1、发电有限公司机组供热改造项目可研报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月XX项目可行性研究报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月63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 第一章 概述31.1 项目概况31.2 编制依据31.3 研究范围31.4 主要设计原则32.1 原机型参数52.2 汽机改造方案72.3 改造后机型参数82.42、 与本次改造有关的设备和管道1第三章 热负荷23.1 供热现状及规划23.2 项目基本情况63.3 本次改造机组的热负荷规划原则73.4 热力网和热网首站8第四章 工程设想94.1热力系统94.2供水系统11第五章 总平面规划布置145.1工程地质与地震及建筑结构选型145.2管道固定支架155.3过道路时采用钢桁架混凝土支柱15第六章 电 气166.1概述166.2供电电源及电压166.3负荷计算及变压器的选择176.4首站配电装置布置及设备选型:176.5二次线、继电保护、自动装置:186.6照明和检修186.7过电压保护及接地186.8电缆设施186.9通讯196.10电源接入19第七章3、 热工自动化247.1 概述247.2 热工自动化水平和控制室布置247.3 热工自动化功能247.4 热工自动化设备选型267.5 电源267.6 热工自动化试验室26第八章 采暖通风及空气调节278.1室外气象参数278.2室内空气设计参数278.3首站采暖热媒及系统288.4首站通风及空调28第九章 给、排水299.1生产给排水系统、补水系统299.2生活给排水系统29第十章 投资估算3110.1 投资估算3110.2 经济评价32第十一章 项目实施进度37第一章 概述1.1 项目概况*发电有限公司（简称电厂）是xx集团在辽宁新建电厂一期2600MW超临界燃煤机组分别于2009年8月投产4、，厂区总平面布置留有扩建两台同型660MW超临界燃煤机组的条件，受电厂委托开展一期机组抽汽改造供热项目可行性研究工作。 2010年3月我公司和电厂共同进行了现场踏勘和基础设计资料搜集工作，并针对改造方案进行了交流和沟通，形成了可研主要设计原则，现阶段根据设计原则和哈尔滨汽轮机厂有限公司提供的改造热平衡图开展可研设计工作。1.2 编制依据1.2.1 *发电有限公司设计委托书。1.2.3 xx汽轮机厂有限公司提供的改造热平衡图等基础资料。1.2.4 现行火力发电行业设计技术规程、规范。1.3 研究范围本项目可行性研究的范围和深度系参照DL5375-2008火力发电厂可行性研究报告内容深度规定进行工5、作和编制。1.3.1 我公司本次负责设计研究的项目涵盖以下方面：a） 热网首站及配套辅助（附属）设施工程。b） 补给水系统、冷却水系统。c） 主厂房区域和厂区围墙内供热相关管线布置设计。d） 项目投资估算及经济效益分析。1.3.2 汽轮机本体部分改造：汽轮机中、低压缸连通管道上的液动蝶阀和安全阀、汽轮机本体范围内的膨胀节、蒸汽管道上的液压快关阀、气动止回阀由哈尔滨汽轮机厂有限公司负责设计选型和供货。1.3.3 外网部分为xx县政府负责组织建设，不在此报告的设计范围内。1.4 主要设计原则1.4.1 供热系统不影响现有机组的安全运行，机组在额定负荷下供热抽汽后，回热系统运行正常。1.4.2 本次6、供热系统供热能力按xx县城区供热远期规划（2020年）考虑,本次新建建设的热网首站，仅考虑xx县城区近期（2015年）所需。1.4.3 汽轮机在原有结构上改造，由汽轮机厂负责设备整体性能。1.4.4 尽可能利用原有设备及结构，以降低工程造价。1.4.5 按城市热力网设计规范中有关热网补水装置容量的规定，热网补水装置正常补水量按热网循环水量的2%考虑，事故时总补水量按热网循环水量的4%考虑。1.4.6 功率大于等于200KW的电动机采用6KV电动机，功率小于200KW的电动机采用380V电动机。1.4.7 本期改造，以不改造锅炉为前提，锅炉的蒸发量按原设计考虑。1.4.8 因外网的设计尚未完成，7、为了使机组尽可能多的提供采暖供热能力，本阶段与电厂和哈尔滨汽轮机厂有限责任公司商议后确定的原则为热网首站基本设计能力按照一台汽轮机回热系统最大抽汽能力300t/h为基础，供热首站需要蒸汽为225吨，其它生产用蒸汽为75吨。1.4.9 本期热网首站系统和布置除考虑2600MW的改造所需，同时兼顾了4600MW规划的布置。1.4.10 本期改造，除向xx县城区提供近期规划采暖热负荷以外，还向胜利开发区新建企业提供所规划的工业用汽。第二章 汽轮机本体改造说明电厂一期工程安装2台600MW超临界汽轮发电机组，建设场地位于辽宁省xx县胜利开发区距xx县城区四公里。2.1 原机型参数锅炉、汽轮机和发电机分8、别为哈尔滨锅炉厂有限公司、哈尔滨汽轮机厂有限公司和哈尔滨汽轮发电机有限公司设计制造。三大主机的主要设备规范如下： 2.1.1 锅炉超临界参数变压运行直流本生型锅炉、一次再热、前后墙对冲燃烧、单炉膛、尾部双烟道、采用挡板、喷水调节再热器气温，固态排渣、平衡通风、紧身封闭、全钢构架、全悬吊结构型。锅炉型号：HG-1900/25.4-YM3锅炉主要热力参数表 表1-1名 称单位BMCRBRLECR过热蒸汽流量t/h1900过热器出口蒸汽压力MPa(g)25.40过热器出口蒸汽温度oC571再热蒸汽流量t/h1613.8再热器进口蒸汽压力MPa(g)4.77再热器出口蒸汽压力MPa(g)4.58再热器9、进口蒸汽温度oC320.3再热器出口蒸汽温度oC569省煤器进口给水温度oC284预热器出口一次风297.8预热器出口二次风325.6空气预热器出口（未修正）133.9空气预热器出口（修正后）129.4计算热效率（按低位发热量）%93.38保证热效率（按低位发热量）%截面热负荷MW/m24.53容积热负荷kW/m392.07燃烧器区域热负荷MW/m21.73省煤器出口过剩空气系数-1.19注：1. 压力单位中“g”表示表压。“a”表示绝对压(以后均同)。2. 锅炉BRL工况对应于汽机TRL工况、锅炉B-MCR工况对应于汽机VWO工况、锅炉ECR工况对应于汽机THA工况。2.1.2 汽轮机：超临10、界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机。汽轮机具有八级非调整回热抽汽，给水泵汽轮机排汽进入主机凝汽器。汽轮机额定转速为3000r/min。