机务可研.doc

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1、【精品文档】如有侵权，请联系网站删除，仅供学习与交流机务可研.精品文档.1.5主要设计原则1.5.1 根据原有汽轮发电机组，秸秆参数确定锅炉燃烧方案和参数。本次建设规模为26MW/h凝汽式汽轮发电机组及235t/h中温中压锅炉。1.5.2 主厂房按汽机间、燃料供应间、锅炉房、布袋除尘、引风机、烟囱顺序布置，秸秆存储、秸秆粉碎等辅助车间围绕主厂房就近布设。1.5.3 整个生产过程的各个环节都必须重视环境保护，避免废气废尘外排，灰供农户做肥料。1.6 主要设备规范汽轮机型号：N6-35型额定功率：6MW额定转速：3000rpm进汽压力：3.43Mpa进汽温度：435发电机型号：QF-6-2型功率：

2、6MW电压：10.5kV转速：3000 rpm功率因素：0.8链条秸秆锅炉型号：35/3.82型额定蒸发量：35t/h过热蒸发量压力：3.82Mpa过热蒸汽温度：450给水温度150排烟温度140锅炉效率：85%鲮片式炉排3.4原始秸秆组份分析见表3-1灰色(枝条)燃料收到基成分分析一览表项 目符 号单 位设 计 燃 料校 核 燃 料收到基碳Car%41.4841.59收到基氢Har%5.084.97收到基氧Oar%39.1237.83收到基氮Nar%0.430.45收到基氯Clar%0.0080.011全硫分St.ar%0.040.04收到基灰分Aar%1.831.87全水分Mt%12.03

3、13.25干燥无灰基挥发分Vdaf%70.0869.25低位发热量Qnet.arkJ/kg1614016140表2-5 燃料消耗量锅 炉 容 量燃 料小时耗量（t/h）日耗量(t/d)年耗量(t/a)235t/h设计燃料1536075000校核燃料20.340610.15注：按日利用小时数20h计；年利用小时数5000h计。本电厂是根据当地的秸秆资源，我国目前的秸秆发电发展状况，国家对生物质能开发利用的政策机制，对原长发铝业26MW电站进行技术改造，拆除原235t/h燃煤锅炉，新建235t/h秸秆锅炉及相应的配套设施。4.2 机务部分4.2.1 热力系统4.2.1.1 热力系统拟定的原则及特点

4、热力系统的拟定首先应满足运行的稳定性和灵活性，要求对负荷的适应性较强。4.2.1.2主蒸汽系统采用单母制系统。由锅炉过热器出口集箱以单母管直接至汽机房供汽轮发电机组发电使用。4.2.1.3主给水系统采用单母管制系统。共设三根给水母管：低压给水母管、高压给水冷母管、高压给水热母管。系统设三台给水泵，二用一备。5.2.2 主要辅助设备给水泵 DG46-50-12型 Q=45t/h H=600mH2O 3台（二用一备）配电动机 Y315M1-2 N=132KW 凝结水泵 3N6型 Q=16.530m3/h H=6285mH2O 2台（一用一备）配电动机 Y160M2-2 N=15KW 疏水泵ISR8

5、0-65-160型 Q=3060m3/h H=3629mH2O 2台（一用一备）配电动机 132S-2 N=7.5KW 除氧器及水箱出力40t/h 工作压力0.02MPa 水箱容积40m3 2台（原有）连排扩容器 LP-1.5 1台定排扩容器DL-3.5 1台4.2.2秸秆粉碎与上料系统4.2.2.1秸秆库电厂秸秆库兼具整秸秆粉碎、碎秸秆上料、秸秆贮存等功能。4.2.2.1.1基本参数： a.所处理的秸秆种类：黄色秸秆、灰色秸秆； b.日处理秸秆量：粉碎能力240t/d，上料能力480 t/d; c.处理方式：机械粉碎； d.工作制：每天3班，每班8小时。 e.粉碎处理线两条1用1备。 f.秸

