初可研报告《第五卷热电厂部分5》

1 初可研报告 第 5卷热电厂部分 5 吉林省电力勘测设计院 2002年 8月 目 录 1、概述 1、项目背景及任务依 1、 2选厂组织和工作情况 2、电 力 系统 2、 1桦甸市电网现状 2、 2桦甸市电力负荷预测及电力平衡 2、 3电厂与电力系统联网方案的设想 2、 4新建变电所 的必要性 2、 5电厂电气主接线 3、燃料 3、 1油页岩资源及干馏炉半焦产品 3、 2燃料消耗量 4、建厂条件 4、 1厂址概述 4、 2交通运输 4、 3供水及水源 4、 4除灰及贮灰场 2 4、 5厂址区域稳定与工程地质 5、工程设想 5、 1电厂建设规模与建设理度的初步设想 5、 2电厂总体布置方案初步设想 5、 3主要经济技术指标 6、环境保护 6、 1厂址所在地区环境的现状 6、 2环境保护及治理措施的初设想 7、节约及利用能源 8、电厂定员 9、投资估算及经济效益分析 9、 1投资估算编制原则 10、结论及建议 附件： 3 1、概述 1、 1项目背景及任务依据 桦甸市位于吉林省东南部山区，是吉林省县级市，人口约 政设施较完善。距离吉林市约 120 公里 ,距长春市 230 公里 .。区内有烟筒山至白山铁路通过 ,，桦甸与吉林市有柏油公路相联，正在建设中的长春至大蒲柴河高级公路在矿区 (厂址 )南侧通过。因此 ,交通运输方便。 该地区地表水为松花江水系在桦甸通过，具有相对的比较丰富的水力资源，浑发河横贯桦甸中部，经密蜂砬子流入第二松花江。 桦甸页岩以其储量大、埋藏浅、含油率高等特点在我省经济发展中占有重要地位。合理利用能源，综合开发油页岩资源，建设热电厂，有效利用干馏炉所产半焦产品发电供热，并进行灰渣综合利用，有着综合的经济效益和社会效益。 省政府对开发利用桦甸油页岩资源非 常重视，先后召开几次专门会议，成立了吉林省油页岩综合开发办公室。并组成吉林省桦甸油页岩集团公司。本着油页岩综合开始的原则，提出油页岩开采 干馏厂 热电厂 灰渣综合利用同步建设的设想。为此，东北电力学院、东方锅炉厂于 2002 年再次合作，对油页岩经干馏所的半焦产品的燃烧特性进行专题研讨和详细的论述，认为半焦产品渗加部份油页岩做为燃料，在循环流化床锅炉内燃烧是可行的，并提供了相应的资料。 根据燃料、运输、水源、灰场及综合利用等条件，在桦甸市油页岩矿区具备建设热电厂条件，电厂厂址位于桦甸市公郎头区内。 4 和工作情况 2002年 6月 20日，我院受吉林省油页岩综合开发办公室的委托，立即开展本工程的准备工作。 2002 年 6 月 2425 日，在吉林省油页岩综合开发办公室的组织下，在桦甸市政府及市直有关部门的配合下，我院与参加本设计工作的省煤田勘察设计院、省煤矿设计院、省建材设计院、洛阳石化工程公司等共同对建厂厂址进行了现场踏选及调查研究工作，通过踏查调研，认为公郎头山厂址条件较好，范家沟可做为备用灰场，拟采用松花江上红石水库下游的取水方案。 为开展设计工作，同时研究明确了初可研阶段的设计分工：我院负责编制吉林油页岩 综合开发工程初可研报告中“总的部分”、“热电厂部分”和“公用工程式部分”。吉林省煤田勘察设计院、负责“公郎头、大城子勘探区储量概况”的报告；吉林省煤矿设计院、沈阳煤矿设计研究负责编写“油页岩开发”报告；“干馏厂”部分由洛阳石化工程公司负责编制；灰渣综合利用中的“水泥”、“砌块”“陶粒”报告由吉林省建筑工业设计院负责编制。 2002年 7月 8月份，吉林省油页岩综合开发办公室曾多次召开本工程协调会，并请有关专家就工程中的一此技术问题进行了广泛研讨。 在上述工作的基础上，我们进行了本工程初可研报告的编制工作。