黑龙江华电齐齐哈尔热电有限公司2116mw热水锅炉工程投标文件

包封A：技术文件材料黑龙江华电齐齐哈尔热电有限公司2×116MW热水锅炉工程投标文件（正本）标段名称：热水锅炉工程招标编号：CHDT037/04-SJ-0101投标单位：城市建设研究院地址：北京市朝阳区惠新里3号日期：2010年06月30日3-目录TOC\o"1-2"\h\u1.概述 Ⅲ级。6.12.3结构设计主厂房结构主厂房，包括除氧煤仓间和锅炉间等主厂房采用现浇钢筋混凝土框排架结构。主厂房设一部钢筋混凝土楼梯，通向各层，中央框架中部设一部钢筋混凝土楼梯，通向运转层，扩建端设一部室外钢梯，通向各层，满足消防需要，锅炉间0.000m至运转层设多部钢梯作为联系通道，即方便通行又满足消防要求。主厂房运转层采用地砖饰面，主控室采用防静电地板，配电间采用水磨石地面，其它地面采用水泥砂浆地面。内墙采用白色乳胶漆，外门采用保温门，内门采用实木门，外窗采用塑钢窗。楼梯栏杆扶手采用不锈钢材质。锅炉炉架采用钢结构，自成受力体系,锅炉钢架由制造厂设计供货。锅炉围护结构采用钢结构，压型钢板紧身封闭。2)炉后建（构）筑物布袋除尘、除尘控制楼采用现浇钢筋混凝土框架结构，楼板为现浇梁板结构。除尘器钢支架由制造厂设计供货。3)烟囱采用单筒式现浇钢筋混凝土全负压烟囱，高为100m，出口内径为4.0m，根部直径为11.0m。外形按“全负压”条件设计。4)烟道采用现浇钢筋混凝土箱形结构，现浇钢筋混凝土支架。5)化水建（构）筑物化水建（构）筑物包括化学水处理间及化水处理设施区。采用单层钢筋混凝土框架结构，砖墙填充。6)其它建筑其它辅助建筑物均采用钢筋混凝土结构或砌体结构。6.13采暖通风6.13.1.概述设计依据a.依据设计任务书、技术条件书、设计合同等。b.依据现行的国家及行业有关规程、规范和规定(1)《采暖通风与空气调节设计规范》GB50019-2003(2)《火力发电厂设计规范》DL5000-2000(3)《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程》DL/T5035-200建设规模规模：本期建设两台台116MW循环流化床锅炉。设计范围：本工程暖通专业的设计范围：全厂新建建筑的采暖、通风、空调、输煤系统除尘、排烟等设计。设计原始资料a.室外设计气象参数：(1)室外计算干球温度：冬季采暖：-25°C冬季通风：-17°C(2)冬季室外平均风速2.8m/s(3)最大冻土深度225cm(4)采暖期为186天b.室内空气设计参数各建筑物采暖温度：主厂房5°C运煤建筑.库房5°C水处理间16°C控制室20°C6.13.2采暖根据有关规范的要求，主厂房﹑运煤建筑﹑水处理间﹑控制室﹑办公室等各建筑物均需采暖。采暖热源直接利用厂区120°C--70°C的一次热水，作为各新建建筑物的采暖热源。热网敷设及保温厂区采暖的热力管道采用直埋保温管直埋敷设，在有阀门或附件处设检查井，采暖管道的补偿器尽量利用自然补偿，不能设置自然补偿的管段采用波纹管补偿器。波纹管补偿器的设计、安装、使用按照生产厂家的资料进行。管道敷设要有大于或等于0.002的坡度，在最高点处设放气阀，在最低点处装设排水阀。采暖设备及其系统辅设方式（1）主厂房采暖主厂房采暖按维持室内温度5°C计算，计算时不考虑设备散热量，高度附加散热量按基本耗热量的15%计算，冷风渗透附加耗热量按基本耗热量的50%计算。采暖设备采用钢管柱型散热器和暖风机，在各层尽量布置散热器，在散热器满足不了要求时，在0.00m层设暖风机作为补充，主厂房外门均设置大门热风幕。建筑物的室内采暖管道尽量采用上供下回同程系统，非采暖房间的管道需保温。（2）其他生产辅助建筑的采暖其他生产辅助建筑的采暖设备均采用钢管柱型散热器，对散发腐蚀性气体或储存腐蚀性药品的房间，其采暖设备、管道及其附件均采取防腐措施。建筑物的室内采暖管道尽量采用上供下回同程系统，非采暖房间的管道需保温。6.13.3通风根据有关规定，对产生余热余湿和散发有害气体的各房间,均设有机械通风或自然通风。冬季根据实际情况，关闭门窗和排风设备，以减少热损失，满足冬季室内采暖要求。（1）为有效地排除汽机间的余热及余湿量，汽机间采用自然进风，自然排风的通风方式，计算主厂房的通风换气量为950000m3/h。