6、秆库27272m，高12m。 g.厂内库房秸秆贮量：1200t，可满足5天的用量。 h.厂外收购站与秸秆暂存点秸秆贮量可满足一个月的用量。4.2.2.2主要设备选型：见设备一览表：8265-2008/M-b4.2.2.3工艺系统简介：见系统图：8265-2008/M01-014.2.2.3.1整秸秆破碎上料系统：整秸秆由由秸秆专用吊车抓吊至秸秆粉碎机上料平台，再由上料平台送进粉碎机，粉碎后的碎秸秆直接落在上料皮带上，经栈桥送至炉前料仓。4.2.2.3.2碎秸秆上料系统：已粉碎好的秸秆直接进入地下料斗，经给料斜皮带送至上料皮带，经栈桥送之炉前料仓。4.2.2.3.3工作制度输煤系统工作制度为每班

7、8小时，全天三班制运行。4.2.2.3.4系统生产能力电厂每小时耗秸秆20t，年运行5000小时，年耗秸秆120000t。4.2.3化学水处理4.2.3.1 设计基础资料化学水处理用水由全厂供水管网提供，其水质资料摘录如下：总硬度（CaCO3） 153mg/l负硬度 71mg/lNa+K 2.09mmol/lCa2+ 1.1mmol/lMg2+ 0.43mmol/lCl- 0.372mmol/lSO42- 0.148mmol/lHCO3- 4.48mmol/l溶解固形物 409 mg/lPH 8.044.2.3.2 锅炉给水水质标准4.2.3.2.1 锅炉给水硬度： 2.0mol/l溶氧： 7

8、 g/l铁： 30 g/l铜： 5 g/lPH(25): 8.89.34.2.3.2.2 蒸汽二氧化硅： 20g/kg钠： 15g/kgPH(25): 9114.2.3.3水处理系统a) 根据水质情况，水处理系统采用： 生水过滤器阳极离子交换器除碳器中间水箱阴极离子交换器除盐水箱、水泵主厂房除氧器b)系统设备出力25t/hc)设独立的锅炉补给水处理室，过滤器、阴阳离子交换器及水泵布置于室内，室外设有除碳器、中间水箱、除盐水箱及中和水池等。d)水处理排水到中和池，中和后符合排放标准（PH69）排入下水道。4.2.3.3给水、炉水校正处理及汽水取样a)给水加氨，二台机组配制一套加氨装置，氨由加药泵

9、加到除氧器下水母管。b)炉水加磷酸盐，设一套加磷酸盐装置，磷酸盐溶液经加药泵送至汽包布置。c)热力系统水汽取样采用人工取样分析，每台机组水汽取样采用集中布置。d)加药设备、汽水取样及汽水化验间均布置在主厂房内。4.2.3.4化水设备，详见8265-2008/H-b4.2.4除灰系统4.2.4.1主要设计原则本设计对电厂生产过程中产生的灰渣进行处理、收集，作为肥料使用，避免灰渣对环境造成污染，而且也能从灰渣的利用中得到效益。除尘方式:布袋除尘。保证除尘效率：99.9%。除渣方式：机械除渣。输灰方式：正压浓相气力输灰。4.2.4.2锅炉燃料资料燃料主要考虑使用：（1）黄色秸秆，日处理400480生

10、活垃圾，可燃物约占40%55%。（2）灰色秸秆,4.2.4.3除灰渣系统的选择4.2.4.3.1锅炉排灰渣量本工程拟建26MW汽轮发电机组及235t/h的锅炉，其灰渣量计算见表4.2-1。表4.2-1 锅炉排灰渣量燃料小时灰渣量（t/h）年灰渣量(t/a)渣量灰量灰渣量渣量灰量灰渣量设计燃料(灰份1.63%,灰85%渣15%)0.0370.2080.24518510401225校核燃料0.1150.650.765575325038254.2.4.3.2除灰渣系统的拟定4.2.4.3.2.1 除渣系统 锅炉除渣装置的型式及其排渣方式锅炉除渣采用专用小车将渣运至暂存渣库（利用原有旧建筑）。渣库渣库