汽轮机型号：CLN600-24.2/566/566型汽轮机主要参数见表1-2:汽轮机主要参数汇总表 表1-2名 称单位TRL工况T-MCR工况VWO工况THA工况功率 MW599.998637.505664.661600热耗率 kJ/kWh7909.47549.47569.17530.2主蒸汽压力MPa(a)24.224.224.224.2再热蒸汽压力MPa(a)4.0984.1294.3483.839主蒸汽温度 566566566566再11、热蒸汽温度566566566566主蒸汽流量 t/h1797.951797.9519001663.76再热蒸汽流量t/h1523.791531.451613.81422.81高压缸排汽压力 MPa(a)4.5544.5874.8314.266低压缸排汽压力 kPa(a)11.84.94.94.9低压缸排汽流量kg/h103839010384401082750978550补给水率 %30002.1.3 发电机型号：QFSN-600-2YHG型发电机参数汇总表 表1-3序号名称单位数据或型式1额定容量MVA6672额定功率MW6003最大连续输出容量MVA7263额定功率因数0.9(滞后)4额定氢12、压MPa0.45额定电压KV206漏氢（保证值）Nm3/24h107额定转速R/min30008周波Hz509相数310极数211定子绕组连接方式YY12效率（保证值）%98.98短路比（保证值）0.54瞬变电抗X26.71 %饱和值超瞬变电抗X21.383 %饱和值承担负序能力:稳态I2（标么值）8%承担负序能力: 暂态It10s电压响应比3.58倍额定励磁/s13励磁方式机端自并励静止励磁14冷却方式水-氢-氢2.2 汽机改造方案电厂方面与哈尔滨汽轮机厂有限公司协商，本期工程改造汽轮机本体部分由哈尔滨汽轮机厂有限公司负责出方案，中、低压缸连通管道上增加液动蝶阀和安全阀，汽轮机本体范围内的膨13、胀节，采暖蒸汽管道上的液压快关阀、气动止回阀均由汽轮机厂供货。改造原则：a.机组现有的通流不变；b.汽轮机进汽参数不变；c.高、中、低压缸安装尺寸及对外接囗尺寸不变；d.高中压主汽门、调门不动，前、中、后轴承座与基础接口不变，转子与发电机及主油泵的联接方式不变，与盘车装置连接方式及位置不变；e.汽封系统，主汽系统、再热系统、额定转速、旋转方向不变；f.机组的基础不动，对基础负荷基本无影响，机组的轴向推力满足设计要求；g.机组改造后纯凝运行时的效率与原设计值相当；h.在现有回热系统的基础上增加抽汽系统，抽汽系统简图如下：改造后的供热能力：对于连通管供热改造而言，需要采用更换联通管安装蝶阀进行调整14、抽汽。抽汽调节系统由阀碟、阀碟油动机、电动闸阀，逆止阀、抽汽快关调节阀等组成，改造过程实现起来较容易和简单，该方法技术上是成熟的，经济性和安全性是能够得到保证的。由于在纯凝工况下该机组的中排压力为1.042MPa.a，所以提供0.91.1MPa.a的抽汽量对中压末几级叶片的安全不产生威胁。在最大进汽量1900t/h条件下，机组的最大供汽量为300t/h。夏季中压导管抽汽较小时，采用原有四段抽汽供给周边企业生产用汽。2.3 改造后机型参数热平衡图如下：综上所述，本工程改造是在汽轮机本体结构不变的基础上在中压缸至低压缸连通管上加设液动蝶阀，保证供汽压力、流量及低压缸冷却流量。供汽管道上设液压快关阀15、气动止回阀，这种供热方案只需更换汽轮机中低压缸联通管道，不需对汽轮机结构进行改造。改造过程实现起来较容易和简单，该方法技术上是成熟的，经济性和安全性是能够得到保证的。2.4 与本次改造有关的设备和管道凝汽器设备：一期工程凝汽器由哈尔滨汽轮机厂有限公司配套设计和制造，本次改造考虑仅在凝汽器上增加两个补水口。凝结水管道改造：在轴封加热器后的凝结水主管上引接一路管道，用来冷却热网疏水二级冷却器后，接回7号低压加热器出口管道。第三章 热负荷3.1 供热现状及规划3.1.1 城市概况xx县位于沈阳市的北部，辽河流域中游，东与昌图县隔辽河相望，西与彰武县毗连，南与法库县接壤，北与内蒙古的科尔沁左翼后旗为16、邻。xx县地理坐标为 北纬4231至4302，东经12245至12337，东西长73公里，南北宽58公里，全县土地面积2175平方公里。全县人口344,456人，其中非农业人口77,519人，全县下辖七个镇，分别为xx、郝官屯、张强、二牛所口、东关屯、方家屯、小城子，以及沙金台、海州、东升、柳树、西关屯、胜利、两家子、山东屯等九乡。xx县城是xx县的行政中心，发展为以能源、农副产品加工和旅游业为主的城镇。未来的xx县城将是xx县的行政中心，沈阳市北部地区对外联系的门户，以旅游业、农副产品加工业为主的沈阳市新型卫星城。xx县属温带大陆性季风气候，具有冬季严寒少雪，春季干旱少雨，夏季温热多风，雨量17、集中以及年温差较大的气候特征。冬季多偏北风，春夏秋多偏南风，春夏两季频繁的大风和强大的风速危害性较大。全年平均气温为6.9，年平均日照时数2867小时，无霜期约150天。主要气象参数如下：采暖室外计算温度： -19采暖室外平均温度： -5.7采暖室内计算温度： 18夏季室外计算干球温度： 31.4冬季空调室外计算干球温度： -22采暖期天数： 152天采暖期起止日期： 11月1日4月1日冬季室外平均风速： 3.1m/s极端最高气温为： 38.3极端最低气温为： -30.6标准冻土深度： 1.20m3.1.2 环境状况xx县生态系统保持完好，1998年，经国家有关部门检测，大气、土壤和水等各项环18、境监测指标均达到AA级绿色无公害食品的环境质量标准，是辽宁唯一一家国家绿色食品基地建设县、生态建设示范县。根据中国科学院沈阳市应用生态研究所对xx县的大气、水和土壤进行检测表明：大气中总悬浮物（TSP）、二氧化硫（SO2）、氮氧化物（NOX）及氟化物（F）属于一级清洁水平；水质选择PH值、汞（Hg）、镉（Cd）、铅（Pb）、砷（As）、铬（Cr）、氟化物、氰化物及细菌总数、大肠杆菌等项目进行了检测，各项指标均符合绿色食品的灌溉水及加工用水标准；土壤选择汞（Hg）、镉（Cd）、铅（Pb）、砷（As）、铬（Cr）、666及DDT进行检测，属于清洁一级或尚清洁二级水平。3.1.3 xx县城区供热情况19、xx县的集中供热起步较晚，现状热源均为企、事业单位和居民住宅自备的小容量锅炉房。由于没有统一的规划，现状小锅炉房布局不合理，供热设施及管网均未形成规模。供热现状不仅制约了城镇的建设和发展，造成很大的能源浪费，同时也严重污染了大气环境。3.1.3.1供热现状随着城市的快速发展，到2009年xx县城区人口增加到7.3万人，供热面积为230万m2，共有锅炉房78座烟囱77根,其中由xx县供热公司分管的锅炉房有28座，其余为单位自建锅炉房共50座。总容量30t/h以上锅炉房1座（小康住宅区），总容量15t/h以上锅炉房4座，总容量10t/h以上锅炉房1座，总容量6t/h以上锅炉房11座，总容量6t/h20、以下的锅炉房61座。xx县城区供热现状参见表11及附图1现状热负荷分布图。这些小锅炉房普遍存在着设备陈旧、设施不完善、能源效率低、运行管理差、污染程度高等问题,严重影响了城市的外观形象和空气质量状况。