(整理)大型生产企业污染物排放治理工程初步可行性研究报告

1、编号 ：霍林郭勒地区大型生产企业污染物排放深度治理工程初步可行性研究报告说明书安徽恒意环保科技股份有限公司2016 年 12 月准：核：核：制：目录1 概 述 31.1 任务依据 31.2 项目概况 31.3 项目意义 51.4 研究范围 62 污染物排放深度治理设施综述62.1 烟气脱硫 72.1.1 烟气脱硫工艺选择72.1.2 主要设计原则 82.1.3 吸收剂来源、运输及消耗量82.1.4 吸收剂储存及制备92.1.5 烟气脱硫副产品处置92.2 烟气脱硝 92.2.1 烟气脱硝工艺选择102.2.2 主要设计原则 102.2.3 还原剂选择及耗量112.2.4 还原剂储存制备及运输1

2、12.3 烟气除尘 112.3.1 烟气除尘工艺选择112.3.2 主要设计原则 132.3.3 湿式电除尘器133 本期工程概况143.1 二氧化硫治理143.2 烟尘治理 143.3 氮氧化物防治措施143.4 烟气连续监测系统143.5 环境影响分析143.5.1 环境空气影响分析 153.5.2 水污染物影响分析153.5.3 固体废弃物影响分析153.5.4 噪声影响分析153.5.5 对社会环境的影响 154 厂址方案与技术技经比较155 初步投资估算与经济效益分析165.1 投资估算 165.1.1 项目划分及费用标准165.1.2 定额选用 165.1.3 人工单价 165.1

3、.4 材料价格 165.1.5 定额调整 165.1.6 设备价格 165.1.7 其他费用 165.1.8 价差预备费 165.1.9 基本预备费 175.1.10 建设期贷款利息 175.1.11 投资价格水平基准年度175.1.12 工程建设投资 175.1.13 工程收购投资 185.1.14 运营管理投资 185.2 财务分析 195.2.1 资金来源与资金使用计划 195.2.2 成本类参数 205.2.3 损益类参数 205.2.4 经济分析表 201 概述1.1 任务依据1.1.1 相关方面 关于委托编制霍林郭勒地区大型生产企业污染物排放深度治理工程初步可行性研究报告的要求 。

4、1.1.2 安徽恒意环保科技股份有限公司股东方 关于霍林郭勒地区大型生产企业污染物排放深度治理工程初步可行性研究报告需落实相关工作的要求 。1.1.3 设计依据1.1.3.1 大中型火力发电厂设计规范GB50660-2011。1.1.3.2 火力发电厂烟气脱硫设计技术规程 DL/T5196-2004。1.1.3.3 火电厂烟气脱硝工程技术规范-SCRfe» HJ562-2010。1.1.3.4 火力发电厂初步可行性研究内容深度规定 DL/T5374-2008 。1.2 背景分析京津冀地区大气污染连续升级，引发社会对大气污染防治的进一步关注，在十三五发展规划中重点提到大力推进污染物达标

5、排放和总量减排，实施工业污染源全面达标排放计划。完善污染物排放标准体系，加强工业污染源监督性监测，公布未达标企业名单，实施限期整改。城市建成区内污染严重企业实施有序搬迁改造或依法关闭。各大企业紧急开展实施清洁生产改造。2014年9月，三部委联合起草的 煤电节能减排升级与改造行动计划（2014 2020年） 正式发布， 该计划执行近两年来， 成效巨大， 随后各级政府又进一步推进实施，所有燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值（即在基准氧含量 6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、 35、 50毫克 / 立方米） 。1.3 项目概况霍林郭勒市为内蒙古自治区直

6、辖市，位于大兴安岭南麓，在科尔沁草原腹地，是一座因煤而建、缘煤而兴的新兴工业城市。2014年霍林郭勒市入选中国中小城市综合实力百强县市第80位和中国最具投资潜力中小城市百强县市第45位。霍林郭勒市与兴安盟、锡林郭勒盟交界。距中蒙边界120公里，距通辽市330公里，锡林浩特280公里，距北京1116公里，距沈阳596公里，距长春616公里。2014年霍林郭勒市实现地区生产总值368亿元，增长15%。霍林郭勒地处科尔沁草原腹地，,地理坐标为北纬45° 16' -45° 46'、东经118° 17' 46 -119° 46' 1

