2×600mw机组工程建设可行性论证报告.doc

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2×600MW机组工程项目建议书

一、项目背景及建设的必要性
1．1项目概况
本项目是新建火力发电厂工程，一期工程建设2X600MW燃煤发电机组，规划容量为4X600MW，****位于内蒙古自治区兴安盟****境内。
可供电厂选址的场地很多，综合各项建厂条件，首选位于****附近选择厂址最佳。
电厂燃用霍林河煤田的褐煤，该煤田是内蒙古境内已开采用的大型露天煤田之一，煤田至厂址的铁路运距约190km，比目前燃用霍林河煤田煤的通辽电厂运距少200km，比吉林省双辽电厂运距约少350km，比吉林省长山电厂运距约少300km。在开发区建电厂可减少褐煤的长距离运输及减少铁路的运输压力。厂址附近地下水及地表水丰满，厂址附近有一总库容为13亿立方米的森水库水库，为节约地下水，电厂首选引用察尔森水库作为水源。
一期工程电厂以两回500kV接入东北电网，并以220kV线路向内蒙古东部地区供电，以避免煤电倒流。
1．2　项目背景及建设的必要性
2003年10月21日，在北京召开了内蒙古电力工业发展研讨会，与会专家对《内蒙古电力工业“十五”后三年、“十一五”规划和2020年远景目标》进行了讨论。专家建议加快蒙西、蒙中、蒙东电源前期工作，2010年内蒙古外送总规模将达1600万千瓦。专家组认为，在内蒙古建设大型煤电基地有煤炭资源，政策、区域、土地资源，电价竞争、外送电信誉等6个优势。根据最新电力市场研究数据和更大区域资源优化配置、电力系统安全稳定原则等要求，“十一五”期东北新增市场空间1300万千瓦，为西电东送提供了较大空间。
在****建设大型电厂完全符合上述专家组的建议，拟建电厂靠近霍林河煤田和铁路，丰富的地表水、地下水资源，大片待开发的荒地，建设电厂不占耕地，无拆迁，环保容量大，具有竞争力的电价水平。
在****建设大型火电厂可充分利用我区的煤炭资源优势，将资源优势转为经济优势，亦可带动及振兴当地经济发展，提高内蒙古这个蒙古族占绝大多数的旗县的人民生活水平。
在****建设大型火电厂可满足当地以至于内蒙古东部的电力增长需要，兴安盟“十五”期间电量增长很快，2003年1—6月份全盟电力较去年同期保持两位数的增长速度，用电负荷增长率大于30％。****的电力将大部分送往东北电网。相对比较，从建设条件看，如土地资源、环保容量、煤炭资源等方面优于东北三省，在内蒙东部建电厂向东北三省送电符合东北电网北电南送、西电东送的潮流方向。
综上所述，****具有得天独厚的建厂条件，电厂的建设势在必行。
二、电力系统概况
2．1电力系统概况
2．1．1东北地区社会经济概况
中国东北地区包括黑龙江、吉林、辽宁三省和内蒙古东部的呼伦贝尔市、兴安盟、通辽市、赤峰市，全地区面积约143．97万km2，占我国总面积的15％，人口约11442万人。东北地区是中国纬度最高、气候最冷的一个自然区域，也是中国最东部的地区。由于海洋季风影响，给东北带来较多的雨量和较长的降水季节。全区分布较广的地带性土壤有寒温带的漂灰土、温带的暗棕壤、黑土和黑钙土。东北区纵横均在1000公里以上，自然景观主要特征是冷湿性森林与草甸草原，三面环山平原中开的地理特征可将东北区分为大兴安岭北部山地、东北东部山地和东北中部平原三部分。东部地区是我国老工业基地，过去在我国国民经济战略中占有重要地位，现在和将来仍然很重要。虽然改革开放以后，东北老工业基地的发展速度与沿海地区有差距，但东北老工业基地在整个国民经济当中的举足轻重的地位和重要性没有变。
2002年东北地区各省认真贯彻党中央、国务院关于经济发展工作的各项部署，积极应对加入世贸组织之后国内外形势的新变化，不断深化改革，扩大开放，加快结构调整，国民经济保持了持续较快增长，经济运行质量进一步提高，各项社会事业稳定发展，人民生活进一步改善，为全面建设小康社会奠定了良好的基础。
