难度相对更低一些。CDM模式的主要内容是，发达国家可以在发展中国家的项目中投入资金、技术，帮助其减少温室气体的排放量，然后向发展中国家购买其排放量，这样发达国家就能以比较低的成本完成减排承诺。CDM在发达国家和发展中国家之间创造了一种商机，使温室气体的减排量可以作为商品在国际市场上进行交易，发展中国家可以通过CDM项目获得一定的资金和较先进的技术。本电站建成后，每年可减少大量的CO2排放。是一个很好的CDM项目。随着科学进步合经济水平的持续发展，我国水泥工业的建设规模和节能技术水平有了长足的进步，水泥工业的生产建设规模由1000t/d、26、2500 t/d快速发展到5000t/d、8000t/d、10000t/d。水泥熟料热耗已由原来的46006700kJ/kg.cl降低到30003300kJ/kg.cl，甚至可以达到3000 kJ/kg.cl以下，即使如此，水泥生产过程中仍然还有大量的350以下的中、低温余热仍不能被充分利用，由其所造成的能源浪费依然惊人。水泥生产过程中有窑头熟料冷却机和窑尾余热器排掉的350以下废气，其热量约占水泥熟料烧成系统总耗热量的35%38%，甚至更高。而利用日益成熟的资源综合利用技术，可大量回收和充分利用中、低品位的余热用以发电、制冷、采暖或热电联供，已经成为目前国内水泥工业节能降耗的有效途径。本余热27、电站建成后，可大量回收和循环利用水泥窑废气，提高水泥线的整体资源利用水平，为资源的绿色消费贡献力量。1.4 项目的技术条件支持国外纯低温余热发电技术从20世纪60年代末期即开始研制，到70年代中期，无论是热力系统还是装备都已进入实用阶段。此项技术的应用到80年代初期达到了高潮，尤其是日本，此项技术较为成熟，不但在本国二十几条预分解窑熟料生产线上得到应用，并且出口到台湾、韩国等一些国家和地区。他们开发研制的余热锅炉及中、低品位蒸汽汽轮机，经数十几个工厂多年运转实践证明，技术成熟可靠并具有很大的灵活性。1996年日本新能源产业株式会社（NEDO）向我国安徽宁国水泥厂赠送一套6480kW的纯中、低温28、余热电站设备，余热电站的工程设计、开发、技术转化由国内科研机构承担，目前已投入运行。2003年4月，国产设备的纯低温余热电站在上海万安集团金山水泥厂1200 t/d四级预热器水泥熟料生产线正式投入运行，该电站装机2500kW，正常发电功率19002100kW，吨熟料发电量3840kWh，接近同类电站的国际先进水平。2005年6月，国产设备的纯低温余热电站在浙江小浦众盛水泥有限公司2500 t/d五级预热器水泥熟料生产线正式投入运行，该电站装机3000kW，正常发电功率为32003300kW，吨熟料发电量达到3032kWh，使得2500 t/d五级预热器水泥熟料生产线纯低温余热发电达到一个崭新的29、技术水平。2005年7月，全国产装备的纯低温余热电站在浙江煤山众盛建材有限公司5000t/d五级预热器水泥熟料生产线正式投入运行，该电站装机6000kW，正常发电功率为63006500kW，吨熟料发电量达3032kWh，谱写了 5000t/d五级预热器水泥熟料生产线进行低温余热发电的又一新篇章。2005年9月国产设备的纯低温余热电站在浙江三狮有限公司2500t/d5000t/d五级预热器水泥熟料生产线正式投入运行，该电站装机3000kW6000kW，正常发电功率1000kW，吨熟料发电量达3133kWh，该厂每天因发电的建设而净利润12余万元，预计2.5年回收电站建设的全部投资。这些余热电站的30、相继建成及投产，收到了良好的经济效益与社会效益，在大幅度降低水泥生产成本的同时也为国家节约了能源，保护了环境，为可持续发展战略做出了贡献。2 建设项目概况2.1 建设项目范围及内容 根据四川省某某水泥有限公司综合利用广安电厂废渣实施2500t/d新型干法水泥生产线技改工程可行性研究报告以及与某某水泥有限公司领导和相关专业技术人员沟通协商，本项目设计的范围如下：一条3200t/d水泥窑窑头冷却机废气余热锅炉；一条3200t/d水泥窑窑尾预热器废气余热锅炉；16MW汽轮发电机系统；锅炉补给水处理系统；电站循环水系统；站用电系统；电站自动控制系统；电站室外汽水系统；电站相关配套的通讯、给排水、照明等31、辅助系统。2.2 项目可行性研究报编制依据四川省某某水泥有限公司提供的有关本项目的基本资料；国家有关水泥设计及发电设计的法律、法规、技术规范、规定；国家相关的产业政策等。2.3 主要设计原则及指导思想总体技术方案要求在本工程实施时不能影响熟料生产线的正常生产，在此前提下项目建议书中电站总体技术方案的设计遵循“安全保障、稳定可靠，技术先进，降低能耗，节约投资”的原则，具体指导思想如下：（1）在安全保障为原则下，余热发电的投产不影响水泥生产系统的正常运行。（2）以稳定可靠为前提，采用经实践证明是成熟、可靠的工艺和装备。（3）在稳定可靠的前提下，提倡技术先进，要尽可能采用先进的工艺技术方案，以降低发32、电成本和基建投入费用。（4）尽可能利用公司现有设备、设施并尽最大可能利用余热。（5）生产设备原则上采用国内优质产品。（6）余热电站的动力控制和过程控制采用计算机控制系统，达到高效、节能、稳定生产、优化控制的目的，并且最大程度地减少操作岗位定员，以降低成本。2.4 热力系统及装机方案2.4.1 可利用余热条件因缺少部分烟气资料，参考国内同等规模的水泥生产线废气参数，待收集完整资料后再做进一步修改，本工程3200t/d生产线余热条件如下：（1）窑尾预热器出口废气参数如下：风量：203650m3/h(标况)，温度：325210（排出的废气考虑用于生料烘干），具有约3136104kJ/h的热量；（2）33、窑头冷却机中部出口废气参数如下：风量：142500 m3/h(标况)，温度：36090，具有约5134.2104kJ/h的热量。上述窑头、窑尾两部分被利用的废气余热量约为8270.2104kJ/h。注：如果水泥线在电站建设前先建成，应对运行状态下的水泥窑头窑尾烟气进行标定，从而更准确的核定装机容量；如果水泥线在电站建设前未建成，水泥厂应提供准确的烟气参数，从而更准确的核定装机容量。2.4.2 热力系统及装机方案设计原则（1）充分利用该公司的生产线窑头熟料冷却机及窑尾预热器废气余热；（2）本余热电站的建设及生产运行应不影响水泥生产系统的生产运行；（3）本余热电站的系统及设备应以成熟可靠、技术先进34、节省投资、提高效益为原则，并考虑目前国内余热发电设备实际技术水平；（4）烟气通过余热锅炉收集下来的窑灰回收并用于水泥生产以达到节约资源及环境保护的目的。2.4.3 热力系统及装机方案确定2.4.3.1 装机方案的确定根据目前国内纯余热发电技术及装备现状，结合水泥窑生产线余热资源情况，本工程装机方案采用纯低温余热发电技术。用于余热利用的汽轮发电机的特点是以汽定电，所以要求带负荷的能力可在较大范围内波动，尤其是发电机的选型要考虑能超过设计发电量的15%左右。目前市场上可用于中低温纯余热发电系统的汽轮发电机有两种：一种为单压系统的低参数凝汽式汽轮机，另一种为混压系统（即双压系统）。相较与单压系统，35、双压系统的设计运行更为复杂，初投资大，但系统热效率较高，发电量大。本项目为原有3200t/h水泥生产线的配套工程，余热发电主要为水泥生产用电，提高余热发电量可减少业主网上购电的压力，降低生产成本。故此本项目选用双压系统。当汽轮机排汽压力为0.007MPa，汽轮机内效率为78%，发电机效率98%的条件得到（汽轮机厂提供参数），经比较双压系统的发电功率最高，可达到5278kW，此方案中：（1）窑头余热锅炉根据废气参数计算，窑头余热锅炉可生产12.734t/h1.6MPa320高压过热蒸汽，3t/h0.4MPa190低压过热蒸汽；（2）窑尾余热锅炉根据废气参数计算，窑尾余热锅炉可生产12.16 t/36、h1.6MPa320过热蒸汽；（3）汽轮机组以上两台余热锅炉产生的高压过热蒸气并入汽轮机房的主蒸汽母管，除去管线的压力及温度损失混合为24.894 t/h1.5MPa310过热蒸汽，其焓值为3080.88kJ/kg，作为汽轮机进汽，AQC余热锅炉低压过热蒸汽除去管线压力及温度损失为3t/h0.3MPa180过热蒸汽；排气压力0.007MPa（目前国内低压汽轮机的排气压力）的湿蒸汽，排气焓约为2162.63 kJ/kg，有效焓降为918.52kJ/kg，因此该条水泥生产线余热锅炉所生产的蒸汽共具有约平均5278kW的发电能力。根据以上参数，确定装机方案为：1台6MW补汽式凝汽轮发电机组（25 t37、/h1.5MPa310；3t/h0.3MPa180）1台窑头余热锅炉（13t/h1.6MPa320；3t/h0.4MPa190）1台窑尾余热锅炉(12t/h1.6MPa320)。2.4.3.2 热力系统根据上述装机方案，为满足生产运行需要并达到节能、回收余热的目的，结合水泥生产工艺条件，热力系统方案确定如下：在窑头冷却机中部废气出口设置窑头余热锅炉。为减轻锅炉磨损，在窑头余热锅炉前设置了惯性沉降室。窑头余热锅炉分三段设置，其中段为高压蒸汽段，段低压蒸汽段为，段为热水段。在窑尾余热器废气出口设置窑尾余热锅炉。窑尾余热锅炉只设置段蒸汽段。窑头余热锅炉段生产的12.734t/h参数1.6MPa32038、高压过热蒸汽窑头余热锅炉段生产的3t/h参数0.4MPa190低压过热蒸汽，窑头余热锅炉段生产的180左右的热水28.4 t/h，其中16t/h的热水提供给窑头余热锅炉段，另外12.4t/h的热水作为窑尾余热锅炉给水；窑尾余热锅炉生产的12.16t/h参数1.6MPa320过热蒸汽作为主蒸汽进入汽轮机做功，做功后的乏汽通过冷凝器冷凝成水，凝结水经凝结水泵送入锅炉给水泵为窑头余热锅炉段提供给水，从而形成完整的热力循环系统。热力系统具体方案详见电站原则性热力系统图。上述方案的配置，可以使电站运行方式灵活、可靠，能很好地与水泥生产配合，可最大限度的利用余热以及减少热排放。上述方案的特点如下：（1）窑39、头余热锅炉根据3200t/d熟料生产线窑头冷却机废气排放温度的分布，在满足熟料冷却及工艺用热的前提下，采取中部取风，从而提高进入窑头余热锅炉的废气温度，在缩小窑头余热锅炉体积的同时增大换热量，并且提高整个系统的循环热效率。该锅炉采用两段受热面，最大限度地利用了窑头熟料冷却机废气余热。窑头余热锅炉段为高压蒸汽段，生产1.6MPa320的高压蒸汽,窑头余热锅炉段为低压蒸汽段生产0.4MPa190的低压蒸汽, 窑头余热锅炉段为生产180左右的热水,作为窑头余热锅炉蒸汽段及窑尾余热锅炉的给水。（2）窑尾余热锅炉窑尾余热锅炉为蒸汽锅炉，生产1.6MPa320的蒸汽，当水泥窑窑尾气温波动时，相应的窑尾余热40、锅炉的产汽量可随之发生变化，保证排出的烟气满足熟料生产线的烘干要求。（3）汽轮机汽轮机为国产低压补汽式凝汽轮机，额定功率为6MW。主汽参数：1.5 MPa310，排汽压力0.007MPa，汽轮机转速为3000r/min，调速系统为电液控制。（4）为了保证电站事故不影响水泥窑生产，余热锅炉均设有旁通烟道，一旦余热锅炉或电站发生事故时，可以将余热锅炉从水泥生产系统中解列，不影响水泥生产的正常运行。（5）余热锅炉为立式锅炉，具有占地面积小，漏风量小的特点，有利于提高余热回收率。（6）由于窑头废气粉尘粒度较大，在窑头余热锅炉废气入口采用设置惯性沉降室，使废气中较大颗粒分离下来，以减轻熟料颗粒对窑头余热41、锅炉的冲刷磨损，提高锅炉的使用寿命。以上各项措施已经在众多工程中应用，并取得了较好的效果，因此该技术是成熟，可靠的。2.4.4 主要设备电站主要设备选型见下表：序号设备名称及型号数量主要技术参数、性能、指标16MW凝汽式汽轮机1型号：BN61.5型制定功率：6MW额定转速：3000r/min主要门前压力：1.5MPa主汽门前温度：310排汽压力：0.007 MPa26MW发电机1额定功率：6MW额定转速：3000r/min电压：10.5kV3窑尾余热锅炉1入口废气量：203650Nm3/h入口废气温度：325出口废气温度：210蒸汽参数：12t/h-1.6MPa-320给水参数：12.4t/h42、-180布置方式：露天4窑头余热锅炉1入口废气量：142500 Nm3/h入口废气温度：360出口废气温度：90高压蒸汽段参数：13t/h-1.6MPa-320低压蒸汽段参数：3t/h-0.4MPa-190热水段出水参数：28.4 t/h-180给水参数：28.4t/h-42布置方式：露天5锅炉给水泵2流量：35t/h扬程：350mH2O6惯性沉降室1入口废气量：150000Nm3/h入口废气温度：360（短时420）压力损失：400Pa7真空除氧器及水箱1除氧器处理水量：28.4t/h除氧器工作压力：0.008Mpa除氧器水箱水量：15m38凝结水泵2流量：31 t/h扬程：65mH2O9凝43、汽器1冷却面积：1000m2冷却水量：2835t/h10桥式起重机1起重量：20/5t2.4.5 主要参数指标发电装机MW6平均发电功率MW5.278年运行h7000年发电量104kWh3694.6电站自用电率%7.8年向水泥厂供电104kWh3406.4水泥厂年减少向电网购电量104kWh3236.1线损按5%计算小时吨熟料余热发电量kWh/tcl39.6年节约标准煤量t11616年减少CO2t29203年减少SO2t476.26年减少NOxt289.232.4.6 车间布置（1）主厂房主厂房由汽轮发电机房及电站控制室、高低压配电室、化学水处理等几部分组成，布置在水泥生产线烧成系统的北侧的空44、地上，占地24m21m。这样可以使主蒸汽管道长度变短，减少主蒸汽沿途的温降及压降，提高发电能力。汽轮发电机房占地为21m14m，双层布置，0.000平面为辅机平面，布置有给水泵，汽轮机凝汽器及供油系统等，7.000平面为运转层，汽轮机及发电机布置在此平面。为了便于检修，汽机间内设平梁起重机1台，跨距12.5m，起重量16t，轨顶标高15.00m。高、低压配电室、电站控制室布置在汽轮发电机房的一侧，占地为10m7m，双层布置。高，低压配电室布置在0.000平面，电站控制室布置在7.000平面。（2）窑尾余热锅炉窑尾余热锅炉布置于增湿塔旁边，采用露天布置,占地10m6m,运行平面为5.000的平台45、，窑尾余热锅炉输灰装置布置在室外0.00m。（3）窑头余热锅炉窑头余热锅炉及惯性沉降室布置于熟料生产线窑头厂房南侧的空地上，采用露天布置，占地26m7m。窑头余热锅炉运行平面为5.000m平面，惯性沉降室布置在5.000平面上，输灰装置、汽水取样器、排污扩容器、加药装置等布置在0.000平面。2.4.7 电站室外管线室外汽水管线主要有：由窑头余热锅及窑尾余热锅余热锅炉至汽轮发电机房的主蒸汽管道；由汽机房去窑头余热锅余热锅炉的给水管道，以及由窑头余热锅炉至窑尾余热锅余热锅炉的给水管道。