据调查，因冬季供热燃煤的燃烧，使空气质量中的PM10为0.12mg/m3，超过国家环境空气质量二级标准（二级标准0.10mg/m3），超标率为20%。3.1.3.2热网现状xx县城区现有热水管网基本为分散的直供庭院式管网，供热管网缺少统一规划，尚未形成规模，供热管网供水温度为70左右。且普遍存在着管网老化、漏损率高、热损失大等问题。表3-1 xx县城区现状供热负荷表序号锅炉房名称现有供热面积(m221、)锅炉吨位(吨)烟囱(根)备注1乡道所3000112农村信用联社3220113教育小区1977441供热公司4县高中900001015网通家属楼28000416老国税局小区4961861供热公司7新土地局小区131946151供热公司8地震局3500.0719扶贫局39451110人民银行家属楼82702111聚鑫小区137547151供热公司12弘曲纺织有限公司217394113荣鹏商厦240004114国税局233004115土地局小区2266441供热公司16地税局250004117国税局家属楼45001118就业局220004119农机局小区3496161供热公司20县医院34400622、121小畜牧局小区458611供热公司22晨宇新村小区2664341供热公司23向阳小学60001124大畜牧小区2553141供热公司25农发银行259574126自来水公司243884127烟草公司89002128教师学校小区4334961供热公司29工商银行家属楼88802130福康家园小区2337841供热公司31三建小区3427061供热公司32公路处294904133水利局90002134客运站248004135针织小区2934541供热公司36农业技术推广中心271004137环卫处83002138电视台41001139质检站12000.35140气象局48001141供电局办公23、楼900021供热公司42邮政局327084143物资小区2998441供热公司44政府家属楼小区3576961供热公司45消防大队19422146悦明小学小区132000151供热公司47种子公司小区140000151供热公司48粮食中转库220004149林业局90002150供电局家属楼（北）2506241供热公司51供电局家属楼（南）413211供热公司52工商所18001153网通家属楼120002154交警大队49492155运管处120002156胜利经济开发区10001157公路养护公司5000.3158东关收费站5000.3159东关镇政府15001160东关中学11000224、161征稽所9871162移动xx分公司24001163幼儿中心100002164人民银行80102165网通xx公司255004166农资小区3665061供热公司67含光小区（1号炉）4307161供热公司68含光小区（2号炉）4372161供热公司69xx宾馆241004170县委小区（1号炉）4234761供热公司71县委小区（2号炉）2448640供热公司72人大政协小区3884961供热公司73计生局小区1789241供热公司74xx镇100002175一粮库小区140000151供热公司76环保局79582177百货公司80002178小康住宅区280000301合计23090625、8330.02773.1.3.3 供热规划区域情况根据xx县城区热力规划: 规划范围为东起文华村西、西止卧龙湖东岸、南起胜利经济开发区东关工业园、北止101提水线北。规划面积25.9平方公里，其中城镇建设用地面积18.0平方公里。3.2 项目基本情况3.2.1项目背景、建设的必要性及社会经济意义近年来，xx县紧紧抓住振兴东北老工业基地和扩大开放的双重机遇，实现了国民经济的持续快速增长，人民生活水平不断提高。但城区供热水平却比较落后，现状热源基本为企、事业单位和居民住宅自备小锅炉。现状小锅炉布局不合理，供热设施及管网均未形成规模，不仅制约了城区的建设发展，而且造成很大浪费，并且严重影响了大气环境26、质量。集中供热是现代化城市的重要标志之一。集中供热不仅能提高供热水平和质量，还能够节约能源、减少环境污染，保护产业基地的生态环境，提高供热普及率，完善产业基地基础设施建设，有明显的社会效益和经济效益。集中供热作为一项重要的基础设施，在xx县城区有着举足轻重的作用，对促进xx县社会、经济的可持续发展，节约能源、保护环境，具有十分重要的意义,也符合国家提出的“节能减排”战略目标。为推动xx地区集中供热事业的发展，适应xx县城区热力规划的要求，减少环境污染、改善环境的空气质量，创造良好的投资环境，完善基础设施建设，在xx县城区实施大型集中供热项目是十分必要的，本工程建成后可取消xx县城区内78座小锅27、炉房，取消烟囱77根。3.2.2项目概况xx电厂集中供热工程，是xx县城区的大型环保项目，是xx县及xx电厂的重点建设项目。建设本项目的目的是取消xx县城区现有分散供热的小锅炉房，改善xx县城区的环境状况。为保证xx县城区集中供热的合理布局和有序发展，本着合理利用能源，改善环境，建设和谐社会的目标，响应国家发展改革委关于发展热电联产的规定的要求而，落实xx县城区热力规划，受xx电厂委托，完成xx电厂集中供热工程可行性研究报告的编制工作。本项目规划供热面积为601万平方米，一次网参数为130/70。xx电厂集中供热工程包括一级热水网、热力站、二级热水网。一级网主干线分为东西二环，东环路热网由xx28、电厂沿规划路向北至中心路，再沿中心路向西至乡道所；西环路热网由xx电厂向西至西环路，再沿西环路向北至中心路与东环路热网连接。东环路热网主管径为DN700，西环路热网主管径为DN800，共设置热力站27座。2010年实施高温水网一期工程，建设东环路热网，设置热力站11座。二级网主要为改造原有锅炉房供热管网。取消各小锅炉房后，统一由热力站供热，重新改造和增设供热管线。3.3 本次改造机组的热负荷规划原则供热抽汽自汽轮机中压缸导汽管引出，经电动闸阀（汽机厂供），气动止回阀（汽机厂供），电动快关阀（汽机厂供），电动闸阀进入供热抽汽母管，2台机供热抽汽都接入供热抽汽母管。互为备用。向供热首站供出。最大抽29、汽量为300t/h，抽汽压力范围为0.91.1MPa，温度370。汽机厂负责修改中低压缸连通管的布置，在中、低压缸连通管上采用打孔方式水平段引出一根DN700抽汽管道，作为采暖供热汽源。抽汽管自连通管引出后依次加装安全阀、电动闸阀、逆止阀（进口）、快关阀。汽机厂负责确认这种改造方式对原汽轮机的强度、安全等没有影响，汽轮机本体不需要其它改造，夏季没有供热抽汽，汽轮机按原设计工况纯凝运行。电厂一期2600MW机组抽汽改造后除可以承担的冬季对外供暖用汽（和225吨/小时蒸汽）还可为开发区企业提供75吨的生产用汽。夏季，在本次改造抽汽不投运情况下，可利用原机组四段抽汽向生产企业供应生产蒸汽。