室外空气由底层及运转层进风窗进入汽机间，湿热空气由设于汽机间屋顶上的屋顶通风器排出室外，保证夏季作业地带空气温度不高于通风室外计算温度5℃。夏季，室外新风由底层侧窗（进风面积不足部分可采用铝合金防雨百叶窗）进风，经各层的主要散热设备周围开设的格栅、检修孔、楼梯间、吊物孔等处，吸收室内余热、余湿后，有组织地经安装在汽机房屋面的屋顶通风器排至室外。屋顶通风器结构简单、重量轻，防雨、防倒灌，不用电力也能达到良好的通风效果。冬季根据实际情况，关闭门窗和排风设备，以减少热损失，满足冬季室内采暖要求。（2）锅炉间封闭部分采用自然进风，自然排风的通风方式，室外空气由下层窗进入锅炉间，热空气由锅炉间的上层窗排出室外。冬季根据实际情况，关闭门窗，以减少热损失，满足冬季室内采暖要求。（3）除氧器间的通风采用自然进风、机械排风的通风方式，采用轴流风机通风换气。冬季根据实际情况，关闭门窗和排风设备，以减少热损失，满足冬季室内采暖要求。（4）电气建筑和电气设备间设置自然进风，机械或自然排风的通风方式。事故通风量按不少于10次/h换气计算，通风系统兼作夏季降温使用。自然进风装置采用铝合金防雨百叶窗，机械排风装置采用玻璃钢轴流风机。（5）其它房间的通风系统对放散有毒和有害气体的房间，根据满足室内最高允许浓度所需换气次数确定通风量，室内空气严禁再循环。有毒有害气体的排放符合现行国家规范的要求。有防爆要求车间的通风设备为防爆型。地下输煤廊采用自然进风，机械排风的通风方式。在地下输煤廊道上设置通风竖井，并装设屋顶风机和轴流风机。在输煤系统的地下煤廊中，按照设计规范采用竖井自然进风，另一侧竖井机械排风，换气次数不少于15次/h，冬季通风的耗热量由散热器和热风装置共同补偿。卫生间及浴室等均安装排气扇通风换气，其通风换气次数按5次/h计算。6.13.4运煤系统除尘为保证输煤系统运行人员的身心健康，实现输煤系统安全、文明生产，在转运站及煤仓间原煤斗等主要扬尘点，对输煤设备和导料槽采取密封措施，并在落煤管上加装锁气挡板的基础上，输煤系统转运站、破碎间和煤仓间原煤斗均设置布袋除尘器，以排除煤在转运中产生的煤尘，保证室内环境。除尘器根据工艺和土建专业的布置，尽量布置在室内。设计严格按《输煤系统综合治理暂行规定》执行。运煤系统的除尘、喷水、喷雾系统与运煤设备连锁运行，除尘设备的运行信号送至控制室。原煤斗除尘煤仓间原煤斗卸煤时，为防止煤斗内粉尘外溢，工艺设备要加强密封措施，在每个原煤斗上设1套除尘器，除尘器考虑防爆措施，除尘器的运行与犁煤器联锁，超前3分钟启动除尘器，滞后3分钟关闭除尘器。以使煤斗产生的煤尘或使煤仓存放的煤发出的可能引起爆炸的甲烷气体变得稀薄，并将其抽除干净。还可造成煤斗内的负压，以控制煤斗内煤尘的外溢。除尘器收集的煤尘定期排入原煤仓，各除尘器均可就地和集中控制。碎煤间除尘在运煤系统中落差较大，煤尘飞扬严重超标的地方，破碎间等处，均设计除尘系统。破碎间需除尘，每个破碎间设除尘系统一套。除尘系统与相应的带式输送机联锁，在带式输送机启动前3分钟启动除尘器，关闭后3分钟关闭除尘器。各除尘器均可就地和集中控制。其它在运煤系统的转运站及卸煤处均设计喷水抑尘装置。6.13.6排烟为了满足消防排烟的要求，每个控制室﹑电子设备间内各设1台高温排烟风机排烟。当需要排烟时，开启排烟阀及排烟风机，将室内烟气排至室外。当发生火灾时，非排烟通风系统关闭，开启排烟阀及排烟风机。待烟气排完后，关闭排烟风机及排烟阀，非排烟通风系统恢复正常运行状态。排烟系统和消防中心联锁。6.13.7负压吸尘系统为解决锅炉本体粉尘清扫问题，本工程每台锅炉设置一套真空清扫吸尘管道，锅炉各层平台及煤仓间皮带层设置满足吸尘操作半径的吸点。真空清扫除尘装置对炉体各部分及各运转平台进行吸尘，使粉尘污染得到有效治理。真空清扫除尘装置采用车载移动式负压吸尘装置。7.