11、（利用原有旧建筑），有效总容积为60 m3，储存能力12t，可以锅炉7天的排渣量。4.2.4.3.2.2除灰系统除尘器的型式及其排灰方式锅炉除尘型式为布袋除尘，干态排灰。正压气力除灰系统工艺流程及运行方式正压气力除灰系统是以压缩空气作为输送介质，采用仓式泵进行的压送式气力输送系统，泵内的灰与充入的压缩空气相混合，形成流体状的气固混合物，借助泵体内的压力差实现混合物的流动，经输料管输送至灰仓。除尘器采用布袋除尘器，落灰经仓泵流化后送入输送管线，输送至灰仓。每台锅炉配2个仓泵，共4个仓泵。系统运行方式为浓相正压气力输送，输送灰气比5kg /kg，系统总设计出力2t/h。灰仓装置及卸灰方式灰仓设在除

12、尘器南侧，灰仓总有效容积200m3，可贮存全厂锅炉5天的排灰量。灰仓卸灰通过干灰散装机，用汽车外运。压缩空气站压缩空气站提供正压气力输送系统及灰库用气，总计算负荷P=0.8Mpa，7.9Nm3/min。压缩空气站采用螺杆式空气压缩机配冷冻式干燥机及相应过滤净化装置，提供无油无水净化压缩空气。站内设稳压罐，间歇性用气部门分设储气罐（用气部门设置）。除尘器、灰仓流化态装置及运行要求为防止灰仓放空对大气的二次污染，在灰库顶设置布袋收尘器，同时还设有安全用压力真空释放阀。灰仓内设有气化槽，气化槽用气由气化风机提供。4.2.4.3.3.除灰渣设备选择4.2.4.3.3.1除渣设备的选择每台炉配专用除渣小

13、车2台，共4台。4.2.4.3.3.2除灰系统设备的选择每台除尘器配仓泵2台,共4台，每台仓泵容积为1.5m3。空气压缩机设2台，Q=7.9m3/min，P=0.8MPa，1台运行，1台备用。灰仓为1座锥底钢仓，灰仓有效容积200m3，灰仓内设气化槽，气化槽斜度为6。灰仓仓顶设布袋收尘器1台，压力真空释放阀1个。灰仓下设有一台干灰散装机。气化风机选用1台罗茨鼓风机，Q=25 m3/min，P=0.05MPa。4.2.4.4灰渣处理方式秸秆燃烧后所产生的灰渣是一种优质有机肥料，含有丰富的钾、镁、磷和钙元素，可作为生产化肥的原料使用，因此本项目产生的灰渣可以作为化肥生产的原料被完全综合利用。4.7

14、 采暖、通风与空调4.7.1室外气象参数冬季采暖室外计算温度 -5冬季通风室外计算温度 -1夏季通风室外计算温度 31夏季通风计算相对湿度 55%冬季空调室外计算温度 -8冬季空调计算相对湿度 67%夏季空调室外计算干球温度 35.2夏季空调室外计算日平均温度 30.7夏季空调室外计算湿球温度 26.0冬季、夏季室外平均风速冬季 1.8m/s夏季 2.2m/s冬季、夏季主导风向及频率冬季 C 33% NE 13%夏季 C 24% NE 16%冬季、夏季大气压力冬季 959.2hPa夏季 978.7hPa日平均温度5的天数 101天4.7.2 采暖1 本工程对主厂房、厂区内的所有生产和辅助生产建