2002年东北地区(不包括内蒙古东部地区)完成国内生产总值11603亿元，比上一年增长9．1％。
2．1．2东北电力系统现状
东北电网按其结构可分为三部分：内蒙古的呼伦贝尔市电网和黑龙江省电网构成北部电网； 内蒙古的通辽市、兴安盟地区电网和吉林省电网构成中部电网，内蒙古的赤峰市电网和辽宁省电网构成南部电网。目前，东北电网以500kV和220kV电压等级为骨干网架。
经过十几年的建设，东北电网500千伏主网架已初步形成。北起呼伦贝尔市的伊敏，南至大连的南关岭，西自赤峰的元宝山，东达黑龙江的佳木斯、七台河，东北电网500千伏主网架已经覆盖了东北地区的绝大部分电源基地和负荷中心；辽吉、吉黑省间500千伏联络线均已达到两回；东北与华北电网实现了跨大区交流联网。2002年东北电网共有500kV输电线路31条，总长度约5030．8公里：220kV输电线路473条，总长度约22845．2公里。500kV变电所16座(包括梨树、永源开闭所)，变压器18台，总容量为13806MVA；220kV变电所221座，变压器369台，总容量为41326MVA。
截止2002年底，东北电网总装机容量为39408．27MW，其中水电为5408．4MW，占13，72％；火电为33886．6MW，占85．99％。辽宁省、吉林省、黑龙江省、蒙东地区装机容量分别为15544．01MW、8775．18MW、11435．2MW、3653．88MW。
2002年东北全网完成总发电量1665．18亿千瓦时，同比增长5．13％。其中，水电发电量完成74．47亿千瓦时，同比下降20．6％：火电发电量完成1588．72亿千瓦时，同比增长6．70％。全区发电设备利用小时数为4249小时。
2002年东北地区最大发电负荷26170MW，统调最大发电负荷24170MW，同比增长10．87％，统调最大峰谷差8574．5MW。
东北地区500kV电网现况如图X-01所示。
2．1．3内蒙古兴安盟电力系统概况
兴安盟位于内蒙古自治区中北部，总面积59806平方公里，东部与黑龙江省齐齐哈尔市毗邻，东南与吉林省白城地区相接，南部与通辽市、西部与锡林郭勒盟交界，北与呼伦贝尔市相连，西北部与蒙古人民共和国接壤。现辖6个旗、市(区)，即乌兰浩特市、阿尔山市、科右中旗、扎赉特旗、科右前旗、突泉县。2002年总人口162．94万人，有蒙、汉、回、满、朝鲜等20余个民族，其中，蒙古族占39．15％，汉族占55．9％。
兴安盟地处大兴安岭中段，属中低山丘陵区。山地面积约占全盟总面积的90％，平原为嫩江西岸平原，约占总面积的10％。兴安盟处于温带大陆性季风气候区，气候特征明显，四季分明，地区差异显著。
兴安盟现有森林面积142万公顷，林木总蓄积量4627万立方米，森林覆盖率23．76％。兴安盟矿产分布较广，矿种比较全，共发现矿种54种。可单独构成矿床的金属矿种有：铁、铬、铜、铅、锌、银等，伴生在其他矿床中可综合利用的矿种有贵金属、稀有稀土金属15种之多。非金属矿产十分丰富，有煤、石灰石、蛇纹岩、石榴子石、萤石、脉石英、珍珠岩、玄武岩、花岗岩、粘土等。
兴安盟位于东北经济区西部，是东北亚经济圈的西出口，在经济发展中占有重要的战略位置，是内蒙古自治区和东北经济区的商品粮基地和畜产品主要产区之一。工业已形成了以钢铁、卷烟、机械、造纸、制酒、制糖、水泥、化工、粮油加工、建材、乳品、制药等产业发展较齐全的生产体系。2002年全盟国内生产总值68．28亿元。
兴安电网是东北地区西部的一个末端电网，由于兴安盟经济规模较小，兴安电网规模也较小。兴安电网以乌兰浩特市为中心，形成66kV主网架，南部通过乌兰浩特北郊～右中～通辽电厂～四平220kV线路与东北电网相连，此外还有两条66kV线路与吉林省白城地区电网相连。
2002年底兴安电网有一座热电厂、一座水电厂和两座小水电站，总装机容量51．3MW。盟内有两座220kV变电所，即乌兰浩特北郊变(2X63MVA)，右中变(2X63MVA，由通辽电网管辖)。有66kV变电所44座，总变电容量174．79MVA，66kV线路53条，线路总长度1320．76km。