环境保护7.1设计依据《环境空气质量标准》（GB3095-1996）中二级标准《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）Ⅲ类标准《城市区域环境噪声标准》（GB3096-1993）Ⅱ类区标准《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）二级标准《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）第Ⅲ时段标准《污水综合排放标准》（GB8978-1996）二级标准《工业企业厂界噪声标准》（GB12348-90）Ⅱ类区标准等《锅炉房设计规范》GB50041-20087.2工程概述本项目选用2台116MW循环流化床热水炉。本项目投产后产生的主要污染物为燃煤烟气中的烟尘、SO2、NOX、；工业废水和生活污水；锅炉燃煤产生的灰渣及电厂设备的运行噪声等。锅炉房投产运行后，将排出一些污染物，对大气、水源及周围环境带来一定程度的影响，因此，必须对电厂的各种污染源进行综合治理，减少污染物的排放量，避免二次污染，保护环境。按目前常用的锅炉燃烧方式考虑，主要有两种方式可供选择：即正转链条层燃方式和循环流化床燃烧方式。链条炉具有工艺成熟、运行稳定、烟尘排放浓度低等特点，目前应用最为广泛；而循环流化床锅炉效率相对稍高，能燃烧劣质煤种或煤矸石，但运行耗电量大、烟尘排放浓度高、烟尘颗粒小，必须采用除尘高效率的静电除尘器或布袋除尘的方式才能达到环保排放标准。7.3环境现状概述7.3.1自然环境概述齐齐哈尔市是黑龙江省第二大城市，还是黑龙江省西部地区的政治、经济、科技、文化教育、商贸和交通的中心，辐射黑龙江西部地区以及吉林的西部及内蒙北部地区，全市辖七个区、一个市、八个县。现在总面积约为43000平方公里，齐齐哈尔市位于黑龙江省西南部的松嫩平原，有嫩江、诺敏河、雅鲁河、罕达罕河、乌裕尔河、音河等170余条，有湖泡800余个。齐齐哈尔市入境水总量丰沛。齐齐哈尔市地下水含水层15个。在平原潜水分布区，含水层调蓄能力强，补给量充沛，地下水埋藏浅，便于开发利用。齐齐哈尔市江河天然水质好，地下水可满足饮用水要求。齐齐哈尔市位于中国东北松嫩平原，地处东经122至126度、北纬45至48度，东临大庆市和绥化地区，南接吉林省白城地区，西靠内蒙古呼伦贝尔盟，北与黑河、大兴安岭接壤，土地总面积为42289平方公里，海拔高度一般在200至500米之间。7.3.2气候、气象齐齐哈尔市属温带大陆性季风气候，四季特点十分明显：春季干旱多风，夏季炎热多雨，秋季暂短霜早，冬季干冷漫长。齐齐哈尔南部属温暖干旱农业气候区，中部属温和半干旱农业气候区，北部属温凉半湿润农业气候区。齐齐哈尔市年平均气温在0.7至4.2摄氏度之间，南北相差摄氏3.5度左右。年平均无霜期122至151天。年辐射量为每平方厘米110至120千卡，与长江中下游地区相似，生长期（五至九月）的辐射量为每平方厘米65至67千卡7.3.3大气、水体环境现状根据牡丹江市环境研究所为东宁热电有限公司另一项目所做的环评报告，2001年，东宁镇年大气总悬浮微粒平均值为0.342mg/m3，比1998年下降0.01mg/m3，为环境空气质量标准二级标准限值的1.16倍，属煤烟型污染。根据该报告资料，2000年绥芬河控制断面枯水期COD为4.1mg/l，BOD为2.75mg/l，达到地表水环境质量标准Ⅲ类标准要求。预计，项目所在地目前的大气、水体状况，与2000年相比又有所改善，地表水环境达标，而大气污染状况逐年减轻。其环境现状以本项目环评报告为准。7.4本项目主要污染物及其防治措施7.4.1概述本项目拟新建2台116MW循环流化床锅炉，燃料为以褐煤为主的低硫煤，其特点是灰份含量较低，硫份含量低。根据项目特性及项目所在地环境现状，该项目的主要污染类别应是大气污染，主要污染物为烟尘、二氧化硫及氮氧化物。另外，由于热电厂噪声源分布广、强度高，因此，噪声污染是较主要的污染类别。本项目工业废水处理达标后回用或排放，生活污水处理达标后外排；灰渣可由当地制砖、建材等企业全部综合利用。7.4.2大气污染物及其防治措施排放浓度及排放量计算值本项目主机循环流化床锅炉，具备在燃料中掺烧石灰石即可获得很高的脱硫效果的功能，同时，具备氮氧化物排放浓度比煤粉炉等炉型低的功能；采用的煤种灰份含量为8.61％，硫份含量为0.25％，氮份为0.54％，低位发热量为16590kj/kg，属于低灰份、低含硫份、低位发热量较高的煤质，其烟尘排放浓度适用400mg/m3的标准值，二氧化硫排放浓度适用800mg/m3的标准值，氮氧化物排放浓度适用450mg/m3的标准值。