管道敷设方式：管道采用架空敷设，并尽量利用厂区现有的建筑物或构筑物做管道的支吊架以减少占地面积和节省投资。管道保46、温及油漆：管道保温采用岩棉管壳和岩棉板，管道按照设计规范和规定设计（DL/T5054-1996）。2.4.8 炉灰处理本工程为低温余热发电，当熟料生产线窑头及窑尾废气经余热锅炉后，采用FU拉链机将窑头余热锅炉及惯性沉降室收下的窑灰送回到熟料输送系统，采用螺旋输送机将窑尾余热锅炉收下的料灰送回到生料输送系统。2.4.9 水泥工艺系统改造由于余热锅炉设置于水泥生产最重要的管道上，一旦发生事故(如锅炉爆管,粉尘堵塞等)将影响水泥生产的正常运行。为防止这种情况发生，余热锅炉废气管道及发电系统汽水管道均考虑了应急处理措施。（1）窑头余热锅炉为了避免影响正常的水泥生产，对窑头余热锅炉也采取了如下措施:a.47、 保留原来的废气管道，在该管道上设旁通阀，一旦锅炉发生事故，开启旁通阀使原废气管道畅通，保证水泥生产正常进行。b. 发电系统汽水管路考虑了将窑头余热锅炉从发电系统中解列出来的措施。c. 窑头余热锅炉废气入口采用惯性沉降室处理，将部分粉尘收集下来，减少进入窑头余热锅炉的入口含尘浓度，以减轻熟料颗粒对锅炉的冲刷磨损，延长锅炉的使用寿命。（2）窑尾余热锅炉为了避免影响正常的水泥生产，对窑尾余热锅炉也采取了如下措施：a. 保留原来的废气管道，在该管道上设旁通阀，一旦锅炉发生事故，开启旁通阀使原废气管道畅通，使熟料生产线能够正常进行。b. 发电系统汽水管路考虑了将窑尾余热锅炉从发电系统中解列出来的措施。48、2.5 循环冷却水系统本工程是利用公司现有一条3200 t/d水泥生产线的窑头、窑尾余热建设16MW余热电站。电站年运转率7000h。2.5.1 设备冷却用水量根据水泥线窑头、窑尾产生的蒸汽品质及蒸汽量、汽轮发电机的汽耗和冷却倍率计算确认冷却水量如下:凝汽器冷却水量: 2030m3/h 冷油器冷却水量: 80 m3/h空冷器冷却水量: 80 m3/h其他设备冷却水量: 2 m3/h循环冷却水总量: 2192 m3/h 2.5.2 设备冷却水系统方案本工程采用循环供水系统(见XT-F1005K-S01-给排水系统流程图)。循环冷却水系统包括循环冷却水泵站、冷却构筑物、循环水池及循环水管网。该系统49、运行时，循环冷却水泵自循环水池抽水送至各生产车间供生产设备冷却用水，冷却过设备的水(循环回水)利用循环水泵的余压送至冷却构筑物，冷却后的水流至循环水池，供循环水泵继续循环使用。为确保该系统良好、稳定的运行，系统中设置了加药和旁滤设备。2.5.3 循环冷却水系统设备选型机组运行期间，循环水量因室外气象条件的变化而变化，根据机组所在地的气象条件和本工程的冷却用水量，建设场地的特点，循环冷却水泵拟采用2台单级双吸卧式离心泵；冷却塔拟采用组合逆流式机械通风冷却塔。冷却塔的进出水温差按10计算，为便于循环水量的分配，并考虑冷却塔和循环水泵运行的经济性和可靠性，循环冷却水系统中设备选型如下：序号设备名称及50、型号数量主要技术参数、性能、指标1循环冷却水泵型号：KQSN400-N192流量:9431965 m3/h扬程:2916m电机功率:132KW2组合式玻璃钢机械通风冷却塔型号： BNGZ-25001冷却水量:2500 m3/h进出水温差:10风机功率：90KW3盘式过滤器 1产水量:150 m3/h4阻垢剂加药装置1加药量:0100L/h5杀菌剂加药装置1加药量:030L/h2.5.4 循环水系统布置循环水泵设置在循环水泵房内，临近冷却塔布置，循环水泵站平面尺寸为15m7m。冷却塔平面尺寸约为13.2m13.2m，塔下设循环水池，水池容积约550m3，占循环总水量25%。2.5.5 系统损失水51、量与补充水量蒸发风吹渗漏水量: 32.7 m3/h排污水量: 14 m3/h损失水量: 46.7m3/h间接循环利用率为97.7%左右。循环水系统需补充水量为46.7m3/h。2.5.6 技术指标根据公司的供水情况和循环水给水水质要求，循环冷却水处理系统主要技术指标如下:年消耗原水量： 3.36105m3/a年消耗缓蚀阻垢剂： 10t/a年消耗杀菌剂： 10t/a2.6 化学水处理2.6.1 概述本工程余热电站中的余热锅炉属于低压蒸汽锅炉。为满足锅炉及机组的正常运行，锅炉给水指标应满足工业锅炉水质 (GB1576-2008)低压锅炉水质标准要求。2.6.2 水量的确定给水在锅炉内不断蒸发浓缩，52、超过规定标准时蒸汽的品质就会恶化，影响锅炉的安全运行，因此要不断地把浓缩的炉水从汽锅中含盐浓度较高地段的水面引出，同时要不断地给锅炉补水，以满足锅炉稳定、正常地运行。机组正常运行时，电站汽水系统补水量为3m3/h，故障及调试阶段最大7m3/h 。化学水处理系统生产能力按10 m3/h 进行设计。2.6.3 化学水处理系统方案因缺少水质资料暂按常规地下水设计，待收集到水质全分析后再对工艺做进一步修改。按照常规地下水，为了满足余热电站锅炉给水水质标准，化学水处理方式拟采用“过滤软化+反渗透”系统(参见XT-F1005K-H01-化学水系统流程图)。处理流程为：自厂区生活、消防管网送来的水进入清水箱53、，由清水泵将水送至多介质过滤器，经过钠离子交换器最后经过反渗透系统脱盐，出水达标后进入除盐水箱，再由除盐水泵将除盐水送至汽轮发电机房供机组使用。出水水质达到：硬度2umol/L。本工程无酸碱系统，化水车间排水无需处理，直接排至水泥厂区排水系统。为控制锅炉给水的含氧量，减少溶解氧对热力系统设备的腐蚀，采用真空除氧的方式。汽轮发电机房设有真空除氧器，软化水经除氧后，含氧量0.05mol/L。锅炉汽包水质的调整，是采用药液直接投放的方式，由加药装置中的加药泵向余热锅炉汽包投加磷酸盐溶液来实现的。2.6.4 水处理设备选型序号设备名称及型号数量主要技术参数1清水泵 型号：KQW65/185-7.5/254、2流量:16.428 m3/h扬程:4640 m2机械过滤器型号：GY-14002产水量:15.4 m3/h3钠离子交换器型号：JNL100250A2产水量:15.4 m3/h4反渗透系统1产水量:10 m3/h回收率60%出水指标: 硬度2umol/L5除盐水泵型号：IS50-32-1602流量:7.515 m3/h扬程:34.330.6 m6钠离子再生系统17反渗透清洗系统18清水箱1容积:30 m36除盐水箱1容积:30 m32.6.5 化学水处理系统布置本期不单独设化学水处理车间，水处理设备布置于主厂房内扩建端，原水箱和除盐水箱布置于主厂房外。2.6.6 技术指标根据该公司的供水情况和55、锅炉给水水质要求，化学水处理系统主要技术指标如下：年消耗原水量: 3.6104m3/a年产软水量: 2.16104 m3/a年消耗NaCl: 40t/a年消耗98%Na3PO412H2O： 10t/a2.7电气 2.7.1电站接入系统根据装机容量为6MW余热电站的拟建情况，为确保新建电站的生产运行及管理的合理与顺畅，在新建余热电站汽轮发电机房一侧拟建余热电站站用高低压配电室。 拟建电站的发电机机端电压为10.5kV，电站10 .5kV母线为单母线接线方式。总降压变电站的10.5kV母线采用单回电缆线路进行联络。在发电机出口断路器处设置同期并网点。电站与电力系统并网运行。另外，为保证电站正常运行56、，从生产线电力室引一路400V/500A保安电源。由于总降压变电站10.5kV母线带有水泥生产线全部负荷，在不改变总降原有供电、运行方式及水泥生产线正常运行的前提下，发电机发出的电量将全部用于全厂负荷。即拟建余热电站的发电机机端电压为10.5kV，电站10.5kV母线均采用单母线接线方式。发电机组经电缆线路与厂区总降压站10.5KV母线（配电所）进行联络。余热电站与现有电力系统实现并网运行，运行方式为并网电量不上网。在发电机出口开关处及电站侧联络线开关处均设置并网同期点。 本项目接入系统最终方案应以当地电力部门沟通后出具的“接入系统报告”中接入系统方案为准。电站运行以并网不上网，自发自用为原则57、。2.7.2 余热发电系统电气配置（1） 余热系统电压等级发电机母线电压 10.5kV高压配电电压 10.5kV低压配电电压 0.4kV辅机电压 0.38kV照明电压380V/220V操作电压直流或交流220V检修照明电压36V/12V(2)主接线方式 本工程选用发电机出口电压10.5kV，通过真空开关柜直接与余热发电系统10kV发电机母线相连，发电机采用静止可控硅励磁系统。 本工程采用准同期并列方式并入水泥厂内10.5kV母线运行。本工程设同期点设在，发电机与本工程10.5kV母线相连的发电机出口断路器。（3） 变压器选择根据计算负荷，同时考虑余热发电运行的经济、可靠性，余热电站选择工作变压58、器一台，接于发电机母线段。正常工作时，工作变压器供厂用锅炉和汽轮机辅机用电，在厂变低压侧设置保安段，油泵、盘车关系到汽轮机安全运行的重要负荷由保安段供电，保安段由两路电源供电，一路来自电站厂用变低压侧，另一路由水泥生产线电力室低压侧提供作为应急电源，亦当工作变压器维修或故障时，保安段切换至水泥生产线电力室低压供电。正常运行时工作变压器的负荷率为80%。2.7.3直流系统直流系统的负荷（包括正常工作负荷和事故负荷），考虑投资、维护和管理费用，余热发电系统设独立的直流系统，供控制、保护用，设充电装置一套，直流分流屏一套。根据计算本工程直流容量为200AH。2.7.4启动电源余热发电系统的启动电源，59、由水泥厂降压站通过水泥厂 10.5KV母线（配电所）联络倒送至发电机母线，通过厂用变压器降压提供。2.7.5主要电气设备选型和原则2.7.5.1电气设备选型（1） 10.5kV高压配电设备选用KY28A-12高压开关柜；（2） 400V低压配电选用MNS抽屉式低压配电屏；（3） 控制台选用KGT控制盘；（4） 励磁控制柜由发电机厂家成套供货。2.7.5.2电气设备选型原则1、仪器、仪表各种温度、压力变送器原则上选择国内知名品牌产品，特殊区域误差值要求较高的区域需选用进口产品。2、振动测试是主机设备关键的检测装置，应选用进口产品进入DCS系统作为检测，汽机速度、轴瓦温度也需考虑在内。3、其它各保60、护柜、发电机励磁系统随设备成套配置的，要求在订货合同上明确选择最新的高标准产品。4、通信配置：由电站到指挥中心敷设20芯的电话电缆，满足电站各地的通信联络；敷设一根光缆满足电站操作室、办公室的工作需要。5、照明配置：照明要考虑到事故停电的应急照明系统，厂房、车间照明需选用深度亮度高的灯具；6、视频监控配置：发电机、汽轮机、水泵车间、煤粉车间、主厂房等配置视频监控系统，同时利用光缆传输到指挥中心的监视系统上。2.7.6二次线、继电保护、自动装置根据余热发电的特点，将采用机、电、炉集中的控制方式，10.5kV母线设备、汽轮发电机、余热锅炉及其他电站用辅机将在中央控制室进行集中控制。测量仪表按电气装61、置测量仪表设计技术规程的规定设计。保护配电及厂用电自动装置按电力装置的继电保护和自动装置设计规范装设，10kV开关柜继电保护均采用微机型综合保护测控装置，通过通讯网络连接，采用后台机集中监控系统对余热电厂电力系统进行监视和控制，实现遥测、遥信、遥控、遥调等功能。发电机的继电保护系统及控制：发电机继电保护l 发电机纵联差动保护；l 发电机复合电压启动过流及过负荷保护；l 发电机定子接地保护；l 发电机转子一点、两点接地保护。发电机控制l 发电机控制集中在中央控制室；l 发电机励磁系统采用可控硅励磁装置，具有电压自动调节功能；l 发电机同期系统采用自动，对发电机运行设有工作、警告、事故的信号；l 62、汽轮机事故停机时，通过连锁装置使发电机主断路器自动跳闸；l 发电机运行故障时，通过联锁装置给汽轮机热控进行处理；l 监控发电机系统的运行参数，设发电机电压、电流、功率回路监视，中央信号报警等。本期工程配置带同期闭锁的微机型自动同期装置，同期点为发电机出口开关和10.5kV联络开关。2.7.7过电压保护及接地2.7.7.1过电压保护（1）雷电过电压保护根据交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T620-1997的有关要求及电厂的实际情况，主厂房为钢筋混凝土结构，屋顶为钢制结构，锅炉为钢制结构，可利用主厂房钢制屋顶、余热锅炉的钢柱、屋顶避雷带作为接闪器，利用建筑物基础内钢筋作接地体来防止直击雷。63、当基础接地极不能满足要求时另外增加人工接地极。（2）侵入雷电波保护采用电缆进线的保护层一端直接接地，另一端采用保护间隙接地，同时采用在发电机出口装设阀型避雷器、在发电机10.5kV母线装设阀型避雷器和静电电容器来限制侵入雷电波、母线振荡、感应所产生的过电压。(3)内过电压保护采用在配电装置装设过电压吸收装置作为内部过电压保护，同时采用避雷器作为内部过电压的后备保护。采用电容器增大对地电容以消除谐振过电压的生成。2.7.7.2接地本工程10.5kV高压系统为小电流接地系统，0.4kV低压系统中性点直接接地，采用高压和低压设备共用接地装置，根据规范接地电阻要求R120/I10，其中I为流经接地装置64、的入地短路电流。本工程电力部分共用一个电力接地网，电力接地网由水平接地体和垂直接地极组成。垂直接地极采用50镀锌钢管，长度为2.5m；接地体应防止腐蚀。2.7.8 照明和检修汽机房、控制室、高、低压室照明系统设正常照明和事故照明网络；正常照明网络由低压室MCC供电。事故照明网络正常时由380/220V动力中心供电，事故时交流电消失，将自动切换到保安电源供电。同时在主要通道及出入口将设应急指示灯。辅助车间正常时由低压室MCC供电，事故时采用应急灯作为事故照明。主厂房的检修网络由低压室MCC供电，其它辅助车间则就近引接。汽机房照明采用气体放电灯和白炽灯照明相结合的方式，锅炉本体采用防水白炽灯具，控65、制室、高低压室均采用荧光灯。2.7.9其他控制2.7.9.1辅助车间控制辅助车间电气设备的控制一般采用就地硬接线控制方式。2.7.9.2火灾探测报警控制系统火灾探测报警控制系统对电厂火灾进行监测，对消防及灭火设施的运行情况进行监控，向值班人员发出报警。 2.7.10通 讯本设计范围负责厂内通信，系统通信由电力局负责。在主控制室安装一部市电信局电话，作为与电力局调度室电力调度使用。另装一部厂区内线工作电话。2.8 热工控制（热工自动化）2.8.1基本原则为确保电热炉厂纯低温余热发电系统的安全、可靠、稳产，机组采用分散控制系统监控运行，系统的保护和联锁均采用分散控制系统完成。整个纯低温余热发电系统66、热控可分为余热锅炉系统、化学水处理系统、循环水系统和汽机系统、四个部分，采用计算机对其自动测量、控制和报警，并对重要参数辅以仪表控制和手动操作。控制采用LCD屏幕显示以分散微机控制器为主并配置少量必要的常规监视仪表。