15、筑均设置集中采暖(办公楼夏天采用单元空调)。采暖热媒均采用95/70的热水，由主厂房内的换热机组供应。采暖系统均采用上供下回同程式系统。在灰尘比较多的场所，如锅炉间、上料栈桥等处散热器选用排管式散热器，其它区域选用辐射对流铸铁柱翼型散热器。4.7.3通风主厂房内汽轮发电机组、锅炉等附属设备及管道散热量较大，设计中采取有组织的自然通风和部分的机械排风。厂用配电室设置机事故通风，并将事故排风机兼作平时通风换气用，换气次数为12次/h。主控楼内的蓄电池室及电抗器室等分别设置机械排风系统，并按照防爆防腐要求选择风机。事故排风机兼作平时通风换气用，换气次数为12次/h。在化水车间的酸碱计量间设置机械排风

16、系统，并按照防爆防腐要求选择风机，排除有害气体，改善工作环境。换气次数大于15次/h。空压机及流化风机房设置机械排风系统，按排除余热确定通风量。燃料供应系统设置机械排风除尘系统，并选用防爆风机。换气次数为20次/h。4.7.4热力网厂区内热水采暖管道采用无缝钢管，地沟敷设，枝状布置。保温材料采用岩棉管壳。4.7.5 采暖通风空调主要设备选择详见设备表5.环境保护5.1环境保护设计依据5.1.1火力发电厂环境保护设计规定（试行）（DLGJ102-91）5.1.2火力发电厂初步设计文件内容深度规定（DLGJ9-92）5.2 环境保护设计标准5.2.1 排放标准a) 火电厂大气污染物排放标准(GB1

17、3223-2003)； b) 污水综合排放标准(GB8978-1996)一级标准； c) 工业企业厂界噪声标准(GB12348-90) III类标准。5.2.2 质量标准a)环境空气质量标准(GB3095-1996)二级标准b)地表水环境质量标准(GB3838-2002)III类;c)城市区域环境噪声标准(GB3096-93)2类;5.3电厂概况5.3.1电厂规模本工程为原长发电厂生物质发电技改工程。建设规模为二炉(235t/h)二机(26MW)。5.3.2 燃料 日处理2000t生活垃圾车间分选的可燃物（含量为3040%）。 日处理800t污泥（含水量为80%）车间出的可燃污泥。 辅助燃料为

18、神木烟煤，日耗煤572t。5.3.3 本工程与环保有关的机组形式及系统a)本工程采用中温中压鲮片式链条生物质能锅炉，燃烧效率85%。b)本工程采用布袋除尘，除尘效率99.9%c)除灰系统采用干法浓相正压气力除灰系统。d)厂区设有独立的生产废水系统、生活污水系统，以便于对不同水质的排水进行处理。5.4本工程污染物排放与防治5.4.1大气污染物排放与防治锅炉烟气：本项目新建2台35t/h次高温次高压木柴燃烧锅炉，排放的主要污染物SO2、烟尘和NO2，废气经除尘效率为99.9%的旋风除尘器和布袋除尘器联合除尘处理后，通过65m高烟囱排放。表5-1 大气污染物排放及达标情况燃料种类烟气排放量（Nm3/

19、h）主要污染物排 放 值执行标准允许排放浓度（mg/m3）达标情况烟囱高度/出口内径（m）mg/Nm3kg/h设计燃料117704SO2119.214.03火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2003）第3时段400达标65/2.5烟尘5.470.64450达标NO220023.54450达标校核燃料118116SO2118.814.03400达标烟尘5.510.65150达标NO220023.62450达标 由上表可见，本工程投产后，烟尘、SO2和NO排放浓度，均满足火电厂大气污染物排放标准（GB13223）第3时段标准的要求，设计燃料年排放烟尘3.22t，SO270.15t，NO21

20、17.7t；校核燃料年排放烟尘3.26t，SO270.15t，NO2118.1t。秸秆装卸、储存、粉碎、上料过程产生的粉尘 秸秆装卸、储存、粉碎、上料过程会产生粉尘，本系统在粉碎机进料顶部设有集气罩，含尘废气汇入集尘管经过布袋除尘器除尘后通过20m排气筒排放。 炉前料仓粉尘 粉碎合格的秸杆，通过输送带送至主厂房炉前的料仓。在料仓顶部设有一套布袋除尘器。 灰仓产生的粉尘 本项目设灰仓一座，贮存量按5天产灰量考虑。在库顶设有布袋除尘器，并在干灰卸灰机设有收尘风机，含尘废气并入库顶设置的布袋除尘器。 渣库产生的粉尘 本项目设渣库一座，贮存量按7天产渣量考虑。在库顶设有布袋除尘器。 5.4.2污废水排