循环流化床锅炉拟选用四电场除尘器，除尘效率为99.8％以上，设计按99.8％的效率预测烟尘排放浓度及排放量；掺烧石灰石的循环流化床锅炉脱硫效率为80%以上，设计按80％的效率预测二氧化硫的排放浓度及排放量；设计按燃烧型氮氧化物为15％估算其排放浓度。大气污染物排放量及排放浓度见表8-1表8-1大气污染物排放量及排放浓度污染物名称项目单位设计煤种达标状况烟尘排放浓度mg/m3135.68达标小时排放量t/h0.14189日排放量t/d3.2758年排放量t/a851.34SO2排放浓度mg/m384.49达标小时排放量t/h0.08835日排放量t/d1.94年排放量t/a530.11NOX排放浓度mg/m3270.49达标小时排放量t/h0.26574日排放量t/d5.84年排放量t/a1594.44注：按机组每天利用小时数为22小时，年利用小时数为6000小时估算排放量；各污染物排放浓度适用的标准值见《火力发电厂大气污染物排放标准》4.2.1条注解4。防治措施综述（1）采用四电场除尘器，除尘效率为99.85％（2）采用循环流化床锅炉掺烧石灰石粉进行烟气脱硫，脱硫效率为80%以上（3）采用含硫份少的煤，硫份含量仅为0.17％（4）循环流化床锅炉燃烧时氮氧化物产生量远低于煤粉炉（5）高烟囱排放，烟囱几何高度为150m（6）烟气监控，采用烟气连续自动监测装置对排放烟气进行监测大气污染物影响预测由表8-1可以看出，本项目烟尘、二氧化硫及氮氧化物等污染物，均能实现达标排放，且排放浓度值占标准值的比例较低，加上烟囱几何高度为150m，有利于污染物的扩散，因此，可以预测，本项目投入运行后，在不利的大气稳定度条件下，其大气污染物最大落地浓度是达标的。大气污染物最大落地浓度预测见表8-2。表8-2大气污染物最大落地浓度预测（B稳定度条件下）名称二氧化硫烟尘最大落地浓度（mg/m3）0.009650.02807最大落地浓度距离（m）60504630小时平均浓度标准0.5-注：大气污染物最大落地浓度以该项目环评报告为准。其他大气污染物及防治措施本项目煤场采取喷水降尘措施，控制煤尘发生量，输煤系统扬尘点处设除尘系统；石灰石为成品，厂外加工好后用汽车直接运输至热电厂内，厂内不设石灰石粉破碎装置，石灰石料仓及输送系统扬尘点处设除尘装置。因此，本项目煤场煤尘及石灰石粉尘能得到有效控制。7.4.3水污染物及其防治措施概述本项目废水主要来自化学水处理车间排放的酸、碱废水，其特点是间歇排放，一次排放量较大（80m3/次），排放周期较长；其次是锅炉定排、连排废水（7m3/次），其特点是间歇排放，水质较洁净；再次是输煤系统冲洗水（58m3/h）及冷却塔排污水。生活污水（5m3/h）则主要来自洗手池及厕所等。废水、污水处理措施雨污分流，废水达标回用或排放。生活污水处理达标后排放。输煤系统冲洗水排入沉煤池中，回用；冲洗水化学水处理车间产生的酸、碱废水，进行中和处理后，进入冲洗泵水池，然后用于栈桥冲洗除尘、地面冲洗、干灰拌湿和灰场喷洒等，冲洗除尘废水回收后进入沉煤池，大部分返回冲洗泵水池，只有少量达标排放；锅炉定排、连排废水及冷却塔排污水进入冲洗泵水池，用于上述冲洗单元。只有在回用单元饱和的状态下，废水才外排，预计废水外排量不大于10m3/h。生活污水经化粪池处理后，排入市政管网，预计污水外排量不大于5m3/h。注：废水排放量以水工专业为准。废水、污水排放影响预测由于本项目外排废水、污水量较少，且达标，因此，可以预计，本项目投入运行后，其外排的废水、污水对当地地表水环境影响较小。7.4.4灰、渣排放及综合处置措施本项目灰、渣产生量情况见表8-3。表8-3依据煤质分析资料，锅炉出渣量如下表：单位时间锅炉负荷小时灰渣量(t)日灰渣量(t)年灰渣量(×104t)灰量渣量灰渣量灰量渣量灰渣量灰量渣量灰渣量2×116MW2.652.174.825343.496.4注：日按20小时计，渣占灰渣量的45%，灰占灰渣量的55%。本项目采用灰、渣分除、干灰正压浓相气力输送、渣浆泵输渣系统。锅炉排出的底渣经捞渣机捞出落入碎渣机，破碎后经渣沟流入渣浆泵前池。电除尘器收集的灰采用正压浓相气力输送系统，考虑综合利用，设置一套分选系统。