本卷 “热电厂部分”的设计范围包括电厂本身的工艺系统及厂区内的规划布置，厂区外燃料输送系统、供水系统、供热系统及配电系 5 统列入“公用工程”部分。 2、 电力系统 2、 1桦甸市电网现状 桦甸市电网位于吉林省电网的东部，吉林地区网的末梢。桦甸市供电网现有 220千伏变电所一座，变电容量为 90兆伏安； 66千伏变电所 22座，其中局属变电所二座，变电所容量为 30兆伏安，用户变电所 10座，变电所容量为 电变电所 10座，变电所容量为 电变电容量为 桦甸市现有两个供电电源，桦甸变 和红石电厂，桦甸变供 11 座6666 千伏变电所， 2001 年供电负荷为 瓦，红石电厂供 66 千伏变电所 11 座， 2001年供电负荷为 25兆瓦。 220千伏变出二回 220千伏线路，一回联入与系统联网的 220千伏磐石变，另一回与红石电厂相联（系统末端）； 66千伏出线 7回，二回与磐石变相联，一回线与红石电厂相联，二回与桦甸热电厂相联，二回负荷线。桦甸市供电网现状详见图 22 2、 2桦甸市电力负荷预测及电力平衡 2、 桦甸市电力负荷在吉林地区各市县中占据中等水平， 2001 年供电 负荷 84瓦，其中 220千伏桦甸变供电负荷为 59兆瓦。根据吉林地区“十五”期间电力网规划中对电力负荷发展水平预测结果，桦甸变2005 年负荷约达 80 兆瓦， 2010 年约达 120 兆瓦，“十五”期间电力负荷年递增率为 “十一五” 期间电力负荷年递增率为 6 桦甸市电力负荷增长速度超过全省负荷平均发展水平。 本工程热电厂建设属综合开发工程中的一个项目，是发电工程，另外三个项目是用电负荷项目，其一为灰渣综合利用项目，包括水泥厂、陶粒、砌块，共需用电 瓦。其二为矿区开发工程，有四个井，共需用电 瓦。其三为干馏厂部分，共需用电 瓦。总共需用电 220 千伏桦甸变供电负荷及油页岩综合开发工程用负荷详见表 1和表 2。 2、 桦甸市电力平衡及本工程热电厂电力平衡结果详见表 3和表 4。 由表 3可见，桦甸市从目前一直到 2005年大部分荷由系统供给，桦甸热电厂所发电力，仅占目前供电负荷的 1/6左右。随着电负荷的增长，桦甸市电力缺口额越来越大。 2005年本工程电厂建成投运后，由于其它三个项目所需电力负荷 瓦，供出电力较小，仍不能满足桦甸市供电负荷需要，只有在冬小负荷电厂 最大出力时，电力供需基本平衡，其它运行方式桦甸市都缺电， 2005 年缺额最大达 2010年缺最大达 由表 4可见，油页岩综合开发工程，电厂最大出力时（扣除直供负荷）电力余额为 瓦，在一台大机组检修时电力缺额为 正常运行方式时，电力盈余仅为 此油页岩综合开发工程基本是供需自相平衡。 2、 3电厂与电力系统的联网方案设想 7 热电厂建设规模为 2台 50兆瓦机组，预 2005年建成投运，不考虑远期发展。 根据电厂建设性质以及直供负荷情况，油页岩电厂宜以 66 千伏电压联 网。 热电厂距 220千伏桦甸变约 13公里，根据桦甸市目前电网情况，电厂接入桦甸变较合适，在满足综合开发工程直供负荷外，可将剩余电力直接入桦甸市电网，满足供电负荷的需求。电厂联网方案初拟以二回 66千伏线路联入桦甸变，导线型号选择 2、 4新建 66千伏变电所的必要性 油页岩开发工程中的矿区开发工程和干馏厂部分，根据规程规定为保证人身安全和供电可靠性，要求供电电源点来自两个不同方向，而两个项目总供电负荷为 瓦，按照上述条件，这两个项目具备了新建一座 66千伏变电所条件，因此，在适当点新建一座 66千伏变电所是必要的。新建变电所联网方案初拟出二回线，一回联入电厂，一回联入桦甸变，导线号采用 井工程和炼油项目用电分别来自于新建 66千伏变电所和电厂，双侧双回路供电。 