对工艺生产过程的参数实时控制及信号采集等控制功能，全部由分散控制系统完成。工程师站作为工程师和程序员编程用。重要参数的控制采用调节器和电动执行器两种调节方式。（1） 余热锅炉系统可分为分离汽包水位控制、烟风档板调节、主蒸汽压力控制及系统操作等四个部分。可以自动监测和控制分离汽包水位、压力，主蒸汽的温度和压力，同时可手动操作风门、排空阀、紧急放水阀和主汽阀等设备。（2） 汽机系统分为67、汽机负荷调节、热井水位控制、汽机保护及系统监测等四个部分。可以根据锅炉产汽量调节汽机负荷，控制热井水位；在凝汽真空低、润滑油压低、汽机超速、轴瓦温度超温及发电机跳闸等情况下自动关闭主汽门，保护汽轮机；并可以检测汽机转速、凝汽真空度、主蒸汽流量、凝结水流量、轴瓦温度、发电功率和发电量等参数。2.8.2设备配置（1） 集散控制系统整个余热发电系统采用集散控制系统自动监测、控制。本工程设置DCS机柜两台来完成锅炉和汽机系统的操作、控制和监视。DCS根据当前的发展选择性能价格比最优的配置，并为今后构成全厂管理系统预留接口。DCS主干线采用100M工业以太环网，介质采用冗余光缆，主干网通过网络交换机与机68、柜DPU联接。新系统预留在扩建接口，实现与电热炉生产线DCS联网通讯功能。DCS的主要功能：检测生产过程工艺参数和机电设备状态，实现余热发电系统中的工艺设备参数检测、调节、起停和故障连锁停机。主要包括数据采集和处理系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）、保护和报警系统等(2)控制室配置控制室配计算机操作员站三台。为保证准确性和安全性，对各变送器和计算机采集板用高性能电源逐台配送24VDC。（3） 现场设备现场就地安装的温度采用标准PT100热电阻和K分度热偶信号、压力变送器采用420mA信号，自动化仪表与检测装置选用性能稳定、故障率低的产品，提高现场仪表的可靠性，引入69、控制室电缆配以可靠屏蔽电缆，并以专用桥架与电力电缆隔开布置。2.8.3主要控制系统锅炉水位控制：采用三冲量给水自调节，根据锅炉上锅筒水位、蒸汽流量、给水流量，自动调节给水调节阀开度，实现连续上水，以维持锅炉上锅筒水位在正常范围内。热井水位控制除氧器压力控制除氧器水位控制2.8.4保护和安全连锁锅炉及相关系统部分：锅炉给水压力低报警、启备用泵锅炉出口蒸汽压力高报警锅炉出口蒸汽压力低报警锅炉出口蒸汽温度高、低报警锅炉汽包水位保护：水位高（低）一值报警，水位高二值开紧急放水门，高（低）三值停炉，恢复至低一值关紧急放水门除氧器设高低水位报警。疏水箱设高水位启泵、低水位停泵及高、低水位报警。汽机部分：主70、蒸汽压力高、低限报警主蒸汽温度低降负荷、报警凝汽器真空高降负荷、报警、停机射水抽汽器入口水压力低报警凝结水泵出口压力低报警润滑油压低报警润滑油压低报警、停机及润滑油压0.08MPa时润滑油泵自启滤油器进出口压差高报警主油泵出口油压低报警及油压3360rpm汽机危急遮断器不动作；主油泵故障；调节系统异常；油箱液位突然降低至最低液位以下；润滑油压0.015Mpa盘车电机停止。2.8.5原则及控制方案为了使纯低温余热电站处于最佳运行状态，节约能源，提高劳动生产率，本工程拟采用技术先进、性能可靠的集散型计算机控制系统（简称DCS系统）对各车间（除化学水处理车间外）进行分散控制、集中管理。2.8.6控制71、设备及一次仪表选型为保证整个控制系统的先进性和可靠性，拟选用DCS系统实现对过程参数的采集、监视、报警与控制。对于关键性的检测和控制元件选用进口设备或国内引进技术生产的优质产品。选用的一次仪表设备有：智能化系列压力/差压变送器；温度检测仪表元件；锅炉汽包水位等电视监视系统。2.8.7系统配置及功能设置于电站的计算机系统（DCS）由现场级及中央控制级组成。计算机系统配置详见计算机系统配置方案图。1.现场级根据电站的特点，在位于汽轮机房运转层的电站中央控制室内设置I/O模件机柜，采集所有来自现场的开关量和模拟量信号并输出驱动信号。现场级完成电动机顺序逻辑控制、工艺过程参数的检测与监控，以及PID串72、级、多变量复杂控制等。2.中央监控级中央监控级设1个工程师工作站和五个监控操作站（锅炉二套，汽机二套、电气一套），由监控管理计算机、液晶显示器和打印机等组成。监控操作站的功能包括： 具有动态参数的热力系统及工艺流程图显示； 电动机开/停操作和运行状态显示； 棒形图显示； 历史趋势曲线的显示； 调节回路的详细显示及参数修正； 报警状态的显示； 报警状态及运行报告的打印等。2.8.8应用软件用于电站的DCS系统应用软件是实现现场级和中央监控级功能的重要文件。应用软件包括逻辑控制软件和过程控制软件。1.逻辑控制软件对电站所有电动机、电动阀，根据液晶显示器显示的热力系统图，通过键盘操作，完成组启、组停73、紧停复位、逻辑联锁等控制。2.过程控制软件为保证整个电站运行工况的稳定，共设有5个自动调节控制回路。本系统是一个控制功能分散控制、集中监视和管理的控制系统，电站中控室取消了常规模拟仪表盘和模拟流程图，代之以大屏幕彩色图形显示器，更便于运行人员监视与操作，同时大大缩小了中控制室的建筑面积。此外系统中还采用了面向过程的语言，硬件均为模块化，使整个系统的操作与维护更加简便。为防止数据丢失和电源干扰，系统采用不间断电源（UPS）供电，保证了运行的可靠性。2.8.9自控线路和接地一次检测元件、变送器至现场站之间的连接导线及直流信号线均选用对屏总屏的计算机专用屏蔽电缆，热电偶至I/O模件柜的连接导线选用74、补偿导线。开关量信号线选用交联控制电缆，DCS控制系统各设备之间的连接电缆随设备成套供货。电缆线路均敷设在电缆沟或带顶盖的电缆桥架内，并尽可能与电力电缆分开敷设。当由于条件所限信号电缆与动力电缆同架敷设时，必须用分隔板隔开。引出电缆沟或电缆桥架后导线须穿钢管暗配或明配。接地系统的接地质量对计算机系统及自动化设备的防干扰能力至关重要。现场站应设置屏蔽接地母线，用专设电缆与屏蔽接地母线相连接，信号电缆屏蔽层在箱盘一端接至屏蔽接地母线。计算机系统的接地装置及接地阻值按供货设备的要求设置。仪表箱盘金属外壳单独接至电气保护接地母线上。2.9 建筑及结构2.9.1 建筑设计2.9.1.1 抗震设防烈度依据75、中国地震动峰值加速度区划图（GB18306-2001图A1）及建筑抗震设计规范（GB50011-2001）和业主提供的某某水泥有限公司2500t/d熟料新型干法旋窑生产线工程岩土工程勘察报告（勘察号：2009-04-12），抗震设防烈度为6度，设计基本地震加速度值为0.05g。2.9.1.2 建筑设计原则（1）建筑设计在满足防雨、防尘、防噪声、保温的前提下，建筑的围护结构可适当开敞（窑头余热锅炉、窑尾余热锅炉）；这样做的同时也降低土建造价节省投资。在满足环保要求的条件下应尽量与附近原有厂房的建筑形式相协调。同时建筑设计力求形体简洁明快、造型美观、风格协调，努力创造良好的空间环境和具有现代特色的76、建筑群体。（2）建筑设计中严格执行现行的国家设计规范、规定及“环境保护、火力发电厂设计规范、规定”等行业标准，注意做好防火、防水、防潮、通风、散热、劳动安全、工业卫生等技术措施。2.9.1.3 建筑构造（1）屋面：为了与周围水泥厂建筑物保持协调一致，本工程建筑屋面采用无组织排水。钢筋混凝土屋面采用冷施工防水材料SBS卷材防水，局部采用刚性防水。需要隔热的屋面采用水泥聚苯板保温层或架空隔热层。（2）墙体：框架填充墙采用当地轻质砌块，砖混结构的承重墙采用普通烧结砖。主厂房（包括汽轮发电机房、中央控制室）由于空间变化比较大，体型复杂，各部分对防火、防暴、防噪音等有较高要求。中央控制室与汽轮发电机房用77、普通烧结砖防火墙及中空防火玻璃隔栅分隔。厂房设独立混凝土楼梯，用普通烧结砖防火墙分隔。（3）地、楼面：生产建筑及辅助生产建筑采用水泥砂浆面层或混凝土地面，水泥砂浆面层楼面。洁净度要求较高的建筑可采用地砖地、楼面。（4）门、窗：生产建筑一般采用钢门、窗。辅助生产建筑根据需要可采用铝合金或塑钢门、窗。有隔声或防火要求的房间采用隔声或防火门、窗。主厂房中汽轮发电机房采用大面积钢窗，以满足采光、防爆、通风要求：中央控制室采用塑钢玻璃窗，门采用丙级防火门（0.6h）。（5）楼梯、栏杆: 生产建筑和辅助生产建筑，根据其不同的使用要求采用钢筋混凝土楼梯或钢梯。主厂房设独立混凝土楼梯间，中央控制室设室外疏散钢78、梯。主厂房汽轮发电机层采用不锈钢防护栏杆，其余各部位的防护栏杆均采用钢管栏杆。（6）地坑防水：一般均为浅地坑，按防潮处理。（7）内、外墙面粉刷：建筑物外墙面均做外粉刷。内墙面根据不同的使用要求作粉刷或喷大白浆。2.9.2 结构设计2.9.2.1工程地质拟建厂址位于广安市广安区桂兴镇，该建设场地为南北走向的溶蚀侵蚀槽谷山地，根据业主提供的某某水泥有限公司2500t/d熟料新型干法旋窑生产线工程岩土工程勘察报告（勘察号：2009-04-12）该建设场地无不良地质现象。中、微风化石灰岩层可作为基础持力层，可采用人工挖孔扩底桩基础形式。场区内覆盖土层在2.50m8.70m,下伏为稳定石灰岩基岩，但石灰79、岩倾角较陡（48 ），拟建场地土的类型为中软性土，确定场地类别为类。场区内地下水埋藏较深，故对建筑地基影响很小。拟建场地无不良地质现象，场地稳定，适宜建厂。2.9.2.2 结构选型（1）多层厂房：主厂房（包括汽轮发电机房、中央控制室）采用钢筋混凝土框排架结构，余热锅炉采用钢架结构。（2）单层厂房：水泵房采用钢筋混凝土框架结构。（3）发电机基础、汽轮机基础采用钢筋混凝土框架结构。风机等设备基础采用大块式钢筋混凝土基础。（4）根据地质情况，汽轮发电机房、窑头窑尾余热锅炉、循环水处理等厂房采用天然地基或桩基。2.10 给排水系统2.10.1 给水系统本工程的循环水补水由厂区工业水管引入；辅助生产用水80、利用厂区现有生活给水系统，由现有生活、消防管网接入；消防给水系统利用厂区现有消防系统。（见XT-F1005K-S01给排水系统流程图）本余热电站工程耗水量如下：循环系统补水量： 46.7m3/h化学水用水量： 5m3/h辅助生产用水量： 0.4m3/h锅炉冷却器用水量 1.5m3/h消防用水量： 180m3/次本工程总用水量为： 53.6m3/h根据电站汽轮发电机房火灾危险分类为丁类，耐火等级为二级；化水车间和冷却塔火灾危险分类为戊类，耐火等级为三级。电站按同一时间内发生一次火灾、灭火历时两小时计，电站消防流量要求达到25l/s，即180m3/次。水泥厂消防按同一时间内发生一次火灾、灭火历时三81、小时计算，其消防用水量为486m3/h，由于本工程电站设在水泥厂内，消防水量能够满足本工程消防用水的要求，不增加消防用水量只考虑与原有消防管网连接。电站建设需水约53.6m3/h，考虑到未可预见水量和管网漏损等，水源地需提供53.61.263m3/h 的供水能力。2.10.2 排水系统本工程电站排水包括循环水排污、余热锅炉排水、化学水处理车间等生产废水和雨水等。循环系统排水： 18m3/h窑头窑尾余热锅炉冷却器排水： 1.5m3/h热力系统排水： 1.5m3/h化学水排水： 2.0m3/h辅助生产排水： 0.2m3/h本工程总排水量为： 23.2m3/h本工程生产过程中生产的污、废水不含有毒物82、质。循环水系统、余热锅炉排污直接排入厂区现有排水系统，或者将循环水系统排水送至水泥线增湿塔使用；其它生产排污就近接入厂区排水管网。雨水采用道路边沟排放，汇入水泥线现有雨水沟。2.10.3 供水水源本工程所在地区地下水源丰富，能满足本项目生产及生活消防用水需求，业主需确定水源具体位置，水压，水量，提供完整资料后再对厂区管线连接做进一步改动。2.11 采暖、通风及空气调节2.11.1主要气象资料气象资料见6.22.11.2 通风2.11.2.1 主要散热、散湿设备主厂房包括汽轮机房、高低压配电室及控制室，主厂房为双层布置。主要散热散湿设备为汽轮机、发电机、疏水器、各种母管、各种变压器、配电设备及各83、种电动机等。2.11.2.2 通风方式高、低压配电室考虑不少于10次/小时换气的事故通风，设置防爆型事故排风机，兼做夏季排除室内余热用，通风方式为机械排风、自然进风。考虑到水泥厂的环境，汽轮发电机房不开设天窗、其通风、排湿、排热采用机械通风。2.11.3 空气调节电站中央控制室要求室内温度(203)， 故夏季设空调器二台，以满足电器设备要求。2.11.4 采暖本项目位于四川省广安市，日平均温度16.9，不需要采暖。2.12 组织机构及劳动定员2.12.1组织机构本项目为利用一条3200t/d水泥熟料生产线余热建设一座16MW的低温余热电站。电站建成后，年发电量3694.6万kWh。由于公司现有84、机构健全，本次设计的余热电站是水泥厂的一个车间，由原有机构统一管理。本余热电站设办公室、电站岗位工，组织电站的生产活动。组织机构为董事会领导下的总经理负责制，由总经理全面负责公司的生产和经营工作。2.12.2 劳动定员本工程6MW余热电站的生产岗位定员是按发电工艺需要，采用岗位工，实行四班三运转，工作制度为每人每周工作5天，每天工作8小时，补缺勤人员按生产工人的7%配备。电站定员18人，其中生产工人16人，占88.8%，管理人员和技术人员2人，占11.11%。定员设置见劳动定员汇总表。定 员 明 细 表工作地点及工作名称每班人数合计备注余热电站1.办公室2站长11热工工程师112.电站岗位工485、44316锅炉司炉22226汽车司机11114电气运行11113化学水运行及化验1112补欠1合计182.12.3 劳动生产率电站年发电量： 3694.6万kWh全员实物劳动生产率： 179.78万kWh/人.a生产工人实物劳动生产率： 202.26万kWh/人.a2.12.4 职工培训本工程16MW与热电站，采用国产设备，但机械化、自动化程度较高，要求岗位工应具备一定的生产技能。建议大部分的生产工人在同规模的企业中进行培训。但应注意对生产人员专业知识的培训，可考虑在大专院校对部分工人进行专业知识培训。2.13 建设进度设想本工程16MW余热电站建设期包括：建设前期，施工图设计，施工安装、调试86、等阶段，初步确定从破土动工到并网发电为12个月。 时间 项目第一年1.可行性研究报告编审_2.施工图设计_3.设备采购_4.土建施工_5.设备安装_6.调试_7.并网发电_2.14 主要技术经济指标序号技术名称单位指标备注1装机容量MW62平均发电功率MW5.2783年运转率h70004年发电量104kWh3694.65年供电量104kWh3406.4电站自用电率7.8%6年少向电网购电量104kWh3236.1（线损按5%计算）7全部占地面积hm20.238全站建筑面积m210209全站劳动定员人18其中：生产工人人16管理人员人210劳动生产率（实物）全员104kWh/人.a179.78生87、产工人104kWh/人.a202.2611投资估算固定资产投资总估算万元4186.86其中：建筑工程万元603.68设备费万元1842.95安装工程万元915.96其它万元824.2712经济效益投资回收期（税前）年4.02含建设期投资回收期（税后）年4.66含建设期投资利润率%41.57发电成本元/kWh0.188税后3 建设用地及相关规划3.1 公司位置及交通建设场地位于四川省某某水泥有限公司水泥生产线厂区内。