7.4.5噪声与国内已运行的机组容量相当的电厂进行类比，本项目主要设备运行时噪声水平见表8-4:表8-4主要设备噪声源强设备名称安装位置噪声水平dB(A)监测位置锅炉对空排气135间歇，距离1m处引风机95连续，进风口前3m处送风机96连续，吸风口前3m处碎煤机室外布置100连续，距离1m处磨煤机锅炉房103连续，距离1m处给水泵88连续，距离1m处空压机室外布置85连续，距离1m处注：表中噪声值为对设备采取措施前噪声值，在对设备采用隔声、吸声及消声等措施后，设备噪声可控制在标准要求的限值内。噪声控制措施总体措施：订货时降低源强、总平面合理布局、控制传播途径、厂区绿化等。在设备订货时，提出噪声控制要求，选用低噪声设备；对于主要设备如锅炉、送引风机、各种水泵、空气压缩机等安装在隔声良好的厂房或站房内，采用隔声门窗，室内考虑吸声；安装锅炉排汽消声器；对振动设备考虑隔振措施，在管道设计中合理选择管材及管径及减振支吊架，使流体畅通，以减少流体产生的动力噪声；在厂区总平面布置上优化布局，高噪声源尽量远离生活区布置，并采取措施减少噪声对厂界和环境的影响。主要设备噪声源衰减量见表8-5。表8-5主要设备噪声源衰减量设备名称安装位置噪声水平dB(A)衰减量dB(A)锅炉对空排气13545引风机9525送风机9625碎煤机室外布置10030磨煤机锅炉房10330给水泵8820空压机室外布置85噪声影响预测在考虑上述各项控制措施后，预计本项目投入运行后，厂界噪声能达标。7.5厂区绿化厂区绿化应以发挥绿化功能、防治污染和美化环境为原则。绿化布局全厂综合考虑，绿化树种以长绿树种为主，乔、灌、花草相结合，形成点、线、面有机结合的绿化系统。厂区绿地率按满足相关标准进行设计。7.6环保设施投资估算表8-6环保投资估算序号项目费用（万元）1除尘系统6002烟气监测装置803烟道及烟囱4004厂区绿化及设施费805除灰除渣系统3006噪声控制3007环保投资合计1760注：环保投资估算以经济概算专业为准

8.劳动安全与工业卫生8.1概述为使本电厂投产后能够安全运行，同时为保证劳动者在生产过程中的健康与安全，减少事故，并尽可能将危害劳动者身体健康与安全的各种因素控制到最小程度，为此编写安全与工业卫生章节。本工程设计范围内易发生安全事故的场地如下：1）易燃易爆系统及设备主要有锅炉、输煤系统、烟气系统等。2）易危及人身安全的部位有配电装置和所有带电的设备等。3）易产生机械伤害的部位及场所有各转动机械设备外露的转动部分、运输胶带机等。4）易发生坠落伤害的部位有需登高处的平台、楼梯及上人的屋面等。5）易产生噪声的设备及场所有锅炉对空排汽、安全门排汽、各类泵体、风机等。6）主厂房的高温场所。8.2劳动安全及工业卫生规程标准1）建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定（中华人民共和国劳动部令第3号）；2）建筑设计防火规范（GBJ16-87）2001年版；3）火力发电厂设计技术规程（DL5000－2000）；4）火力发电厂劳动安全和卫生规程（DL5053-2001）;5）其它相关规程和规范。

主要以《工业企业设计卫生标准》为主。火电厂劳动安全和工业卫生有关设计内容及相应的标准、规程和规范。8.3劳动安全和工业卫生措施8.3.1防火、防爆及防电伤防火工程的消防设计将贯彻“以防为主、防消结合”的方针，针对工程的具体情况，积极采用行之有效的措施，做到保障安全、使用方便、经济合理。各建（构）筑物之间的最小距离均按《火力发电厂设计技术规程》（DL5000-2000）及《火力发电厂与变电所设计防火规范》（GB50229-96）设计，并确定建（构）筑物的耐火等级。防火以固定消火栓为主，移动式灭火器为辅。防爆对不同类型的易爆场所分别采取相应的防爆措施。输煤系统、烟气系统均设置防爆门，并考虑朝向。防电伤为保证电气运行人员的安全，本工程各种电压等级的电气设备的对地距离、操作走廊尺寸，严格按《高压配电装置设计技术规程》要求进行设计。在户外高压电气设备的周围，均按规程规定设置围栏或遮拦。所有电力设备均采用接地防护措施。另外，电气控制的控制盘上均设有保护、信号、监视、声光报警及事故跳闸等保护措施。8.3.2防机械伤害及防坠落伤害防机械伤害运行过程中，机械转动设备比较多。