2、 5电厂电气主接线 热电厂建设为两台机组、三回 66 千伏出线，为保证电厂安全可靠运行，电电气主结线宜采用双母线结线方式。 8 表 1 22千伏桦甸变电所电力负荷预测表 单位： 号 单位 2001年 2002年 2003年 2004年 2005年 2010年 一 供电负荷 5 70 75 80 120 二 同时率 合计 桦西 10 4 8 28 2 永安 20 23 26 9 35 3 石门子 榆木 八道 文华 常 山 宏伟 0 15 9 红石 0 红石水电 1 红林 2 桦北 20 表 3 桦甸市供电电力平衡表 单位： 号 项目 2002年 2003年 2004年 2005年 2010年 冬大 /冬小 冬大 /冬小 冬大 /冬小 冬大 /冬小 冬大 /冬小 1 供电负荷 65/0/49 75/ 装机容量 18 18 18 118 118 其中 桦甸电厂 18 18 18 18 18 本工程电厂 100 100 3 备用与厂用 最大供电能力 正常供电能力 一台大机组检 修时供电能 力 最大供电能力 时电力盈亏 正常供电能力 时电力盈亏 一台大机组检 修时电力盈亏 9 表 2 油页岩电厂电力负荷预测表 单位 :号 名称 2005年 1 水泥厂 24 2 陶粒 砌块 一井 12 5 二井 三井 四井 干馏厂 计 4 油页岩电厂电力平衡表 单位： :号 名称 2005年 一 供电负荷 装机容量 100 热电厂 100 三 最大供电能力 85 四 正常供电能 力 68 五 一台大机组检修供电能力 最大供电能力时电力盈亏 正常供电能力时电力盈亏 一台大机组检修时电力盈亏 、燃料 3、 1油页岩资源及干馏炉半焦产品 吉林省桦甸油页岩是我煤炭基地之一，据探明地质储量较为丰富，桦甸油页岩矿田分布于桦甸市区北至的整个桦甸盆地区域内，按地质购造和自然条件，整个矿由西向东划分为北台子、大城子、公郎头三个区及南部庙岭区，矿田东西长近 15北宽 4 个矿区的地质储量为 业储量 油率 7%以上的可供开采利用工业储量 桦甸油页岩属优质油页岩，含油率较高，一般为 5其发热量在 21003300分较高，一般在 4885% 10 左右，可作电厂用煤。 与电厂建设规模相配，矿区开发规模为 285万吨 /年，分为 4个井区。干馏厂部分建设干馏炉一台（套），耗油页岩 6232 吨 /日，年运行 330天。年耗油页岩 半焦 150万吨 /年。半焦产品发热量为 900 根据东北电力学院与东锅（集团）股份公司 “吉林油页岩与油页岩半焦混合燃料 240t/供的数据，本工程燃料按半焦产品加油页岩的混合燃料设计。900油页岩热值为 J/300 混合比例按着半焦产品 75%、油页岩 25%，混合燃料热值为 J/250 混合燃料灰份按 75%。 3、 2燃料消耗量 按上述煤种（半焦产品 +油页岩），本工程建设两台 240t/台耗用燃料 h,两台炉耗燃料 t/h，年利用小时数按 7000小时计算，年耗燃料约为建设 200万 t，其中半焦产品为 150万吨，油页岩 50万 t。 4、建厂条件 4、 1厂址概述 桦甸市位于吉林省东南部山区，是吉林省县级市铁路，公路交通都十分便利，四通八达。油页岩资源比较丰富，生活条件有桦甸市做为依托，适合在油页岩矿区建设电厂。 本地区属于大陆性季风气候，一年四季分明，春季干燥多风，夏 11 季炎热多雨，秋季秋高气爽，冬季严寒漫长 年平均气温 端最高气温 36. 0C 极端最低气温 小相对湿度 1% 年均匀降雨 量 均匀蒸发量 1143大风速 20m/s 年日照时数 主导风向 西南风 最大冻土深度 197 电厂在厂址选择时考虑在物料输送上炼油厂及灰渣综合利用的衔接关系将电厂布置在公郎头区。 