能关于晋能孝义煤电

一、授信客户背景分析（一）企业概况晋能孝义煤电（以下简称“孝义煤电成立于2014年3月18日，地址为山西省吕梁市孝义市梧桐工业园区，资本壹亿元整，其中晋能电力出资占比51%，山西汾西矿业（）公司出资占比29%，山西金晖能源有限公司出资占比20%。公司为常代有，经营范围包括电力项目开发、建设；输变电工程的技术咨询；建筑材料、金属材料、电力设备及相关产品的采购、开发和销售。（二）股东情况股东一：晋能电力（简称晋能电力，企业原名为山西国际电力发电，成立于2010年08月022010年9月6日更名为山西新兴能源产业。04年4月1，号为：10095，资本为1.2万元出资人山西国际电力资比例为100%。公司法定代表人：冯培一，地址：太原治路2号。经营修与，电、热项目上下游相关的投资、开发及管理；电、热相关高新技术的投资、开发及管理。截止目前，晋能电力拥有全资子公司6家、控股子公司家。具体组织架构级地资1三号亚特2三3三4三5三太原市府东街89号禹皇176三7三8三9三三三太原高新区科技街9号三三三晋能电力嘉节燃气热三太原高新区长治路227三三三股东二：山西汾西矿业（）公司（简称汾西，最大的主焦煤生产企业。其前身汾西矿务局，成立于1956年1月；2000年8山西省人民批准，改制为国有独资的西汾西矿业公司。2001年10月，加入山西焦煤公司。2005年12月，由山西焦煤公司、中国信达资产管理公司、中国华融产业管理公司、中国建设银行共同出资重组为山西焦煤汾西矿业（公司公司。该公司现有生产矿井10座，产能2910万吨/年。截止2015年末，公司产出煤炭248079.116年3月原煤成本产量：实际产量38万吨，比同期17214.96%；16年3月洗精煤成本产量：实际产量291.77万吨314.56万吨减少22.79万吨,减少7.24%股东三：山西金晖能源（）是以煤焦化循环经济、盐化工循环经济为主，集国际贸易、物流、绿色环保、房地产开发、金融服务等为一体的大型民营企业，下辖49家分子公司，职工总人数7500余人，总部设在山西省太原市。以“发展多元循环经济，奉献绿色生态能源”为目标，实施、跨越展，加投资力度，展开发领域提升科技含，提速产业升级，继续完善煤矿扩能技改建设与项目推进工作，正在向着具有较强竞争实力的现代能源企业迈进。（三）最终控制方情况山西国际电力是晋能电力的唯一股东，代表西省进行电力投资、建设和经营的电力企业，是为数不多的同时占有发电和配电两端市场、控股上市公司和金融机构、集生产经营和资本运营于一体的大型公司。企业于1山西省人民批准成立，资本60公司114户，母公司及最终母公司为晋能。晋能原名为晋能公司，204年5月5日更名。该公司经山西省2013年2月25日常务办公会研究批准，由省国资委和11个市国资委出资，在原山西煤炭运销与山西国际电力的基础上合并重组的以煤炭生产、电力、贸团。（四）他行授信情况大力推进下，目前他行授信情况行二、项目评估报告（一）项目概况1、项目建设的依据0]4741号文件精神及国家能源局国能电力[1]6对拥有大量煤矸石资源的矿区，在满家环保及用水要求等条件下，可建设适锅炉的煤矸石电厂。本工程拟建设2×3MW超临界间接空冷凝汽于促进低热值煤发电产业健康发展》的要求，工程条件优越。2、项目建设的必要性资源利用需城市集中供热的需本工程的建设可以满足孝义市1200万平米采暖供热需求，同时可以替代小型城市供热机组及供热锅炉，对改善当地的环境，减少采暖季污染物排放起到积极的作用。环保需矿区开采、洗选过程中产生出大量的煤矸石、洗中煤、煤泥等低热值，既占用土地又污染环境，并且容易引起自燃，利用这些低热质发电，节约了占地减少环境污，可以很好改善当环境质量。综上所述，建设晋能2×35低热值煤发电新建工程，即可收到经济效益又可得到一定的社会效益，建设该工程是必要的。