2002年兴安电网最大供电负荷95．4MW。
兴安电网2002年现状见图X-02。
2．2电力市场分析
2．2．1东北电网电力市场分析
“八五”期间东北电网全社会用电量年均增长6．1％，受国家产业结构调整影响，“九五”期间年均增长率仅为3．2％，1990年一2000年十年间平均增长率为4．64％，1980年～2002年平均增长率为5．03％，低于全国平均增长率3．1个百分点，“十五”前两年东北地区经济发展趋于好转，2002年东北地区全社会用电量增长率达到4．33％，但是仍然低于全国平均水平。
从电网分省用电来看，2002年辽宁省全社会用电量809．46亿千瓦时，吉林省用电量306．29亿千瓦时，黑龙江省用电量468．45亿千瓦时，内蒙古东部地区用电量57．76亿千瓦时，分别占全区用电量的49．3％、18．7％、28．5％和3．5％。可见，辽宁省是东北地区的负荷中心，而且近两年随着经济的逐渐好转，负荷增长也出现了稳步上升的势头。分析其增长因素，主要是东北地区产业结构调整基本结束，工业、商业和居民生活用电的高速增长起了决定作用，上述三个行业用电量分别比上年增长6．00％、9．69、2．97％，对全社会用电增长的贡献率分别为75．02％、3．08％和12．25％。
根据东北三省国民经济和社会发展“十五”规划纲要，对东北地区国民经济、社会发展和用电的趋势进行分析，预测到2005年东北地区全社会用电量达到1933亿千瓦时，到2010年东北地区全社会用电量达到2565亿千瓦时，到2020年东北地区全社会用电量达到3813亿千瓦时。
到2005年东北地区需发电负荷达到31230MW，到2010年东北地区需发电负荷达到41853MW，到2020年东北地区需发电负荷达到63609MW。
2．2．2兴安盟电力市场分析
“九五”期间，兴安盟经济增长较快，人民生活水平显著提高，国内生产总值年均增长13．93％，经济结构得到实质性调整，二、三产业比重明显上升，社会各项事业得到全面发展。“十五”到“十一五”期间，兴安盟社会经济将以提高综合实力和城乡人民生活水平为出发点，抓住国家实施西部大开发战略的有利时机，进一步加大改革开放力度，推进农业产业化、工业化、城镇化、信息化进程，力争实现国内生产总值以年均10—12％的速度增长，到2010年全盟国内生产总值达到165亿元。
随着兴安盟经济的快速增长，用电负荷也将呈迅速发展之势，预计到2005年全盟最大供电负荷达到117MW，用电量5．28亿kWh，“十五”期间年平均增长率分别为6．68％和5．4％；到2010年全盟最大供电负荷将达到166MW，用电量7．13亿kwh，“十一五”期间年平均增长率分别为7．06％和6．2％。“十二五”、“十三五”期间兴安盟电力负荷将继续快速增长，预计2015年、2020年全盟最大供电负荷将分别达到238MW、342MW。
乌兰浩特钢铁公司、乌兰浩特水泥厂等大中型企业技术改造在兴安盟电力负荷增长中起着举足轻重作用。
2．3东北地区电源装机需求预测
按照国家有关规定要求，结合东北实际情况，明确2010年以前关停老旧小机组容量共计2044MW。
“十五”期间东北电网的电源建设已较明朗，东北电网电源投产容量为3300．65MW，主要是目前的在建项目：“十一五”期间东北电网电源投产容量为4955MW，主要是一些火电技改项目、风电项目和供热发电项目；“十一五”期间东北电网电源已明确投产投产的容量为370MW，主要是供热发电项目和风电项目。
东北电网装机需求预测结果见表2—1。东北地区2005年、2010年、2015年、2020年需新增装机容量分别为690MW、5432MW、16048MW、29247MW。
东北地区电源建设空间见下表所示。

2．4电J—建设的必要性及作用