该厂址桦甸以东约 10 公里，北靠辉发河，在公郎头油页岩矿北测，地域海拔高为 275貌属低山丘陵地，地形起伏不平高差较大。厂区范围内为林地，耕地及民房，场地需要平整，土石方工程量较大。民房需动迁，厂址不压矿，末发现有名胜古迹。厂区位于桦甸市主导风向的下风侧。 厂址区域百年一遇洪水位为 位于厂址百年一遇洪水位以上。 4、 2交通运输 电燃料运入及灰渣运出均采用皮带或公路输送，条件完全具备。详见公用工程部分。 关于电厂大件设备设备运输问题，已有白山 300红石50制造厂发出的大件设备可经铁路送至盘石火车站再送至电厂。 电 厂与干馏厂及灰渣综合利用厂之间采用公路联系并通过矿井之间的公路与市郊公路相连接。 4、 3供水及水源 4、 12 为了尽可能的减少电厂用水其它工业 ,城市生活用水之间的矛盾，电厂设计将采取节水措施，提高水的综合 利用率，减少外排水量。根据本地区的河流特征，电厂供水将采用冷却塔的二次循环供水系统。在考虑了采用目前可能的节水措施以后，经初步估算，电厂容量为 2 50耗量约为 500万 4、 吉林省油页岩综合开发工程包括矿区开发工程、干馏工程、发电工程、灰渣综合利用水资料，经与关单位认真核对用水量列表如下： 吉林省油页岩综合开发工程用水量表 4、 厂区位于水利资源相对比较丰的地区，该地区有第二松花江和辉发河流过。根据本次选厂水文调查分析，市区地下水为第三系油页岩层，厚达 300 500m 不含水，目前工业用的地下水为第四系浅层地下水，年可开采储量为 595 开采了 剩 267万 分布在边缘，水量又少不宜作集中供水水源。 辉发河发源于辽宁省清源县龙岗山脉，以 柳河、东丰、梅河口、辉南、盘石等县市由西向东经桦甸市，在金河乡福安屯流入第二松花江。流域面积 14830大年径流量 114 108 年增均径流序号 项目 水时用水量 日用水量 年用水量 m3 04 矿区开发工程 100 2400 60 2 炼油工程 33 792 发电工程 650 20400 500 4 灰渣综合利用工程 289 合计用水量 1078 25881 644 13 量 28 108 发河水量变化幅度大，汛期流量 2000 9000 枯水期流量很小。当频率为 P=97%时，辉发河流量为 0.3 ，日来水量为 104 甸市现已利用 104 前，辉发河水污染严重，只能做一部分工业用水考虑。 关门砬子水库位于辉发河支流发别河中流，距市区 18于 1973年，库容 401 104 一座以城市供水为主，结合灌溉、发电、养鱼、防供综合利用的型国营水库，现供水量为 1 104 。规划建成水量 4 104 的水库。做为 2010城市规划水源。 拟建中的万两水库为一小型水库，坝址以上流域面积 160水量 401 104 。建成后做为 2030城市备用水源。 拟建中的小红石水库，为以发电为主的一小型，坝高 78m，坝址距红石水电站有 7工业区约有 25工期能同步，可做为工业区用水水源。但需与有关水库管理部门协商。 第二松花江发源于长白天池，全长 1972域面积 04甸市境内国家建有白山，红石两座梯级水电站，白山水库位于桦甸市白山镇，第二松花江干流上，是丰满水库以上的第三个梯级，距丰满坝上约 190库控制面积 1.9 我省第二座大型水利枢纽工程，水库以发电为主，装机容量 150万 顾防洪、航运和养殖等综合利用，承担着东地区电网调丰和汛期为丰满水库错峰的任务。红石电站位于桦甸市 30丰满水库以上约 154丰满水库回水的末端，白山电站以下36 丰满水库以上的第二个梯级，水库 1982 年动工， 1985 年 14 蓄水，同年 12月第一台机组发电。红石电站以上集水面积 20297 容貌 108利库容 108机 504台。