3、项目建设的条件厂本阶段拟选北姚、大虢城、中辛安三个厂址。其中北姚厂址位于孝义市城区东南约7km孝义市经济开发区的原荣升煤场附近；大虢城厂址位于孝义市城区东北约5km的大虢城西部；中辛安厂址位于孝义市城区东北约3km处的中辛安村附近。三厂址拆迁工作量小，厂址处无名胜古迹、无自然保护区、无军事设施、无地上 三个厂址均具备建设2×350MW间接空冷供热机组的条件。北姚作为本阶段首选厂址。水根据本工程《山西孝义新阳煤矸石热电2×300MW程水资理局文件孝公用字0]2号《关于山西国际电力有限公司用水意向的复意本工程利污水处理厂得出水作为供水水源。本工程水源。煤本工程是由晋能和山西汾西矿业公司、山西金晖焦煤化工合资建设，主要由晋能下属孝龙煤炭综合物园区煤厂山汾西业公下属（新阳选煤厂和新峪选煤厂两家洗煤厂和山西金晖焦煤化工下属金晖万峰选煤厂供给。同时孝义市目前煤炭资源及洗煤厂星罗棋布，已经运行的洗煤厂大约有上百座，距电厂25km范围内的洗煤厂28家，洗中煤及煤矸石产量完全能满足电厂本期2×350MW机组的燃煤量。本工程煤源。交通本工程拟选的三个厂址所处地理位置的交通条件较为便利,介西输均可利用它们。境内现有307国道连接段、孝午（石、汾介、白枝等公路通过，并北与夏汾高速公路、汾离、离柳高速公路相连，东与大运高速公路相连。本工程交通条件便利。贮灰渣本工程年排灰渣总量为183.04×104t，考虑全部综合利用，围绕拟选厂址位置，选择了南峪沟北灰场或南峪沟南灰场做为本工程的事故周转灰场。本工程灰场。工程地由现有资料分析，厂址处在构造运动相对稳定地段，在区域稳定性方面可满足建厂要求。根据《关于晋能公司孝义2×35万千瓦低热值煤新建项目工程抗震设防要求》，工程场地基本烈度为7度。建筑场地类别为Ⅲ类，场地不会产生液化、震陷、滑坡及环境保电厂采用210m烟囱和袋式除尘器+湿式电除尘器除尘，袋式除尘器除尘效率99.95%，湿式电除尘器效率70%，同步建设烟气脱硫装置，采用炉内喷钙一级脱硫+炉外湿法脱硫的工艺，脱硫效率 工艺同步建设脱硝设施，脱硝效率≥67%。采取上述措施后，烟尘排放浓度不超过10mg/Nm3,SO2排放浓度不超过35mg/Nm3,NOX排放浓度不超过50mg/Nm3,均满足环保要求。接入系本工程接入系统具备接入昌兴220kV变电站或吕梁500kV变电经济效益评从投资估算和经济效益分析看，在采用空冷机组和安装脱硫、脱硝设施后，其它各项经济指标均符合国家规定，经济效益较好，企业具有较强的能力和清偿能力，敏感性分析表明本项目具有一定的抗风险能力。厂周边的煤矿、洗煤厂均可向电厂提供。本工程外部条件较好，本工程的建设是可行的。4、项目主要设备及系统特征锅炉：超临界一次中间再热循环流化床直流锅炉，架悬吊结构、天布置、固态排渣。汽轮机：两缸两排汽、超临界、一次中间再热、间接空冷抽汽凝汽式汽轮发电机组。发电机：三相两极同步发电机，采水内冷冷却方式，励磁方式采用自并励励磁系统。热力系统：主蒸汽、再热蒸汽系统为单元制；本期工程汽轮机暂定采用40％容量的二级串联旁路系统，并带有三级减温减压器；汽轮机回热系统为7级抽汽回热系统；给水系统为单元制，每台机组配2台50%容量的汽动给水泵，加1台30％启动用定速电动给水泵。汽轮发电机组采用纵向顺列布置，机头朝向扩建端，除氧器和合用一座高210m、出口直径8.0m的玻璃钢内筒烟囱。供应系统：厂内运煤系统采用固定带式输送机，带式输送机布置于封闭、采暖的栈桥内。系统中设三筛两碎设备。电厂内设置2个Φ18m直径的缓冲筒仓用于临时储煤。除灰渣系统：除灰、渣系统采用灰、渣分除方式。厂内除灰采用正压气力输送系统方案；厂内除渣采用机械输送系统方案；干灰采用灰库方案；厂外灰、渣的输送采用汽车的方案；压缩空气系统设置。