某20mw生物质气化燃气-蒸汽联合循环发电工程可行性研究报告

F200612K-C-01。本项目在厂内还设有可储存3天灰渣量的临时灰渣堆放场地。由于生物质气化后的灰渣可以全部综合利用，故本项目不设永久灰渣场。软化水系统软化水处理装置是供给余热锅炉合格的锅炉用水，满足锅炉和螺杆膨胀动力机水质的要求，提高主机设备使用寿命，减少设备故障率。本项目设置出力为10t/h软化水处理系统。水源和水质本项目取用草堰河水作为工业用水及机组冷却水补水，经软化处理后的水供给余热锅炉。余热锅炉的蒸汽参数为1.6MPa，饱和蒸汽。河水经一体化净水装置处理后的水质指标为：浊度≤5mg/l，PH值：6.5～8.5，溶解氧≤8mg/l，氯化物≤200mg/l。满足工业用水及软化水进水指标的要求。草堰河水质分析见REF_Ref150923198\h

表6.71。

表STYLEREF2\s6.7SEQ表\*ARABIC\s21水源水质指标序号项目单位分析结果序号项目单位分析结果透明度微混浊外观无色嗅味无1Mn2+mg/L﹤0.0016溶解固形物mg/L3262Fe2+、Fe3+mg/L﹤0.17Cl-mg/L19.33Cu2+mg/L﹤0.0088SO42-mg/L62.84Al3+mg/L﹤0.059NO3-、NO2-mg/L8.25总硬度mmol/L138.1注：本表为草堰河参考水质，由业主提供。锅炉给水及炉水水质标准锅炉水质标准应符合《低压锅炉水质标准》（GB1576-1996）的规定，见REF_Ref150923220\h表6.72REF_Ref150923231\h表6.73。表STYLEREF2\s6.7SEQ表\*ARABIC\s22锅炉给水水质标准项目标准锅炉压力(MPa)悬浮物(mg/l)总硬度(mmol/l)油(mg/l)PH(25℃)溶氧(mg/l)其他现行标准（GB1576-1996）0.98～1.57≤５≤0.03≤2≥7≤0.1表STYLEREF2\s6.7SEQ表\*ARABIC\s23锅炉炉水水质标准项目标准锅炉压力（MPa）总硬度(mmol/l）PH(25℃)溶解固形物（mg/l）硫酸根离子（mg/l）磷酸根离子（mg/l）其他现行标准（GB1576-1996）0.98～1.57≤0.0310～12＜300010～3010～30软化水处理系统软化水处理系统出力确定软化水补充水量确定见REF_Ref150923256\h表6.74。表STYLEREF2\s6.7SEQ表\*ARABIC\s24补充水量统计表序号损失类别正常损失损失量（t/h）1厂内汽水损失锅炉蒸发量3%1.142锅炉排污损失锅炉蒸发量2%0.763水处理自身耗水量3合计4.9考虑到锅炉启动及事故用水，则软化水处理系统的出力确定为10t/h。软化水处理装置根据用水水质及补充水量，本项目采用一套由两级钠离子交换串连的一体化软化水装置，设1座50m3软化水箱。出水总硬度≤0.005mmol/l，能够满足锅炉补充水的水质要求。（软化水工艺流程图见附图F200612K-H-01）供、排水系统供水系统根据本项目的规划容量，机组总用水量统计见REF_Ref150923270\h表6.81。表STYLEREF2\s6.8SEQ表\*ARABIC\s21用水量统计表用水量项目单位（t/h）供水方式36×500kW内燃机冷却水36×50二次循环供水（闭路运行）燃气净化系统补水30补给水系统，草堰河水源软化水处理用水补水15补给水系统，草堰河水源工业用水补水8补给水系统，草堰河水源生活用水1.0城镇自来水供给冷却塔蒸发、风吹、排污损失100其他7合计循环水供水：1800t/h，补给水：160t/h，自来水：1.0t/h本项目工业用水、化学用水、净化系统冷却水源均由草堰河边的补给水泵房取水供给，生活用水由草堰口镇自来水接管入厂供给，全厂供水量按项目总建设规模一次考虑。补给水泵房总取水规模为200t/h，泵房内设置3台离心水泵，两用一备。排水本项目排水采用雨水、废污水分流制。雨水经场地、道路及雨水口汇集后排入雨水检查井，再直接排入厂区附近的草堰河。废污水包括生活污水和生产废水，其中生产废水包括锅炉连续排污水、循环水排污水和软化水处理过程中的含盐废水等。生活污水由各建筑物排出后经化粪池处理，再汇入工业集中区生活污水处理设施统一处理达标后再排放。生产废水由厂区内处理达标后排放。燃气净化系统的生化水处理过程采用闭式循环，不对外排放废水。生活、消防给水系统生活给水系统：生活用水采用城镇自来水。消防给水系统：根据《火力发电厂与变电所设计防火规范》（GB850229-96），消防水量见REF_Ref150923284\h表6.82。表STYLEREF2\s6.8SEQ表\*ARABIC\s22电厂消防用水量表项目类别用水量(m3/h)消防历时(h)消防总用水量(m3)备注主厂房室内消防36272同时使用水枪2支，单支最小流量5l/s主厂房室外消防542108一次灭火用水量15l/s原料仓（室内单体）722144同时使用水枪2支，单支最小流量5l/s合计（一次消防最大）902180主厂房室内、外灭火用水量之和电厂消防用水量按同一时间一次消防最大用水量考虑，由上表可知。电厂消防用水量为90m3/h，消防水压经计算为0.70MPa。选用消防水泵规范如下：流量：Q=90m3/h扬程：H=0.8MPa功率：N=37kW台数：2台（一用一备）消防水池可采用循环水水池兼用，并留足2小时消防用水量不作其他使用。电厂消防以水消防为主，在控制室、配电间、变压器及其他电器设备处，采用移动干式灭火器。电缆接头及密集处等采用悬挂式高温自动灭火器及密封装置。在内燃发电机组厂设置烟探测器等火灾自动报警系统。料仓设置水喷淋消防。厂区消防给水管网在主厂房四周为环状管网布置，其他设施为枝状布置。内燃发电机组厂房布置布置原则内燃发电机组厂房布置原则按照生物质气化发电的特点和工艺流程要求，并考虑各设备的运行操作、维护检修及通风采光等因素，按功能分区规划，力求简单适用、紧凑合理的布局，从而节省管道、电缆和土建三材用量，节省工程投资。同时，在主厂房布置中也充分考虑了生产人员的正常疏散和消防等要求。布置方案内燃发电机组厂房每组平面尺寸为54×19m，共4组。每组内燃发电机组厂房包括内燃发电机组、余热发电机组、配电室等，内设置9台500kW内燃发电机组及1台500kW余热发电机组，机组控制室分别设置在厂房内。内燃发电机组厂房设备所需要的水、电、气均由主厂房内管沟进、出。配电间及10kV升压站布置在厂房一侧。内燃发电机组厂房跨距12m，长54m，柱距6m，屋顶层标高10.5m。汽机房内设单动单梁起重机1台，起重量为5t，跨度为10.5m，行车轨底部标高为8.00m。除氧器设置厂房内4.00m层，在其下部的设余热余热发电机组控制室。主厂房及主要建（构）筑物土建结构采用的主要建筑设计规范、标准：《小型火力发电厂设计规范》（GB50049-94）；《火力发电厂与变电所设计防火规范》（GB50229-96）；《火力发电厂土建结构设计技术规定》（DL5022-95）；《火力发电厂建筑设计规程》（DL/75094-1999）；《建筑设计防火规范》（GBJ16-87、2001年版）；《混凝土结构设计规范》（GB50010-2002）；《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001）。