由于东北地区是我国较早开发的地区之一，经济实力强，工业发达，全区水力资源开发利用率较高，剩余的水利资源主要分布在黑龙江省界河和嫩江流域，开发十分困难。因此东北地区的能源结构，无论是能源消费结构，还是发电能源结构都是以煤为主。而东北地区能源资源并不丰富，其煤炭储量不到全国平均数的一半，虽然石油资源在全国占有一定的优势，但区内自用量比例小，大部分调出区外。鉴于东北地区能源资源、生产和消费以及交通运输、环境等因素的制约，加快内蒙东部三大露天煤矿的建设，是增强东北地区电力工业发展的后劲的重要措施。在东北偏远地区内蒙东部地区建设大型坑口电站，向东北电网提供清洁的电力能源，成为东北地区能源发展战略方向。
兴安盟靠近霍林河煤田，霍林河煤矿是全国五大露天煤矿之一，已探明储量为131亿吨，年生产能力1000万吨，全部为褐煤，燃烧发热量低，不适合远距离运输。
在****建设火力发电厂，可促进少数民族地区的经济发展，加速霍林河煤田的开发建设，就近燃用霍林河煤田的褐煤，减轻了煤炭运输的压力。电厂所发电力主要向东北地区送电，对满足东北地区经济增长对电力的需求，减轻东北地区经济发展对环境保护的压力均有较强作用。加速建设内蒙东部地区大型坑(路)口煤电基地，是东北地区最具潜力的电力发展能源支柱，是东北地区2005年后电源建设最主要的煤电基地。拟选的****向东北电网送电距离适中，具备建设大型火电基地的良好前景。
从前述电力市场分析中，兴安盟工业基础较弱，与东北三省相比规模较小，预测2020年供电负荷为342MW，在自身没有建设其他中小规模电厂的情况下，需要从东北电网输入的电力逐步增加。而东北地区经济基础好，发展前景广阔，2005、2010、2015、2020年电力需求市场空间分别达到690、5432、16048、29274MW。因此建设****向东北电网送电在东北地区能源结构优化中起着重要作用。
因此，建设****对加快民族地区经济和社会发展及边疆地区稳定有着极其重要的意义，可以拉动民族地区经济的发展，将对兴安盟少数民族脱贫致富提供巨大的支持；作为内蒙东部煤电基地的重要组成部分，****实施“西电东送，北电南送”向东北负荷中心送电，符合国家能源产业政策，为东北地区经济的持续发展创造条件。建设环保条件非常好的****，实现西电东送，调整东北电网电源布局，实现东北电网电源水平的优化升级，实现可持续发展战略是非常必要的。
三、厂址选择
1、本项目建设地址设在****。
2、开发区概况：
****创办于2002年2月，2003年经内蒙古自治区人民政府批准为自治区级经济技术开发区。开发区 位于兴安盟政治、经济、文化中心的乌兰浩特市东南部，距市区2公里，地处东北经济圈。总体规划21平方公里，一期建设4.2平方公里。目前，开发区基础设施建设已实现道路、给水、排水、供电、通讯、供热、燃气等“七通一平”。随着蒙牛乳业乌兰浩特有限公司进驻开发区，白求恩医科大学制药厂生化分厂、大民种业等国内知名企业的入区投资，已初步形成了以农副产品加工业、生物制药业为主体的产业发展框架。开发区建区方针将以利用外资为主，以农副产品加工业为主，致力于高新技术产业和外向型经济的发展，将开发区建设成现代化、开放型、绿色经济技术开发区。
（ 一、）开发区自然环境
****位于大兴安岭南麓，科尔沁草原腹地，地势平坦，地层构造简单，层次稳定，基础承载力为400kpa。气候属温带大陆性季风气候，四季分明，温差较大，风向随季节有明显变化。晚秋至冬春多偏北风，夏季偏东风较多。年平均气温4.2℃，无霜期150天，年降水量为41 6.7豪米，地下水资源丰富，水质良好，开发区西有洮儿河，东有阿木古郎河，中有二道河，南有自然生柳林旅游区，蓝天碧水，环境幽美，气候宜人。
（二、）交通运输
开发区地理位置优越，交通十分便捷，交通客货运力充足、方便。
公路：111国道、302国道纵贯开发区。
铁路：有直达北京、哈尔滨、长春、白城、阿尔山的旅客列车。
航空：有直通通辽、北京、呼和浩特的班机，民航机场可购买全国联程机票。
开发区距长途客运站5分钟车程，距火车站1 0分钟车程， 距飞机场20分钟车程。