7、2之间。西部、西北部和北部与锡林郭勒盟东乌珠穆沁旗接壤，西南部、南部和东南部毗邻通辽市扎鲁特旗，东部、东北部与兴安盟科尔 沁右翼中旗连接。境域东西长38公里，南北宽28公里，周长113公里，总面积585平 方公里。 Z回忆.， 箝I霍林郭勒工业园区是重点产业基地，该区域重点打造煤电铝及铝后精深加工产 业，于2002年12月经通辽市人民政府批准设立，200孙3月正式启动建设。200朔， 经国家发改委核准并经自治区人民政府批准，晋升为省级工业园区，被列入自治区 24个重点工业开发区之一。经过十年的探索与实践，园区经济运行质量和效益明显提高，产业结构已迈向 较高层次。现已初步形成了煤电铝、煤电硅、煤

8、化工、粉煤灰综合利用四条主导经 济产业链，同时，装备制造业等其它相关产业正在园区不断成长、壮大。截止目前， 工业园区共入驻企业52家，投产企业38家，规模以上企业29家，新引进亿元以上项 目4个。电力产业。依托当地丰富煤炭资源，园区大力发展电力产业。截止到目前，已 投产装机容量为250万千瓦。其中：通辽霍林河坑口发电有限责任公司规划4X60万千瓦机组，规划总投资106亿元，一期2X60万千瓦机组于2007年7月发电；鸿骏铝电 公司自备电厂总规划120万千瓦，规划总投资77亿元，2007年6月份1 6号机组全部 建成发电，7号、8号机组于200/9月份建成发电。坑口发电有限责任公司及鸿骏铝 电公

9、司自备电厂7号、8号机组均采用亚临界风冷技术，对于节约当地水资源和保护 环境具有十分重要意义；金源口电厂2X5万千瓦机组投资7.4亿元，其中一号机组于 2010年7月与工业硅厂实现联动试运，二号机已具备发电条件。锦江2X20万千瓦机组今年投产运行，2X66万千瓦机组全面开工建设，创源 6X 33万千瓦电厂今年全面启动建设。冶金产业。以铝原料生产、铝深加工为代表的冶金项目正在不断裂变扩张、发展壮大。铝原料生产及深加工方面，2005年建成投产的霍煤鸿骏铝电公司电解铝项目 43万吨生产能力已全部达产。依托鸿骏铝电公司铝资源优势和霍煤集团的资金优势，已成功引进精铝、普铝两大系列14家铝后加工企业，涉及

10、铝型材生产、轮毂加工、精铝后续加工等项目。上述项目全部建成后，产能将达到 60.8万吨，其中原铝直接转化能力为 51.39万吨。目前，已有7家铝后加工企业建成投产，已形成33万吨的加工能力。煤化工产业。霍林河地区被国家振兴东北地区规划确定为煤化工基地之一，依托褐煤储量大、易气化等特点，工业园区有选择地引进了一些环境污染小，生产工艺先进、经济效益较高的6家褐煤深加工企业入驻园区（南澳能源、巨星燃气、双兴煤制气、源源煤化工、霍煤双兴煤制煤气、中海油液化天然气项目） 。 2006年，内蒙古南澳能源开发公司顺利投产。源源煤化工是园区引进的自主研发提质褐煤的试验项目，该项目设计年产100万吨提质煤，总投

11、资1.2亿元，已于2009年11月试生产成功。止匕外，霍煤双兴煤制煤气（120万吨提质煤）、中海油液化天然气（3.6亿Nm3作） 项目正在筹备中，项目投产后，将为褐煤深加工开辟另一条新的发展途径。根据通辽市政府打造通辽北部综合资源循环经济工业园区的总体要求，到 2017年，霍林河地区要形成 1亿吨煤炭，1300万千瓦电力装机，500万吨原铝产能，铝深加工产能400万吨，250万吨碳素产能。届时，综合园区将实现产值2000亿元以上，增加值600亿元以上，利税300亿元以上，拉动就业5万人以上。正在建设的火电机组有，锦联568万千瓦机组，创源396万千瓦机组。正在建设的铝及铝后产能有锦联300万吨