21、放与治理 厂区采用分流制排水系统，生活污水经收集，处理后废水用于喷洒厂区绿化；工业废水、雨水排入厂外市政污水、雨水管道。全厂排水量见表4.4-3。室内排水管道采用排水PVC管；室外排水管道采用HDPE双壁波纹管，连接采用双胶圈接口，全厂生产废水和雨水排入厂区东侧市政污水及雨水管道。5.4.3噪声与噪声治理5.4.3.1主要噪声源的噪声水平电厂主要噪声源强见表5-2。表5-2 电厂主要噪声源强表声源名称位置声级值dB（A）锅炉点火排汽锅炉房110汽轮机汽机房8590发电机汽机房95励磁机汽机房88100粉碎机秸秆库7595引风机锅炉房9296鼓风机锅炉房9296循环水泵循环水泵房9192给水泵汽

22、机房9192实际排放浓度mg/m3225450火电厂环境监测条例规定：火电厂环境监测是环境保护工作的组成部分，必须纳入生产轨道。因此加强电厂运行期间的环境管理是非常重要的。电厂成立环保科，配备专职人员23人，负责维护全厂环保设备的正常运转，定期安排厂内环境监测工作和环境指标考核，制定全厂环境保护计划，宣传环境保护法律、法规，提高职工环保意识等。 5.8.1环保投资费用该环保投资是指治理、预防由于项目运营新增污染有关的所有工程费用总和。它既包括治理污染保护环境的设施费用，又包括既为生产所需，又为治理污染服务，但主要目的是为改善环境的设施费用，详见表5-4。表5-4 环保投资一览表 项目 费用（万

23、元） 环保工程水浴室静电除尘器除灰渣系统脱硫设施消声器及降噪设备废水及生活污水处理（沼气岛）绿化费用环保设施竣工验收测试费环境监测站及设备锅炉场强等温测量装置烟气再线监测系统空分车间制砖车间制肥车间小计7811125474158018020012102609832005292076928一、 环保软件费用合计16070885.8.2环保投资效益分析本工程环保投资的预算和落实可保证各项环保设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投入运行，使环保“三同时”的政策落实。这些设施的正常运转最大程度地减少工程的“三废”污染物排放量，使电站的建设和运行对周围环境影响降低到最低程度，其环境效益显著。本工程年环

24、保费用包括“三废”处理的成本费用和车间经费两大部分，具体分项详见表5-5。表5-5 年环保费用表项目费用（万元）一、 三废处理成本材料费动力费工资13415218二、 车间费用环保设施折旧费环保设施维修费技术措施费合计459.2216.6801059.8电厂采取环保措施后，不仅减少缴纳排污费，而且取得了可观的收益详见表5-6。表5-6 环保工程收益 项目 环保工程收益（万元）CDM收入灰渣收入合计648850763.63327.2电厂建设采取环保措施，及避免上缴的部分排污费而且取得了可观的环保工程收益，说明环保治理方案是可行的，治理了污染又增加了收益。5.8.3环保投资7088万元，占电站固定

25、投资59257.47万元的12%。7节约能源7.1概述本可研依据长发公司提供的原西安长发铝业厂址、建筑、设备、公用设施资料与秸秆等燃料资料。本工程拟装设 235t/h锅炉，26MW凝汽发电机组。7.2节约及合理利用能源的措施7.2.1工艺系统设计中考虑节能的措施7.2.1.1秸秆燃烧转换为电能。7.2.1.2回收灰渣，废物再利用。7.2.1.3回收汽轮机轴封汽余热，节约能源。7.2.1.4锅炉连续排污设连续排污扩容器，其二次蒸汽引入除氧器，扩容器后的污水由排污水水换热器对生水进行加热，回收热量，节约能源。7.2.1.5全厂设疏放水回收系统，管道及设备疏水完全回收，通过疏水扩容器及疏水箱用泵将8