为一日调节水库，每日放流时间为 7 小时，放流量为 250m3/s，枯水期放流量为 60m3/s。红石水库水量丰富，白山电站水量不断补给。作为供水水源是可靠的。但坝上取水距拟建厂址约 35离较远。坝下取水，因红石电站是调峰电站，下游取水水量受调峰限制，枯水期取水不能保障用水（不发电坝下会断流），需建 砼低坝截水以保证厂区用水。 根据上面分析，第二松花江上沿江村附近修建滚水坝，滚水坝距红石水电站约有 30 设取水设施及岸边水泵房，由供水管路送至厂区是可行的，管路长约 1820 电厂采用干式除灰，考虑综合利用。 为了电厂保证电厂均衡生产，设有备用贮灰场。用户可在电厂内直接取干灰也可以在备用贮灰场场内取灰。备用贮灰场拟选用距电厂较近的范家沟。距电厂大约 里，占用部分耕地，库容按本期 6个月的灰渣量考虑。坝长期 200米，坝高 8米。 4、 5电厂址区域稳定与工程地质 电厂区位于公郎 头矿区，地质构造属新华厦构体系长白山巨型隆起带，龙岗支脉侵蚀构造中低山区，区域地导线有二迭系寿山组凝灰质岩类，朱罗系苏密沟组安山质类，第三系桦甸组会煤地层及第四系松散堆积层或燕山期侵入花岗岩构成。该 地区末发生过震级较大地震，无活动性断裂通过，故为稳定地区。据有资料，厂址下没有发现 15 可供开采之矿藏。地下水为第四纪浅层孔隙水，水位埋深 2甸市地震裂度为 大冻土深度为 197址百年一遇洪水位 区不受洪水淹没。 综上所述，厂址区域稳定，适宜建厂，但根据地貌看厂址土石方量较大，需要 人工处理地基。对于厂区本身的地层详细情况，有待下段勘探工作中查明。 5、工程设想 5、 1电厂建设规模与建设进度的初步设想 电厂建设规模与矿区开采和本项目的综合开发规模相协调一致，拟建设容量为 2 50组，配 2 240 t/h 循环流化床锅炉， 250满足矿区开采、炼油厂、灰渣综合利用各厂的用电负荷和用汽负荷。 电厂建设进度同综合开发项目进度相一致，宜在 2005年建成。 5、 2电厂总体布置方案初步设想 电厂厂址位于吉林省桦甸市公郎头矿田 1号矿井和 2号井之间 。厂区零米标高暂按 282285厂总平面拟采用常规四列式布置，即开关场、主厂房、冷却塔、储煤及上煤设施。本期工程建设烟囱一座，高 180m。 本工程一次建成，不留扩建条件，厂区占地初步确定为 顷。 电厂燃用半焦产品掺加部分油页岩，由厂外通过管带式胶带机输送至电厂，电本期新建三座混料罐，每个罐储量为 4000 吨。燃料经 16 混料罐、胶带机、细碎机室至锅炉房煤仓间。 电厂供水采用带冷却塔的循环水系统，建厂江边取水泵房。 电厂采用干式气力除灰、电除尘、灰渣大部分考虑综合利用。 电厂化学处理系统，采用一级 除盐加混床系统。 电气系统主接线采用双母线结线方式。 热控系统采用集散式微机控制。 电厂生活区结合桦甸市城市规划系统一安排 5、 3主要经济指标 年发电量 70000 供电量 64400用电率 8% 发电标准煤耗 热标准煤耗 41J 6、环境保护 6、 1厂址所在地区环境的现 状 桦甸地处吉林省东南部山区，三环山，为狭长槽形盆地，对大气环境容量有影响，地理位置东经 126。 16 127。 45 ，北纬 42。 34 43。 29 ，该地区属区属于温带大陆季风气候，四季分明，春季干燥多风，夏季湿热多雨，秋季凉爽明朗，冬季寒冷漫长。多年平均气温为 ，最高气温 ，最低气温 ，最大冻土深度 197大风速为 20m/S,主导向为西南风。 本地区大气主要污染为工业小锅炉及民用小炉窑所排放的烟尘 17 和二氧化硫，其次为地面的二次扬尘，且有不同程度超标。其次辉发河的主要污染物为悬浮物 ， 6、 2环境保护及治理措施的初步设想 6、 电厂对大气的污染主要是由烟囱排出粉尘及二氧化硫，为了减少污染物的放量，减轻烟尘对环境，拟选用高效率的电气除尘器，以达到国家“火电厂大气污染物排放标准”。 