3.4 热30、力网和热网首站规划区域内供暖面积约600万平方米，由2600MW供热机组的采暖抽汽作为热网首站热网加热器的加热汽源，采暖介质为热水，供、回水温度为130/70，经一级管网送至供热区域，在二级换热站完成低温水与高温水的换热，为各区域内建筑物供暖。本次考虑新建热网首站（一级换热站），考虑将70的回水加热至130的高温热水送至二级换热站，首站内不设尖峰加热器。热网首站布置本阶段暂考虑两个方案：方案一：布置在一期工程主厂房扩建端；方案二：布置在一期开关场墙外。方案一、二蒸汽管道和热水管道与外网的分界点在厂区围墙外一米（具体位置待外网设计完成后最终确定）第四章 工程设想4.1热力系统4.1.1 热网首站31、热力系统供热抽汽管道由汽轮机导汽管引出，阀门组布置在汽机房2柱间，分别连至供热母管上。供热母管在靠近A列柱侧，自扩建端引出厂外。由扩建端至热网首站的管道路径由总图专业规划。热网疏水管道与热网抽汽管道同一路径引出。首站所用蒸汽由600MW机组供给，蒸汽压力0.7-0.9Mpa、温度300-350），蒸汽管道从汽机厂房引出送至首站内的换热器换热。供暖蒸汽换热后的凝结水排至凝结水箱，经凝结水泵加压后输送回汽机厂房原有凝结水系统。高温水回水经换热器加热后，由高温水管道输送出厂外。热网加热疏水来自热网首站，经化学除铁后，分别接入2台机的除氧器。热网疏水量为300t/h，压力为1.2MPa。 主要汽水管道32、规格参数表 表4-1序号管道名称流量（t/h）规格流速（m/s）材料1热网蒸汽管道 总容量300OD7201357.62热网疏水管道总容量300OD21962.6首站循环水系统由循环水泵、除污器和“汽-水”换热器等设备连接组成。一级网高温水系统的70回水经过卧式自动反冲洗除污器后回到外网循环水泵入口、经外网循环水泵加压至“汽-水”换热器，在“汽-水”换热器升温至130的供水输出，在外网经换热降温后再回到外网循环水泵入口。4.1.2 工业供汽本次改造后单台最大抽汽量为300吨/小时，冬季采暖供热负荷蒸汽量为225吨/小时，余量75吨/小时，满足开发区周边企业工业用汽（60吨/小时）需求。夏季再不33、投入中压导汽管情况下可利用原有机组四段抽汽向周边企业供应蒸汽。供热介质本工程采暖系统采用蒸汽作为热源，热水作为供热介质。一级网高温水经过与蒸汽换热后加热二级网低温水，二级网低温水再向采暖热用户输送热量。本工程蒸汽系统采用蒸汽（压力0.7-0.9Mpa、温度300-350）输送至热网首站。a、采暖蒸汽系统参数： 蒸汽压力：0.7-0.9MPa蒸汽温度：300-350蒸汽焓值：3057.26KJ/Kg蒸汽量： 225t/hb、凝结水参数：温度：80焓值：335.7KJ/Kg流量：225t/hc、一级网高温水系统：一级网供水温度：130；一级网回水温度：70一级网设计压力：1.6MPa一级网循环流量34、：2443.8t/hd、二级网的供回水温度：二级网供水温度：80；二级网回水温度：60供热系统的连接方式对于供热首站而言，整个供热系统为三环制连接方式，即：一环路为供暖蒸汽与设在电厂内首站换热器所构成的环路；二环路为首站换热器与设于热网各热力站所构成的环路，即热网中的一级网；三环路为各热力站至最终用户所构成的环路，即热网中的二级网。供热系统的连接示意图如下：4.2供水系统热网补水水源电厂一期工程设计安装2600MW机组，采用带有自然通风冷却塔的二次循环供水系统。工业补给水水源采用沈阳北部污水处理厂的排水经深化处理后的再生水；利用三台子水库的水作为电厂工业用水的备用水源。锅炉补给水和生活、消防用35、水水源为xx县自来水。本供热改造工程向热网首站供水水源采用锅炉补给水水源，自厂区原有的锅炉补给水管上引接。补水水量及供水管路本供热改造工程需向热网首站补水量30t/h。电厂现有锅炉补给水供水系统，在综合水泵房内设有3台供化学用水泵，Q=140m3 /h,H=50mH2O，两台运行，一台备用。通过一条D3258钢管送至主厂房生水加热器和启动锅炉房。至主厂房生水加热器的供水管D3258已经敷设至汽机房A排前9号柱附近（如果现场实际敷设有变化，应按实际位置调整），向首站供水管自该位置处的锅炉补给水管上（D3258）引接一条D1084钢管，在引接点附近设有阀门井，井内设有阀门。供水管沿着与热网管架平行36、路径敷设至围墙外1.0m，管线长约420m。管道敷设方式为埋地敷设，采用环氧煤沥青加强防腐。首站水处理系统热网补水处理系统根据锅炉补给水水质，需设置相应的水处理系统，具体工艺流程如下：热网蒸汽回水处理系统热网蒸汽经换热后的凝结水通常直接回到凝汽器，但在汽水两相转换过程中会产生大量金属腐蚀产物（铁离子），而本工程为超临界直流炉，没有汽包进行调节水质的过程，如果该部分凝结水进入到热力系统，势必会对整个系统造成损害，因此本工程设置1套除铁过滤器对该部分凝结水进行过滤处理以保护后续系统。根据电厂提供的抽汽参数，本供热改造工程热网蒸汽凝结水回水温度约为130，压力约为1.5MPa，蒸汽回水处理系统出力为37、约225t/h。本工程设置1台直径为1500的滤芯式除铁过滤器，处理之后的疏水返回至除氧器。水处理设备布置及选型水处理设备布置在首站建筑一层，根据计算软化、除氯以及除氧水量为25.4t/h，各设备选择如下：a、软化设备：选用两套阳离子交换器、一个软化水箱，各参数如下：阳离子交换器：单套处理能力25t/h软化水箱：30m3 (4400mm3200mm2400mm)软化水泵单台参数如下：流量：28t/h扬程：59mH20功率：7.5KWb、除氯设备：选用两套阴离子交换器、一套脱碳器、一个脱碳水箱，各参数如下：阴离子交换器：单套处理能力25t/h软化水箱：30m3 (4400mm3200mm240038、mm)中间水泵单台参数如下：流量：28t/h扬程：59mH20功率：7.5KWc、除氧设备：选用两套常温过滤除氧器，一个除氧水箱，各参数如下：常温过滤除氧器：单套处理能力达到25t/h除氧水箱：30m3 (4400mm3200mm2400mm)d、补水泵一级网高温水系统补水量24.4t/h（按总循环流量的1%计算），静压值为45mH2O，补水泵选择两台，一运一备，均为变频控制，单台参数如下：流量：28t/h扬程：59mH20功率：7.5KWe、凝结水泵凝结水最大流量为225m3/h，凝结水返回至原有凝结水系统。根据上述条件，选择两台凝结水泵, 一运一备，均为变频控制，单台参数如下：流量：27839、t/h扬程：38mH20功率：45KW第五章 总平面规划布置针对热网首站的布置位置，设计时首先针对考虑利用主厂房现有空间，将热网首站设备分散布置的方案进行了多次研讨，经论证主厂房内现有的空间和位置难以将热网首站的所有设备摆放在原主厂房里，仅能布置热网疏水二级冷却器等部分设备，且系统和连接管道复杂，加之考虑现有的土建结构体系需要进一步复核等因素，现阶段按照新建热网首站考虑，并提出了以下两个布置方案，本工程首站方案一位于电厂场区内，方案二位于电厂场区外。首站座东面西布置，西侧设主入口。热网首站，建筑面积为1857.2平方米，占地面积为928.6平方米，为二层框架结构。