水处理系统：中水采用石灰深度处理系统，锅炉补给水拟选用反渗透加二级除盐系统；凝结水处理采用前置阳床加高速混床处理系统；循环水采用加稳定剂和杀菌剂处理方案。供水系统：主要冷却水采用间接空冷，空冷系统设计为两电气系统：2X350MW机组以发电压器组接线升压220kV，在电厂内建设220kV电装置（GIS，220kV经一台220/6.3kV的变压器作两台机组的起动/备用电源。热工控制系统：采用单元集中控制方式，两台单元机组脱硝：本期工程同步建 脱硝装置5、项目外部条件及主要设计原则建设规本期新建2×350MW间接空冷抽汽凝汽式汽轮发电机组，留有扩建余地，暂按再扩建2×350MW机组考虑。厂址选响应“晋政发[2013]30 要求，结合孝义市的低热值燃料的优势和国家的产业政策，为有效利用低热值煤，本期工程选址充分电厂建厂条件优越，煤源、水源、灰场均在合适的距离之内，出线顺接入系本工程装机容量 机组，接入系统方案一，电厂2回220kV出线接入昌兴220kV变电站；接入系统方案二，电厂1回500kV出线接入吕梁500kV变电站电厂煤本期工程燃煤约 294.2×104t/a（设计煤种，252.4×104t/a（校核煤种1，319.6×104t/a（校核煤种2燃煤主要由建设单位晋能下属孝龙煤炭综合物流园区选煤厂、山西汾西矿业公司下属（新阳选煤厂和新峪选煤厂两家洗煤厂）和山西金晖焦煤化工下属金晖万峰选煤厂供给。电厂水电厂本期工程2×350MW空冷机组用水量年平均小时耗水量组的年用水量195.5×104m3／a。本工程生产补给水水源拟采用孝义市城市污水处理后的中水作为电厂的主水源，“引文入川（南线”供水工程为电厂紧急事故备用生活水水源可以采用“引文入川（南线”供水工程的水源作为贮灰（渣）按校核煤种2计算，年排灰渣总量183.04×104t（校核煤种灰渣拟全部实现综合利用。围绕拟选厂址位置，选择了南峪沟北灰场（）或南峪沟南灰场做为本工程的事故周转灰场电气部由于接入系统方案尚未审定，暂按机组以发电压器组接GIS220kV源经一台220/6.3kV的变压器作两台机组的起动/备用电源。热力系统型锅炉为超临界循环流化床直流锅炉，最大连续蒸发量1183t/h。汽轮机为超临界、一次中间再热、单调整抽汽（采暖抽汽、凝汽式热力系统中的主蒸汽、再热蒸汽、主给水系统均采用单元制，给水回热为3高加+1高压除氧+3低加的七级回热系统，加热器疏水采用逐级自流，除氧器滑压运行。主机采用间接空冷系统，每台机组采用2×50%容量的汽动给水泵+1×30%容量的启动用电动定速给水泵，给水泵汽轮机排汽冷却采用直接进入主机凝汽器。运煤系本期工程厂内、外运煤系统均按2×35MW机组容量考虑。电厂厂外拟采用长距离管状带式输送机，电厂内设置个Φm直径的缓冲筒仓用于临时储煤，输煤系统中设两级筛分和一级除灰渣系案，全厂压缩空气考虑。供水系本工程汽轮机的排汽冷却采用间接空冷系统，辅机冷却用水拟采用带钢混结构的逆流式玻璃钢机力通风冷却塔再循环扩大单元制供水系统。消防给水系统为独立的消防系统。电厂厂区排水采用生活污水、工业废水、雨水完全分流制排水统工业废水进行回收利用本工程设公用蓄水池2座，水池总容量暂按4000m3考虑全厂生产用水深度处理设计为凝聚、澄清、过滤处理，处理后水作为锅炉、热网、辅机冷却水的补给水。锅炉补给水拟选用反渗透加二级除盐系统；凝结水处理采用中压凝结水精处理系统；循环冷却水处理采用中性处理；辅机循环冷却水采用加稳定剂、加杀菌剂处理方案。热工控采用单元集控方式，两台单元机组及电气网络部分合设一集中控制室，对于辅助系统,拟采用DCS+上位机的网络控制方案，全厂辅助系统按水、煤、灰系统分别设置各自的网络，并与全厂辅助车间和辅助系统的网络相连。