按照煤种，电厂选用电气除尘器，烟囱选用 180m，初步计算，电厂容量为 100尘及二氧化硫的排放量均末超过“火电厂大气污染物排放标准”中的规定要求。 6、 本项目为煤电渣综合开发，电厂生产的灰渣考虑综合利用，制陶粒初期规模每年吃掉 86万 t/年。其余部分运贮灰场以后待用。 6、 电厂废水主要有生产排水、酸碱废水、含油污水、地面雨水排水。各类废水均考虑分别进行处理，对化学水处理室的酸、碱水采用中和池，使水质 区排水及其他含油废水，采用隔油 浮选 活选性炭吸附处理后排放。输煤系统粉尘采用水冲洗系统，经沉淀处理后排放。 6、 锅炉排汽采取安装消音器。对转动设备订货时提出噪声要求，尽量降低噪声，保护人身健康。 18 6、 根据上述分析，所采取的措施，大论气排放、灰渣废水治理、噪声防护均能满足国家排放标准要求，从环保角度看建设电厂是可行的。建议及早委托环保部门做出环境评价，以便开展可行性研究工作。 7、节约及利用 本工程为开发新能源建设电厂，灰渣综合利用工程，减少灰渣对环境的污染，大大的提高了环境卫生的标准。 电厂设计时考虑一水多用，采用节水措施，在设备选型上采用节能型设备及工艺系统。 8、电厂定员 参照国家电公司于 1998 年 4 月颁发的火力发电厂劳动定员标准（试行）的规定，本工程电部分和物料输送系统的设计定员为 350人。 9、投资估算及经济分析 9、 1投资估算 9、 a）国家计委、经贸委、建设部颁发的计基础（ 2001） 26号文“关于印发热电联产项目可行性研究技术规定的通知”； b）国家经贸委 2002 年 16 号令“公布火电、送变电工程建设预算费用构成及计算标准（ 2002年版）”； c）定额采用国家经贸委 2002年 15号令“公布电力工程建设工程概算定额 建筑工程、热力设备安装工程、电气设备安装工程 19 （ 2001年修订本）”； d）主设备按照设备厂家询价方式，其他设备参照同类型工程定货价格或询价计列； e） 装置性材料综合预算价格采用东电定额 200207号“关于发布东北地区电建设工程装置性材料信息价格的通知”执行； f）建筑材料价格执行 2002 年颁发的电力建设概算这额价目表中的建筑材料价格。不足部分参照市场价格计列； g）征地、树木、房屋拆迁赔偿按桦甸市有关部门提资料计列。 9、 电部分投资构成情况表 9 分摊公用工程后投资估算构成表 序号 项目 单位 投资额 备注 一 厂内、外生产工程 万元 47285 二 公用工程 万元 12083 含其他费用及基本预备费 三 其他费用 万 元 4546 四 基本预备费 万元 5183 五 工程静态投资 万元 69817 六 建设期贷款利息 万元 3460 含公用工程建贷利息 635万元 七 工程动态投资 万元 73277 八 流动资金 万元 1021 含电部分铺底生产流动资金 九 工程计划总投资 万元 74928 分摊公用工程投资的构成见公用工程投资估算表。 9、 2经济效益分析 9、 a）根据国家计委、经贸委、建设部颁发的计基础（ 2001） 26 号文“关于印发热电联产项目可行性研究技术规定的通知”附件 4 20 热电联产项目可行性研究财务评价方法的相关实施标准标准执行。 b）电力工业部电规经（ 1994） 2号关于印发电力建设项目经济评价方法实施细则（试行）等文件的通知。 c）国家计委、建设部颁发的建设项目经济评价方法与参数第二版。 9、 a）本工程注册资金按总资的 30%考虑，其余 70%按融资考虑，年利率 投产后 8年还款。 