基本设计资料设计地震基本烈度：6度场地类型：Ⅲ类气象及地质资料：（见前）主厂房及主要建筑物土建结构、基础主厂房（包括内燃机厂气化炉厂房等）：采用现浇钢筋混凝土结构，围护结构根据不同位置可采用轻型围护结构或墙板结构。办公楼、综合水泵房及其他辅助、附属建筑物：采用砖混结构。基础：除主厂房及气柜等采用复合地基加固处理外，一般性建筑系采用条基基础。电气部分电气主接线电厂电气主接线拟定以下两种方案：方案一：35kV主变选用2台容量为12500kVA（变比为38.5/6.3）变压器，35kV母线为单母线接线，2台主变共用一段母线；6kV主变共有12台，4台容量为2500kVA（变比为6.3/0.4），另外8台容量为2000kVA（变比为6.3/0.4），6kV母线分2段，采用单母线分段接线，每6台主变共用1段母线，母线通过6kV联络柜连接。0.4kV母线分12段，单母线接线，其中12段母线接发电机出口，另外2段母线接厂用电变压器低压侧。36台500kW燃气内燃机发电机组以及4台500kW螺杆膨胀动力发电机组分为12单元，其中4个单元为3×500kW+1×500kW发电机组，经1台2500MVA主变升压至6kV；另外8个单元为3×500kW发电机组，经1台2000MVA主变升压至6kV，40台发电机升压至6kV后通过2台12500kVA主变升压到35kV，电厂馈出1回35kV线路经草堰口变电所与系统相连（电气主接线见附图F200612K-D-01）。方案二：35kV主变选用1台容量为250000kVA（变比为38.5/6.3）变压器，35kV母线1段，采用单母线接线；6kV采用单母线接线，不分段。0.4kV母线及发电机接线方式与方案一相同。40台发电机升压至6kV后经1台250000VA主变升压到35kV母线上（电气主接线见图F200612K-D-02）。方案一中6kV采用单母线分段接线方式，当其中一段6kV母线发生故障或者检修母线断路器时，只需停该段母线回路，电厂60％以上的发电量均可通过另一段母线送至系统，可靠性相对方案二较高，但是投资比方案二高些。方案二6kV单母线不分段接线方案，接线简单、投资省，缺点是一旦6kV母线发生故障或者母线检修时，电厂所有负荷都无法送至系统，可靠性差。以上两方案在技术上都是可行的，考虑到热电厂的装机规模，本报告推荐方案一作为主接线方案。厂用电系统及直流系统低压厂用电为380/220V三相四线制中性点直接接地系统，在6kVⅠ、Ⅱ段母线各设一厂用电降压变压器，两台变压器容量均为1000kVA，变比为6.3/0.4kV，两台变压器互为备用。每段0.4kV母线（0.4kVⅠ段～0.4kVⅫ段）均提供一组厂用电。其中一、二类厂用负荷采用双回路供电。根据《小型电力工程直流系统设计规程》规定，本工程直流电源采用1组500AHGFM型阀控式免维护蓄电池，直流电压为220V，供控制、保护、信号、事故照明、直流油泵等断路器合闸电源等直流负荷。蓄电池组按不设端电池设计，充电装置采用高频开关电源。直流系统采用单母线接线。热力控制控制方式本项目全部采用常规就地控制，根据各主设备的布置位置，就近分别设置控制间，主要有气化炉控制间、燃气内燃机控制间和余热发电系统控制间。循环水泵房、离心分离机、燃料输送等公用辅助系统采用就地控制方式。控制水平根据主、辅机设备的可控性，机组自动化水平按中等使用水平设计，运行人员能够在就地和控制室分别对主、辅机设备进行监视控制；气化炉和各燃气内燃机的控制和监视由随主设备提供的控制盘实现监控；余热发电系统的控制和监视采用常规控制形式。环境保护环境概况环境质量现状本项目位于江苏省盐城市建湖县草堰口镇北部204国道西侧（详见附图F200612K-Z-01）。盐城市位于苏北沿海中部，东濒黄海，海岸线长达582km，占江苏省海岸线61％。建湖县位于盐城市中西部，东与射阳县交界，南与盐都县接壤，西与宝应、淮安市毗连，北邻阜宁县隔草堰河水相望。草堰河镇位于建湖县东北，距离县城25.4km，北邻阜宁县，东靠串场河、通榆河。建湖县地处苏北里下河地区的腹地，境内沟河纵横，水系密布，土地肥沃，气候温和润湿，境内自然条件优越，水资源丰富，是国家级生态示范区。县内具有九龙口省级自然保护区，总面积23.3km2，湿地面积6.67km2，区内自然资源十分丰富，野生动物60多种。交通便利，地理环境优越。本项目所在地环境功能区划不属于“两控区”，也不在环境保护重点城市范围之内。项目所在地周围区域大气属于二类区，环境质量应达到国家《环境空气质量标准》（GB3095-96）的二级标准。附近串场河建湖段属于Ⅳ类功能区，应达到《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）的Ⅳ类水质标准；通榆河属于南水北调清水走廊，属于规划中的Ⅲ类区，其水质应达到《地表水环境标准》（GB3838-2002）的Ⅲ类水质标准。本项目所在地声环境总体属于Ⅰ类区，应达到《城市区域环境噪声标准》（GB3096-93）的Ⅰ类标准。考虑到厂址靠近204国道西侧，按此划分规定属于4类区，因此，204国道两侧声环境应达到《城市区域环境噪声标准》（GB3096-93）的4类标准。本项目位于规划中的草堰口镇工业集中区内，属于首批建设项目之一，周围基本为空地，厂址北侧的堰南九组村民房将以拆迁搬移。因此厂址周围环境保护目标较小，影响较弱。本项目执行的环保标准·《环境空气质量标准》（GB3095-1996），表1二级标准；·《污水综合排放标准》（GB8978-96），污水二级标准；·《地表水环境质量标准》（GB3838-2002），草堰河Ⅳ类标准（同串场河）；·《大气污染物综合排放标准》（GB16297-96），表2大气污染物第Ⅲ时段的标准；·《工业企业厂界噪声标准》（GB12348-90），4类标准（204国道西侧）；·《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2001），二类区第Ⅱ时段。有关标准级别及执行指标见表9.1-1，9.1-2：表9.1-1环境质量标准限值序号类别执行标准标准级别指标标准限值1大气《环境空气质量标准》（GB3091996）表1二级二氧化碳（mg/m3）年均值0.06日均值0.15小时均值0.50TSP（mg/m3）年均值0.20日均值0.302地表水《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）草堰河执行Ⅳ类标准类别Ⅳ类PH6～9DO（mg/l）≥3COD（mg/l）≤30高锰酸盐指数≤10硫化物（mg/l）≤0.5氨氮（mg/l）≤1.5总磷（以P计）（mg/l）≤0.3苯胺类（mg/l）饮用水源地标准硝基苯胺（mg/l）3声环境《声环境质量标准》（GB3096-93）2类昼60dB（A）夜50dB（A）4类（西侧靠近204国道）昼70dB（A）夜55dB（A）表9.1-2污染物排放标准序号类别执行标准标准级别指标标准限值1废气《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）表2苯胺类周界外浓度最高点0.4mg/m320mg/m30.52mg/m3《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2001）表1和表2中Ⅱ时段二类区标准SO2锅炉烟囱xm浓度90mg/m3烟尘浓度200mg/m32噪声《工业企业厂界噪声标准》（GB12348-90）2类昼60dB（A）夜50dB（A）4类（靠近204国道西侧）昼70dB（A）夜55dB（A）烟气影响分析及治理措施本项目采用生物质气化发电工艺，内燃机的排气经余热锅炉降温后直接排入大气。