主厂房布主厂房布置采用除氧间与煤仓间合并布置设计，除氧器低位布置于除氧煤仓间运转层，由汽机房A列至烟囱排列顺序为：汽机房、除氧煤仓间、锅炉、除尘器、脱硫装置、湿式电除尘器、烟囱。主要建筑结构选厂址区动峰值加速度为0.15g，对应烈度为VII度，地反应谱特征值为0.40s。本期主厂房等主要建筑按《建筑抗震设计规范》G500112001中乙类建筑采取抗震措施，即按8度采取抗震措施进行设防。一般次要建（构）筑物为丙、丁类抗震措施，即按7度采取抗震措施进行设防。各建筑结构体系的抗震计算均按0.15g的作用进行设防。主厂房采用钢筋混凝土框架结构本工程除建设电厂MIS系统外，为对电厂生命周期的整个过信息进行管理，本工程建立工设（基建）阶段的管理信息本工程主要燃用孝义市周边煤矿洗煤厂产生的洗中煤和矸石、煤1.52（校核煤种2根据《火电厂大气污染物排放标准》中SO2排放要求，采用炉内喷钙脱硫+炉外湿法脱硫的方案。炉内脱硫效率50%，炉外脱硫效率99%，总脱硫效率：50%+50%×99%＝99.5%。根据山西省《推进全省燃煤发电机组烟气超低排放的实施意见》的相关要求，NOx排放浓度已提高到50mg/Nm3排放要求，本工程考虑采用 法烟气脱硝，脱硝效率67%，并在锅炉尾部烟道预留SCR催化剂的安装位置。生活区规经与建设单位商定，生活区由建设单位在孝义市考虑。全厂定员180建设期：暂按2015320167一台机组投产，2016年9月第二台机组发电。投资规发电静态总投资：326987万元（4671发电动态总投资：339764万元（4854主要技术经济指标 全厂热效率（综合）≥54%年均热电 采暖期热电 b）发电标准煤耗≤304.9g/kWh（纯凝工况 g/kWh（采暖供热 供热标准煤耗≤38.1kg/GJ供热厂用电率≤9.72 袋式除尘器除尘效率≮99.95%湿式电除尘器除尘效率≮70%脱硫效率脱硝效 机组年利用小时水工用水按 计算，其余专业按照计算耗水量6、项目建设的进度计划根据原电力工业部颁发的《火力发电厂基本建设工程启动及竣工（1996年版，发电厂工程项目实施的建设进度分为前期设计、施工准备、施工、试生产四个阶段。项目建设进度晋能孝义2×35万千瓦低热值煤发电新建工程,厂址位于山西省吕梁市所辖的孝义市境内。该项目由晋能公司牵头建设。工程建设的主要目的是燃用当地煤矿及洗煤厂的大量附属产品洗中煤、矸石、煤泥发电，同时向孝义市城区供热，替代目前供热的小机组和采暖锅炉，该项目不仅促进了当地的经济发展，对改善当地的大气环境更起着非常积极的作用。该工程采用高效除尘器（布袋、湿式、脱硫、脱硝、空冷等节能节水、环措施，分节资源、护环境的业政策电厂燃烧产生的灰渣也进行了综合利用，项目建成时将形成一个环保型的良性循环工业生产链，成为生态型的区域经济。项目从2015年8正式开工，1机组预计工期17号机组预计工期18个月。项目总投资33.97亿，资本金20%。目资本金到位2.275亿元，到位比例33.5%。截止2016年6月底施工完成；1#锅炉基础出零囱基础出零米；2#锅炉基础开挖、破桩完成；主厂房开挖完成；招标完成18亿元。总进度完成12进企业总投资33.97亿元，其中资本金6.79亿元。占比20%，其余80%为银行。截至2016年6月底，累计到位2.275亿元，全部为资金。交行项目0.1亿元邮储银行项目1.9亿元于9月到位到位12%。基本与项目建设同步到位。企业累计使用2.1亿元。预计本年还将到位资本金1亿元。企业项目建设充裕。贷（二）投资估算与来1、项目投资估算发电工程静态投资 326987万 4671元建设期利息：发电工程动态投资：