首站共二层。主厂房柱距为5.740、m，跨距为19.5m。根据工艺和电气专业要求，首站主体厂房一层为设备间、材料库、值班室，层高6.90m；二层为配电控制室、控制室、6kV高压配电室、0.4KV配电室、卫生间、休息室及设备间，层高5.70m。5.1工程地质与地震及建筑结构选型5.1.1工程地质拟建场地地层结构变化不大，自上而下依次为：（1）素填土：厚度及密实度变化较大，厚度最厚达3.5m；（2）粉质粘土：干强度、韧性中等，厚度0.9m2.3m； （3）中砂：厚度1.0m2.7m；（4）砂岩：厚度0.9m1.6m；（5）泥岩：厚度0.5m-2.8m；拟建场地地下水稳定水位7.5m-10.2m。根据场地土性质及波速测试结果，场地土类41、型为中硬场地土，建筑场地类别为类，为抗震有利地段。厂区的地震安全性评价50年超越概率10%的基岩水平峰值加速度为42.8cm/s2（0.044g），对应反应谱特征周期为0.30s，建议抗震设防按6度设计。5.1.2基础与结构设计根据建设单位提供参考地质报告可见，该地区地层变化不大。场地中素填土不能作为建（构）筑物的天然地基持力层。 粉质粘土可以作为一般建筑物基础的天然地基持力层。由于地层变化不大，本次设计基础拟采用钢筋混凝土柱下独立基础，持力层为粉质粘土，地基承载力特征值Fak=180kPa。首站为框架结构，采用现浇钢筋混凝土屋面板。1、梁板柱混凝土强度等级 C30 设备基础采用 C20 2钢42、筋： HPB235级钢筋 fy=210 N/mm； HRB335级钢筋 fy=300 N/mmHRB400级钢筋 fy=360 N/mm5.2管道固定支架管道直埋固定支架是根据工艺专业的要求及所提供的推力以支墩的形式设置的。支墩采用配筋混凝土，周边用砂土回填并夯实以提高被动土压力。管道架空支架是根据工艺专业的要求及所提供的推力以混凝土柱的形式设置的。基础采用柱下独立基础形式。由于部分管道敷设于回填土上，当地基承载力或变形不能满足设计要求时，地基处理可选用机械压（夯）实、换填垫层等方法，处理后的地基承载力应通过试验确定。5.3过道路时采用钢桁架混凝土支柱运转层平台采用焊接与植筋方式局部加设钢梁及43、支架，采取适当的加固措施以承担工艺荷载。第六章 电 气6.1概述6.1.1内容:本初步设计内容包括首站的供、变配电、电气设备控制、照明、防雷、接地等，设计范围为首站内。 6.1.2依据:1、甲方确定的设计范围；2、工艺及土建专业提供的技术资料。6.1.3规范: 火力发电厂厂用电设计技术规定（DL/T 5153-2002）；供配电系统设计规范（GB50052-95）；10kV及以下变电所设计规范（GB50053-94）；低压配电设计规范（GB50054-2009）；通用用电设备配电设计规范（GB50055-93）；电力装置的继电保护和自动装置设计规范（GB50062-92）；电力工程电缆设计规范44、（GB50217-94）；建筑照明设计规范（GB50034-2004）；建筑物防雷设计规范（GB50057-94 2000年版）等。6.2供电电源及电压首站主要用电负荷为4台用电电压为6kV，功率为500kW循环水泵及用电电压为0.4kV的补水泵、凝结水泵、给水泵、软化水泵等；负荷为二级用电负荷。首站内设6kV高压配电装置、段、设两台200 kVA干式变压器为首站内设置的低压380/220V、段供电。由xx电厂6 kV厂用配电装置为首站提供两路电源，两路电源同时工作，其中一路电源出现故障，另一路电源应能满足首站主要用电设备要求。首站电气主接线示意图见10-03QKD-01图。6.3负荷计算及变45、压器的选择6kV设备安装容量： 2400kVA6kV设备计算容量： 1660kVA首站用电负荷计算结果见：表6-1表6-1序号名称安装容量 （kW）计算负荷 （kVA）重复容量（kW）/（kVA）首站6kV用电负荷1首站6kV 工作段12001160660（kW）/660（kVA）2首站6kV 工作段12001160序号名称安装容量 （kW）计算负荷 （kVA）重复容量（kW）/（kVA）首站0.4kV低压用电负荷1首站380/220工作段130120130kW/120KVA2首站380/220工作段1301206.4首站配电装置布置及设备选型:在首站二层（6.9米）分别设6kV高压配电室、046、.4kV配电控制室、控制室等。高压开关柜选用KYN28-12铠装型移开式交流金属封闭开关柜。首站低压变压器选用SG10-200/10，200kVA,6.322.5/0.4kV,Ud%=4%系列干式变压器。低压开关柜选用MNS型抽屉柜。站工艺管道上安装的电动门按电动门带控制器进行设计。6.5二次线、继电保护、自动装置:首站电源进线及变压器控制采用控制屏集中控制，电动机等控制由首站内热控专业DCS实现。电动机采用就地和集中的控制方式，循环水泵调速运行；补水泵、凝结水泵采用低压变频器调速控制；其他电动机直接启动。电气测量系统遵照电测量及电能计量装置设计技术规程（DL/T5137-2001）配置继电保47、护按继电保护和安全自动装置技术规程要求配置。采用微机保护装置，保护装置安装与6kV高压开关柜内。6.6照明和检修照明由首站380/220V厂用工作段直接供电。首站采用应急灯做事故照明。首站内设检修箱，检修电源箱内设漏电保险，确保人身安全。正常照明设计，高大室内空间采用金属卤化灯作照明光源，其余将根据具体场合采用白炽灯或荧光灯，荧光灯选用高效节能型。6.7过电压保护及接地6.7.1防雷保护首站按二类防雷建筑物考虑，采用构件防雷，即利用钢筋混凝土屋面板、梁、柱和基础内的钢筋作引下线和接地装置，形成电气通路。防雷接地，重复接地及接地电阻值均按建筑物防雷设计规范（GB50057-94 2000）的要求48、进行接地。6.7.2接地首站接地网与电厂原有主接地网相连接，其接地点不应少于两点。电缆沟内的电缆支架及电缆桥架均应接地，并与接地网相连接。首站接地网接地电阻小于1欧姆。6.8电缆设施首内电缆构筑物以电缆沟和架空桥架为主，电缆沟内采用角钢支架，架空敷设时采用电缆桥架。首站电缆沟与厂区电缆沟相接。按照“火力发电厂与变电所设计防火规范”要求，对电缆防火采取设防火隔墙、阻火段、刷涂料，用堵料对孔洞进行封堵等防火措施，在控制室、配电室等处设移动式灭火器具。6.9通讯首站内设厂用电话分机或市话，分别位于值班室、控制室、配电室、休息室等，并预留分接端子以便于通讯联系。6.10电源接入电厂一期工程每台机组设149、台分裂绕组高压厂用工作变压器，容量为51/31.5-31.5MVA和1台双卷脱硫专用变压器，容量为20MVA，全厂6kV系统采取低电阻接地方式，变压器的低压侧中性点经低电阻直接接地。根据首站工艺设计，要求供电回路为双路6kV电源，电源计算容量为1458kVA，经核算变压器容量此容量可以从厂用A段或脱硫段引接，由于考虑到电源的重要性，且#1机脱硫电源段已无扩建可能，本工程按照从厂用A段引接设计。