26、0左右疏水送至除氧器，回收热能。7.2.1.6系统中设置锅炉出口主蒸汽管，锅炉给水管，对各用汽部门供汽管均设有流量计量装置，有利于电厂运行中各耗量指标的分析与管理。7.2.2主辅机设备选择中考虑节能的措施7.2.2.1采用燃烧效率(85%)的链条锅炉，减少锅炉不完全燃烧损失。7.2.2.2采用低损耗变压器，节约能源。7.2.2.3大型电机采用与发电机出线（6.3kV）匹配的6kV电压等级，减少变损，节约能源。7.2.3.在材料选择时考虑节能的措施7.2.3.1根据介质压力及温度参数不同选用不同材料，合理优选规格。a)主蒸汽管道（P=3.82MPa,t=450），采用20G管材无缝钢管。蒸汽流速

27、蒸汽3050m/s。b)高压给水管道，采用20管材无缝钢管。介质流速母管26m/s。7.2.3.2根据介质温度参数不同选用保温材料a)主蒸汽管道及温度与其接近的管道及设备保温材料采用硅酸铝岩棉复合材料。b)其它热管道及除氧器，低压加热器等设备保温材料采用硅酸盐复合制品。7.3.节约用水的措施7.3.1节水措施,水的重复利用情况及污水处理措施7.3.1.1汽轮机凝汽器冷却水、发电机空气冷却器及冷油器冷却水3240t/h经冷却系统循环使用7.3.1.2全厂设疏放水回收系统，管道及设备疏水完全回收，回收的疏水经除氧器至锅炉。节约用水。回收的疏放水量占锅炉蒸发量3%。7.3.1.3电厂除灰采用干式除灰

28、系统，节约用水7.3.1.4冷却塔内装设除水器，除水效率达80%，减少风吹损失。7.3.1.5循环冷却系统排污水回收利用，用作道路、地板冲洗水等。7.3.2加强用水管理措施 各用水部门进口水管均设水表，以利运行管理。7.3.3全厂用水量指标全厂小时最大用水量95.18t/h（不含消防）。电 厂 定 员 表序号部 门管 理人 员技 术人 员生 产人 员辅 助工 人警 卫消 防福 利人 员合计比例一主要生产车间5326104474.5%热机11810电气1135燃料及灰渣利用11121024除盐水车间123水工11 2二厂部22三生产技术部112四政务部11五财务部11六服务部门1629合 计11

29、426106259100%各类人员构成比例19%7%61%10%3%100%10 投资概算10.1 投资范围本生活垃圾发电站工程，建设规模为260MW汽轮发电机组。配2310t/h锅炉，投资估算为工程静态总投资59257.47万元；生产流动资金1691.27万元，项目计划总资金66237.22万元。投资估算详见总估算表本方案设计投资范围为项目筹建到竣工验收设计规定的全部建筑工程费、设备购置费、安装工程费及其他费用。10.2 投资概算编制原则和依据10.2.1 费用构成及计算标准执行中华人民共和国国家经济贸易委员会二二年第16号“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) ”

30、。10.2.2 工程量：根据有关专业提供的工程量和设备清册。10.2.3 定额：执行国家经济贸易委员会2002年第15号文颁发的电力工程建设概算定额（2001年修订本）。不足部分参考电力建设工程预算定额及有关类似工程预算资料。10.2.4 设备价格：设备价格参考设备询价、近期工程到货价、招标价或合同价。10.2.5 材料价格：根据陕西电力公司颁发的“关于印发西北地区电力建设装置性材料综合预算价格的通知”计取。建筑工程按电力建设工程概算定额建筑工程（2001年修订本）北京地区材料预算价格。并按当地价格估算材料价差。10.3 投资概算10.3.1项目固定资产投资为59257.47万元，其中：建筑工