本项目厂址距广安市30km，距318国道8km，距广安成都高速公路8km，距广安火车站8km，交通运输便利。3.2 电站建设用地3.2.1 工程地质拟建厂址位于广安市广安区桂兴镇，该88、建设场地为南北走向的溶蚀侵蚀槽谷山地，根据业主提供的某某水泥有限公司2500t/d熟料新型干法旋窑生产线工程岩土工程勘察报告（勘察号：2009-04-12）该场地无不良地质现象。中、微风化石灰岩层可作为基础持力层，可采用人工挖孔扩底桩基础形式。场区内覆盖土层在2.50m8.70m,下伏为稳定石灰岩基岩，但石灰岩倾角较陡（48 ），拟建场地土的类型为中软性土，确定场地类别为类。场区内地下水埋藏较深，故对建筑地基影响很小。拟建场地无不良地质现象，场地稳定，适宜建厂。3.2.2 地基基本烈度本项目建设场地区域抗震设防烈度6度，动峰值加速度0.05g。3.2.3 建设场地概括本项目建设场地为山区坡地，89、原旧房拆除的复用地，现已基本推填平整，相对高差1.00左右；仅在ZK39、ZK40和ZK41号孔之间为台阶式的浆砌陡坎，其相对高差在12.00米左右。本项目建设地区气象条件见6.2。 3.3 电站总平面布置本工程主要包括1台窑尾余热锅炉、1台窑头余热锅炉及干扰式分离器、主厂房、循环水泵站及冷却塔等车间。根据原生产线平面布置及工艺流程要求，窑头与余热锅炉及干扰式分离器、窑尾余热锅炉分别布置在各自述料生产线烧成窑头和烧成窑尾的附近，为了降低热损耗，缩小热力管道地输送距离，汽轮发电机房布置在熟料库侧的空地上；循环水泵站及冷却塔布置在总降压站北侧，详见“XT-F1005K-Z01-电站总平面布置图”。90、 3.4 道路工程厂内道路设计以满足原燃料和成品发运及检修、消防要求为前提。道路采用市郊型道路，水泥混凝土路面。厂内主干道路面宽度为6m，车间引道宽度为4m，在人流较多的干道一侧设人行道，道路基层采用石灰土。3.5 竖向设计和雨水排除在竖向设计时， 根据工厂的现有建筑物及场地标高，合理拟定电站车间的标高。在熟料生产线建设时场地已经平整，本工程部考虑土方工程量。厂内已有布局合理的雨水沟，雨水排除有可靠保证，故电站区域不再新建雨水沟，该区域的雨水汇入工厂已有的雨水排除系统。3.6 绿化设计本工程所占场地在公司现有区域内，电站建成后为公司的一个车间，根据条件变化，结合原绿化设计方案，本工程因地制宜地91、进行绿化设计。在道路两侧种植道树及绿篱，车间（特别是主厂房）周围空地尽量种植草皮及四季花卉，充分美化环境与整个公司区域绿化协调统一。3.7 总图技术经济指标序号名称单位指标1厂区用地面积h0.232每千瓦用地面积/kw0.393厂区建筑面积10204厂区建筑系数375新建道路面积7176厂区绿化面积5747厂区绿化系数254 消防4.1 总图及交通运输（1）主厂房周围设有消防车道，主干道宽6米，次要道路宽4米；（2）各建筑物、构筑物之间距离满足防火距离要求；（3）为了便于消防车出入，整个厂区设计2个出入口。4.2 建筑物及构筑物要求汽轮发电机房的火灾危险性为丁类，耐火等级为二级，汽轮发电机房主92、体结构及维护采用阻燃材料，汽轮发电机房楼梯为独立的封闭结构，通至各层平面，坡度小于等于45度。门采用防火门，汽轮发电机房内各个控制室采用阻燃材料，耐火极限不小于1h，至少开两个门。汽轮发电机房的电缆夹层、电缆竖井火灾危险性属丙类，要求用丙级防火门，门向疏散方向开启。辅助及附属生产建筑物除其本身满足消防要求外，在建筑物室外设通至屋面的消防钢梯。建筑物内设置建筑灭火器材。4.3 电气设施防火要求4.3.1 中控室及高低压配电室的防火要求高、低压配电室设有建筑灭火器材和火灾事故排烟通风机。4.3.2 配电线路的敷设及保护消防设施配电线路的敷设应采用穿钢管敷设（包括吊顶层），禁止与燃油管路、热力管路一93、起或在同沟内敷设。4.3.3 照明灯具选型要求普通车间照明灯具按照火力发电厂和变电站照明设计技术规定要求设计。4.4 消防给水及电站各系统消防措施4.4.1 消防给水系统根据建筑设计防火规范，余热电站建成后，全厂仍按同一时间内发生一次火灾、灭火历时二小时计。厂内现有消防给水系统由生活消防水池、生活消防水泵、生活消防给水管网及室内、室外消火栓所构成。消防水池中设有消防水不被他用的措施。4.4.2 消防用水量及水压余热电站室内消防用水量为10l/s，室外消防用水量为15l/s，总消防用水量为25l/s。安装消火栓最高点处约8.1m，所需供水压力约为0.25MPa。由于公司整个厂区生活消防管网的工作94、压力不小于0.4MPa，能满足电站室内外的消防水头要求。4.4.3 发电工艺各系统的消防措施余热电站可能发生火灾和爆炸危险的部位有：汽轮机发电机房、中控室、余热锅炉等。（1）主厂房的消防主要依靠室内、外的消火栓及配置的建筑灭火器材；（2）电站控制室的消防主要依靠消火栓灭火系统及建筑灭火器材；（3）露天余热锅炉的消防主要依靠室外消火栓系统及建筑灭火器材。4.5 事故照明及疏散指示标志的设置在电站汽轮发电机房、中控室、高低压配电室等主要场所设置有火灾事故照明。在电站汽轮发电机房内的楼梯间及太平门等疏散走道上均设置疏散指示标志（安全标志灯）。为防止电缆着火和延燃，在电缆隧道内设置防火隔墙及防火门，电95、缆夹层及控制间的电缆孔。汽轮发电机房与室外电缆沟相接处的电缆孔等电缆穿越处，均采用防火堵料密封。5 职业安全与卫生5.1 工程概况5.1.1 工程概述本工程利用四川省某华锋水泥有限公司1条3200t/d熟料生产线窑尾预热器及窑头熟料冷却机废气余热生产低压过热蒸汽进行发电，发电装机为16MW。实施方案为：在一条水泥窑窑头冷却机中部废气出口与电收尘器之间设窑头余热锅炉一台，利用窑头熟料冷却机的废气余热和窑尾预热器的废气余热建设电站。两台余热锅炉产生的过热蒸汽作为汽轮机的进汽供给汽轮机用于发电。两台余热锅炉出口的废气分别回到熟料生产线收尘器，处理后经烟囱排放。5.1.2 工程性质本工程是四川某华锋水96、泥有限公司为水泥生产系统配套建设的低温余热电站，投入运行后是该公司所属的一个车间，由公司统一管理。5.2 设计依据及标准关于生产性建设工程项目职业安全监察的暂行规定劳字（1988）48号水泥工业劳动安全、工业卫生设计规定（JC10-97）小型火力发电厂设计规范（GB50049-94）工业企业设计卫生标准（GBZ1-2002）工业企业噪声控制设计规范（GBJ2001-1985）建筑设计防火规范（2006年版）（GBJ16-87）火力发电厂采暖通风与空气调节设计规范（DL/T5035-94）5.3 生产过程中职业危害因素的分析本工程设有2台余热锅炉、1套汽轮发电机组以及其它辅机设备，这些设备在运转97、过程中及锅炉放汽产生的噪声会造成工人的听力下降。设备在运转过程中有发生电伤、机伤的可能。另外余热锅炉等温度较高，如不采取措施将会危害工人的身体健康。本工程为低温余热电站工程，10kV高压的防护安全也是十分重要的。另外，锅炉及汽轮发电机组如操作不当或保护失灵，也有发生严重事故的可能。5.4 本工程对各种危害因素采取的主要防范措施5.4.1 噪声控制措施噪声是本工程产生的主要危害因素之一，因此对噪声的防治以保护岗位工人为主，对噪声较大的锅炉对空排汽口做消声处理，在汽轮发电机房设置隔声控制室，室内噪声不超过60dB(A)，达到工业企业噪声控制设计规范（GBJ2001-1985）的要求。5.4.2 防98、雷伤措施根据工厂所处地区的气象资料，本工程高度大于15m的主厂房建筑物采用设置避雷带的防雷设施。5.4.3 防机伤、电伤、烫伤措施生产设备的传动件及转动机构均设有保护罩以防机械伤害，在易发生机伤处设安全标志，在吊装孔周围及楼梯平台设置高于1.1m的防护栏及警示牌，以利安全生产。为了确保发电设备的正常运行及操作工的安全，设计中就防电伤采取了各种技术措施：高、低压系统分别设置了接地接零保护。在汽轮发电机房、化学水处理、出线小间及高、低配电室、控制室等场所均设有接地装置。通过接地干线将它们连成接地网，其接地电阻不大于4。本工程凡是由车间控制室集中控制的电动机，在控制室设有正常和事故报警的声光信号，电99、动机启动前发出声光开车信号，机旁设带钥匙的按钮盒以保证机旁检修和单机试车的安全。非联锁控制的单台电动机，其控制保护设在机旁。在锅炉、汽机房容易被烫伤的部位，做保温或防护栏，并设警示标志，提醒操作人员注意。在夏季，做好防暑降温工作，设置通风设施，降低室内温度。为防止锅炉、汽机故障或自动保护失灵而发生事故，在锅炉主蒸汽管道设有手动放汽设施，同时各主要辅机均设有备用设备，不允许超压的设备均配有安全阀及手动泄压设施。5.4.4 防暑降温防湿措施对本工程有余热产生的汽轮机房、配电室等处均采用有组织的自然通风及机械通风排除余热余湿，为了维护设备的正常运行并保证工作人员有一个良好的工作环境，在电站控制室处设100、空调装置。5.4.5 安全通道在主厂房设置二个上下楼层的安全通道，底层设二个安全门，一旦发生事故以利疏散。5.5 职业安全卫生机构根据水泥工业劳动安全、工业卫生设计规定中有关“新建、扩建、改建水泥厂应设劳动安全卫生管理机构”的规定，工厂建设时设置了职业安全卫生机构，由于本工程仅为工厂的一个车间，故不再增设职业安全卫生机构，而由工厂现有职业安全卫生机构统一管理。6 资源和能源耗用与条件6.1 厂址建设场地位于四川省某某水泥有限公司水泥生产线厂区内。本项目厂址距广安市30km，距318国道8km，距广安成都高速公路8km，距广安火车站8km，交通运输便利。6.2 主要气象资料厂区海拔高度： 361101、m平均大气压力：1000.5Hpa极端最高气压：1018.0Hpa极端最低气压：960.9Hpa年平均温度：16.9极端最高温度：40.4极端最低温度：-3.8年平均降水量：1235.7mm日最大降水量：289mm最大风速：28m/s年平均风速：0.8 m/s主导风向：北年平均降雾天：50天年平均相对湿度：83%6.3 地震烈度据建筑抗震设计规范(GB5001-2001),本场地建筑抗震设防烈度为6度,设计基本地震加速度值为0.05g。6.4 化学药品供应电站主要消耗品有氯化钠、磷酸三钠等，均由当地市场采购，汽车运输。6.5 水源情况本工程水源为地下水，余热电站用水取自厂区工业水管线，当地地下102、水源丰富能满足本项目生产及生活消防用水需求。本项目日消耗水量为1286.4t/d，水泥生产线已经建有取水泵站，能够满足本项目水量要求。6.6 电源情况熟料生产线建设时，已建有总降压变电站，在总降的10kV开关室内，预留有发电机并入总降的联络开关柜位置，发电机发出的电能，由电站厂房内的同期开关并网，通过电站侧联络开关输送至总降10kV母线。6.7 余热利用及节能6.7.1 余热利用本工程系利用四川某有限公司在建的3200t/d两条水泥熟料生产线窑尾预热器及窑头熟料冷却机废气余热联合生产低压过热蒸汽进行发电，是典型纯余热发电的节能工程。本工程设计指标如下：发电装机MW6平均发电功率MW5.278年103、运行h7000年发电量104kWh3694.6电站自用电率%7.8年向水泥厂供电104kWh3406.4水泥厂年减少向电网购电量104kWh3236.1线损按5%计算小时吨熟料余热发电量kWh/tcl39.6年节约标准煤量t11616年减少CO2t29203年减少SO2t476.26年减少NOxt289.236.7.2 节约及节能本工程在设计中合理地利用了水泥生产线的空地，锅炉的摆放在尽可能满足工艺要求的前提下，使烟风管道的长度和弯头数量尽可能地减小，这样即节约了钢材，又使整个烟风系统的阻力降低，从而使风机电耗减少，为水泥厂节约了电能；外管线方面，管道敷设采用架空敷设，并尽量利用厂区现有建筑物104、或构筑物做管道的支吊架以减少占地面积和节省投资；保温方面，汽水管道和烟风管道均有保温措施，保温采用岩棉管壳和岩棉板，大大减少了热量损失。节能方面，由于对上述几部分废气余热的综合利用的节能效应，本工程的建设投产，相当于年节约标准煤约11616t（按年运行7000h计，全国电网平均供电煤耗341g/kWh)。6.8 节约用水（1）设计中严格保证电站的供水品质，从而减少锅炉排污量，减少全厂的汽水损失；（2）对电站循环水系统排水进行处理后，回用于水泥生产线，做到水资源的综合利用。（3）设备冷却水循环使用，间接循环利用率97.6%；（4）水源补水管道、循环水泵站出水总管、各设备进口、各用水总管均设有计量105、与调节装置，加强用水管理；（5）由于本工程在3200t/d水泥生产线窑尾增设余热锅炉后，使进入水泥生产线增湿塔的烟气温度降至250以下，减少了增湿塔的喷水量约30%左右，为工厂节约了水资源。7 生态环境影响分析7.1 环境保护设计采用的标准（1）火力发电厂环境设计规定（试行）（DLGJ102-91） （2）水泥厂大气污染物排放标准（GB4915-2004）二氧化硫400 mg/m3（标况）1.2 kg/t氮氧化物800 mg/m3（标况）2.4 kg/t烟尘或粉尘50 mg/m3（标况）0.04 kg/t（3）根据污水综合排放标准（GB8978-1996），本工程废水排放标准执行一级标准：（4106、）按照工业企业厂界噪声标准（GB12348-12349-90）规定，本工程环境噪声分别执行下列标准： 厂界噪声标准类别昼间夜间60dB(A)50dB(A)区域环境噪声标准适应区域昼间夜间工业集中区65dB(A)55dB(A)7.2 污染物分析本工程对环境的污染主要是水泥窑废气通过余热锅炉后排出的粉尘、SO2以及电站少部分污水和噪声。（1）粉尘及SO2本工程排放的粉尘，主要来源于水泥窑废气通过余热锅炉的过程。对于水泥窑的环境状况，本工程没有新增粉尘及SO2。（2）噪声汽轮发电机、水泵、油泵工作时余热锅炉排气时产生噪声，其声压等级一般小于95dB(A)。（3）污水本工程16MW机组不直接生产大量废107、水，只在锅炉给水的化学水处理系统及锅炉排污、循环冷却系统排污产生废水。7.3 污染控制措施7.3.1 生产废水处理 本余热电站在生产过程中不产生有毒、有害物质及悬浮物，排出的生产废水中也不含有毒、有害物质及悬浮物，循环冷却水排水可以供水泥线增湿塔喷水降尘，其他生产废水水量很小，直接排入厂区现有排水系统，由原系统统一处理。