b）增值税率按“照财政部国家税务总局关于部分资源综合利用及其他产品增值税政策问题的通知 2001 年 12 月 1 日财税 2001198号”文的规定减半执行。 c）基本 原始数据见表 9 9、 3财务评价结果： 9、 9、 a）敏感性分析 通过对投资总额、煤价、热价及发电设备利用小时数等到几个参数进行敏感性分析，可以看出在相应变动幅度内内部收益率均大于8%，说明具有一定的抗风险能力。 b）盈亏平衡点 21 采用固定成本最大年的数据进行盈亏平衡分析可以得出，本工程盈亏平衡点为 有一定的抗风险能力，当贷款逐渐还清后，盈亏平衡点回小得多。 具体指标情况详见表 9 发电工程总估算表 表 9装机方 案： 2 240t/1 50金额单位：万元 序号 工程及费用名称 建筑工程 费用 设备购置 费用 安装工程 费用 其他费用 合计 各项占总计 % 单位投资 元 / 厂内生产工程 18078 19909 9298 47285 729 1 热力系统 6243 12328 4946 23517 352 2 燃料供应系统 3830 1912 216 5958 96 3 除灰系统 486 127 20 633 3 4 水处理系统 836 641 183 1660 66 5 供水系统 2320 202 695 3217 22 6 电气系统 530 3124 1958 5612 61 7 热工控制系统 1427 1228 2655 66 8 附属生产工程 3833 148 52 4033 03 二 其他费用 4546 4546 55 三 基本预备费 5183 5183 18 工程静态投资 18078 19909 9298 9729 57014 100 5701 各类费用单位投资（元 /千瓦） 1808 1991 930 973 5701 各类费用占静态 投资的（ %） 00 四 建设期贷款利息 2825 2825 283 五 工程动态投资 18070 19909 9298 12554 59839 5984 六 铺底生产流动动 资金 278 278 28 六 工程计划总投资 18078 19909 9298 12832 60117 6012 22 表 9 原始数据表 装机容量 100 站运行期 20 年 建设期 3 年 投产期 1 年 电厂服务期 24 年 折旧年限 15 年 定员 350 人 摊销年限 10 年 第一台机组投产 第 4年 1月 第二台机组投产 第 4年 5月 设计年利用小时数 7000 小时 投产年固定资产形成比例 50 % 发电标准煤耗 g/热标准煤耗 41 J 费率 残值率 3 % 厂用电率 8 % 发电厂用电率 供热厂用电率 6 J 固定资产形成率 100 % 修理费率 福利费率 14 % 劳保统筹费率 17 % 所得税率 33 % 保险费 % 公益金 5 % 盈余公积 15 % 电力增值税率 热力增值税率 13 % 城乡建设税率 7 % 教育费附加 3 % 基准收益率 8 % 热电分摊比 92 % 价格 水费 4 元 /料费 12 元 /资 10000 元 /人年 标准煤价格 231 元 /t 电厂出口电价 240 元 /厂供 热价格 18 元 /他费用 10 元 /渣价格 (综合 ) /t 资金 长期贷款利率 还款方式 最大能力还款 流动资金贷款利率 贷款偿还年限 11 静态投资 69817 万元 第一年投放比例 15 % 第二年投放比例 40 % 第三年投放比例 30 % 第四年投放比例 15 % 注资比例 30 % 资本金第一年投放比率 15 % 资本金第二年投放率 40 % 资本金第三年投放率 30 % 资本金 第四年投放率 15 % 无形及递延资产 万元 摊销年限 10 % 年发电、供热量 投产年发电量 500000