根据对同类型内燃机组排气的测定，主要污染物含量见REF_Ref155344359\h表9.21。表STYLEREF2\s9.2SEQ表\*ARABIC\s21主要污染物含量及排放量主要污染物SO2NOx烟尘含量（mg/m3）0.0071.5612.5排放量（kg/h）0.000690.1541.232排放指标完全符合《大气污染物排放标准》（GB16297-1996）和《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2001）的要求。废水处理及其影响分析本项目燃气净化所产生的废水每天约6240吨，采用净化后循环使用的方式。废水中含有灰、焦油等，COD含量极高，必须进行处理以避免二次污染。废水处理流程见附图F200612K-S-02。生活污水处理采用化粪池沉淀处理后，送开发区集中污水处理站处理达标后排放，或者厂区设地埋式生活污水处理系统，经二级生化处理后排放。本项目生产排水主要是机组循环水排水，经二次循环闭路运行后基本不排放，冷却池排污水可用于绿化浇灌、冲洗道路、场地等，剩余部分排入下水道。灰渣治理及其影响分析根据生物质成分分析冷却，气化炉排出的灰渣量见REF_Ref151282022\h表6.61。灰渣中氧化钾含量达10～30%，是一种较好的农用肥料，因而可还原使用于农田作肥料。同时，可综合利用制砖、水泥及白碳等原料。因而灰渣前景看好，对环境不会产生影响。本项目不考虑建永久灰渣场，仅在厂区设堆灰3天的临时备用灰渣堆场。噪声治理及其影响分析噪声治理措施控制噪声声源：优先选用低噪声设备，在订货设备时提出噪声控制标准，锅炉排气装设消声器，冷却塔布置远离人群、厂房处。控制传输途径：控制会采用隔音、吸音设计装饰墙板、吊顶等；厂内设置绿化、植树等。主厂房屋顶设敞开天窗。墙体挂轻质泡沫塑料墙板等。噪声治理水平主厂房内发电机、汽轮机及各种泵类、风机等是产生噪音声源的主要地方。厂外的冷却塔、炉后设施也是噪声声源产生的地方。经过治理后的噪声水平，主厂房达85～90dB（A）左右，厂区在80dB（A）左右。噪声影响分析经过噪声治理后的厂界处基本上可满足《工业企业厂界噪声标准》的要求，因而对电厂周围的声环境影响不大。绿化厂区绿化对防止污染，保护和改善环境方面，有着特殊的作用。它具有较好的调温、调湿、吸灰、吸尘、改善小气候、净化空气，减弱噪声等功能。本项目为树立新厂厂貌的示范工程，为美化环境，创造文明优质的工作环境，采取因地制宜、重点突出的原则；对厂区河岸以植树造林、亮化水域环境；对厂区原料堆场、仓库四周及道路旁进行重点绿化；对厂前区综合办公楼重点以花草、花坛、喷水、亮化环境为主；沿围墙种植乔木，穿插种植长春灌木；一般场地以草坪绿化等。本项目投产后，全厂绿化系数计划达20%以上，满足电厂总平面设计规范要求。环境管理及监测根据《火电行业环境监测管理规定》（原电力工业部[1996]280号文），对电厂的环境监测机构的设置、人员和监测仪器的配备等作了严格的要求。本项目按此规定设置行政环境监测机构并配备监测人员。结论和建议结论1）本项目符合国家能源产业政策及清洁生产的要求，符合城市环境保护的需要，应用秸杆等生物质焚烧发电，促进可再生能源的开发利用，同时对产生的各类污染物均得到有效处理处置，均能达标排放。2）水务管理在满足电厂安全满发的前提下，采用闭路循环使用，最大限度地合理利用水资源，节约用水量，提高回收利用率，减少废水排放对环境的污染。3）秸杆燃烧后的灰渣草木灰，具有含钾、镁、磷、钙等对土壤有利的性能成份，因而可以用作农业肥料，其灰渣综合利用有着广阔的前景。4）由于生物质能量密度低，收集、运输过程中的能耗比化石燃料大，在整个利用过程中占有较大比重。但考虑生物质的运输能耗后，CO2排放仍比矿物燃料小90%左右。同时，还可以减少CO、SO2、NOx等污染物排放，改善环境质量。建议1）本项目所在地为工业集中区，符合城市规划要求，可纳入统一管理开发经济的范畴。2）业主尽快委托有资质的环评单位完成环境影响评价工作。劳动安全和工业卫生贯彻“安全第一，预防为主”的方针，根据国家颁布的有关标准、规程、规范、规定指定本项目中劳动安全和工业卫生的措施，并与项目同步实施。以确保电厂投产后符合安全卫生的要求。电厂在生产过程中主要的安全和卫生问题·主厂房内各设备安装温度较高，散热要求明显的必须防止机械伤害和机械噪声；·电厂电气的高压电须防止触电事故的发生；·电厂机械转动部位须防止机械伤害和机械噪声；·秸杆、燃气、电气设备、润滑油设备等均易引起火灾，须注意防火、防爆；·电厂化水化学药品须防止酸、碱，防毒、防腐蚀措施。设计原则及拟采取的措施·主厂房及其他建筑物的火灾危险性和耐火等级均按照现行的《火力发电厂设计技术规程》（DL5010-2000）和《建筑设计防火规范》(2001年版GBJ16-87)进行设计；·全厂消防设计本着“预防为主，防消结合”的原则，立足于火灾自救。对主要设备和重要建筑物采取防消结合措施；·电气过电压保护和接地设计按照《火力发电厂过电压保护和绝缘配合设计技术系列》（DL/T5090-99）和《交流电气装置的接地》（DL/T624-97）进行设计，各种转动机械外露部分拟作防护处理，确保人身安全；·针对本项目设备噪声，一方面在订货时向厂家接出噪声控制要求，另一方面设计、采取消音及隔音措施，以满足噪声标准；·设置厂区警卫传达室，开展必要的保卫工作；·对可能产生有害气体的场所，如化验室等设有专用的通风排气装置，以保证室内空气达到卫生标准；·建筑物室内外卫生设施的设计符合《工业企业设计卫生标准》的要求；·厂区绿化起到净化环境，减弱噪声减轻污染的作用；·对全厂职工，特别是生产第一线的职工，定期进行健康检查和安全文明教育。劳动安全部分结论采取以上措施后，电厂运行环境均要求满足国家有关劳动安全和工业卫生的要求，在电厂建设过程中同设计、同施工、同投产实现。建议业主委托有资质的单位完成劳动安全卫生的评价工作。节约和合理利用能源概述农林废弃物秸杆等生物质燃烧用于发电工程是对秸秆等生物质实行无害化、减量化、资源化处理的一种有效方法。它具有减容量大、处理快等显著特点，具有节约、环保、清洁发电、增加农民收入等综合效应。为此，采用农林生物质在燃烧及气化发电项目已成为我国产业政策重点鼓励的具有广阔发展空间的新兴行业。本项目年燃用各类生物质燃料约18万吨，年发电量约为12×107kWh，年节约标准煤约7.2万吨。因此，工程本身就是节约和合理利用能源的最佳工程实践。因此，本项目属节约和合理利用能源的最佳实践工程。