7.3.2 粉尘治理本工程发电系统来自熟料生产线的废气经余热锅炉受热面后，有部分粉尘沉降下来，经炉灰输送系统送回熟料生产线，余热锅炉尾部烟气又回到熟料生产线，由于余热锅炉的降尘作用，从一定程度上降低了进入收尘器的废气含尘浓度，提高了收尘器的收尘效率，实际上，该发电系统的实施，使108、已经达标（50 mg/m3（标况）排放的水泥窑废气粉尘状况得到了更好的改善，起到了粉尘减排的作用。7.3.3 噪声治理 汽轮发电机工作时产生噪音的声压等级一般在95110 dB(A)之间。 本工程汽轮发电机房采用封闭厂房，少开门窗以减少噪声外溢，同时在厂房周围种植树木，使传至车间50m外的噪声均低于50dB(A)。预计工程投产后，周围环境的噪声不会有明显提高，控制室及值班室采用隔音室，以满足岗位标准要求。7.3.4 废热利用本工程是利用熟料生产线窑尾预热器及窑头熟料冷却机废气余热生产低压过热蒸汽进行发电，生产过程中降低了窑头、窑尾废气温度，进一步减小了熟料生产线对周围环境的热污染。7.4 绿化109、本工程所占场地在熟料生产线现有区域内，电站建成后为熟料生产线的一个车间，根据条件变化，结合原绿化设计方案，本工程因地制宜地进行绿化设计。在道路两侧种植行道树及绿篱，车间（特别是汽轮发电机房）周围空地尽量种植草皮及四季花卉，充分美化环境并与整个公司区域绿化协调统一，绿化面积约为电站总面积的16%。7.5 环境管理及监测本工程建成后全部在水泥厂内，本工程作为原电厂发电车间管理，因水泥厂已有较为完善的环保机构及监测机构，故不再单设环保及监测机构。7.6 对环境的减排作用本工程的实施，对现有的环境状况有一定的减排作用，具体为以下几点：7.6.1 减少粉尘的对外排放由于余热锅炉的设置，对原水泥生产工艺系110、统废气的含尘有一定的降尘作用，降低了进入原水泥生产系统除尘器的废气含尘浓度，改善了除尘器的工作条件，提高了除尘器的除尘效率，减少了粉尘的对外排放。7.6.2 降低废气对外排放温度，减少热污染由于余热锅炉对废气中热量的回收，降低了对外废气排放的温度，减少了对大气的热污染。窑头、窑尾两部分被利用的废气余热量约为8270.2104kJ/h。7.6.3 相对于燃煤电站，减少CO2、SO2、NOx的排放由于本余热电站为纯余热回收电站，不用燃烧燃料就可发电，因此相对于一般燃煤电厂来讲，每年可减少燃烧标准煤约11616t（年运行7000h计），经计算相当于减少29203t CO2、476.26tSO2、28111、9.23tNOx的排放。8 经济及社会效益分析8.1 投资估算8.1.1编制范围本项目建设规模为：16MW凝汽式气轮机发电机组112t/h窑尾余热锅炉+113t/h窑头余热锅炉。工程建设范围包括热力系统、化学水处理系统、供水系统、电气系统、热工控制系统、附属生产系统等。投资估算范围包括从项目筹建到竣工验收设计规定的全部土建工程、设备购置、安装工程及其它建设费等全部投资费用。8.1.2各主要工艺系统设计方案各主要工艺系统设计方案详见“可研报告各设计专业技术部分”。8.1.3投资估算编制原则投资估算的编制严格按照当前的有关规定、指导性政策文件和价格信息进行编制、计算和汇总。8.1.4投资估算编制的112、依据（1）项目划分：执行国家发展和改革委员会2007年发布的火力发电工程建设预算编制及计算标准。（2）工程量计算依据工程量计算依据设计方案及各相关专业提供的设计资料。国家发改委二00六年发布的火力发电工程建设预算编制与计算标准。（3） 定额套用国家发改委二00六年发布的火力发电工程建设预算编制与计算标准，电力建设工程概算定额建筑工程（2006年版）、电力建设工程概算定额热力设备安装工程（2006年6版）、电力建设工程概算定额电气设备安装工程（2006年版）。（4）材料价格装置性材料价格采用2006版发电工程装置性材料综合预算价格并按2010年一季度价格水平进行调整，安装及建筑工程中的材料价格按113、当地近期市场价进行了调整。（5 ）设备购置费设备价格参考近期同类型机组的设备招标价、向设备厂家询价及近期市场价。（6）其他费用执行国家发展和改革委员会2007年发布的火力发电工程建设预算编制及计算标准。8.1.5其他有关问题（1）基本预备费按5%计取。（2）建设投资中资本金按约50%考虑，贷款利率按5.94%计算。8.1.6工程建设投资表8.1.6-1 工程建设总投资汇总表序号项目名称总投资（万元）单位投资（元/千瓦）一工程建设投资（动态）4186.8669781工程静态投资4124.4968742建设期贷款利息62.37104二铺底流动资金20.40348.1.7投资构成分析表8.1.7-1114、 投资构成分析表（未含铺底流动资金）建筑工程费设备购置费安装工程费其它费用合计603.67 1842.95 915.96 824.27 4186.86 14.42%44.02%21.88%19.69%100.00%8.1.8投资估算表总估算表建设规模:16MW+112t/h+113t/h 单位:万元序号工程或费用名称建筑工程费设备购置费安装工程费其它费用合计比例%单位投资(元/KW)一 生产工程603.12 1842.95 915.96 3362.03 81.51 5603 (一） 热力系统453.28 964.81 572.32 1990.42 48.26 3317 （二） 燃料供应系统0.115、00 0.00 0.00 0.00 0.00 0 （三） 除灰系统0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0 （四） 化学水处理系统0.00 82.94 45.07 128.00 3.10 213 （五） 供水系统67.43 220.26 51.99 339.68 8.24 566 （六） 电气系统0.00 355.56 172.46 528.02 12.80 880 （七） 热工控制系统0.00 198.74 71.75 270.49 6.56 451 （八） 附属生产工程82.40 20.64 2.37 105.42 2.56 176 二 与厂址有关的工程0.56 0.00 0.116、00 0.56 0.01 1 三 其它工程费用565.50 565.50 13.71 942 四 基本预备费196.40 196.40 4.76 327 工程静态投资603.67 1842.95 915.96 761.90 4124.49 100.00 6874 比例%14.64 44.68 22.21 18.47 100.00 单位投资(元/千瓦)0.10 0.31 0.15 0.13 0.69 五 建设期贷款利息62.37 62.37 104 工程动态投资603.67 1842.95 915.96 824.27 4186.86 6978 比例%14.42 44.02 21.88 19.69117、 100.00 单位投资(元/千瓦)1006.12 3071.58 1526.61 1373.79 6978.09 六 铺地流动资金20.40 20.40 34 建设总投资603.67 1842.95 915.96 844.67 4207.26 7012 安装工程估算表序号项目或费用名称设备购置费安装工程费合计单位投资装置性材料安装小计元/KW一 主辅生产工程18429483 3613087 5546553 9159640 27589123 4598 （一） 热力系统9648107 1692427 4030806 5723233 15371340 2562 2 燃气-蒸汽联合系统9648107118、 1692427 4030806 5723233 15371340 2.1 余热锅炉5287966 630655 1876458 2507113 7795079 2.1.1 余热锅炉本体4756566 630655 1409292 2039947 6796513 2.1.2 余热锅炉附属设备531400 0 113308 113308 644708 2.1.3 分部试验及试运0.00 0.00 353858 353858 353858 2.2蒸汽轮机发电机组4360141 0 971341 971341 5331482 2.2.1蒸汽轮机发电机本体3746400 0 637910 637910119、 4384310 2.2.2蒸汽轮机发电机辅助设备156864 0 318875 318875 475739 2.2.3汽机其它辅机456877 0 14556 14556 471433 2.3 汽水管道0 181028 117854 298882 298882 2.4 保温油漆0 880744 1065153 1945897 1945897 （三） 化学水处理系统829377 109371 341281 450652 1280029 213 2 锅炉补给水处理系统664257 95791 288571 384362 1048619 2.1 设备664257 0 261305 261305 9120、25562 2.2 管道0 95791 27266 123057 123057 5 给水炉水校正处理165120 13580 37636 51216 216336 5.2 给水加药处理系统165120 13580 37636 51216 216336 5.2.1 设备165120 0 21929 21929 187049 5.2.2 管道0 13580 15707 29287 29287 8 管道防腐油漆0 0 15074 15074 15074 （四） 供水系统2202629 330012 189856 519868 2722496 454 1 凝汽器水冷却系统2202629 330012 121、189856 519868 2722496 1.3 循环水泵房640534 0 75551 75551 716084 1.3.1 设备640534 0 75551 75551 716084 1.4 压力水管道237626 330012 97619 427631 665257 安装工程估算表序号项目或费用名称设备购置费安装工程费合计单位投资装置性材料安装小计元/KW1.5 机力冷却塔设备1324469 0 16686 16686 1341155 （五） 电气系统3555586 1103548 621082 1724630 5280216 880 1 发电机电气与引出线223583 137232 122、55190 192422 416005 1.1 发电机电气与出线间223583 0 19924 19924 243507 1.2 发电机引出线0 137232 35266 172498 172498 2 主要变压器系统635712 0 31270 31270 666982 2.1 主变压器635712 0 31270 31270 666982 3 配电装置1044792 0 41941 41941 1086733 3.1 屋内配电装置1044792 0 41941 41941 1086733 4 主控及直流系统816622 0 52382 52382 869004 4.1 主控制室设备2665123、66 0 26081 26081 292647 4.4 远动装置181632 0 18849 18849 200481 4.5 直流系统368424 0 7452 7452 375876 5 配电系统824878 32470 105368 137838 962716 5.1 主厂房配电系统751141 0 62561 62561 813702 5.1.2 低压配电装置376319 0 30145 30145 406464 5.1.3 低压厂用变压器330240 0 4924 4924 335164 5.1.4 机炉车间电气设备44582 0 27492 27492 72074 5.2 主厂房外124、车间厂用电73736 0 34608 34608 108345 5.2.4 水处理系统厂用电31579 0 13567 13567 45146 5.2.8 冷却泵站系统用电42157 0 21041 21041 63198 5.5 全厂行车滑线0 2470 2129 4599 4599 5.7 设备及构筑物照明0 30000 6070 36070 36070 5.7.1 锅炉本体照明0 20000 3360 23360 23360 5.7.3 构筑物照明0 10000 2710 12710 12710 6 电缆及接地0 906651 323292 1229942 1229942 6.1 电缆0125、 902351 316944 1219294 1219294 安装工程估算表序号项目或费用名称设备购置费安装工程费合计单位投资装置性材料安装小计元/KW6.1.1 电力电缆0 537200 138470 675670 675670 6.1.2 控制电缆0 245159 42287 287445 287445 6.1.3 电缆辅助设施0 106424 123696 230121 230121 6.1.4 电缆防火0 13568 12491 26059 26059 6.2 接地0 4300 6348 10648 10648 6.2.1 厂区防雷接地0 4300 6348 10648 10648 7126、 通信系统10000 27195 11639 38834 48834 7.1 行政与调度通信系统10000 27195 11639 38834 48834 （六） 热工控制系统1987384 363867 353671 717537 2704922 451 1 主厂房内控制系统及仪表1987384 0 152541 152541 2139925 1.1 主厂房内控制系统及仪表206400 0 9226 9226 215626 1.2 机、炉、电机组控制系统499488 0 72879 72879 572367 1.4 现场仪表及执行机构1281496 0 70436 70436 1351932127、 3 电缆及辅助设施0 363867 201130 564996 564996 3.1 电缆0 135546 83460 219006 219006 3.2 电缆辅助设施0 28935 30369 59304 59304 3.3 其他材料0 199386 87301 286687 286687 （七） 附属生产工程206400 13862 9858 23720 230120 38 2 附属生产安装工程206400 0 0 0 206400 2.1 试验室设备206400 0 0 0 206400 2.1.4 电气试验室206400 0 0 0 206400 4 消防0 13862 9858 2128、3720 23720 4.1 消防设备及管道0 13862 9858 23720 23720 建筑工程估算表序号项目或费用名称设备费土建工程费合计技术经济指标单位数量指标一 