经与运行单位核实，冬季循环水泵为一单台运行工况，故在厂变容量复核时对循环水泵按照一运一备工况考虑，厂用容量复核表见表1及表2。表1：#1机厂用电容量统计表序号名称#1高压厂用变压器容量统计负荷数据6kV 50、IA段6kV IB段重复容量(KVA)额定功率(kW)安装台数备用台数经常连续不经常连续换算系数换算后单台计算负荷(KVA)安装台数最大可能运行台数计算负荷 (KVA)安装台数最大可能运行台数计算负荷 (KVA)1电动给水泵电动机28001*0011002凝结水泵电动机200021*1200011200011200020003给水泵前置泵电动机5602*0.85476114761147604开式水泵电动机31521*0.85267.7511267.7511267.75267.755闭式水泵电动机63021*0.85535.511535.511535.5535.56磨煤机电动机70061*0.851、55953317853317855957送风机电动机180020*0.85153011153011153008一次风机电动机270020*0.85229511229511229509吸风机电动机380020*0.853230113230113230010启动系统循环泵电动机30010*00110011空压机电动机25021*0.85212.511212.511212.5012螺杆空压机电动机25051*0.85212.52242533637.5013循环水泵电动机290021*12900112900112900290014凝结水泵变频柜200010*00110015消防水泵电动机31510*052、0110016汽机房变压器200021*0.851700111700111700170017锅炉房变压器125021*0.851062.5111062.5111062.51062.518除尘变压器200042*0.851700223400223400340019照明变压器80010*0.8568011680020公用变压器200010*0.851700111700021检修变压器80010*00110022化学水处理室变压器125010*0.851062.5111062.5023厂前区变压器125010*0.851062.5111062.5024综合水泵房变压器160010*0.851360153、11360025循环水泵房变压器125010*0.851062.5111063026等离子点火变压器100010*0.8585011850027热网改造新增负荷145810*1145811145800总计 (KVA)232772981012461输煤段负荷统计7646分裂绕组负荷(kVA)3092329810高压绕组负荷(kVA)48272.25高厂变容量选择 (KVA)51000/31500-31500表2： #2机厂用电容量统计表序号名称#2高压厂用变压器容量统计负荷数据6kV IIA段6kV IIB段重复容量(KVA)额定功率(kW)安装台数备用台数经常连续不经常连续换算系数换算后单台计54、算负荷(KVA)安装台数最大可能运行台数计算负荷 (KVA)安装台数最大可能运行台数计算负荷 (KVA)1电动给水泵电动机28001*0280011002凝结水泵电动机200021*1200011200011200020003给水泵前置泵电动机5602*0.85476114761147604开式水泵电动机31521*0.85267.7511267.7511267.75267.755闭式水泵电动机63021*0.85535.511535.511535.5535.56磨煤机电动机70061*0.855953317853317855957送风机电动机180020*0.851530111530111555、3008一次风机电动机270020*0.85229511229511229509吸风机电动机380020*0.853230113230113230010启动系统循环泵电动机30010*00110011空压机电动机25031*0.85212.511212.522425012螺杆空压机电动机25051*0.85212.52242533637.5013循环水泵电动机290021*12900112900112900290014凝结水泵变频装置200010*00110015消防水泵电动机31510*00110016汽机房变压器200021*0.851700111700111700170017锅炉房变压器56、125021*0.851062.5111062.5111062.51062.518除尘变压器200042*0.851700223400223400340019照明变压器80010*0.8568011680020公用变压器200010*0.851700111700021检修变压器80010*00110022化学水处理室变压器125010*0.851062.5111062.5023厂前区变压器125010*0.851062.5111062.5024综合水泵房变压器160010*0.851360111360025循环水泵房变压器125010*0.851062.5111063026等离子点火变压器1057、0010*0.8585011850027热网改造新增负荷145810*1145811145800总计 (KVA)232773002212461输煤段负荷统计7646分裂绕组负荷(kVA)3092330022高压绕组负荷(kVA)48484.75高厂变容量选择 (KVA)51000/31500-315006kV电源回路利用原有6kV厂用工作段1BBA23及2BBA23回路引接，开关柜内设备根据要求进行改造，6kV电缆采用铠装电缆，在厂区内直埋敷设至热网首站。改造的6kV电源馈线开关进入机组公用DCS控制监视。第七章 热工自动化7.1 概述7.1.1工程概况本工程为*发电有限公司供热首站工程，利用58、xx电厂2600MW机组的部分抽汽对xx县供热。采用DCS分散控制系统控制。7.1.2 设计范围本工程设计范围包括4台换热器，站内有循环水、补水、凝结水及水处理等系统。热控设计的任务是为上述工艺系统设计一套完整、可靠的监视、控制系统。保证机组安全、可靠、经济运行。 7.1.3设计依据 火力发电厂初步设计文件内容深度规定。 火力发电厂热工自动化设计技术规定。7.2 热工自动化水平和控制室布置7.2.1 控制方式本工程采用就地集中控制方式。设2个操作员站，布置在控制室。站内有循环水、补水、凝结水等系统均纳入DCS分散控制系统监视、控制。7.2.2 热工自动化水平7.2.2.1 本工程采用先进的DC59、S分散控制系统实现对热网首站的监控。该系统具有友好的人机界面，有先进的控制软件、开放的通讯网络及完善的自诊断功能，易于组态、易于使用，易于扩展。