节约和合理利用能源措施节约用水·全厂循环水实现闭路循环使用，包括工业水轴承冷却水等。·冷却塔装设除水器，减少冷却塔蒸发、风吹损失。·取水管路装设计量装置，以量定用，便于监管利用。·灰渣系统采用干灰气力输送。设备选型·选择合理经济运行的设备，设备裕量适宜，避免资源浪费。·选择高效风机和水泵，节能产品。并使设备的设计工作尽可能在高效区运行。·设备选用低损耗、节能产品，如选择低损耗变压器、发光效率高的灯具等产品。节能措施·选择墙体材料充分考虑保温性能，减少厂房散热损失。·合理选用保温结构及优质保温材料，对管道和设备进行保温，减少热损失。·满足工艺生产的要求，改善运行环境，采用自然通风、采光，减少照明用电。劳动定员及组织劳动组织及管理本项目建成后，将由江苏利森秸秆发电有限公司负责统一管理，其生产、行政、党政工团等组织机构由公司根据实际情况协商并统一考虑。生产组织根据本项目的实际情况进行配备组织，可以社会化、市场化对外协作管理，减少专门岗位；在人员设置上尽量与气化发电机组统筹考虑；在生物质原料收集、运输、加工方面设立对外协作管理，实现市场化、社会化组织解决。人员配置人员配置原则人员配置要充分体现本项目实际生产工艺情况，所需的生产和管理人员本着精干、高效的原则，结合生产特点，参照类似电厂及相关工程，按照本项目工艺系统、机组控制水平、机组技术水平、自动化程度和设备可靠性等实际情况确定。劳动定员全厂定员编制参考执行原水利电力部颁布的“火力发电厂编制定员标准（修改草稿）”，其生产运行人员、管理人员、其他人员和服务人员配足，量大的检修任务外包（仅配少数值班、联络人员），小型检修和设备的正常维护由电厂自行负责。全厂总定员183人，见REF_Ref150923309\h表12.21。表STYLEREF2\s12.2SEQ表\*ARABIC\s21劳动定员配置表名称岗位定员（人）运行人员发电机组运行（含余热利用）16气化炉装置系统运行20燃料供应及运行（含民工）40化学及水工运行8除灰、渣运行20值长5小计109维修人员内燃机组及余热发电机组维护检修8气化炉维护检修6其他辅助系统维护检修10燃料系统维护检修5小计29其他人员通讯、库工、交通、备员、热效率试验15管理人员厂部职能科室20服务人员食堂、卫生保健、勤杂人员10总计183注：运行人员按四班三运转考虑项目实施条件和轮廓进度项目实施条件本项目在总平面规划中已预留施工场地；施工用电由草堰口镇35kV变电所接入，厂内安装一台315kVA变压器；施工用水就近从草堰河取水，生活用水可接自草堰口镇天泉自来水公司；主要建筑材料在当地采购，混凝土可采用地方商品混凝土供应；土石方开挖回填在厂区内就地基本平衡解决，不足部分采用外购或使用邻近电厂粉煤灰掺料回填等。轮廓进度本项目建设周期为18个月，计划于2008年10月投产。项目各主要阶段的轮廓进度见REF_Ref151291352\h表13.21。表STYLEREF2\s13.2SEQ表\*ARABIC\s21轮廓进度表序号项目计划时间备注1可行性研究报告编制及审批2006.12～2007.012主机设备订货2007.02～2007.033初步设计及审查2007.04～2007.05同时开展场地质勘探和四通一平工作4设备订货及司令图2007.05～2007.085施工图设计2007.07～2007.126土建工程施工2007.08～2008.04含厂外输电线路（供电部门）7安装工程2008.05～2008.08含厂外输电线路（供电部门）8调试、投产2008.08～2008.104套机组相继调试、投产投资估算及经济评价投资估算编制依据依据江苏建湖20MW生物质气化发电工程可研设计委托书。国家计划委员会、建设部计投资（1993）530号文印发的《建设项目经济评价方法与参数》。电力工业部电力规划设计总院电规经（1994）2号文印发的《电力建设项目经济评价方法实施细则（试行）》。国家发展计划委员会、国家经济贸易委员会、建设部计基础（2001）26号文印发的《热电联产工程可行性研究技术规定》。国家发展计划委员会计基础（1999）44号文《国家计委、科技部关于进一步支持可再生能源发展有关问题的通知》。工程进度本项目建设周期为12个月，计划于2008年4月投产。编制原则本工程静态投资水平为2006年。工程量由各专业设计人员提供。定额、取费及项目划分定额执行《电力工程建设概算定额》（2001年修订本）。项目划分及取费执行2001年版《热电联产项目可行性研究投资估算编制方法》（针对小机组），不足部分执行2002年版《电力工业基本建设预算管理制度及规定》。设备价格及运杂费主要设备按订货价计列，其他设备按询价计列。设备运杂费均按2001年版《热电联产项目可行性研究投资估算编制方法》规定中的运杂费费率计列。人工费人工费单价安装工程为21元/工日，建筑工程为19.5元/工日，江苏地区电力工程工资性津贴补差为1.16元/工日。另执行中电联技经(2002)74号文,调整建筑、安装工程定额人工费，该费用按价差处理。材料费计价材料采用北京地区2001年价格；安装工程未计价材料采用华东电网建[2004]184号文印发的华东地区2003年度《电力建设装置性材料综合预算价格》。建筑工程根据2005年四季度南京地区工程建设材料预算指导价编制材料价差。并根据苏电建[2005]1312号文调整安装工程定额材机费，该费用作为价差处理，只计取税金。其他费用其他工程费用按2001年版《热电联产项目可行性研究投资估算编制方法》中有关规定计列，不足部分按2002年版《电力工业基本建设预算管理制度及规定》计列。征地费按业主提供的单价计列费用。其他基本预备费按8％计算。价差预备费执行国家发展计划委员会计投资（1999）1340号文，物价上涨指数为0。建设期贷款利息按中国人民银行最新颁发的固定资产5年期以上贷款年利率6.84%（按季结息）计算。投资估算成果本项目发电工程静态投资为17613万元，单位造价为8806元/kW，建设期贷款利息738万元，动态投资为18351万元,单位造价为9176元/kW，铺底流动资金为452万元，发电工程计划总投资为18803万元，单位造价为9402元/kW。详见投资估算表。