12777339764万 4854元2、来源评估本工程由建设单位投资建设。资本金占工程总投资的 由建设单位自筹解决，其余总的80%，由建设单位申请银行（三）财务数据1、项目开工年限项目从2015年8正式开工，1机组预计工期17号机组预计工期18个月2、总成本费用估算标煤价：300元/吨；发电厂用电率：5.53%；综合水2元/吨，发电耗水量139.5万吨/年；供热用水量万吨全厂定员：180人；年人均工资：70000元；福利系数：60%；所得税率25%；脱硫剂价格42.7元/吨（含税；耗量13.71万吨脱硝剂价格2440元/吨（含税；耗量0.47万吨/年热价（含税27.5元经估算，本项目平均年总成本费用 万元，其中平均年固成本为35727万元，平均年可变成本为26413万元，平均年经营本为28429该电厂建设总成本主要由原材料、工资及福利折旧等构成3、销售收入与销售税金及附加根据国家和地方有关规定，并结合电厂进销价格，确定孝义电厂电价为353.8元/MWh，达产后按4200小时/台机组的产能计算，年发电量为2940MWh，发电年销售收入为104,017.20万元；供热热价为27.5/GJ，达产后按每年供热588.6GJ算，达产后供热销售收入为16,186.50万元，两项合计共120,203.70万元。销售税金及附加包括：城市建设税（7%、地方教育费附（3%预计本项目达产后，年销售收入 万元，平均年成本为62140万元市建设税为908万元，教育费附加为万元4、利润总额及其分配估算项目达产后年销售收入120,203.70元在扣除主营业务成本、销售税金及附加后，平均年可实现利润39301元，在上缴25%的所得税9825万元后，年可实现净利润29476万元。公司提取10%法定公积金2948万元后，可供分配净利润为26528万元（四）财务分析以含税电价为353.8元/MWh计算销售收入，在成本按总费用成本的前提下，计算了企业各年的财务净现金流量，可得如下财务评价指标：1、财务净现值财务净现值为4,466.87万元2、收益收益率为10.25%3、投资回收期静态投资回收期为8.66年，动态投资回收期为15.56年4、偿还企业的偿还期为12年从此次授信业务设计上，企业将从借款第三年开始还偿还本金，具体来看，9年-21年每年偿还年每年偿还4亿元、2022-2027年每年偿还0.6亿元、2028-2030年每年偿还0.4亿元5、小结通过对项目财务数据的分析，对全部、自有的计算，项目财务能力符合国家有关规定要求，财务净现值均大于零，表该项目在财务上是从项目的现金流量表可以看出，还款来源于折旧费、摊销费（五）不确定性分析1、盈亏平衡点分析以产量或生产能力利用率表示盈亏平衡点该项目投产后，正常销售年份的年固定成本为35727万元，正常销2、敏感性分析项经营成---元2038558静态投资回期6.626.237.086.886.366.746.51动态投资回期9.258.4010.379.868.689.538.99从敏感性分析来看，系统在销售收入、建设投资、经营成本三因素分别选取上浮5%与下浮5%来测算，通过系统计算，即使各项在最不理想的情况下，即销售收入下浮5%的情况下，该项目收益率亦能达到15.02%，净现值为85,210.33万元，静态投资回收期7.08年，动态投资回收期为10.37（2）单个因素变动项销售收 ---静态投资回期6.625.907.637.146.106.876.40动态投资回期9.257.7311.8910.528.129.838.75从敏感性分析来看，系统在销售收入、建设投资、经营成本三因素分别选取上浮10%与下浮10%来测算，通过系统计算，即使在销售收入下浮10%的情况下，该项目收益率亦能达到13.12现值为51,813.25万元，静态投资回收期7.63年，动态投资回收期以上分析可见该项目有一定抗风险能力。3、小结通过敏感分析可以看出，系统对销售收入、建设投资、经营成本分别在上浮10%与下浮10%的区间进算，通过测算，即在各项指标情况下，企业均可，项目在财务上是可行的。