12、铝板带箔项目，鼎胜200万吨哈兹列特连铸连轧项目、创源180万吨铝合金项目。今后一段时期内，工业园区将继续发挥资源和产业优势，以产业结构调整为主线，以提升核心竞争力为基础，积极推进新型工业化进程，争创国家级循环经济示范园区，并以新技术产业为支撑，全力打造煤、电、冶、化四位一体和谐发展的现代产业园区。1.4 项目意义依照国家大气污染防治行动计划 （ 国发【 2013】 37号） 、 霍林郭勒地区落实大气污染行动防治计划实施细则等，霍林郭勒市政府坚持生态文明建设不动摇，坚决改善环境质量。实行最严格水资源管理制度，专项整治粉尘、废渣、废气、废 水等重点领域隐患，污水处理厂、火电机组实现在线监控全覆盖

13、。全面完成“十二 五”减排任务。环保控制总体理念PM （灰尘）S03SCh氧化一氨化束（HgCf?）Boiiler兀素市|SCRTRAC化（汞化）GGH与液滴磋挨烟气藤塞与涌滴碰撞吸水性LITE （ttOEP）GGHtGas Gas Heater EP3Electrostatic PrecipitatorFGD降电收集吸附灰1.5 研究范围本次研究对象为霍林郭勒地区大型生产企业污染物排放治理，主要有通辽霍林 河坑口发电有限责任公司、内蒙古霍煤鸿骏铝电有限责任公司电力分公司、内蒙古 锦联铝材有限公司电厂、内蒙古创源金属有限公司等，包括在生产2X100MW2 X 150MW 2 X 200MW 2

14、 X 300MW 2 X 350MW 2 X 600MW 2 X 660M供计十四台燃煤发电装机、在建设中2X660MW 6X330M喋计八台燃煤发电装机，总装机为 8020MW本报告研究的内容有：研究机组环保改造选型，总平面布置、主厂房布置的设想；初步投资估算及经济效益分析；经过综合论证，对本工程项目在技术上是否可行， 经济上是否合理，提出初步可行性研究结论性意见。深度处理典型技术路线:技术路线选择SI氧优物（血鸟虫0?2WW鬼）I2污染物排放深度治理设施综述2.1 烟气脱硫2.1.1 烟气脱硫工艺选择脱硫工艺方案应根据锅炉容量和调峰要求、燃煤硫份、二氧化硫控制规划和环评要求的脱硫效率、脱硫

15、工艺成熟程度和国产化程度、脱硫剂供应条件、副产品及脱硫灰和飞灰处置的综合利用条件、废水和废渣排放条件、场地布置条件等因素，经全面技术经济比较后确定。目前世界上烟气脱硫工艺有上百种，而技术较为成熟且已在较大容量机组上有应用业绩的仅十余种。根据脱硫反应物和脱硫产物的存在状态，脱硫工艺可分为湿法和干法 （ 包括半干法） 。 湿法脱硫工艺主要有： 石灰石 - 石膏法、 氨法、 海水脱硫等；干法脱硫工艺主要有：烟气循环流化床法（包括NID法）、旋转喷雾法、炉内喷钙-尾部加湿活化法及炉内喷钙脱硫等。 按脱硫工艺在生产流程中所处的部位不同可分为：燃烧前脱硫、燃烧中脱硫（炉内脱硫 ）和燃烧后脱硫（ 即烟气脱硫

16、） 。烟气脱硫技术是目前世界上唯一大规模商业化应用的脱硫技术，被认为是SO2 污染控制最为行之有效的途径。目前脱硫效率稳定达到90%以上的只有石灰石 石膏法、 氨法、 海水脱硫三种，均为湿法烟气脱硫工艺。其中石灰石 石膏湿法烟气脱硫工艺是目前世界上应用最广泛、技术最为成熟的脱硫技术。该工艺采用石灰石作为脱硫吸收剂，石灰石磨制后形成石灰石浆液，利用石灰石浆液吸收烟气中的SO,脱硫效率可达到95%Z上，其吸收剂石灰石价廉易得及副产品石膏能够综合利用，是目前大容量燃煤机组中应用最为成熟的烟气脱硫工艺系统，国内外均有大型机组的运行业绩；而氨法脱硫仅在小型机组上有运行业绩；且本工程地处内陆，不具备采用海