江苏建湖20MW生物质气化燃气蒸汽联合循环发电工程可行性研究报告南京国联电力工程设计有限公司PAGE88江苏建湖20MW生物质气化燃气蒸汽联合循环发电工程可行性研究报告南京国联电力工程设计有限公司PAGE73总估算表表一甲金额单位：万元序号工程或费用名称建筑工程设备购置安装工程其他合计各项占单位投资费用费用费用费用总计(%)(元/kw)一主、辅生产工程2959986214801430281.2%71511热力系统9126251251741542.1%37072燃料供应系统42462412211706.6%5853除灰系1%974水处理系统11488413211306.4%5655供水系统181138123311.9%1656电气系统981719855267215.2%13367热工控制系统75931681.0%848附属生产工程109413012246.9%612二与厂址有关的单项工程1921921.1%961交通运输工程80800.5%402灰场、防浪堤、护岸工程等3水质净化工程4地基处理405厂区、施工区土石方工程68680.4%346生活福利工程7临时工程（包干系数以外的工程）44440.2%228脱硫装置系统(三)其他640551696239113.6%11951其他费用169616969.6%8482编制年价差(包括人工、材料、机械)640556953.9%348(四)基本预备费(8%)7297294.1%364(五)特殊项目发电工程静态投资(基础价)379198621535242417613100%8806各类费用单位投资(元/kw)1896493176812128806各类费用占静态投资(%)21.5%56.0%8.7%13.8%100%(六)价差预备费(七)建设期贷款利息738369发电工程动态投资183519175(八)铺底生产流动资金452226五热电联产项目计划总投资188039401安装部分汇总估算表表二甲金额单位：万元序号工程或费用名称建筑设备安装工程费其他合计技术经济指标工程费购置费主材安装小计费用单位数量指标一厂内、外生产工程1134211342(一)热力系统6251911602516502元/KW20000325112MW气化炉及辅机、净化系统181829291847元/套446178102燃气内燃机及辅机329159593349元/台369303883余热利用系统112570701195元/台429869044起重设备182220元/台2998305主要材料919191元/KW2000046(二)燃料供应系统624122122746元/KW20000373(三)除灰系统41161657元/KW2000028(四)水处理系统8841321321016元/KW20000508(五)供水系统1381212150元/KW2000075(六)电气系统17198558552574元/KW200001287(七)热工控制系统759393168元/KW2000084(八)附属生产工程130130元/KW20000651试验室设备100100元/KW20000502检修车间设备3030元/KW2000015建筑部分汇总估算表表二甲金额单位：万元序号工程或费用名称建筑设备安装工程费其他合计技术经济指标工程费购置费主材安装小计费用单位数量指标一厂内、外生产工程2959(一)热力系统89715912元/KW200004561主厂房内燃机及余热发电厂房84515860元/m3299712872气化炉基础设施2020元/m320010153气柜基础2727元/m33009044钢烟囱基础33元/m3386675余热锅炉基础22元/m336611(二)燃料供应系统424424元/KW200002121储料库319319元/m3108002952稻壳仓库3131元/m310003073稻杆破碎及细料仓库2929元/m312002384露天秸杆堆场2929元/m313002235地磅房1717元/m3605286(三)除灰系统137137元/KW20000681灰库118118元/KW20000592离心分离机厂房1919元/m3806236(四)水处理系统114114元/KW2000057(五)供水系统181181元/KW20000901补水泵房77元/m32253022综合水泵房1212元/m33963033综合水池2222元/m33426434循环水泵房1212元/m33603335冷却塔9090座42250006冷却水池2020元/m36443117管沟及基础12128组合式水净化装置建筑66元/m3183328(六)电气系统9898元/KW20000491主厂房配电间及升压站9090元/m333602682厂区高压变电器基础设施22元/m3383953厂区高压配电室66元/m3280214(八)附属生产工程10941094元/kW200005471辅助生产工程5656元/kW20000281.1检修间5656元/m244912472附属生产工程395395元/kW200001982.1综合办公楼320320元/m2178817902.2警卫传达室1010元/m28511762.3材料库6565元/m254012043环保工程5858元/kW20000293.1生活污水处理站3535元/kW20000183.2厂区绿化2323元/m215479154消防系统2424元/kW20000125厂区性建筑335335元/kW200001675.1厂区道路及广场175175元/m287492005.2围墙及大门8282元/kW10607745.3厂区上下水（含安装）7878元/m244600176措施费226226元/kW200001136.1施工降水费191191元/kW20000956.2泵车及搅拌车浇捣砼增加量3535元/kW2000018二与厂址有关的单项工程192192元/kW20000961交通运输工程8080元/kW20000401.1进厂公路8080元/kW20000402厂区、施工区土石方工程6868元/m340500173厂外、厂内临时工程4444元/kW2000022

其他费用估算表表四金额单位:万元序号工程或费用名称编制依据及计算说明总价一建设场地划拨及清理费5141建设场地征用费5141.1征地费（包括拆迁赔偿）100亩×3.2万/亩+拆迁赔偿4801.2租地费1.5年×1.5万元/亩.年×15亩34二项目建设管理费2991建设项目法人管理费(建筑工程费+安装工程费)×3%1392标书编制费(建筑工程费+安装工程费+设备购置费)×0.1%143前期工程费设计费*10%324电力建设标准化编制管理费勘测设计费×1.5%55设备成套服务费设备购置费×0.4%396备品备件购置费设备购置费×0.7%69三项目建设技术服务费4491研究试验费2勘察设计费依据2002年勘察设计收费标准计列3252.1设计费(包括勘测费)含勘测准备费2802.2施工图预算编制费设计费×10％282.3竣工图文件编制费设计费×6％173设计文件评审费123.1初步设计评审费设计费×2.2％63.2施工图文件评审费设计费×2％64工程监理费（建筑工程费+安装工程费)×1.98％925设备监造费设备购置费×0.16％166电力建设项目后评价工作费5四生产准备费4031管理车辆购置费设备购置费×1%992工器具、办公、生产及生活家具购置费新增人员×1000元/人113生产职工培训及提前进厂费(建筑工程费+安装工程费)×3%1394整套启动试运费1554.1燃料费（发电机容量×发电单位燃料消耗）×整套启动试运小时×标准煤价×1.04914.2厂用电费发电机容量×整套启动试运小时×综合厂用电率×电价×0.884.3施工单位参加整套启动试运费安装工程费×2.5%374.4调试费（含特殊调试项目费）安装工程费×3.5%×1.3654.5售出电费发电机容量×额定容量系数0.8×带负荷连续运行小时×成本电价-46五其他311施工安全措施补助费发电机容量×1.5元/kW32工程质量监督检测费(建筑工程费+安装工程费)×0.15%73预算定额编制管理费、劳动定额测定费(建筑工程费+安装工程费)×0.12%64大件运输措施费估列15合计1696江苏建湖20MW生物质气化燃气蒸汽联合循环发电工程可行性研究报告南京国联电力工程设计有限公司PAGE91江苏建湖20MW生物质气化燃气蒸汽联合循环发电工程可行性研究报告南京国联电力工程设计有限公司PAGE89经济评价经济评价方法经济评价方法采用国家发展计划委员会、国家经济贸易委员会、建设部2001年联合发布的《热电联产项目可行性研究技术规定》，以及现行有关财务、税收政策等。