7.2.2.2 在控制室内，运行人员以LCD和键盘为监控中心，可对热网首站设备进行正常运行工况下的监视调整及事故状态的判断、处理。在就地人员配合下，可完成热网首站设备的启停。对不同的运行方式，可自动或手动调整供热的主要参数，控制热网负荷，达到安全、经济供热的目的。7.2.3控制室的布置控制室楼板下面布置电缆桥架，所有电缆经电缆桥架进入控制室。7.3 热工自动化功能7.3.1 DCS分散控制系统的功能控制系统主要由DCS构成，其主要监控范围包括换热器，循60、环水、补水、凝结水等系统。DCS由数据处理单元、数据通讯系统和人机接口组成。DCS分散控制系统实现功能主要包括：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 ）。同时应具有与其它供货商供应的控制系统和设备进行通讯的功能，并负责相关的接口工作，以便能通过同一总线传递必要的信息和数据（电厂内），接受控制系统的统一调度和指挥，形成完整的控制系统。1) 数据采集和处理系统（DAS）的主要功能DAS系统主要是用于连续采集和处理所有与机组运行有关的重要测量信号及设备状态信号，及时向操作人员提供有关的运行信息，实现机组安全经济运行。DAS系统主要包括下列功能 数据处理：对生产61、过程参数进行正确性判断，实现零漂修正、线性化、数字滤波、越限报警及参数补偿等； 显示：包括操作显示、成组显示、棒状图显示、趋势显示、报警显示等； 制表记录：包括定期记录等； 历史数据存储和检索。本工程整个机组的热工检测主要由DAS系统完成，其主要内容包括： 主设备及主要工艺系统的运行参数； 主机、主要辅机的运行状态； 工艺系统中重要电动阀门的开关状态； 工艺系统中重要的调节阀门的开度； 辅助公用系统的运行状态及主要参数。2) 模拟量控制系统（MCS）的主要功能MCS系统主要是用于热力过程参数的自动调节，根据过程要求保持这些参数为规定值，使机组快速、稳定地满足负荷变化的要求，保持稳定、经济运行。62、本工程整个机组的模拟量自动调节主要由MCS系统完成，其主要内容包括：循环水泵变频调节；补水变频调节；换热器水位调节；高温水供水温度调节；7.3.2 保护及报警系统7.3.3 DCS分散控制系统的规模1) DCS分散控制系统的规模采用DCS分散控制系统设计时，首先考虑热网首站工艺系统的特点，这套过程控制系统覆盖范围包括： 顺序控制系统（SCS）、过程控制系统（MCS）、数据采集系统（DAS）等。热网首站的现场I/O信号数量估算为： 550点。 对控制对象进行控制的信号及控制对象的状态反馈信号已计入I/O数量中。 所提点数未考虑工艺系统修改所预留的。2) DCS分散控制系统的组态DCS分散控制系统63、的组态见图10-03QCK-04。7.4 热工自动化设备选型仪表及控制装置应优先采用符合有关规程、规定，性能稳定、可靠、技术成熟、价格又比较合理的产品。7.4.1 DCS分散控制系统DCS分散控制系统是本工程的控制核心，为便于维护管理，便于同主厂房通讯，我们拟选用xx智深控制系统，保持和主厂房控制系统的统一性。7.4.2 仪表及控制设备 建议同电厂原有仪表及控制设备统一选型。7.5 电源本工程热控电源有交流电源，主要用于：两路交流220V不停电电源主要用于DCS系统等；两路交流220V一般电源主要用于就地仪表电源等。7.6 热工自动化试验室本工程利用电厂原有的热工试验室。 第八章 采暖通风及空64、气调节8.1室外气象参数 表:序号项目参数备注1冬季采暖期各月平均气温（）-5.72历年平均气温（）7.83极端最高温度（）38.34极端最低温度（）-30.65冬季采暖室外计算温度（）-196冬季通风室外计算温度（）-127冬季空调室外计算温度（）-228最大冻土层深度(m)1489采暖期天数（d）15210最冷月平均相对湿度（%）6411平均风速（m/s）3.212最大风速（m/s）29.713冬季室外主导风向NWN14冬季室外大气压力（KPa）10215基本风压（KN/m）0.5516最大积雪厚度（cm）208.2室内空气设计参数冬季各建筑物供暖室内计算温度按照火力发电厂采暖通风与空气调65、节设计技术规程中的具体规定执行。空调房间的温、湿度及其它参数见下表空调房间的温湿度及其它参数房间名称夏季冬季温度（）湿度（%）温度（）湿度（%）集中控制室261.06010201.060108.3首站采暖热媒及系统本工程采暖热源的系统设计主要遵循两条原则：满足采暖系统要求；经济节能。xx热电厂供热首站地处集中采暖地区。所以本工程所有需采暖的建筑物均设采暖装置。本工程除所有建筑物均采用热水采暖系统。供回水温度80/60的高温水。8.4首站通风及空调由于冬季运行且首站开窗面积能满足自然通风的要求，所以锅炉房采用自然进风排风的通风方式。控制室对室内空气参数有一定的要求。为了确保这些设备的安全、可靠地66、运行，必须保持室内空气温度、湿度、风速、清洁度等。为此，设置空气调节系统，以满足此房间对空气参数的要求。 由于本工程需要设立空调的房间面积空间有限且前期工程没有集中制冷站，如果选用集中空调初投资高，且不便于运行调节，所以采用分体式空调系统，便于调节运行和管理。第九章 给、排水9.1生产给排水系统、补水系统9.1.1水量计算本工程生产给排水系统主要包括工业水系统、排水系统。首站水量计算如下表：本期工程生产水量计算表 单位：m3/h序号用途用水量回收水量消耗水量备注1热网补水24.4024.4工业水合计24.4024.4工业水9.1.2工业水系统本工程的工业水系统引自xx电厂内工业水管道，主要用于67、首站冲洗水和热网补水。9.1.3排水系统本期生产排水就近排入现有的污水处理系统。9.2生活给排水系统9.2.1水量计算根据电厂新增定员, 本期生活用水量计算如下表：序号用水项目用水量备 注m3/dm3/hL/s1厂区生活用水1.890.240.072浇洒绿地用水1.63冲洗汽车用水0.14未预见用水0.540.04按总量的15%计5总 计4.130.28注：a）最大班人数按定员人数的80%计；b）小时变化系数取2.5；c）生活用水标准为35升/人.班。本期工程生活用水量为0.28 m3/h，排水量为0.24 m3/h（生活用水量的85%）。9.2.2生活给水系统电厂原有生活给水管网已经形成。本68、期生活给水只需从原有管网就近接入即可。由引入干管引出配水支管向各个用水点配水。9.2.3生活排水系统本工程生活污水排入就近排入原有生活污水排水系统。第十章 投资估算10.1 投资估算10.1.1工程概况本工程为*发电有限公司2*600MW超临界燃煤机组一期机组抽汽改造供热项目可行性研究。本次估算范围:a） 热网首站及配套辅助（附属）设施工程。b） 补给水系统、冷却水系统。c） 主厂房区域和厂区围墙内供热相关管线布置设计。d) 东北院设计的电厂内供热改造工程。10.1.2 编制依据10.1.2.1工程量由各专业设计人员提供相关专业工程量。