四、燃料供应
4．1锅炉燃煤量
2×600MW机组锅炉年耗煤量(设计煤种)为440万吨。
五、供水水源
5．1 湿冷机组供水水源
本期工程2X 600MW机组采用湿冷机组， 平均补给水量为25045m3／h(0．70m3／s)，年平均用水量约为1753．15万m’(机组年运行小时为7000h)。远期扩建 2 X 600MW 空冷机组需取用补给水546．75m3／h(0．15m3／s)，年平均用水量约为382．72万m3(机组年运行小时为7000h)。电厂本期2X600MW湿冷机组和电厂远期2X600MW空冷机组总用水量为3051．25m3／h(0．85m3／s)，年平均用水量约为2135．87万m3(机组年运行小时为7000h)。由上所述，电厂本期2X600MW湿冷机组若采用察尔森水库作为供水水源，在水库发电期并在满足农业灌溉的情况下，供给电厂用水为1500万m3，不能全部满足电厂用水量，需采取水库和地下水联合供水方式。若采用地下水作为供水水源，可满足全部的用水量，而且有充足的开采量。可见，2X600MW湿冷冷机组的需水量，水源是有保证的。
5．2 空冷机组供水水源
本期工程2X600MW机组采用空冷机组，全年平均需取用补给水量546．75m3／h(0．15m3／s)，年平均用水量约为382．72万m3(机组年运行小时为7000h)。电厂本期2X600MW空冷机组和电厂远期2X600MW空冷机组总用水量为1093．5m3／h(0．3m3／s)，年平均用水量约为765．44万m3(机组年运行小时为7000h)。由上所述，电厂本期2X600MW空冷机组若采用察尔森力水库作为供水水源，能够满足需水量。若采用地下水作为供水水源，同样满足全部的需水量，而且有充足的开采量。可见，2X600MW空冷机组的需水量，水源是有保证的。
六、工程设想
6．1电厂分期建设规模、机组容量与建设进度的设想
6．1．1电厂分期建设规模及机组容量
从煤源的储量及开采能力、铁路运输能力、电厂水源、灰场、扩建场地等主要建厂条件看，一期工程建设2X600MW机组是可行的，外部条件已基本落实，本期工程推荐安装2X600MW燃煤亚临界机组。
通过一期工程建设的逐步展开，对二期工程建厂条件的进一步落实，主要是电厂水源及铁路运输能力的落实，再扩建2X600MW机组是有可能的，为节省水资源，建议二期工程2X600MW机组采用空冷机组。本项目规划容量可达4X600MW。一期工程已经按规划容量作了规划。
6．1．2工程建设进度的设想
一期工程2005年4月开工，2008年12月1号机组投产，工期44个月。2009年12月2号机投产，总工期56个月。
6．1．3对于电厂采用湿冷机组或空冷机组的说明
我国北方是缺水地区，燃煤发电厂是耗水大户，为节约水资源，近年来一些新的燃煤发电厂工程采用空冷技术的越来越多，虽然国内600MW容量的空冷机组正在施工阶段，尚无运行经验，但国际上已有成功运行的600MW直接空冷机组，内蒙古近几年批准开工的600MW机组电厂工程几乎全是直接空冷机组，对于已投运的600MW湿冷机组的电厂再扩建也改为空冷机组。
对于****，地下水及地表水资源丰富，完全可以满足2X600MW机组的用水需要。但由于该地区工业农业尚欠发达，水资源利用率较低，同样存在保护和节省水资源问题，本项目初步可行性研究阶段，从节省工程造价和该地区目前用水现状考虑，提出机组采用湿冷和空冷机组两个方案，两个方案主要涉及用水量、总平面布置、投资估算及经济评价。
6．2电厂总平面布置的设想
电厂本期建设规模为2X600MW机组，规划容量为2400MW(4X600MW)。按湿冷机组和空冷机组两个方案做总平面布置。
6．2．1空冷机组厂区总平面布置方案
采用直接空冷机组，结合风向对空冷机组主厂房朝向的要求，厂区总体朝向为北偏东约60度。具体布置分述如下：
厂区总平面布置为三列式，由南向北依次为：贮煤场一主厂房～升压站三列式。