资金来源本工程静态投资为17613万元，其中40％为注册资本金，60％为融资。经济评价主要原始数据燃料价燃料价为200元/t(含税，业主提供)电价上网电价为810元/MWh(含税，业主提供)年运行小时数按6000h计算水费为1.0元/MW.h材料费为4元/MWh其他费用为8元/MWh基准收益率和计算期基准收益率按7.5％计,项目生产经营期按20年考虑。税收及利润分配增值税率为17％,城乡维护建设税为7％,教育税附加为4％。所得税为33％。法定盈余公积金提取率为10％,公益金提取率为5％。成本和费用产品成本由材料费、燃料费、水费、电费、工资及福利费、折旧费、摊销费、财务费用、修理费和其他费用构成。固定资产折旧采用直线法，净残值率为5％，固定资产折旧年限取15年。福利费按工资总额的14％计算。另按照江苏省现行文件规定以工资总额为基数计列下列费用：基本养老保险20%、失业保险2%、基本医疗保险8%、补充医疗保险4%、公积金8%、生育保险0.8%、工伤保险0.5%、职工教育经费2.5％、工会经费2％。固定资产修理费采用预提修理费的方法，每年修理费按固定资产原值的2.5％计算。主要评价指标财务评价指标一览表项目名称各项经济指标上网电价（元/MWh）810.46投资利润率（%）8.31投资利税率（%）12.98资本金净利润率（%）28.53全部投资：内部收益率(%)12.51净现值(万元)7494.86投资回收期(年)8.49自有资金：内部收益率(%)25.73净现值(万元)6987.92投资回收期(年)5.36投资方资本金：内部收益率(%)15.9净现值(万元)5021.99投资回收期(年)9.37敏感性分析详见REF_Ref152058654\h表14.31敏感性分析汇总表。经济评价结论通过以上的分析可以看出,本工程的技术经济指标较好,项目的财务盈利能力较强,并有较强的短期及长期偿债能力,有一定的抗风险能力。因此,从财务上看,本工程是可行的。详见经济分析REF_Ref152217087\h表14.322～REF_Ref152217101\h表14.313。江苏建湖20MW生物质气化燃气蒸汽联合循环发电工程可行性研究报告南京国联电力工程设计有限公司PAGE117江苏建湖20MW生物质气化燃气蒸汽联合循环发电工程可行性研究报告南京国联电力工程设计有限公司PAGE92表STYLEREF2\s14.3SEQ表\*ARABIC\s21敏感性分析汇总表序号名称变化范围（%）内部收益率%（全投）内部收益率%（自有）投产期电价（元/MWh）还贷期电价（元/MWh）还贷后电价（元/MWh）加权平均电价（元/MWh）1电价-15.007.467.91589.73589.73589.73589.732电价-10.009.3814.45624.42624.42624.42624.423电价-5.0010.9920.13659.11659.11659.11659.114电价012.5125.72693.80693.80693.80693.805电价5.0013.9731.19728.49728.49728.49728.496电价10.0015.3936.50763.18763.18763.18763.187电价15.0016.7741.63797.87797.87797.87797.878发电小时-15.009.9416.38693.80693.80693.80693.809发电小时-10.0010.8219.52693.80693.80693.80693.8010发电小时-5.0011.6822.63693.80693.80693.80693.8011发电小时012.5125.72693.80693.80693.80693.8012发电小时5.0013.3328.78693.80693.80693.80693.8013发电小时10.0014.1331.75693.80693.80693.80693.8014发电小时15.0014.9134.69693.80693.80693.80693.8015燃料价-15.0014.3632.63693.80693.80693.80693.8016燃料价-10.0013.7530.38693.80693.80693.80693.8017燃料价-5.0013.1428.08693.80693.80693.80693.8018燃料价012.5225.75693.80693.80693.80693.8019燃料价5.0011.8923.42693.80693.80693.80693.8020燃料价10.0011.2521.06693.80693.80693.80693.8021燃料价15.0010.6018.70693.80693.80693.80693.80693.8022总投资-15.0014.9234.66693.80693.80693.80693.8023总投资-10.0014.0531.51693.80693.80693.80693.8024总投资-5.0013.2528.51693.80693.80693.80693.8025总投资012.5125.73693.80693.80693.80693.8026总投资5.0011.8323.91693.80693.80693.80693.8027总投资10.0011.2020.83693.80693.80693.80693.8028总投资15.0010.6118.64693.80693.80693.80693.80

表STYLEREF2\s14.3SEQ表\*ARABIC\s22投资计划与资金筹措表单位：万元序号项目名称合计2007200820092010201120122013201420152016123456789101总投资18803927295311.1建设投资17613880788071.2建设期利息7382454941.3流动资金2202302资金筹措18801927195302.1自有资金3805190119042.1.1用于建设投资3670183518352.1.2用于流动资金66692.2借款14996737076262.2.1长期借款14681721674652.2.2流动资金借款1541612.2.3其他短期借款2.3其他