为防止机械伤害，对各种机器的转动部分均装有防护罩或其他防护设施，对关键环节设置紧急制动开关。防坠落伤害平台、步道、升降口和坑池边等有坠落危险处，设计中考虑设置栏杆或盖板，上人屋面设置女儿墙或栏杆。需登高检查和维修设备处，设计中考虑设置防护设施。8.3.3防尘、防毒及防化学伤害防尘本工程对易产生扬尘的场所，均按照《工业企业设计卫生标准》和《火力发电厂输煤系统煤尘治理设计技术暂行规定》等有关标准、规定进行设计，使含尘浓度控制在允许范围内。防毒及防化学伤害为使车间有毒有害物质的浓度低于《工业企业设计卫生标准》规定的最高允许浓度，将采取综合防治措施。根据《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规定》的要求，对电源室、配电间等设置事故风机，通风量按满足规定要求进行计算。8.3.4防噪声及防振动噪声和振动主要来源于各种机械设备的运转，主要声源和振源为各类泵体和各类风机，它们发出的噪声强度较高，为保证运行安全和职工的身心健康，在设计上采取有效措施，以降低噪声。首先，对设备制造厂提出噪声限值的要求；其次，做好消声和隔振的设计；运行值班室考虑封闭式结构等，使电厂各建筑物的室内和工作场所的连续噪声级符合《工业企业噪声卫生标准》的要求。为防治振动，对设备的基础采取消振、隔振措施。8.3.5防暑与保温主厂房属于高温车间，设计中将采取防暑降温措施。机炉控制室、主控制室等设空调，使工作人员有较好的工作环境。采暖采用散热器和暖风相结合方式。8.3.6劳动安全及工业卫生机构与设施为认真贯彻“安全第一、预防为主”的方针，改善作业条件，保护劳动者在劳动过程中的安全与健康，根据原能源部安保综[1992]59号文《关于火电厂劳动保护基层监测站和安全教育室仪器设备等设置意见的通知》，以及劳动部96年3号令《建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定》的要求，考虑本工程的实际情况，设置劳保基层监测管理人员。8.3.7结论本工程的劳动安全和工业卫生的设计，针对其危害及危险因素，相应采取各种技术措施和各种防范设施，能够有效地改善职工的生产劳动条件，保护职工的身心健康，做到安全清洁生产。

9.消防9.1概述消防设计贯彻“预防为主，防消结合”的原则，严格执行消防设计规程规范，针对电厂各个工艺系统的不同火灾性质采用经济实用、安全可靠的消防手段。本工程消防设计考虑以下几个方面：a)消防对总平面布置及消防车道的要求；b)根据建（构）筑物的火灾危险性和耐火等级要求，进行建筑结构设计及灭火器的配置；c)电厂各个工艺系统的水消防和固定灭火装置设计；d)火灾报警及控制系统设计；e)消防供电，应急照明；f)通风空气调节设施的防火；g)电缆及电缆沟的防火设计。9.2设计依据消防设计执行以下规范：《建筑设计防火规范》（GBJ16-87，2001年版）《火力发电厂与变电所设计防火规范》（GB50229-96）《水喷雾灭火系统设计规范》（GB50219-95）《自动喷水灭火系统设计规范》（GB50084-2001）《低倍数泡沫灭火系统设计规范》（GB50151-92）《小型石油库及汽车加油站设计规范》（GB50156-92）《建筑灭火器配置设计规范》（GBJ140-90），1997年版《火灾自动报警系统设计规范》（GB5016-98）《火力发电厂生活、消防给水和排水设计技术规定》（DLGJ24-91）《火力发电厂设计技术规程》（DL5000-2000）《火力发电厂建筑设计规程》（DL/T5094-1999）《电力设备典型消防规程》（DL5027-93）9.3消防水系统根据《建筑设计防火规范》GB50016-2006及《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB50229-2006，拟将消火栓系统、自动喷水灭火系统、水喷雾灭火系统等消防给水系统合并设置（在报警阀前分开）。本期工程设置独立的水消防系统。该系统负责供给主厂房、贮煤场、输煤栈桥的室内外消火栓消防用水；负责运煤系统水幕自喷用水及变压器水喷雾灭火用水。9.3.1室内外消防用水量室内外消防用水量及水压分别见表10-1和表10-2。表10-1消防水量表序号用水名称用水量标准消防用水量（l/s）备注主厂房贮煤场主变压器1主厂房内部消防5股水柱，每股5.7l/s28.5一次火灾延续时间2h2主厂房外部消防8股水柱，每5.2l/s41.6一次火灾延续时间2h3贮煤场20l/s20一次火灾延续时间3h4主变压器水喷雾80l/s80油量45t，一次火灾延续时间0.4h5主变压器外消火栓系统10l/s10灭火时间为2h6合计70.120907一次火灾消防用水量（m3）505216187.2