主辅生产工程53103 5978049 6031152 元/KW6000 1005 （一） 热力系统50103 4482736 4532839 元/KW6000 755 1 主厂房本体及设备基础50103 4482736 4532839 元/m39546 475 1.1 主厂房本体50103 3915038 3965141 1.1.1 基础结构0 602209 602209 1.1.2 框架结构0 1433427 1433129、427 1.1.3 运转层平台0 50458 50458 1.1.4 地面及地下设施0 278623 278623 1.1.5 屋面结构0 462910 462910 1.1.6 围护及装饰工程0 802624 802624 1.1.9 集中控制室建筑0 123685 123685 1.1.10 给排水0 33062 33062 1.1.11 采暖、通风及除尘50103 91685 141788 1.1.12 照明0 36356 36356 1.4 设备基础0 567698 587404 1.4.3 余热锅炉基础0 254188 254188 1.4.4 汽轮发电机基础0 307848 307130、848 1.4.5 附属设备基础0 25368 25368 （四） 供水系统0 674266 674266 元/KW6000 112 2 循环冷却水系统0 674266 674266 2.2 循环水泵房0 296445 296445 元/m3840 353 2.2.1 一般土建0 286545 286545 2.2.2 采暖、通风0 7330 7330 2.2.3 照明0 2571 2571 建筑工程估算表序号项目或费用名称设备费土建工程费合计技术经济指标单位数量指标2.3 冷却塔0 377820 377820 2.3.1 冷却塔水池底板及基础0 377820 377820 (六） 附属生产工131、程3000 821048 824048 元/KW6000 137 5 厂区性工程3000 821048 824048 5.1 厂区道路0 404950 404950 5.3 厂区管道支架0 200694 200694 5.4 厂区沟道、隧道0 60277 60277 5.5 室外给排水3000 155127 158127 二 与厂址有关的工程0 5564 5564 元/KW6000 1 厂区施工区土石方工程0 5564 5564 其它工程费用估算表单位:万元序号项目或费用名称编制依据及计算说明费率估算值1建设场地征用及清理费0.00 2项目建设管理费92.81 2.1建设项目法人管理费(建筑工132、程费+安装工程费)*费率2.45%37.23 2.2招标费(建筑工程费+安装工程费+设备购置费)*费率0.28%9.42 2.3工程监理费(建筑工程费+安装工程费)*费率2.65%40.27 2.4设备监造费设备购置费*费率0.32%5.90 3项目建设技术服务费216.87 3.1项目前期工作费勘测设计费*费率0.00%0.00 3.2设备成套技术服务费设备购置费*费率0.30%5.53 3.4勘察设计费156.33 3.4.1勘察费国家发改委工程勘察设计收费标准41.64 3.4.2设计费国家发改委工程勘察设计收费标准114.70 3.5设计文件评审费可研设计文件评审费+初步设计文件评审费133、30.00 3.6项目后评价费（建筑工程费+安装工程费）*费率0.15%2.28 3.7工程建设监督检测费22.73 3.7.1工程质量监督检验费（建筑工程费+安装工程费）*费率0.16%2.43 3.7.2特种设备安全检测费0.5元/KW0.50.30 3.7.3环境检测检验费20.00 4分系统调试及整套启动试运费208.38 4.1分系统调试费按照电力行业调试定额执行112.85 4.2整套启动试运费按照电力行业调试定额执行87.76 4.3施工企业配合调试费安装工程费*费率*1.0350.82%7.77 5生产准备费27.43 5.1管理车辆购置费设备购置费*费率0.00%0.00 5134、.2工器具及办公家具购置费(建筑工程费+安装工程费)*费率0.42%6.38 5.3职工培训及提前进厂费(建筑工程费+安装工程费)*费率*0.52.77%21.05 6大件运输措施费20.00 合计565.50 8.2 财务评价8.2.1概述（1）项目概况本项目是四川省某某水泥有限公司3200t/d孰料水泥生产线废气余热发电工程，由四川省某某水泥有限公司建设和经营，是本项目的财务分析主体。本项目设计规模为16MW+113/h+112/h，发电机组设备按年利用7000小时计算，年平均发电功率为5.278MW，年发电量3694.4104，电站自用电率7.8%，线损率5%，水泥厂年减少购电量3236135、.1104kWh。（2）经济效益评价依据本项目的经济效益分析与评价是按照国家发改委与建设部联合发布的建设项目经济评价方法与参数及国家现行财税政策、会计制度等相关法规的有关规定，根据本项目的技术方案、产品方案、建设条件及建设工期等具体情况，通过对项目投入与产出的各种经济因素进行分析、计算，从而对项目建设的经济效果进行客观、科学和公证的评价。（3）经济效益评价的内容、方法及采用的价格体系本评价首先研究和预测选取了必要的基础数据进行成本费用估算、销售收入和相关税费估算，编制了相关辅助性报表。对项目融资前和融资后的盈利能力进行分析，并根据筹资方式对项目的偿债能力进行评价。本财务评价采用固定价格体系，以136、建设期初年为基准年。（4）计算期计算期包括建设期和生产经营期。本项目建设期为1年，生产经营期15年，项目计算期为16年。（5）电价本项目为水泥厂自备电站，所发电量除电站自用电外全部供给水泥厂。目前水泥厂向电网够电价为0.63元/KWh（含税）。8.2.2资金筹措（1）项目建设资金筹措方案项目建设投资4186.86万元。其中静态投资4124.49万元，建设期贷款利息62.37万元。建设投资中资本金占48.35%，为2024.49万元；债务资金占51.65%，为2162.37万元。建设投资在建设期全部投入。（2）流动资金筹措方案流动资金采用分项详细估算法估算，项目正常生产年流动资金需用额为70.0137、0万元。流动资金估算表表8.2.2-1单位：万元序号项 目最低周转天数周转次数生产期生产负荷()100.00 一流动资产68.78 1应收帐款30.00 12.00 27.91 2存货12.95 燃料30.00 12.00 0.00 材料30.00 12.00 9.24 其他3.72 小计12.95 3现金30.00 12.00 27.91 二流动负债0.78 应付帐款30.00 12.00 0.78 三流动资金68.00 其中：自有资金20.40 银行借款47.60 流动资金中资本金占30%，为20.40万元，债务资金占70%，为47.60万元。流动资金在经营期第一年投入全部投入。（3）项目138、总资金本项目总资金为4254.86万元（建设投资+流动资金）。其中资本金总额为2044.89万元（建设投资资本金+流动资金资本金），占建设总投资（建设投资+铺底流动资金）的48.60%，占项目总资金（建设投资+流动资金）的48.06%。债务资金总额为2209.97万元（建设投资贷款+流动资金贷款），占项目总资金（建设投资+流动资金）的51.94%。（4）项目总资金使用计划表8.2.2-2 项目总投资使用计划与资金筹措表序号项目建设期生 产 经 营 期合计123-16一总投资1建设投资4186.86 4186.86 其中:建设期贷款利息62.37 62.37 2流动资金投入68.00 68.00139、 合计4186.86 68.00 4254.86 二资金筹措1自有资金2024.49 20.40 2044.89 用于固定资产投入2024.49 2024.49 用于流动资金20.40 20.40 2借款2162.37 47.60 2209.97 长期借款2162.37 2162.37 流动资金借款47.60 47.60 其他借款合计4186.86 68.00 4254.86 8.2.3费用与效益估算（1）资产建筑工程、设备及安装工程费及工程建设其他费用中的管理车辆购置费和工器具及办公家具购置费全部形成固定资产。工程建设其他费用中的土地征用费、勘察设计费计入无形资产。工程建设其他费用中除计入固140、定资产和无形资产以外的费用均计入其他资产。工程预备费与建设期利息按其计取基数平均摊入相应资产价值。本项目固定资产原值为3627.76万元。无形资产原值为0.00万元。其他资产原值为559.10万元。（2）产品成本费用测算采用生产要素估算法估算各年总成本费用。为了估算简便，将各年生产过程中消耗的外购材料、燃料、人工工资福利以及维修费、折旧、摊销、财务费用和其它费用归类估算后分别列出。 原燃材料价格是由建设单位提供的当地现在的平均市场价格。在生产成本的核算中原燃材料及动力消耗量是根据设计指标和计算负荷计算的。 根据本地区及水泥厂现在的工资水平及企业的具体情况，计入成本费用中的人均工资为2100元人141、.月。福利费按工资总额的14%计取。折旧费是依据工业企业财务制度规定的分类折旧年限计算。建筑物及构筑物折旧年限按20年计算，残值率为5%。设备折旧年限按15年计算，残值率为5%。维修费按固定资产原值（扣除建设期利息）的2.5%计算。 管理费用中的无形资产及递延资产的摊销根据工业企业财务制度规定的摊销年限计算。无形资产按10年摊销，递延资产按5年摊销。管理费用中的办公费、差旋费等其他费用根据建设项目经济评价方法与参数的有关规定及企业的具体情况计算。经营期建设资金及流动资金贷款利息根据年初借款额计算，计入财务费用。银行存款利息冲抵财务各项支出费用。表8.2.3-1 基础数据序号名称单位指标1燃料消142、耗量万Nm3/年02燃料价元/Nm303机物料消耗元/MWh304水消耗量万m/年37.25水价元/m0.86建构筑物折旧率%4.757设备折旧率%6.338固定资产残值率%59大修基金提取率%2.510岗位定员人1811人均工资元/年.人210012福利费提取率%1413盈余公积金提取率%1014建设资金贷款利率%5.9415流动资金利率%5.416增值税率%1717增值税附加%1018所得税率%25固定资产折旧费估算表表8.2.3-2单位：万元序号项 目折旧年限2-11每年 12-16每年1建筑物20年原值650.06 650.06 折旧费30.88 30.88 净值341.28 186.143、89 2设备15年原值2977.70 2977.70 折旧费188.59 188.59 净值1091.82 148.89 3固定资产合计原值3627.76 3627.76 折旧费219.47 219.47 净值1433.11 335.78 无形资产和其他资产摊销估算表表8.2.3-3单位：万元序项目摊 销生 产 经 营 期号年 限2-67-111无形资产10原值0.00 0.00 每年摊销费0.00 0.00 净值0.00 0.00 2其它资产5原值559.10 每年摊销费111.82 净值0.00 3摊销资产原值559.10 0.00 每年摊销费111.82 0.00 净值0.00 0.00144、 表8.2.3-4 管理费用估算表序项目单位生 产 经 营 期号23-67-1112-161摊销费万元111.82 111.82 0.00 0.00 2办公费万元9.00 9.00 9.00 9.00 3差旅费万元7.20 7.20 7.20 7.20 4工会经费万元1.03 1.03 1.03 1.03 5职工教育经费万元0.78 0.78 0.78 0.78 6工伤、生育、残保等保险费万元2.38 2.38 2.38 2.38 7失业保险费万元1.03 1.03 1.03 1.03 8土地使用税万元1.40 1.40 1.40 1.40 9印花税万元0.41 0.41 0.41 0.41 145、10技术开发费万元1.22 1.22 1.22 1.22 11养老保险万元11.38 11.38 11.38 11.38 12医疗保险费万元6.21 6.21 6.21 6.21 13业务招待费万元10.19 10.19 10.19 10.19 14排污费万元0.01 0.01 0.01 0.01 15住房公积金万元1.29 1.29 1.29 1.29 16合计万元165.35 165.35 53.53 53.53 （3）销售收入（水泥厂减少购电支出）及税金增值税执行增值税条例，税率为17；城建税，按实缴增值税的7计算；教育费附加，按实缴增值税的3计算；所得税税率按25%计取；房产税、土地使146、用税、印花税、车船税等按照国家的有关规定计算，计入管理费中。销售收入、销售税金估算表表8.2.3-5单位：万元序号项目单位生 产 期备注23-16一年发电量MWh36946.00 36946.00 二年销售电量MWh32361.00 32361.00 三售电价元MWh630.00 630.00 含税价元MWh538.46 538.46 不含税价四年销售收入万元2038.74 2038.74 含税五销售税金增值税销项税万元296.23 296.23 增值税进项税万元26.29 26.29 增值税万元269.94 269.94 增值税附加万元26.99 26.99 8.2.4财务分析（1）相关基础147、数据法定盈余公积金按税后净利润的10%提取。可供分配利润按弥补以前年度亏损、提取法定盈余公积金和向投资方分配的顺序进行分配。（2）盈利能力分析a.融资前分析根据本项目特点首先对项目融资前的盈利能力分析。根据相关数据计算项目建成后可达到的总体效果。从项目投资总获利能力角度，考察项目方案设计的合理性。表8.2.4-1 融资前主要盈利能力指标汇总表指标名称单位指标值所得税后项目财务内部收益率26.29 所得税前项目财务内部收益率33.29 所得税后项目投资回收期年4.69 所得税前项目投资回收期年3.98 所得税后项目投资净现值（i=11%）万元3581.83 所得税前项目投资净现值（i=11%）万148、元5417.90 各项盈利能力指标计算详见融资前项目投资现金流量表。本项目融资前财务内部收益率所得税后为26.29%、所得税前33.29%，高于行业的基准收益率。融资前财务净现值所得税后(i=11%)为3581.83万元、所得税前(i=11) 为5417.90万元，大于零。说明项目的盈利能力高于设定折现率所要求的盈利水平。融资前投资回收期所得税后为4.69年、所得税前为3.98年，低于行业基准投资回收期，说明该项目的盈利能力较强。b.融资后分析融资后盈利能力分析是考察项目在拟定融资条件下的盈利能力，判断项目方案在融资条件下的可行性，也是比较和取舍融资方案的重要依据。