表STYLEREF2\s14.3SEQ表\*ARABIC\s23借款还本付息计算表单位：万元序号项目名称合计2007200820092010201120122013201420152016123456789101应还本金和利息（1＝2+3）24954257210516141614161416141614161416141.1融资124463257161416141614161416141614161416141.2短期贷款4914912应还本金1514410466246687157658198769382.1融资1146815836246687157658198769382.2短期贷款4634633应付利息981025710599899458998487957376763.1融资1978225710309899458998487957376763.2短期贷款28284汇兑损益5应还总和（5＝1+（－）4）24463257161416141614161416141614161416146偿还长期借款本金的资金来源146815836246687157658198769386.1折旧摊销14681583646687157658198769386.2未分配利润-4634636.3折旧垫付未分配利润6.4当年发生短期贷款463-463累计短贷余额4634637融资利息1052075110309899458998487957376767.1进固定资产部分7384947.2进财务费用部分97822571030989945899848795737676表STYLEREF2\s14.3SEQ表\*ARABIC\s24（续）借款还本付息计算表单位：万元序号项目名称2017201820192020202120222023202420252026111213141516171819201应还本金和利息（1＝2+3）16141614161416141614161416141614161416141.1融资116141614161416141614161416141614161416141.2短期贷款2应还本金10041074115012301317140915082.1融资110041074115012301317140915082.2短期贷款3应付利息6105394643832972051063.1融资16105394643832972051063.2短期贷款4汇兑损益5应还总和（5＝1+（－）4）16141614161416141614161416146偿还长期借款本金的资金来源10041074115012301317140915086.1折旧摊销10041074115012301317140915086.2未分配利润6.3折旧垫付未分配利润6.4当年发生短期贷款累计短贷余额7融资利息6105394643832972051067.1进固定资产部分7.2进财务费用部分610539464383297205106

表STYLEREF2\s14.3SEQ表\*ARABIC\s25流动资金估算表单位：万元序号项目名称合计2007200820092010201120122013201420152016123456789101流动资产137862867147147137137137127127117111.1应收帐款71121463693683683683683673673673671.2存货5082662642642642642642642642642641.2.1原材料7714444444441.2.2燃料500565260262602602602602602602601.2.3其它1.3现金1592748282818181818080802流动负债5101662652652652652652652652652652.1应付帐款510166265265265265265265652652653流动资金86852204494494484484484474474464464流动资金本年增加额443220230000000005流动资金利息363191919191919191919表STYLEREF2\s14.34（续）流动资金估算表单位：万元序号项目名称2017201820192020202120222023202420252026202711121314151617181920211流动资产7107107097097087087087087087081.1应收帐款3673663663663663653653653653651.2存货2642642642642642642642642642641.2.1原材料44444444441.2.2燃料2602602602602602602602602602601.2.3其它1.3现金808079797979797979792流动负债2652652652652652652652652652652.1应付帐款2652652652652652652652652652653流动资金4454454444444434434434434434434流动资金本年增加额0000005流动资金利息19191919191919191919

表STYLEREF2\s14.3SEQ表\*ARABIC\s26固定资产折旧、无形及递延资产摊销估算表单位：万元序号项目名称合计2007200820092010201120122013201420152016123456789101固定资产合计1.1原值859917434174341743417434174341743417434174341.2折旧费16562276110411041104110411041104110411041.3净值8323160531494913845127411163710533942983252无形资产合计2.1原值2725515515515515515515515512.2摊销费5511455555555555555552.3净值258482427372317262206151963递延资产合计3.1原值1813673673673673673.2摊销费3671873737373553.3净值16327520212855表STYLEREF2\s14.35（续）固定资产折旧、无形及递延资产摊销估算表单位：万元序号项目名称2017201820192020202120222023202420252026202711121314151617181920211固定资产合计1.1原值174341743417434174341743417434174341.2折旧费1104110411041104110411048281.3净值7220611650123908280417008722无形资产合计2.1原值2.2摊销费2.3净值3递延资产合计3.1原值3.2摊销费3.3净值