表10-2消防供水压力表序号消防要求主厂房内部主厂房外部主变压器1着火最高点30m煤仓间43m2消火栓安装高度36m室外地上喷头高5.5m3需要充实水柱13m12m4水枪口径19mm19mm5每股水枪流量5.7l/s5.2l/s1个喷头4.17l/s共19个喷头6水枪出口需要水头20.5m17m28.55~50.99m7φ65水龙带长度20m80m8φ65水龙带损失3.0m9.3m9管网水头损失10m8m10m10供水高度2.3m2.3m2.3m消防所需水压71.8m79.6m46.35~68.79m从表10.1和表10.2可见，本期工程一次火灾最大消防用水量505m3，最大消防水压为主厂房外部消防为79.6m，消防最大流量为主变压器90l/s。9.3.2室外消防管网主厂房及贮煤场周围消防管网布置成环状，主厂房周围管径为DN250，贮煤场周围管径为DN150，厂区其它地方为枝状管网。由消防泵房出口的消防干管为两条DN250的管道。环状管网用阀门分成若干独立段，每段内室外消火栓数量不超过5个。主厂房周围消火栓间距不大于80m，厂区其他地方不大于120m。消火栓距路边不超过2m。室外消火栓均为地上式消火栓，为一个直径100mm和两个直径65mm的栓口。9.3.3室内消防管网主厂房室内消防管网有两条管道与室外消防管网连接。主厂房，包括汽机房和锅炉房的底层、运转层；除氧煤仓间各层；运煤建筑系统等处设置室内消火栓。主厂房底层、运转层消防管道布置成环状，管径为DN150。室内消防给水管道用阀门分段，每两个相邻阀门之间使用的消火栓数量不超过5个。室内消火栓设在易于取用的地点，栓口高度距地面为1.1m，其出水方向向下或与设置消火栓的墙面成90°角。主厂房室内消火栓间距不超过30m，其他建筑室内消火栓间距不超过50m。主厂房的顶层最高处设置检验用的消火栓。（1）运煤系统转运站消防主要设置消火栓，各输送皮带头尾等处设置水幕消防。（2）主变压器设水喷雾灭火装置。水喷雾的供水强度不低于20l/min·m2，进水水压不低于0.45MPa，启动方式为手动、自动或遥控。（3）消防水池及消防水泵房在上述净水泵房内设消防水泵2台，1运1备。消防水泵规格：Q=210～360m3/hH=87～73m配电动机和柴油机各一台，功率N=110kW，U=380V。净水泵房内另设消防稳压设施一套，包括稳压罐一个，XZG1.4-50DLx8x2型，稳压泵两台，Q=12.5m3/h，H=80m，消防管网的压力平时由消防稳压设施维持。消防给水系统：消防水池→消防水泵→厂区消防管网。9.3.4消防报警系统集控室设置与消防队直接联络的通信设备。设置一套火灾报警系统，该系统包括厂区范围内的火灾探测报警、消防联动系统的全套设备，包括各种类型的火灾探测器、人工报警装置、集中报警控制器、消防联动控制器、外部接口、以及相应的辅助设备等。火灾报警的范围包括主厂房、输煤系统及其他附属建筑物等。9.3.5其他消防设施变压器、主厂房油系统设事故排油池。厂区内新建主要道路宽度为6m,次要道路宽度为4m，道路转弯半7～9m。主厂房、油罐区、冷却塔周围均设有环形消防通道，满足消防要求。