三、行业分析（一）行业总体特征电力行业是国民经济的重要基础产业，电力行业发展能有效带动设是国民经济发展中的重点和先行产业。我国电力行业一直保持较高投资增速，2015年投资增速出现回落，但仍高于全社会固定资产投资发电量增速持续。2015年1-12月，山西省规模以上发电企业累计完成发电量2434.72亿千瓦时，同比减少7.43%。（二）成本结构电力行业属于典型的收益水平较高的资本密集型行业，行摊较高的固定成本，才能确保。对于利用煤炭行业产生的大量煤矸石和洗中煤的低热值煤发电（三）行业成熟度（四）行业周期性波动，工业化进程快速发展导致电力需求高速增长。主要原因：一是工业用电持续高速增长；二是重工业化倾向日趋明显；三是高耗能工业行业对经济周期反映敏感，在经济繁荣时上升，在时下降，（五）行业能力现有的管理模式电价依然有国家严格控制，尚未形成市场决定价格的局平负担原则，即用户负担的电价应是成本加利润，取消交叉补贴。正常情况下，各电力企业通过国家程序建设，上网电价基本上是按（电站折旧+运行成本+还贷成本+适当利润）为其核定电价的。主要原材（六）行业依赖性电力行业是一个资源需求型行业，对上游资源（供给方有较强的依赖性，火力发电企业的发电成本一般占到收入的70%左右，其中主要是电煤，行业的特殊性决定它对煤炭资源有着较强依赖。因其产（需求方的依赖性不强。电站发电量全部售给电网公司，销售非常单一，存在客户过度集中的由此产生的坏帐风（七）行业替代产品目前我国火电发电量在整个电能供应中所占约为80%，火总的来说，企业行业属于中等风险。四、环保分析（一）大气污染物治理及其排放分析1、除本期工程2×350MW机组拟选用两台蒸发量为1183t/h循环流化床锅炉锅炉烟气采用袋式除尘器除尘，除尘器除尘效率 附加湿法脱硫30%的除尘效率，考虑到高效除雾器后增加6mg/m3的石膏粉尘，同步建设除尘效率为70%的湿式电除尘器，使烟囱出口烟尘排放浓度低于10mg/Nm3。经计算，采用设计煤种时，烟尘排放浓度为8.1mg/m3(α=1.4)，烟尘排放量为104t/a；采用校核煤种Ⅰ时，烟尘排放浓度为6.4mg/m3(α=1.4)，烟尘排放总量为83t/a；采用校核煤种Ⅱ时，烟尘排放浓度为9.0mg/m3(α=1.4)，烟尘排放总量为116t/a。各煤种的烟尘排放浓度均能满足《火电厂大气污染物排放标准的特别排放限值（20mg/Nm3）的要求，也能满足超低排放标准（10mg/Nm3）2、SO2循环流化床锅炉炉内加石灰石脱硫的脱硫效率按%计算，炉外石灰石-石膏湿法脱硫效99%设计，总的脱硫效率为99.5%。经计算用设计煤SO2放浓度为年排放量为360吨；校核煤种Ⅰ的SO2排放浓度为22.3mg/m3(α=1.4)，年排放量为288校核煤种Ⅱ的SO2放浓度为31.4mg/m3(α=1.4)，年排放量为404吨。各煤种的SO2排放浓度均能满足《火电厂大气污染物排放标准》的特别排放限值（50mg/m3）的要求，也能满足超低排放标准（35mg/Nm3）3、NOx本工程采用循环流化床锅炉，分级燃烧，可有效控制NOx的产生量，要求锅炉供货商将锅炉燃烧产生的NOx排放浓度控制在150mg/Nm3以下，同步建设 排放浓度不高于49.5mg/Nm3，并预留催化剂层的位置。按49.5mg/Nm3计算，设计煤种的NOx排放量为635t/a，校核煤种Ⅰ的NOx量为640t/a，校核煤种Ⅱ的NOx放量为637t/a。各煤种的NOx排放浓度均能满足《火电厂大气污染物排放标准》的特别排放限值（50mg/m3）的要求，也能满足超低排放标准（50mg/Nm3）4、的控电厂锅炉的燃烧过程中，煤中将受热挥发以蒸汽的形态存在于烟气中。