17、水脱硫的条件。基于上述各烟气脱硫工艺的特点及本工程的客观外部环境条件，本期工程烟气脱硫推荐采用石灰石 石膏湿法脱硫工艺。高效脱硫吸收塔2.1.2 主要设计原则各燃煤机组配一套100%0气脱硫装置，在建工程均采用一炉一塔方案，已有机 组采用一炉两塔方案。脱硫效率暂定不低于99%在建机组暂按单塔双循环方案考虑，已建机组暂按双 塔双循环方案考虑。脱硫系统不设置GG和旁路烟道，脱硫增压风机与引风机合并设置。2.1.3 吸收剂来源、运输及消耗量本工程吸收剂拟采用石灰石块料，按来料粒径0 20m进厂磨制，采用汽车运输 的方式供应石灰石块到厂。对于石灰石-石膏湿法脱硫工艺，所需石灰石（CaC的品质一般要求C

18、aCOt量不小于90%域Ca嗡量不小于50%）比较经济，MgO量小于2%有利于综合利用 本期工程石灰石耗量见下表：项目单位设计煤种校核煤种小时耗量t/h/日耗量t/d/年耗量_410t/a/注：石灰石耗量按锅炉 BMCR况计算；钙硫比取1.03;脱硫效率暂按99%石灰石CaCO含量取90%日耗量按20h计算；年耗量按4000h计算。2.1.4 吸收剂储存及制备吸收剂制备系统按公用系统设计，系统由石灰石供应系统和湿式球磨机制浆系 统组成。石灰石来料由自卸卡车或其它方式（铲车）卸入卸料斗，由给料机、斗式提升机 送入石灰石储仓。储仓内的石料经皮带称重给料机将送至湿式球磨机，经磨制的石灰石浆液进入 磨

19、机浆液再循环箱，由磨机浆液再循环泵输送进入石灰石浆液旋流站进行分离，不 合格的石灰石浆粗颗粒返回磨机，合格的石灰石浆液进入石灰石浆液箱，最后用泵 送往吸收塔。2.1.5 烟气脱硫副产品处置本工程对脱硫生成的石膏进行脱水处理，脱水后的石膏含水率不大于10%由皮带输送机送至石膏库，通过装载车装车后外运。当脱硫石膏不外销时，可将其运至 电厂灰场内堆放，不另设石膏抛弃系统。脱硫产生的废水进入脱硫废水处理系统，经处理达标合格后回用 本期工程脱硫生成石膏量（含10%勺表面水分）见下表：项目单位设计煤种校核煤种小时产量t/h/日ft/d/#7104t/a/注：石膏生成量按锅炉 BMCR况计算；钙硫比取1.0

20、3;脱硫效率暂按99%, 石灰石CaC的量取90%日产量按20h计算；年产量按4000h计算。2.2 烟气脱硝2.2.1 烟气脱硝工艺选择烟气脱硝技术包括选择性催化还原法、选择性非催化还原法、SNCR/SCR合烟气脱硝法、湿法烟气脱硝技术（包括水吸收法、酸性吸收法、碱中和吸收法、氧化吸 收法、液相还原吸收法等）、微生物吸收法、活性炭吸附法、电子束法等。根据国内外脱硝技术的发展动态，目前已广泛商业应用的烟气脱硝工艺主要有选择性催化还原法（SCR）和选择性非彳S化还原法（SNCR> SNCR资少，运行费用也低， 但此方法反应温度范围狭窄，对于煤种和负荷变化的适应性很差，且对喷氨量控制 有一定

21、限制，故该法脱除NOX勺效率不是太高，在世界范围内大型锅炉采用此法运行 的较少。经实践检验，对于大型燃煤锅炉，选择性催化还原法SC肢术是目前脱除NOx 的最有效措施，该方法脱硝效率可以达到 90%Z上，工艺成熟，在全世界脱硝工艺中 占主导地位。本期工程烟气脱硝推荐采用SC的硝工艺。SCRI!艺布置反应器入口空气预热器进口2.2.2 主要设计原则本期工程机组同步安装一套100%因气脱硝装置采用3+1层的催化剂方案,烟气脱硝效率暂按不低于 85虑。脱硝系统不设置烟气旁路和省煤器高温旁路系统。脱硝反应器布置在锅炉省煤 器和空预器之间。2.2.3 还原剂选择及耗量SC脱硝还原剂制备方案有液氨、尿素和氨