表8.2.4-2 主要损益指149、标汇总表指标名称计算期合计年平均值销售收入(万元)30581.15 2038.74 总成本费用(万元)9124.58 608.31 增值税附加(万元)539.87 35.99 利润总额(万元)17002.64 1133.51 所得税(万元)4250.66 283.38 盈余公积金(万元)1275.20 85.01 可分配利润(万元)11476.78 765.12 增值税(万元)4049.03 269.94 表8.2.4-3 融资后主要盈利能力指标汇总表指标名称单位指标值所得税后项目财务内部收益率26.13 所得税前项目财务内部收益率32.77 所得税后项目投资回收期年4.66 所得税前项目投资150、回收期年4.02 所得税后项目投资净现值（i=11%）万元3567.06 所得税前项目投资净现值（i=11%）万元5353.83 资本金财务内部收益率31.32 资本金净现值（i=12%）万元3334.94 资本金净利润率41.57 总投资收益率%34.01 各项盈利能力指标计算详见融资后项目投资现金流量表、项目资本金现金流量表、融资后利润与利润分配表从融资后项目投资现金流量、项目资本金现金流量分析结果可以看出本项目融资后项目财务内部收益率为26.13%（所得税后）、32.77%（所得税前），资本金财务内部收益率为31.32%，资本金净现值（i=12%）为3334.94万元，资本金净利润率为4151、1.57%，总投资收益率为34.01%。各项盈利能力指标均高于行业一般水平。（3）偿债能力分析a.资产负债分析资产负债计算结果表明：项目投产第一年的资产负债率为31.08，负债率低于行业的合理区间。随着银行贷款的逐年偿还，资产负债率逐渐降低。各年资产负债详见资产负债表。b.借款偿还能力分析偿还贷款的资金来源包括折旧、摊销费及税后利润三个部分。经测算贷款偿还期为3.18年(含建设期1年)；利息备付率投产后第一年为8.35，高于行业最低可接受值，偿债备付率投产后第一年为1.06。随着长期借款的偿还，利息备付率、偿债备付率将逐年提高。各年利息备付率、偿债备付率详见借款还本付息计划表。（4）财务生存能152、力分析从财务计划现金流量表中可以看出，经营期各年经营活动现金流入均大于现金流出。从经营活动、投资活动全部净现金流量看，也是如此。说明该项目财务生存能力较强。（5）不确定性分析本项目经济评价所采用的数据，一部分来自测算和估算，有一定程度的不确定性。为了分析不确定性因素对经济评价指标的影响，需进行不确定性分析，以估算项目可能承担的风险，确定项目在经济上的可靠性。a.盈亏平衡分析 盈亏平衡计算详见发电成本费用估算表。 计算结果表明：盈亏平衡点从投产初期到后期呈逐年降低趋势，其主要原因是由于固定成本费用变化的影响。生产期第一年盈亏平衡点为40.57，企业经营安全率高于50%，生产期第六年后各年盈亏平衡153、点为25.46，企业经营安全率低于70%。说明本项目具有较强的抗风险能力。 b.因素敏感性分析因素敏感性分析是通过分析、预测主要因素（售价、经营成本、售电量和项目投资）发生变化时对项目经济评价指标的影响，从中找出敏感因素，并确定其影响程度。表8.2.4-4 敏感性分析表序号指标名称单位10正常情况10一售价1融资前财务内部收益率29.02 33.29 37.50 2融资前投资回收期年4.39 3.98 3.66 二经营成本1融资前财务内部收益率34.09 33.29 32.49 2融资前投资回收期年3.91 3.98 4.05 三售电量1融资前财务内部收益率29.35 33.29 37.19 154、2融资前投资回收期年4.35 3.98 3.68 四投资1融资前财务内部收益率37.35 33.29 29.93 2融资前投资回收期年3.67 3.98 4.29 从单因素敏感性分析结果可以看出，各种因素不同程度的影响财务盈利指标。其敏感性大小依次为电价、项目投资、售电量、经营成本。当产品售价下降10时，融资前财务内部收益率为29.02%，仍高于行业基准收益率。说明该项目在财务上是可以接受的、可行的。8.2.5 财务评价结论财务评价结果表明：该项目各项经济指标良好，融资前及融资后财务内部收益率均高于行业基准收平。因此，该项目从经济效益角度是可行的。融资前项目投资现金流量表 表8.2.5-1 单155、位：万元序号项目建设期生 产 经 营 期12345678910111213141516一现金流入0 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2437 1电力销售额0 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2固定资产余值330 3回收流动资金68 二现金流出4124 970 902 902 902 902 930 930 930 930 930 930 930 930 930 930 1156、固定资产投资4124 2流动资金投入68 3经营成本335 335 335 335 335 335 335 335 335 335 335 335 335 335 335 4销售税及附加297 297 297 297 297 297 297 297 297 297 297 297 297 297 297 5所得税270 270 270 270 270 298 298 298 298 298 298 298 298 298 298 三所得税后净现金流量-4124 1069 1137 1137 1137 1137 1109 1109 1109 1109 1109 1109 1109 1109 11157、09 1507 四所得税后累计净现金流量-4124 -3055 -1918 -781 356 1493 2602 3711 4820 5929 7038 8147 9256 10365 11474 12981 五所得税前净现金流量-4124 1339 1407 1407 1407 1407 1407 1407 1407 1407 1407 1407 1407 1407 1407 1805 六所得税前累计净现金流量-4124 -2786 -1379 28 1435 2842 4249 5655 7062 8469 9876 11283 12690 14096 15503 17308 七计算指标：158、所得税后所得税前1财务内部收益率：26.29 33.29 2财务净现值：i=11%3582 万元i=11%5418 万元3投资回收期：4.69 年3.98 年融资后项目投资现金流量表 表8.2.5-2单位：万元序号项目建设期生 产 经 营 期12345678910111213141516一现金流入0 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2395 1电力销售额0 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2159、039 2039 2固定资产余值336 3回收流动资金20 二现金流出4187 936 882 897 900 900 928 928 928 928 928 928 928 928 928 928 1固定资产投资4187 2流动资金投入68 3经营成本335 335 335 335 335 335 335 335 335 335 335 335 335 335 335 4销售税及附加297 297 297 297 297 297 297 297 297 297 297 297 297 297 297 5所得税236 251 265 268 268 296 296 296 296 296 29160、6 296 296 296 296 三所得税后净现金流量-4187 1103 1156 1141 1139 1139 1111 1111 1111 1111 1111 1111 1111 1111 1111 1467 四所得税后累计净现金流量-4187 -3084 -1928 -786 352 1491 2601 3712 4823 5933 7044 8155 9265 10376 11486 12953 五所得税前净现金流量-4187 1339 1407 1407 1407 1407 1407 1407 1407 1407 1407 1407 1407 1407 1407 1763 六所得161、税前累计净现金流量-4187 -2848 -1441 -34 1373 2779 4186 5593 7000 8407 9814 11220 12627 14034 15441 17204 七计算指标：所得税后所得税前1财务内部收益率：26.13 32.77 2财务净现值：i=11%3567 万元i=11%5354 万元3投资回收期：4.66 年4.02 年项目资本金现金流量表 表8.2.5-3单位：万元序号项目建设期生 产 经 营 期1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 一现金流入0 2039 2039 2039 2039 2039 2039 203162、9 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2395 1电力销售额0 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2固定资产余值336 3回收流动资金20 二现金流出2024 1988 1964 1097 903 903 931 931 931 931 931 931 931 931 931 931 1自有资金2024 20 2借款本金偿还969 1008 186 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3借款利息支付131 73 14 3 3 3 3163、 3 3 3 3 3 3 3 3 4经营成本335 335 335 335 335 335 335 335 335 335 335 335 335 335 335 5销售税及附加297 297 297 297 297 297 297 297 297 297 297 297 297 297 297 6所得税236 251 265 268 268 296 296 296 296 296 296 296 296 296 296 三净现金流量-2024 50 75 942 1136 1136 1108 1108 1108 1108 1108 1108 1108 1108 1108 1464 四计算指标164、：财务内部收益率：31.32 ；财务净现值：(i=12%)3335 万元融资后利润与利润分配表表8.2.5-4单位：万元序号项目生 产 经 营 期2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 合计1电力销售额2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 2039 30581 2生产成本501 501 501 501 501 501 501 501 501 501 501 501 501 501 501 7514 4销售税及附加297 297 297 297 297 297 165、297 297 297 297 297 297 297 297 297 4454 5销售利润1241 1241 1241 1241 1241 1241 1241 1241 1241 1241 1241 1241 1241 1241 1241 18614 6管理费用165 165 165 165 165 54 54 54 54 54 54 54 54 54 54 1362 7财务费用131 73 14 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 249 8利润总额945 1002 1062 1073 1073 1185 1185 1185 1185 1185 1185 1185 1185 1166、185 1185 17003 9所得税236 251 265 268 268 296 296 296 296 296 296 296 296 296 296 4251 10税后利润708 752 796 805 805 889 889 889 889 889 889 889 889 889 889 12752 11公积金71 75 80 80 80 89 89 89 89 89 89 89 89 89 89 1275 12可分配利润638 676 717 724 724 800 800 800 800 800 800 800 800 800 800 11477 14累计盈余公积金71 146 167、226 306 387 475 564 653 742 831 920 1009 1097 1186 1275 15累计可分配利润638 1314 2031 2755 3479 4279 5079 5879 6678 7478 8278 9078 9877 10677 11477 指标计算 资本金净利润率：41.57 总投资收益率：34.01 财务计划现金流量表（融资后）表8.2.5-5单位：万元序号项目建设期生 产 经 营 期123456789 10 11 12 13 14 15 16一资金来源4187 1344 1333 1393 1404 1404 1404 1404 1404 1404168、 1404 1404 1404 1404 1404 1760 1利润总额0 945 1002 1062 1073 1073 1185 1185 1185 1185 1185 1185 1185 1185 1185 1185 2折旧费219 219 219 219 219 219 219 219 219 219 219 219 219 219 219 3摊销费112 112 112 112 112 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4长期借款2162 5自有资金2024 20 6固定资产余值336 7回收流动资金20 8流动资金借款48 二资金运用4187 1273 1258 451 26169、8 268 296 296 296 296 296 296 296 296 296 296 1固定资产投资4187 2流动资金投入68 3所得税236 251 265 268 268 296 296 296 296 296 296 