在烟气冷却程中，经过一系列物理和化学变化，分凝结在亚微米飞灰颗粒表面上，绝大部分随烟气排入大气（约64%在于烟气中的的形式主要包括气相和固相颗粒，以颗粒形式存在的可以绝大部分被布袋除尘器去除（二价，而存在于气相中的随着烟气温度、组成的变化而形态发生变化，这一部分的更难于控制、去除（30%元素。 含量分别为0.13µg/g、0.12µg/g、0.13µg/g，不考虑袋式除尘 的排放浓度分别为 排放浓度不能满足0.03mg/m3的限值要求。考虑 同效率取70%，则设计煤种、校核煤种Ⅰ、校核煤种Ⅱ的 度分别为 0.009mg/m3、0.0069mg/m3、0.0096mg/m3，三个煤种的排放浓度均可满足3mg/3的限值要求。5、烟囱的设置本工程暂按采用一座高度为210m烟囱设计，烟囱出口内径8m6、灰场的设置7、贮煤、输煤系统防尘措施筒仓、转运站、碎煤机室的各落煤点分别在各条皮带的头部和尾部等扬尘点共同布置一套干雾抑尘系统，同时在每条皮带落料点的导料槽上设置一套立式微动力除尘扩容泄压装置。煤仓间原煤斗采用每个落料口均设置密封干雾抑尘，煤仓间共设置一套干雾抑尘系统，每个原煤斗处设置1台脉冲布袋除尘器，布置在煤仓间内。（二）节水措施、废水治理及废水排放1、废水处理设计原则根据当地水资源比较贫乏的特点，电厂拟采用节水型水务管理水经回收处理后重复使用，并采取按质使用、一水多用原则。2、节水措本工程地处我国北方缺水地区，从国民经济可持续发展和电力建设长远规划要求出发，需要节约用水和减少环境污染，本工程水量水务管理的主导思想是节水、可靠、经济、便于运行，并在此基础上力争实现厂区废水的零排放。水量平衡的主要设计原则制定如下：汽轮机的排汽冷却采用空冷系统，可比常规湿冷电厂节约全厂用水量的70%～80%。辅机循环水系统采用带钢混结构的机力通风冷却塔母循环供水系统。其塔内装设除水器,使风吹损失降到0.1%。输煤栈桥和煤仓间皮带层的冲洗用水利用经工业废水处理洗和输煤系统除尘。化学水处理中和池排水、脱硫系统排水、工业废水处理站的反冲洗水经集和处理后回用。生活污水经二级生化处理后回用本工程采用上述节水措施后2×350MW空冷机组用水量年平均百万千瓦耗水指标0.119m3/s.GW，达到国内同类电厂低耗水的先3、废水治理措施工业废水下水道收集厂区各系统的工业排水，最终自流至本期的工业废水处理间工业废水调节池，经工业废水提升泵提升至工业废水水等。脱硫废水经絮凝、沉淀处理后回用。本期电厂生活污水处理系统采用二级生物接触氧化法，处理后的水汇入工业废水处理间与工业废水一起处理后作为干灰搅拌用水、输煤系统除尘及喷洒用水补充水及厂区绿化用水等。含煤废水是输煤系统的冲洗排水，处理采用沉淀、过滤工艺，厂区雨水经雨水管道汇集后最终排入厂区东南约2.0km河4、水量平衡及废水排放通过上述节水措施后，电厂冬季耗水量 331m3／h，夏季耗量279m3／h，全年平均用水300.7m3／h，折合百万千瓦耗水指标为0.119m3/s·GW，符合国家规定。电厂正常运行时废污水达到零排放。本工程水量平衡图见图14－F2521K03-S-02及14－综上所述，孝义煤电各项环保措施到位，环保指标合格五、综合利用情况分析电厂地区的灰渣综合利用途径分析1、公路、建筑、建材行业用灰途径分山西省已不让使用实心黏土砖，为开发粉煤灰建材创造了条件，煤灰综合利用的工作。2、填沟造电厂地处山区，山沟较多，且多为荒沟，因此，灰场、填造地是发电厂的粉煤灰治理的主要出路之一。3、销售细干灰电厂锅炉烟气采用袋式除尘器除尘，若设置粉煤灰分选装置可将粗、细灰分别。细灰可以装袋销售，主要销售给水泥厂；粗灰可销售给粉煤灰水泥厂的粉煤灰粉磨站。4、电厂自己建设三产企山西省许多电厂均设有粉煤灰综合利用公司，经济效益尚可，建议电厂考虑建设粉煤灰综合利用制品企业。如增加研磨筛分等措施，给周边水泥