铁路专用线布置在厂区的南面，卸煤采用火车卸煤沟形式。主厂房布置在厂区中部，汽机房采用纵向布置。主厂房固定端朝东，扩建端向西。烟囱南侧予留了脱硫装置的场地。煤场及输煤系统布置在予留脱硫装置的南面，燃煤通过火车卸煤沟，经转运站及输煤栈桥送入主厂房。500kV升压站布置在直接空冷风机平台的北面，进出线采用架空，向北出线。铁路专用线从厂区东侧进厂。厂区总体布置格局为1、2号机组与3、4号机组主厂房相贴建。
6．2，2湿冷机组厂区总平面布置方案
采用湿冷机组，厂区总平面布置为四列式，由南向北依次为：贮煤场一主厂房一冷却塔一升压站。铁路专用线布置在厂区的南面，卸煤采用火车卸煤沟型式。主厂房布置在厂区中部，汽机房采用纵向布置。主厂房固定端朝东，扩建端向西。烟囱南侧予留脱硫装置场地。
以上两个方案的升压站等级均为500kV及220kV。三个厂址的出线方向都是向西北方向。
6．2．3厂区竖向布置
所选厂址场地自然坡度不大，因此，采用平坡式布置，厂区内的积水将靠地面设计坡度及道路有组织排水排出厂区。
6．3输煤的设想
6．3，1耗煤量
本期工程拟建2X600MW燃煤发电机组，规划容量为4~600MW。
锅炉耗煤量(设计煤种)如下：

注：1)机组日利用小时数以20小时计：
2)机组年利用小时数以5500小时计。
6．3．2运煤系统方案设想
输煤系统按2X600MW机组容量设计，输煤系统平面布置，详见厂区总平面布置图。
各组成单元的规划设想如下：
1)卸煤设施
本期工程年燃煤量约为440万吨，均采用火车运输。厂内拟建两台单车翻车机系统作为火车卸车设施。
2)煤场
煤厂配置两台DQl500／1500·30型悬臂式斗轮堆取料机，斗轮机堆取料出力均为1500t／h，轨距为6米，折返式供煤。两台互为备用，另外在煤场设三台推煤机作为煤场附助设施。
煤场的布置形式采用并联或对头布置，贮煤量为24万吨，能满足全厂锅炉燃用15天的用煤量。
3)碎煤机室
碎煤机室内设煤筛和环锤式碎煤机。
煤筛出力1500t／h，筛下粒度<30mm。
环式碎煤机出力1000t／h，出料粒度<30mm。
4)胶带机系统
本工程2X600MW机组总耗煤量为800t／h，根据规程规定，带式输送机选型为：带宽B二1400mm，带速V=2．5m／s，出力Q’1500t／h。
5)其它
系统中设其他相关辅助设施。
各栈桥及转运站实行水力清扫，煤场设置喷淋设施。
本期设置入厂煤的称量采样装置：电子轨道衡和火车采样装置一套。
运煤系统控制方式采用：程序控制及就地手动控制。
6)运煤系统的附属建筑
本期建输煤附属建筑包括：输煤办公楼、程控室、推煤机库及轨道衡控制室。
6．4供水的设想
6．4．1 采用湿冷机组的供水系统
6．4．1，1循环水系统
1)循环水量
根据本地区气象资料，带冷却塔的循环供水系统循环水冷却倍率热季采用55倍，冷季采用35倍，循环水量见表5．4—1。
循环水量表 表5．4—1

2)循环水系统
本期工程2X600MW机组，拟采用带自然通风冷却塔的循环供水系统，系统设置为单元制。
每台机组配1座约6500m’双曲线逆流式自然通风冷却塔，2台循环水泵。2台机组配1座循环水泵房，循环水泵房内设4台立式斜流泵，每台机组配1条压力进水钢管和1条压力排水钢管。循环水泵房设在冷却塔附近，冷却塔与循环水泵房之间，采用钢筋混凝土双孔沟连接。
3)设备选型
每台机组初步选用2台循环水泵，其性能参数为：
流量： Q’35000m’几
扬程： H：25m
转速： n=370r／min
配电机功率： N=3150kW
4)循环水管布置
本期工程循环水进水母管及循环水排水母管均采用DN3000焊接钢管，主厂房内循环水进、排水管采用DN2200。冷却塔与循环水泵房之间，采用钢筋混凝土双孔沟，单沟断面为3．5X2．5m2。
七、投资估算及经济评价
7． 1工程规模及范围
本工程新建2X600MW国产化亚临界燃煤机组，规划容量4X600MW。