31、程费： 10777.12万元 设备购置费： 28488.61万元 安装工程费： 7195.40万元 其它费用： 8406.89万元 预备费： 4389.44万元10.3.2流动资金估算流动资金估算是按分项详细估算法进行计算，估算总额为1691.27万元，其中:铺底流动资金： 507.4万元。流动资金估算详第11章。10.1.3.3项目总投资仅含铺底流动资金的项目总投资估算额为：65053.35万元 a、建设投资 64545.95万元b、铺底流动资金 507.4万元含全部流动资金的项目总投资估算额为：66237.22 万元 a、建设投资 64545.95万元 b、流动资金 1691.27万元10

32、.4 其他说明 a、厂区征地费用，以每亩25万元计入其他费用。 b、厂综合楼建筑面积2.1万平方米，估算造价4766万元未计入总估算。11 财务评价11.1 评价依据及范围本项目经济评价依据为国家计委、建设部2005年颁布实施的建设项目经济评价方法与参数（第三版、以下简称方法与参数）及国家最新的财税制度和行业有关规定，并结合了本项目的具体情况。对项目进行了财务评价。11.2 参数的选取A、本项目基准收益率取10%；B、本项目计算期定为22年，其中建设期为1.5年、运营期20年。11.3 基础数据的确定11.3.1 生产规模及产量 项目年发电量：960000 Mwh。副产品：砖 5000万块/年

33、；肥料 218181.8吨/年；液氩 5712吨/年。11.3.2 项目总投资及资金筹措项目投入总资金66237.2万元，其中：建设投资为64546.0万元，流动资金估算总额为1691.2万元。资金来源：一是申请银行贷款，二是陕西灵通电力有限公司自筹。项目资本金14007.4万元，占投入总资金的21.15。其中用于建设投资13500.0万元，铺底流动资金507.4万元。本项目债务资金52229.8万元，债务资金占投入总资金的78.85，其资金来源拟全部申请银行贷款解决，建设投资贷款51046.0万元，长期贷款年利率为7.38%。流动资金贷款1183.8万元，短期贷款年利率6.84%。投资计划与

34、资金筹措详见附表11-1。流动资金估算详见附表11-2。11.3.3年销售收入、税金及附加的估算a.项目建成后第一年供热能力为设计规模的80，第二年为100%，以后各年达到设计规模。b. 基价根据当地实际电网电价，结合项目实际情况，电价暂定为0.35元/kwh计算。砖：0.17元/块；肥料：35元/吨；液氩：3000元/吨。c. 年销售收入31551.2万元。详见附表11-3。d. 销售税金及附加的估算本项目销售税金及附加包括增值税、城市建设维护税和教育费附加。增值税税率分别按17、13%计算，城市建设维护税按增值税的7、教育费附加按增值税的3分别计算。年销售税金及附加3715.9万元（其中：

35、增值税3378.1万元）。11.3.4 产品总成本及费用估算a、原材料及燃料动力费用本项目建成后进行生产所需的主要原材料及燃料动力为煤、水和中水以及其他材料费。年外购煤：208000 吨，单价：340元/吨。年费用7072.0万元。新鲜水用量：1.2万吨；中水用量为503.2万吨。年水费为1037.0万元。其他材料费：2元/kwh。b、工资福利费本项目建成后需固定职工108人，工资标准按40000元/人年计算，福利费按工资总额的28%计算。c、修理费本项目修理费用取固定资产原值的1.75%计算。d、折旧费本项目固定资产折旧的房屋及设备折旧均采用平均年限折旧法计算，折旧年限为7年，残值率为5%。