22、水三种方案，其中氨水方案由于耗能 过高（运输、储存、蒸发各环节），国内尚无应用业绩，本工程不予考虑；液氨蒸发 方案系统简单成熟、造价低，但氨为危险性物品，存在爆炸的可能性；尿素制氨方案不存在爆炸危险、毒性危害、重大危险源等因素，安全距离可大大降低。因此本 期工程推荐采用尿素制氨方案。1台燃煤机组尿素制氨消耗量项目单位设计煤种校核煤种小时耗量kg/h/日耗量t/d/年耗量t/a/注：液氨耗量按锅炉 BMCR：况计算；炉膛出口 NO浓度按300mg/Nn3（干烟气6%0 ,脱硝效率暂按85%日耗量按20h计算，年耗量按4000h计算。2.2.4 还原剂储存制备及运输尿素制氨尿素的贮存、制备、供应系

23、统包括尿素储存区域、尿素制氨发生器装 置、尿素溶液制备装置、尿素溶液存储装置、废水泵、废水池等。尿素由汽车运输， 经输送泵送至储存罐，再经氨气发生器送至炉区供脱硝使用。本期工程尿素溶液储存按照7天的尿素溶液使用量考虑。2.3 烟气除尘2.3.1 烟气除尘工艺选择除尘器是火力发电厂重要的烟气净化设备，目前我国火电厂主要采用的除尘形 式有电除尘器、袋式除尘器和电袋复合除尘器。电除尘器应用时间最长，技术比较 成熟，应用最为广泛。对于布袋除尘器，20世纪80年代我国就在小范围电厂中进行过试验，受当时工艺水平限制，滤料质量不过关，加上技术不够成熟等问题，没有 得到推广应用。近年来，随着布袋除尘器技术的发

24、展以及环保排放要求的提高，布 袋除尘器又成为火电厂的选择之一。电袋复合式除尘器是电除尘器和布袋除尘器技 术的结合，2003以后在国内开始推广应用，电袋除尘器多用于现有电厂的除尘器 改造，以解决静电除尘器不能达到环保要求的问题。电除尘器利用强电场电晕放电，使气体电离产生大量自由电子和离子，并吸附 在通过电场的粉尘颗粒上，使烟气中的粉尘颗粒荷电，荷电后的粉尘颗粒在电场库 仑力的作用下吸附在极板上，通过振打落入灰斗，经排灰系统排出，从而达到收尘 的目的。具特点是除尘效率较高，压力损失小，使用方便且无二次污染，对烟气的 温度及成分敏感度不高，设备运行检修相对容易，安全可靠性较好。其缺点是设备 占地面积

25、较大，且除尘效率受煤种和飞灰成分的影响较大。布袋除尘器是一种干式过滤装置，工作原理比较简单，即利用过滤原理，用纤 维编织物制作的袋式过滤单元来捕捉含尘烟气中的粉尘。堆积在滤袋表面的粉饼层 在此反向加速度及反向穿透气流的作用下，脱离滤袋面，落入灰斗。落入灰斗后的 灰再经输灰系统外排。布袋除尘器占地小，对粉尘特性不敏感，不受煤种、飞灰成 分、浓度和比电阻的影响，除尘效率高，排放稳定，一般可以保证出口排放浓度在 50mg/Nm以下，好的可以达到30mg/Nm以下甚至更低。电袋复合除尘器结合了电除尘器和袋式除尘器的特点，烟气先经过电场单元出 去大部分烟尘和粗颗粒，再经过布袋单元出去较小粒径的粉尘。电袋