10.1.2.2 定额及指标1、定额及费用标准：执行根据国69、家发改委发改办能源【2006】427号文和中电联技经【2007】138号文发布的电力建设工程概算定额（2006年版），及相应火力发电工程建设预算编制与计算标准（2006版），并调整到当地价格水平。2、设备价格按市场询价并参照近期同类型设备价格。3、材料价格：建筑材料价格执行电力工程建设概算定额(2006年版)的材料价格，并按照建筑工程材料价差调整表内材料与现行市场价格调整价差，计入到编制年价差。4安装材料价格执行发电工程装置性材料综合预算价格（2006年版），并按照目前市场价格计算安装材料价差，计入到编制年价差。5、人工费: 按电力工程建设概算定额（2006年版）建筑工程为26元/工日,安装人70、工费为31元/工日。人工费调整: 根据电力工程造价与定额管理总站文件电定总造【2007】12号“关于公布各地区工资性补贴的通知”，辽宁3.71元/工日，调增部分进入定额直接费。6、材机调整:根据电定总造【2009】9号文”关于发布东北地区发电工程概预算定额价格水平调整系统的通知”计列。7、不足部分参考近期类似工程概预算。8、本估算不含涨价预备费。10.1.4投资 本工程建设投资共分四个部分：分摊电厂折旧部分的固定资产投资；汽轮机改造工程费；东北院设计的电厂供热改造工程费；我院设计的热网首站及部分供热主管网。本工程计划总投资25342万元。其中：工程静态投资23893万元，建设期贷款利息333万71、元，流动资金1117万元。工程静态投资按以上四部分：18787万元+1000万元+762万元+3344万元=23893万元。10.2 经济评价10.2.1 评价依据及评价内容本项目经济评价方法依据国家发改委、建设部颁发的建设项目经济评价方法与参数（第三版）、市政公用设施建设项目经济评价方法与参数建标【2008】162号及相关的财税制度。本工程为*发电有限公司2*600MW超临界燃煤机组一期机组抽汽改造供热项目。采用不含税价格对该项目进行经济分析与评价。10.2.2 建设及生产进度安排本项目建设期1年，达产期1年，计算期按20年考虑。10.2.3 项目人员根据生产及各生产岗位的需要，本着精简机构72、尽量减少人员、提高劳动生产率的原则，本工程新增职工总人数为23人。10.2.4 财务评价10.2.4.1 原始数据本项目采用原始数据见表10.1。原始数据表 表10.1序号项目单位指标1建设期年12计算期年203折旧费率%4.754修理费率%1.05所得税率（%）%256公积金（%）%107年供热量万GJ1498年耗标煤量万t5.8389年耗电量万kWh853.7710年耗水量万t1011单价（采用现价）1）热源价（含税）元/ GJ462)标煤价（含税）元/ GJ7003)电价元/kWh0.38(0.39)4)水价元/t3.6(5.0)12职工总数人2313年人均工资总额万元1.3314建设73、投资贷款利率%5.9415流动资金贷款利率%5.9416增值税率%13.0017城市维护建设税%7.0018教育费附加%3.0010.2.4.2投资计划及资金筹措本项目建设投资23893万元，贷款13151万元，年利率5.94%，建设期利息333万元。其余自筹。 流动资金按详细分项估算法估算，流动资金1117万元, 70%贷款，年利率5.94%,其余自筹。（见流动资金估算表附表）项目总投资25342万元（含流动资金1117万元）见项目总投资使用计划与资金筹措表10.2.4.3成本费用总成本费用按要素成本法估算。生产成本由燃料费、动力费、工资、折旧费、修理费及其他制造费用组成。财务费用由建设投资74、贷款及流动资金贷款利息组成。固定资产采用直线折旧法，生产房屋按30年，设备及管道按20年提取折旧，固定资产残值率5%。达产后，年平均总成本费用为5777万元，总成本计算详见附表。10.2.4.4销售收入及利润分配本项目年总供热量149万GJ。本次经济评价采用不含税方法计算，年平均销售收入6336万元。本项目产品增值税率为：采暖13%。城市维护建设税率7%，教育费附加3%。所得税率25%,公积金10%，逐年交纳所得税、提取公积金、利润分配等详见附表6。依据上述条件计算静态指标如下：总投资收益率 3.59%；资本金净利润率 5.57%。10.2.4.5盈利能力分析盈利能力分析指标：财务内部收益率、75、投资回收期、财务净现值等详见现金流量表。项目投资现金流量表计算见附表。项目资本金现金流量表计算见附表。财务内部收益率（%）（所得税后）：4.5%项目投资财务净现值（所得税后） (ic=3%)： 3418万元 项目投资回收期（所得税后）：14.65年(含建设期1年)资本金财务内部收益率（所得税后）：5.19%由表可知，项目投资财务内部收益率（所得税后）高于业主期望值收益率3%，资本金财务内部收益率（所得税后）高于业主期望值收益率3%，该项目可行。10.2.4.6生存能力分析财务计划现金流量表见附表，由表可知本项目各年均有足够的净现金流量维持生产正常运行，项目累计盈余资金3919万元。10.2.476、.7清偿能力分析资产负债的计算详见附表，由表可知本项目资产负债率较低，表明企业经营安全、稳健，具有较强的筹资能力，项目投资风险较小。本项目借款偿还期15年，宽限期1年。采用等额还本，利息照付方式还款。还本资金来源为折旧及摊销，当折旧及摊销部分不足偿还时，可用未分配利润偿还，借款还本付息计划表详见附表。由利息备付率及偿债备付率指标可知，本项目利息备付率及偿债备付率前期均小于1，说明前期的还款压力大，当折旧与摊销及未分配利润不足以偿还时，需发生短期贷款来偿还长期贷款压力。到了第六年，利息备付率逐年增高且大于1。指标较好，说明本项目用于还本付息的资金有一定的保障。10.2.4.8不确定性分析1)盈亏77、平衡分析盈亏平衡分析以生产能力利用率表示的盈亏平衡点（以项目达产后第一年为基础）其计算公式为：（生产能力利用率）/（CV-T）=65.21%计算结果表明，该项目只要达到设计能力的65.21%，即达到盈亏平衡。2)敏感性分析 本工程对建设投资、营业收入、热源价格、采暖负荷等敏感性因素进行分析，敏感性分析见表。从敏感性分析表可见供热价格的变化对评价指标的影响最为敏感，该项目具有一定的抗风险能力。10.2.5 财务评价结论主要技经指标见附表。该项目各项经济指标都能达到业主的期望值要求，有一定的盈利能力及抗风险能力,从经济的角度看该项目可行。第十一章 项目实施进度本工程设计安装主要设备及其附属设施。具体时间安排如下：2010年2月2010年3月初步设计。确定设计方案和技术要求，提供主要的设备清单。2010年3月2010年4月设备的考察和招标订货。2010年5月2010年7月施工图设计、施工图纸报审查中心审查、建设单位做好场地平整工作，施工场地具备施工条件。2010年8月2010年10月首站施工，具备试运行条件。2010年10月2010年11月各个系统完成安装运行调试，冷运、热运正常，具备正常运行条件，准备供热。