表STYLEREF2\s14.3SEQ表\*ARABIC\s27总成本费用估算表单位：万元序号项目名称合计/平均2007200820092010201120122013201420152016123456789101发电部分1.1年发电量（GWh）2310301201201201201201201201201.2厂用电量（GWh）208311111111111111111.3售电量（GWh）2102271091091091091091091091092生产成本1028282059565656535650564756265563556655632.1燃料费60060780312031203120312031203120312031202.2材料费9241248484848484848482.3水费231312121212121212122.4工资及福利169098458458458458458458458458452.5折旧费16562276110411041104110411041104110411042.6大修理提存5034652622622622622622622622622.7日常修理费2.9摊销费918321281281281281105555552.9保险费3422140373532292624212.10运营管理费2.11其他费用18482496969696969696962.12其他3发电单位成本（元/MWh）4897545185185175175155105105094财务费用10175277107810099659188688147566954.1长期贷款利息978225710309899458998487957376764.2流动资金利息3631919191919191919194.3短贷利息28284.4其他5总成本费用1129992336673366616615656564946382632262585.1固定成本416131264247624732470246724462388238623835.2可变成本61215795318031803180318031803180318031806经营成本85349175144234420441844154412440944074404表STYLEREF2\s14.36（续）总成本费用估算表单位：万元序号项目名称2017201820192020202120222023202420252026202711121314151617181920211发电部分1.1年发电量（GWh）1201201201201201201201201201201201.2厂用电量（GWh）11111111111111111111111.3售电量（GWh）1091091091091091091091091091091092生产成本556055445500549754945491521343854385438543852.1燃料费312031203120312031203120312031203120312031202.2材料费48484848484848484848482.3水费12121212121212121212122.4工资及福利8458458458458458458458458458458452.5折旧费1104110411041104110411048282.6大修理提存2622622622622622622622622622622622.7日常修理费2.9摊销费55412.9保险费1815131074222222.10运营管理费2.11其他费用96969696969696969696962.12其他3发电单位成本（元/MWh）5095085045035035034774024024024024财务费用6295594834023162241251919194.1长期贷款利息6105394643832972051064.2流动资金利息191919191919191919194.3短贷利息4.4其他5总成本费用618961025983589958105715533844044404440443855.1固定成本238023642320231723142311203312051205120512055.2可变成本318031803180318031803180318031803180318031806经营成本44014398439543934390438743854385438543854385

表STYLEREF2\s14.3SEQ表\*ARABIC\s28损益类总表单位：万元序号项目名称合计/平均2007200820092010201120122013201420152016123456789101产品销售收入1458441894757675767576757675767576757675762销售税金及附加175222289109109109109109109109102.1销售税金159292078278278278278278278278272.2两项附加15932183838383838383833总成本费用1129992336673366616615656564946382632262584利润总额31252-46376183387992910001112117212365弥补上年亏损4634636所得税纳税基数31252298833879929100011121117212367所得税10313982752903063303673874088折旧垫付未分配利润9可供分配利润（税后）20939-4636625585896226707457858289.1企业盈余公积2882308488931001121181249.2应付利润180571704745005295696336677049.3未分配利润-4634639.3.1亏损-4634639.3.2还贷利润累计未分配利润-463累计亏损-463累计还贷利润表STYLEREF2\s14.37（续）损益类总表单位：万元序号项目名称2017201820192020202120222023202420252026202711121314151617181920211产品销售收入757675767576757675767576757675767576757675762销售税金及附加9109109109109109109109109109109102.1销售税金8278278278278278278278278278278272.2两项附加83838383838383838383833总成本费用618961025983589958105715533844044404440443854利润总额130513921511159516841779215630903090309031095弥补上年亏损6所得税纳税基数130513921511159516841779215630903090309031097所得税43145949852655658771110201020102010268折旧垫付未分配利润9可供分配利润（税后）8749321012106811281192144420702070207020839.1企业盈余公积131140152161691792173113112601049.2应付利润7437928609089591013122817601760181019799.3未分配利润9.3.1亏损9.3.2还贷利润累计未分配利润累计亏损累计还贷利润

表STYLEREF2\s14.3SEQ表\*ARABIC\s29现金流量表（全部投资）单位（万元）序号项目名称合计2007200820092010201120122013201420152016123456789101现金流入1471591894757675767576757675767576757675761.1产品销售（营业）收入1458441894757675767576757675767576757