26、复合除尘器有 分体电场单元与布袋单元分开设置，占地较大，并不常用。一体式电袋复合除尘器 兼有电除尘器和袋式除尘器的有点和缺点，对煤种和烟尘比电阻变化的适应能力比 电除尘器强，运行阻力低于纯布袋除尘器，滤袋寿命较布袋除尘器更长，电耗也低 于电除尘器。但由于兼有电除尘和布袋除尘两套单元，因此运行维护较复杂。本期工程烟气除尘推荐采用电袋复合除尘器工艺。典型电袋除尘器布置300M舰组电袋除尘改造布置2.3.2 主要设计原则2.3.3 率应满足要求；2、技术较为成熟，运行费用低；3、投资省、主体设备的使用寿命长；4、建造工期短、系统简便、易于操作管理。2.3.4 湿式电除尘器湿式电除尘脱除的对象有粉尘和

27、雾滴，从原理上来讲，首先由于水滴的存在对电极放电产生了影响，要形成发射离子，金属电极中的自由电子必须获得足够的能 量，才能克服电离能而越过表面势垒成为发射电子。让电极表面带水是降低表面势 垒的一种有效措施。水覆盖金属表面后，将原来的“金属 -空气”界面分割成“金属 -水”界面和“水-空气”界面，后两种界面的势垒比前一种界面的势垒低很多。金 属表面带水后，将原来的高势垒分解为两种低势垒，大大削弱表面势垒对自由电子的阻碍作用，使电子易于发射。水中的多种杂质离子在电场作用下，也易越过表面势垒而成为发射离子。这些都改变了电极放电效果，使之能在低电压下发生电晕放电。其次由于水滴的存在，水的电阻相对较小，

28、水滴与粉尘结合后，使得高比电阻的粉尘比电阻下降，湿式电除尘器的工作状态非常稳定，受燃煤煤质影响小。另外由于湿式电除尘器采用水流冲刷集尘极表面来进行清灰，没有机械振打装置，不会产生二次扬尘。湿式电除尘器金属放电线在直流高电压的作用下，将其周围气体电离，使粉尘或雾滴粒子表面荷电，荷电粒子在电场力的作用下向收尘极运动，并沉积在收尘极上，水流从集尘板顶端流下，在集尘板上形成一层均匀稳定的水膜，将板上的颗粒 带走。3 本期工程概况本期工程共14台已有燃煤装机，需要增设深度环保治理设施，采用石灰石-石膏湿法脱硫+SC脱硝+电袋复合除尘联合环保深度治理技术，达到超洁净改造的目的。在建装机8台需要安装全新环保

29、深度治理设施，同步建设双循环石灰石石膏湿法烟气脱硫装置，高效电袋复合除尘器，低氮燃烧+SC祛脱硝。本次环保配套设施主要为解决二氧化硫、氮氧化物、烟尘的污染物排放。3.1 二氧化硫治理本工程采用双循环石灰石 石膏湿法脱硫装置，设计脱硫效率不低于99%，不设烟气旁路，不设GGH二氧化硫出口浓度控制在35mg/m以内。3.2 烟尘治理本工程采用设计除尘效率不小于99.96%的高效除尘器，湿法脱硫洗尘效率50%。烟尘出口浓度控制在10mg/nm以内。3.3 氮氧化物防治措施本工程燃煤机组除锅炉采用低氮燃烧器外，还使用SC祛脱硝，脱硝效率不低于85% NOXB 口浓度控制在50mg/m以内。3.4 烟气

30、连续监测系统为便于电厂对大气污染物排放的管理和环保行政部门的监督。 本期工程按照 火 电厂大气污染物排放标准要求在适当位置安装烟气自动连续监测系统为运行管理和环境管理提供依据。3.5 环境影响分析3.5.1 环境空气影响分析本工程锅炉烟气采取双循环石灰石 - 石膏湿法脱硫装置，设计脱硫效率不低于99%燃用设计煤种时SO排放浓度约为29 mg/m3,燃用校核煤种时SO排放浓度为33 mg/m3； 采用除尘效率不低于 99.96%的高效除尘器， 湿法脱硫洗尘效率不低于50%时，燃用设计煤种时烟尘排放浓度仅为8.9mg/m3,燃用校核煤种时烟尘排放浓度小于9.8 mg/n3；采用SC祛脱硝装置，脱硝