本期包括电厂范围内生产系统及辅助生产系统的土建及安装工程、灰场、铁路专用线、厂外水源工程等。
7．2投资估算
7．2．1编制原则
1)工程量
依据本工程推荐技术方案资料，并参考同类工程有关资料。
2)定额
采用国家经济贸易委员会二OO一年颁发的《电力工程建设投资估算指标》：中华人民共和国国家经济贸易委员会二OO二年第15号文发布的《电力工程建设概算定额》 (2001年修订本)热力设备安装工程、电气设备安装工程、建筑工程；中国电力企业联合会中电联技经(2002)48号文
发布的《电力建设工程预算定额第六册调试》。上述定额不能满足需要时，参考了《电力建设建筑(安装)工程预算定额》。
3)装置性材料预算价格
根据华北地区《电力建设工程装置性材料综合预算价格》(2002年版)内蒙古自治区电力建设定额站文件内电定(2002)5号关于颁发《内蒙古自治区电力建设工程装置性材料综合预算价格》的通知计列。
4)设备购置费
主设备及主要辅机设备原价参考限额设计控制指标价格(2002年水平)、近期同类工程定货合同价及2002年信息价计列。
5)地区工资性津贴调整
根据内蒙古自治区电业管理局颁发的内电定11997)4号文件《内蒙古电管局关于颁发(内蒙古自治区电力建设工程概算编制办法)的通知》调整工资性津贴，本工程所处地区为2．63元／22日，调增0．72元／32日。调增部分按价差处理，计入基本直接费，只计取税金。
6)人工工日调整
根据内蒙古电力(集团)有限责任公司颁发的内电定(2002]8号文件转发《关于调整电力工程建设火电、送变电工程定额人工工日单价的通知》的通知，对定额人工工日单价进行调整，其中：建筑工程定额人工工日单价调增3元／32日；安装工程定额人工工日单价调增4元／35日。调增部分按价差处理，计入编制年价差，只计取税金。 ，
7)根据内电定(2003)13号文件《关于印发内蒙古发送变电工程定额材料与机械费调整办法》的通知，对建筑、安装工程定额材料与机械费进行调整，调整值作为价差处理，只计取税金。
8)项目划分及取费
按照中华人民共和国国家经济贸易委员会发布的2002年版《电力工业基本建设预算管理制度及规定》的有关规定进行项目划分并取费。
9)基本预备费：按8％计列。
10)建设期贷款利息：按年利率5．76％计算。
11)铺底生产流动资金按全部生产流动资金的30％计列。
7．2．2编制年水平
本投资估算编制年度静态投资达到2002年水平。
7．2．3工程投资
推荐厂址发电工程投资详见表7-1。

投资情况一览表

7．2．4投资分析
2002年2X600MW机组等级新建工程限额设计控制指标为3428元／千瓦，在保持同等可比口径下，经模块调整后本工程推荐厂址的限额设计控制指标：湿冷方案为3541元／千瓦；空冷方案为3917元／千瓦(详见限额设计控制指标模块调整一览表)。本工程在设计过程中，采取了一系列优化措
施，推荐厂址的两个方案单位造价均低于限额设计控制指标。我们认为本工程造价水平满足限额设计要求，工程造价合理。
7．3经济评价
7．3．1编制依据
本经济效益分析按国家计划委员会和建设部联合发布的《建设项目经 济评价方法与参数》(第二版)编制，采用中国电力工程顾问有限公司颁发的2000版电力工程建设经济评价软件进行财务分析。
7．3．2原始数据
1)本工程拟定于2005年4月开工建设，2008年12月#1机组投产，2009年12月#2机组投产。资本金占20％，融资占80％。建设期间年度投入资金比例分别为总投资的15％、35％、25％、15％、10％，并考虑资本金与融资同比例注入。1、2号机组单机结算比例分别为60％和40％；
2)设备年利用小时数为5500h：
3)生产成本
a．发电标准煤耗率： 328．6kg／MWh；
标煤价：159．76元／吨(含运费)(不含税)
b，水费：湿冷方案0．22元／MWh，空冷方案0．05元／MWh：
c．电厂定员267人，年人均工资24000元(不含三金)；
d．发电材料费：湿冷方案7．00元／MWh空冷方案10．60元／MWh：