36、e、摊销费本项目无形资产摊销年限为10年，其他资产摊销年限为5年。f、其他费用本项目其他费用取3.58元/kwh。g、财务费用根据财务制度，经营期间发生的利息长期借款利息和短期借款利息均作为财务费用计入总成本费用。流动资金借款按6.84计算利息。总成本费用外购原材料、燃料及动力费+人员工资及福利费+修理费+折旧费+摊销费+财务费用+其他费用由于折旧、摊销、利息等是按不同年限分别计算的，故总成本费用不是一个常数，需逐年计算，正常年平均总成本为16425.4万元。本项目总成本费用估算详见附表11-4。11.3.3 利润及利润分配11.5.1所得税根据本项目的特点，企业可享受所得税减免的优惠政策，因

37、此企业所得税前三年按免税考虑。三年后按税率20%考虑计取，三年后年平均所得税为3397.5万元。但企业可再度申请减免税。11.5.2 盈余公积金及公益金根据国家财务制度规定企业需计提盈余公积金、公益金及任意公益金，本项目分别按10%、5%、5%计算。11.5.3 项目利润的估算。正常年度平均利润总额为15337.2万元（含财政补贴3927.3万元）。正常年度平均税后利润为11953.2万元（含财政补贴3141.8万元）。见表11-7 利润和利润分配表。11.4 财务评价指标计算11.4.1 盈利能力分析11.4.1.1财务内部收益率（FIRR）a) 项目财务内部收益率;所得税后： 项目财务内部

38、收益率22.71%（； 项目财务净现值（ic=10%）56161.19万元 项目投资回收期5.23年。所得税前： 项目财务内部收益率24.52%；财务净现值（ic=10%）70822.33万元；投资回收期5.16。b) 资本金收益率;资本金财务现金流量表详见表11-9。通过财务现金流量表计算以下财务评价指标：所得税后：资本金财务内部收益率34.34%； 资本金财务净现值（ic=10%）57895万元。11.4.1.2 投资利润率、投资利税率a、投资利润率按照方法与参数的规定，投资利润率是指项目达到设计能力的一个正常生产年份的年利润总额（指年产品销售收入-年销售税金及附加-年总成本费用）与项目总

39、投资（指固定资产投资+建设期利息+流动资金）的比率。其计算公式如下：b、投资利税率按照方法与参数的规定，投资利税率是指项目达到设计能力的一个正常生产年份的年利税总额（指年利润总额+年销售税金及附加）与项目总投资（指固定资产投资+建设期利息+流动资金）的比率。其计算公式如下：11.4.2 清偿能力指标的计算清偿能力分析是依据借款还本付息计算表、资金来源与运用表、资产负债表计算资产负债率、流动比率、速动比率及固定资产投资借款偿还期来考察项目的财务状况及贷款的清偿能力。有关资产负债率、流动比率、速动比率指标详见附表11-11。从资金来源与运用表中可以看来项目除能作到资金收支平衡外，还有盈余。详见附表

40、11-10。项目借款偿还期：5.4年。详见附表11-12。11.5 不确定性分析11.5.1盈亏平衡分析当以生产能力利用率表示该项目的盈亏平衡点BEP时： =71.0%即该项目生产能力达到设计生产能力的71.0%方可保本。11.5.2敏感性分析本次做了所得税后全部投资的敏感性分析。考虑项目实施过程中一些不确定因素的变化，分别对销售收入、经营成本、建设投资等因素上升或下降10的变化对财务指标的影响进行了敏感性分析。从敏感性分析表中可以看出，本项目对销售价格及电价格的变化最为敏感，建设投资及经营成本的变化次之，之后为煤价的变化。当产品销售价格下降10%时，财务内部收益率为19.51%。具体参看下表:敏感性分析表财务指标及变化因素变化范围财务内部收益率（%）财务净现值(ic=10%)（万元）静态投资回收期（年）基本方案22.7156161.195.23敏感性因素变化煤价格变化+10%21.9752705.35.36-10%23.4859809.25.10电价格变化+10%25.5169941.084.80-10%19.8642573.425.77销售价格变化+10%25.8371578.494.75-10%19.5140936.015.84经营成本变化+10%21.0748425.475.53-10%24