31、效率不低于85%寸，燃用设计煤种时NO排放浓度不 高于45mg/nm,燃用校核煤种时NOXiE放浓度不高于50mg/mi;满足关于印发煤电 节能减排升级与改造行动计划 （2014-2020 年 ） 的通知 （ 发改能源 20142093 号 ） 的 本地区排放限值。3.5.2 水污染物影响分析正常工况下，全部废水综合利用，无工业废水向外环境排放。3.5.3 固体废弃物影响分析本期工程煤机机组的固体废弃物立足于综合利用。3.5.4 噪声影响分析本工程的主要环保问题集中在电厂投产后的运行噪声方面，将成为本工程建设的制约因素之一， 这是由于电厂本身所处的地理位置及厂界周边敏感目标所决定的。在条件允许

32、的情况下，可增设噪声缓冲区 （ 或隔离带 ） ，该区域主要以绿化和修建厂区道路为主，不设任何产生噪声的工业设施。综上所述，由于本工程产生高噪声的设备大多集中于室内，在采取了有力的隔音降噪措施后，再经主厂房和厂区建筑物、绿化设施的阻挡、吸收，传至厂界时可 进一步衰减。冷却塔等设备、设施的布置又尽可能设在远离居民区一侧，可使电厂 运行噪声对环境的影响减少到最低程度。3.5.5 对社会环境的影响项目建成后，满足霍林郭勒地区快速增长的需求；促进地区经济发展，带动石灰石、粉煤灰综合利用等建材行业、煤炭、运输等相关行业的迅速发展；增加当地 居民就业的机会，有利于个体经济的发展，从而推动生产结构的优化调整和

33、增值， 有利于提高人民生活质量，产生良好的社会效益。4 厂址方案与技术技经比较本期工程主要设施一部分利用原有设施，一部分新建相结合的方式进行。本期工程新建设施限定在厂区现有围墙之内。5 初步投资估算与经济效益分析5.1.1 投资估算5.1.1 项目划分及费用标准依据电力工程造价与定额管理总站2013年颁发的火力发电工程建设预算编制与计算标准进行项目划分，并计取各项费用。5.1.2 定额选用国家能源局发布的电力建设工程概算定额 （2013年版 ） ，不足部分参考相关预算定额、地方定额及近期同类工程；调试费采用中国电力企业联合会发布的电力建设工程预算定额 （2013 年版 ） 。5.1.3 人工单

34、价建筑安装普通工34元/工日，建筑安装技术工48元/ 工日，安装普通工单价34元/工日，安装技术工单价为53元/ 工日。5.1.4 材料价格安装工程装置性材料预算价格执行中国电力企业联合会 2013 年发布的 电力建设工程装置性材料综合预算价格 （2013 年版 ） 。 主要材料价格根据2014 年价格水平的火电工程限额设计参考造价指标计列材差。建筑工程材料价格：主要材料在定额预算价格的基础上按照工程所在地2015 年第九期的材料信息价计算价差。5.1.5 定额调整安装材机调执行电力工程造价与管理总站 201448 号“发电安装工程概预算定额材机调整调整系数汇总表” 中调整系数对安装工程定额材

35、机费进行调整；建筑执行电力工程造价与管理总站201448 号“电力建设建筑工程概预算定额施工机械价差调整汇总表”中的调整系数对建筑工程定额机械费进行调整。5.1.6 设备价格本工程主要辅机采用电力规划设计总院 火电工程限额设计参考造价指标（ 2014年水平），设备运杂费：主设备0.5%下站保管费，主要辅机设备运杂费率为0.7%.5.1.7 其他费用依据国家能源局2013年颁发的火力发电工程建设预算编制与计算标准计列。5.1.8 价差预备费根据国家发展计划委员会文件计投资 （1999）1340 号文物价上涨指数按零考虑。5.1.9 基本预备费初可阶段按5班列。5.1.10 建设期贷款利息本项目注

36、册资本金按动态投资的20%虑，其余资金按申请银行贷款考虑。贷款 利率为4.9%。5.1.11 投资价格水平基准年度静态投资价格水平年为编制年当期。5.1.12 工程建设投资改造工程静态投资：105728万元，单位投资：224元依皿新建工程静态投资：108900万元，单位投资：330元依皿脱硫改造总估算表禀一审叁情:：口元芹写事日蓊悔鹿熏1出堂设*购时支* L例好%再项，林i;投良比的2归融费死阳门一611砌步期冲0KCdU.0J325.OL1TZ £用0Urw刈醺的#3葡由7脚H421J411M3ms1£酬鼻抖钿。生05赭2E5.«心口4程34G343.£