发电其他费用：湿冷方案8．00元／MWh空冷方案11．60元／MWh：
e．固定资产折旧年限：15年；
f．大修理费率：2．5％；
g．发电厂用电率：湿冷方案7.18%， 空冷方案7.98%；
h．所得税率：33％；
4)基准收益率：7．5％；
7．3．3财务评价指标
按资本金内部收益率8％，测算的推荐厂址评价指标见下表：
主要经济指标一览表

7．3．4财务盈利能力分析
通过上述各项绎济效益指标的计算结果表明：本工程各项主要技术经济指标满足国家和电力部的有关文件规定。计算期各年能收支平衡，并略有盈余，财务净现值大于零，该项目在财务上是可行的。项目盈利能力满足行业要求。同时使企业的经济实力大为加强，并将为其今后的进一步发展打下坚实基础。
7．3．5敏感性分析
为了考察本工程承担风险的能力，针对总投资、年利用小时、煤价、三个因素的变化进行了分析。从敏感性分析汇总表中可以看出，当资本金财务内部收益率为8％，在设备年利用小时为5500小时上下浮动10％的区间，含税上网电价均具有较强的竞争力。同时在经营过程中抗风险能力较强。
7．3．6综合经济评价
综上所述，本项目投资合理，经济效益比较理想，各项经济指标均符合和满足国家现行规定和投资方的要求，反算出的上网电价具有竞争能力，投资收益较高，能够还本付息，抗风险能力较强。从财务角度分析，本项目可行。

目 录
第一章 总 论 1
1.1 项目概况 1
1.2 可行性研究报告编制单位 4
1.3 承办单位简介 4
1.4 项目区概况 5
1.5 可行性研究依据 9
1.6 可行性研究的范围 10
第二章 项目建设背景及必要性 11
2.1 项目建设背景 11
2.2 项目建设必要性 14
第三章 项目建设地址及条件 17
3.1 项目建设地址 17
3.2 项目建设条件 17
第四章 工程建设方案 22
4.1 项目设计依据与原则 22
4.2 工程规划方案 23
4.3 工程技术方案 25
4.4 给排水工程 30
4.5 供电工程 31
4.6 采暖及通风 35
4.7 燃气设计 37
第五章 环境保护 38
5.1 环境保护标准 38
5.2 环境影响初步分析 38
5.3 施工期环境保护措施 39
5.4 运营期间环境保护措施 41
5.5 绿化 42
5.6 环境影响评价 43
第六章 节 能 44
6.1 依据标准、法律、法规和规范 44
6.2 能耗状况和能耗指标分析 44
6.3 节能措施 45
第七章 劳动安全卫生消防 48
7.1 设计依据 48
7.2 危害因素及危害程度分析 48
7.3 安全设施及措施 48
7.4 消防设施 50
第八章 抗震设防 52
8.1 编制依据 52
8.2 建设场地条件 52
8.3 建筑结构概况与抗震设计 54
第九章 组织机构与项目管理 56
9.1 组织机构 56
9.2 项目管理 56
第十章 项目建设实施进度 59
10.1 项目建设期 59
10.2 项目建设实施规划 59
第十一章 工程招标 60
11.1 招标依据 60
11.2 招标投标的基本原则 60
11.3 项目概况 61
11.4 项目提前招标情况 62
11.5 项目招标内容 62
第十二章 投资估算与资金措筹 65
12.1 建设投资估算的范围 65
12.2 投资估算依据 65
12.3 投资估算编制内容 66
12.4 资金筹措 70
第十三章 效益分析 71
13.1 项目实施对社会的影响分析 71
13.2 项目与所在地互适性分析 71
13.3 社会风险分析 72
13.4 社会评价结论 74
第十四章 社会稳定风险评估分析 75
14.1 社会稳定风险评估因素 75
14.2 项目建设社会稳定风险分析 76
第十五章 结论与建议 78
15.1 研究结论 78
15.2 建议 78

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