296 296 296 296 4长期借款本金偿还969 1008 186 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 三盈余资金0 71 75 942 1136 1136 1108 1108 1108 1108 1108 1108 1108 1108 1108 1464 四累计盈余资金0 71 146 1088 2224 3360 4468 5576 6684170、 7792 8900 10008 11116 12225 13333 14797 表8.2.5-6 资 产 负 债 表序项目建设期生 产 经 营 期号12345678910 11 1213 14 15 16 一资产4187 3995 3739 4350 5154 5959 6848 7736 8625 9514 10402 11291 12179 13068 13957 15181 1流动资产总额0 140 215 1157 2293 3429 4537 5645 6753 7861 8969 10077 11185 12293 13401 14845 应收帐款28 28 28 28 28 2171、8 28 28 28 28 28 28 28 28 28 存货13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 货币资金28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 累计盈余资金0 71 146 1088 2224 3360 4468 5576 6684 7792 8900 10008 11116 12225 13333 14776 2在建工程4187 3固定资产净值3408 3189 2969 2750 2530 2311 2092 1872 1653 1433 1214 994 775 555 336 4摊172、销资产净值447 335 224 112 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 二负债及所有者权益4187 3995 3739 4350 5154 5959 6848 7736 8625 9514 10402 11291 12179 13068 13957 15181 1流动负债总额48 48 48 48 48 48 48 48 48 48 48 48 48 48 48 2长期借款2162 1194 186 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3应付款1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 小计2162 1242 234 48 48 48 48 48 173、48 48 48 48 48 48 48 48 4所有者权益2024 2753 3505 4301 5106 5911 6799 7688 8577 9465 10354 11242 12131 13020 13908 15133 实收资本2024 2045 2045 2045 2045 2045 2045 2045 2045 2045 2045 2045 2045 2045 2045 2381 盈余公积金71 146 226 306 387 475 564 653 742 831 920 1009 1097 1186 1275 未分配利润638 1314 2031 2755 3479 427174、9 5079 5879 6678 7478 8278 9078 9877 10677 11477 三计算指标资产负债率()31.08 6.26 1.11 0.94 0.81 0.71 0.63 0.56 0.51 0.47 0.43 0.40 0.37 0.35 0.32 表8.2.5-7 发电成本费用估算表序项目生 产 经 营 期号234 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 合计 发电量(MWh)36946 36946 36946 36946 36946 36946 36946 36946 36946 36946 36946 36946 36946 36946 36175、946 554190 售电量(MWh)32361 32361 32361 32361 32361 32361 32361 32361 32361 32361 32361 32361 32361 32361 32361 485415 一 生产成本501 501 501 501 501 501 501 501 501 501 501 501 501 501 501 7514 1 燃料费0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0 2 机物费110.84 110.84 110.84 110.8176、4 110.84 110.84 110.84 110.84 110.84 110.84 110.84 110.84 110.84 110.84 110.84 1663 3 用水费29.76 29.76 29.76 29.76 29.76 29.76 29.76 29.76 29.76 29.76 29.76 29.76 29.76 29.76 29.76 446 4 折旧费219.47 219.47 219.47 219.47 219.47 219.47 219.47 219.47 219.47 219.47 219.47 219.47 219.47 219.47 219.47 3292 5 177、修理费89.13 89.13 89.13 89.13 89.13 89.13 89.13 89.13 89.13 89.13 89.13 89.13 89.13 89.13 89.13 1337 6 工资及福利费51.71 51.71 51.71 51.71 51.71 51.71 51.71 51.71 51.71 51.71 51.71 51.71 51.71 51.71 51.71 776 二 管理费用165.35 165.35 165.35 165.35 165.35 53.53 53.53 53.53 53.53 53.53 53.53 53.53 53.53 53.53 53.53178、 1362 三 财务费用131.02 73.47 13.61 2.57 2.57 2.57 2.57 2.57 2.57 2.57 2.57 2.57 2.57 2.57 2.57 249 1 建设贷款利息128.44 70.89 11.04 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 210 2 流动资金利息2.57 2.57 2.57 2.57 2.57 2.57 2.57 2.57 2.57 2.57 2.57 2.57 2.57 2.57 2.57 39 五 总成本费用797 740 680 669 669 5179、57 557 557 557 557 557 557 557 557 557 9125 六 经营成本335 335 335 335 335 335 335 335 335 335 335 335 335 335 335 5025 七 固定成本费用645 587 527 516 516 405 405 405 405 405 405 405 405 405 405 6838 八 变动成本费用152 152 152 152 152 152 152 152 152 152 152 152 152 152 152 2286 九 单位成本246 229 210 207 207 172 172 172 1180、72 172 172 172 172 172 172 188 十 盈亏平衡点()40.57 36.95 33.19 32.49 32.49 25.46 25.46 25.46 25.46 25.46 25.46 25.46 25.46 25.46 25.46 表8.2.5-8 借款还本付息计划表序号项目建设期生 产 经 营 期12345678910111213141516一借款余额及还本付息1年初借款余额2162.37 1193.52 185.82 0.00 2本年借款2100.00 3本年应计利息62.37 128.44 70.89 11.04 0.00 二归还借款总额1本年还本968.85181、 1007.70 185.82 0.00 2本年付息128.44 70.89 11.04 0.00 小计三还款资金来源1折旧费219.47 219.47 219.47 219.47 2摊销费111.82 111.82 111.82 111.82 3未分配利润637.57 676.41 716.82 724.27 小计968.85 1007.70 1048.10 1055.55 四计算指标利息备付率8.35 15.13 97.21 偿债备付率1.06 1.07 5.78 贷款偿还期：3.18 年8.3 社会效益随着经济发展水平和人们认识的不断提高，人们对于环境保护和资源综合利用的认识不断提高，环182、保问题、能源问题和可持续发展问题日益成为制约社会和经济发展的最重要的因素之一。本项目采用国内外先进技术、先进装备，从根本上实现了水泥工业余热有效利用的目的，节约能源的同时，也使水泥工业从“粗放型”向“集约型”转变，有力的改善了水泥工业的高能耗及高污染的情况，从而为国民经济总体可持续发展做出了努力。本工程的实施对现有环境状况有一定的减排作用，具体为以下几点：（1）由于余热锅炉的设置，对原水泥生产工艺系统废气的含尘有一定的降尘作用，降低了进入窑尾除尘器的废气含尘浓度，改善了除尘器的工作条件，提高了除尘器效率，减少了粉尘的对外排放。（2）由于本余热电站为纯热回收电站，不用燃烧燃料就可发电，因此相对于183、一般燃煤电厂来讲，每年可减少燃烧标准煤约11616t（年运行7000h计），经计算相当于减少29203t CO2、476.26t SO2和289.23t NOx的排放量。9 工程建设招标安排根据中华人民共和国招标投标法在我国境内进行的工程建设项目包括的勘察、设计、施工、监理以及工程建设有关的重要设备、材料等的采购必须进行招标与投标。招标投标活动必须遵循公开、公平、公正和诚实信用的原则。本项目的招标与投标必须遵守国家法律、有关法规可以采取公开招标和邀请招标的方式进行。本项目的招标和投标活动必须在可行性报告批准设计方案确定后在资金落实的条件下进行。本项目的招标投标的主要内容是：工程设计、施工监理、184、土建施工、设备安装、主机设备采购、辅机设备采购、电气设备采购和主要原材料采购等。10 结论与建议（1）本项目建设条件具备基本利用现有场地，因主厂房东北侧有深沟，需要业主提供本项目使用场地的勘测报告，从而鉴定主厂房区场地的安全性；生产过程中所需的药品、电力、水源供应有保障；建设资金落实；四川省某华锋水泥有限公司有一支建设、生产、经营、管理等诸方面具有经验丰富和现代意识的职工队伍。（2）项目设计严格遵循“稳定可靠、技术先进、降低能耗、节约投资”的设计原则，吸取了其他同类型、同规模项目的经验教训，为本工程的实施奠定了坚实的基础。（3）本项目为可持续发展战略做出了应有的贡献，回收了水泥生产过程中大量的185、余热，即节约了用煤，又改善了环境。（4）本项目在实施中将严格贯彻执行国家和地区对环保、劳动安全、工业卫生、计量及消防等方面的有关规定和标准，做到“三同时”。（5）财务评价表明本项目效益较好。（6）项目建议:如果水泥线在电站建设前先建成，应对运行状态下的水泥窑头窑尾烟气进行标定，从而更准确的核定装机容量；如果水泥线在电站建设前未建成，水泥厂应提供准确的烟气参数，从而更准确的核定装机容量。综上所述，本项目做到了资源综合利用、改善环境，符合国家提倡的方针政策，建设条件基本落实、技术上可行、经济效益较好，具有较好的社会效益与一定的经济效益，符合可持续发展战略思想，是一个理想的投资项目，建议上级有关主管186、部门尽快批准本项目建议书，以便进一步开展工作。目 录1 总 论11.1 项目概况11.2 建设单位概况31.3 项目提出的理由与过程31.4 可行性研究报告编制依据41.5 可行性研究报告编制原则41.6 可行性研究范围51.7 结论与建议62 项目建设背景和必要性92.1 项目区基本状况92.2 项目背景112.3 项目建设的必要性113 市场分析143.1 物流园区的发展概况143.2 市场供求现状163.3 目标市场定位173.4 市场竞争力分析174 项目选址和建设条件194.1 选址原则194.2 项目选址194.3 场址所在位置现状194.4 建设条件205 主要功能和建设规模22187、5.1 主要功能225.2 建设规模及内容266 工程建设方案276.1 设计依据276.2 物流空间布局的要求276.3 空间布局原则286.4 总体布局296.5 工程建设方案306.6 给水工程336.7 排水工程356.8 电力工程386.9 供热工程466.10 电讯工程477 工艺技术和设备方案517.1 物流技术方案517.2 制冷工艺技术方案678 节能方案分析738.1 节能依据738.2 能耗指标分析738.3 主要耗能指标计算748.4 节能措施和节能效果分析769环境影响评价839.1 设计依据839.2 环境影响评价应坚持的原则839.3项目位置环境现状849.4项目188、建设与运营对环境的影响849.5项目建设期环境保护措施849.6 项目运行期环境保护措施8610 安全与消防8710.1安全措施8710.2消防8811 组织机构和人力资源配置9211.1 施工组织机构9211.2 基建项目部的主要职责9211.3 运营管理9311.4 人员来源、要求及培训9412 工程进度安排9612.1 建设工期9612.2 工程实施进度安排9613 投资估算与资金筹措9813.1 投资估算98投资估算包括建设项目的全部工程，主要内容有：主体建筑工程、道路硬化工程、绿化工程、其他费用及基本预备费。9813.2 资金筹措9914 财务评价10214.1 评价依据及方法10214.2 基础数据与参数选取10214.3 营业收入及总成本费用估算10314.4 利润总额估算10514.5 盈亏平衡分析10514.6 财务评价10615 综合效益评价10716 招投标管理10816.1 编制依据10816.2 招标原则10816.3 招标方案10916.4 评标要点11017 结论及建议11117.1 结论11117.2 建议112