37、;>工打与1址百光明总工网M00Q110.3i0.#5曲第娅耳制>1QM（三，国可耳也母心小4QCLL40国回Ki*.野川-0Q0乱。营附4729.”9过成展他耗以息博岁费0CL 000.00席口提U7B71L+1璃hie困绕去男更mm431。巧4力昵通画忒膏最帙糕BWutw管闻则Q醯I.3S5牛尸准事哥04电M0M基米遹事育03中47B。州属点主餐恸工展即卡携百角计401+JJSM47制融34LJS警H：第H口001««0 0：1阱除皆川19CLD1<LD!Z国W©拴竽15M4014JJ8210+J丽182H2JI1嘉项籍M七咬怏比何7.13-

38、I4.fi1.1.43W5 00%.二母暇持批电，元：EW1L0.K61X虻a招找MUN.五动曲等用忱圣强当弟Q0-G曜出叫诜=利JS171(50邮ms»1PM«阳阳14$；72脱硝改造总估算表« 叩安单位.万兀厚与事IH新*用工叁餐置餐工冉国K快看用杏汁#4占静蠹蚊国比Affifi元，KW）一赖峭J-俄工幅窜势震那Km M有XE*!l£qTBS就B?9IJ74电气前政447骞工总0 30息，仲制尊臧S3丸Ld.fi*4J24调工工杵再0也骷士崎QIMi219012»72卷IH.7J<=)给电邮曲差000。小ODfF（冲其泡费Ml制珈况咕

39、1电吨屿境r事厚0屯qm2币” 一，v KF4J420S53青校*用务看ZM2MLfl EP4建台息用匿M0痴如队44旧旧堇率增的4W334出计-I7P47P27 P0T4fl工周小投贵GIW23fl-I7&17-Ciwog37 22齐力国静电附费比例0 005丸蛙心制一打必g帕善斯出忡橹丽ts ja-jcmltf303.43工也27J2E和心山川1竹£苧吉亶磅K删/工叼皂+0共计相耳中洋产扇匚.看扣的用话收152152工程沏白货管022®S1S17HZT.M同而占荒二怏管比例m»J5L2JJ»J2IGO.OO开的苛占 付后回（TT/ra-508

40、14303.434.11”845.1.13 工程收购投资整合现有环保资产，按50%m日考虑，收购现有装置静态投资：52864万元，单 位投资：112元/KW5.1.14 运营管理投资运营管理是使用电价补贴或排污费收入减去成本费用、城建税及教育附加后所 得的项目利润作为回报。成本费用包括生产成本和财务费用（长期贷款利息），其中生产成本包括运营人员工资及福利费、备品备件及材料采购、原料采购费、检修费 用、生产水电费、折旧费、其他相关费用等。电价补贴方式根据国家发展改革委和环境保护部联合印发燃煤发电机组环保 电价及环保设施运行监管办法，办法规定，燃煤发电机组必须按规定安装脱硫、 脱硝和除尘环保设施，

41、其上网电量在现行上网电价基础上执行脱硫、脱硝和除尘电 价加价等环保电价政策。脱硫电价加价标准为每千瓦时1.5分钱，脱硝电价为1分钱，除尘电价为0.2分钱。国家发改委、环保部和国家能源局发布关于实行燃煤 电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知，通知明确超洁净机组同时享受： 对2016年1月1日以前已经并网运行的现役机组， 对其统购上网电量加价每千瓦时1分钱；对2016年1月1日之后并网运行的新建机组，对其统购上网电量加价每千 瓦时0.5分钱。电价补贴具体结算办法应由运营方与电厂方面洽谈。国家一般排污费定价征收标准为二氧化硫每公斤征收标准为6.30元；氮氧化物每公斤征收标准为8.50元；烟尘每公斤征收标准为2.75元。具体各地略有差别因此本工程建议采用电价补贴的方式收取运营管理费用。电价补贴方式运营管理经济效益：项目石灰石.石膏法脱磕父时去脱硝生电黜1/皿300000300000300000排放502室/t.厂1154引放WOj建凡a-1220排放烟平堂A.旷；132服韧率则脱祜效率S8%除生效率90/03%13278