10.节约和合理利用能源10.1节电11.1.1.进行优化设计，选用效率高的设备，如选用高效风机、高效水泵，以减少厂用电。11.1.2.对耗电大且负荷变化较大的设备，装设液力耦合装置以节约用电，本工程电动给水泵、一次风机、二次风机、引风机装设液力偶合器。10.2节水11.2.1.生活污水经处理后用于绿化及冲洗汽车，节水3m3/h；11.2.2.栈桥冲洗、地面冲洗及除尘用水等经沉煤池澄清后重复利用，节约用水165m3/h；11.2.3.辅机冷却水循环利用，并采用高浓缩倍率，使冷却设备排污降至1m3/h；11.2.4.冷却设备和锅炉排污水、化学处理车间的中和水及其他废水均回收使用，可节水87m3/h；采取上述措施后，共可节水256m3/h。10.3节煤11.3.1.本工程采用热电联产集中供热，年平均供热标准煤耗为9.14x104，在全国采暖供类热电厂行列中处于前列。11.3.2.本工程热电联产集中供热，供热标准煤耗42.09kg/GJ，按分散小锅炉平均供热煤耗约65.28kg/GJ，年供热量243.5×104GJ计算，每年可节约标准煤46208t。10.4节地11.4.1精心设计，优化厂区总平面布置，占地面积比常规机组节地10%。11.4.2精心规划各管道走廊，管线采用架空综合管架，尽量减少其占地宽度。11.4.3优化各工艺系统布置，减少各生产和辅助生产建构筑物的体积和面积，尽量采用联合建筑，减少厂区占地面积。11.4.4减少附属生产设施，不建不必要的建筑，减少厂区占地。

12.劳动组织及定员12.1劳动组织13.1.1本着精简高效的原则，本厂不配备专职检修人员，只配备少量检修人员。13.1.2运煤、运灰由社会承担，本厂不设运煤、运灰司机岗位。13.1.3根据《热电联产项目可行性研究技术规定》本期人员为180人。12.2热电厂本期定员测算热电厂本期定员测算见下页表13-1：《劳动定员测算表》：表13-1热电厂全厂人员编制序号项目定员备注1合计83(1)生产人员70A运行人员66含化验人员、维修人员锅炉20电气12除灰、除尘10化学及水工24B其他4仓库2车辆2(2)管理人员8(3)党群工作人员2(4)服务性管理人员3表中人员配置可根据实际情况进行调整12.3组织机构组织机构应本着精简原则，遵照新厂新办法精神，由热电厂自行确定。

13.工程项目实施的条件和轮廓进度13.1热电厂工程实施的条件13.1.1施工场地及施工力能施工场地施工生产区用地8hm2，施工生活区用地2hm2。现有的厂区比较狭小，只能利用部分煤场作为施工区域。施工力能1）电源本期工程施工用电负荷初步估算为750kW～1000kW。电源由厂用电接入。2）水源施工总用水量初步估算为100t/h，利用现有水源；消防用水由施工敷设的消防水系统保证。3）氧气、乙炔、氩气施工总用氧气约6000～7500瓶（气瓶容积按标准6m3计算），施工高峰期乙炔需要量为2000～4000瓶，需施工单位外购。氩弧焊接管道和大型部件时所需氩气约为160～220瓶（气瓶容积按标准6m3计算）亦需外购。4）供热由于冬季施工时间较长，所需热量较大，利用现有的蒸汽供热。5）通信目前通信手段丰富，便捷。现场施工对外通信可租用开发区市话10对，内部通信采用无线通信及加装总机的方式解决。6）压缩空气施工用压缩空气，由施工单位按照施工的需要就近设置1～3m3/min移动式空压机，现场不设固定的空压机站。7）地方建筑材料施工所需水泥、碎石、白灰、建筑用砂等当地均能解决。13.2大件运输本工程安装的锅炉和汽轮发电机组为国产机组考虑。因本阶段尚未确定具体厂家，而国产150MW机组的大件设备（如发电机定子、汽包、大板梁）尺寸重量均在铁路运输超级超限货物范围内，可用汽车运输到场。13.3热电厂工程建设的轮廓进度按照工程设计合理工期及1997年原电力工业部颁发的“电力工程项目工期定额”制定此进度。编制可研报告2个月编制初步设计4个月施工图设计9个月主厂房土方开挖1个月主厂房打桩2个月主厂房浇垫层至安装开始4个月安装开始至水压试验完6个月水压试验完至点火吹管开始3个月吹管开始至#1机组投入生产2个月总工期约30个月14.投资估算及财务评价14.1投资估算14.1.1设计规模、估算编制范围和各系统的特征设计规模建设2×116MW循环流化床锅炉，配1台150MW抽汽式汽轮发电机组及其辅助生产系统。估算编制范围估算编制范围为热电厂围墙内与本项目有关的建构筑物及相应的工艺系统和厂外配套工程。估算范围的建构筑物，包括主厂房【辅助间（除氧煤仓间、厂用电配电间、集中控制室）、锅炉间、锅炉尾部】、烟囱、220kV配电装置、主变及备用变压器、露天储煤场、输煤栈桥、干灰库、取水管线、热网等。各系统的特征热机：建设2×116t/h循环流化床锅炉，热网管道接入到现有的热网供回管道上。点火用油利用原有贮油罐，新增油泵。控制：采用单元制机炉电集中控制方式。水工：直流冷却。给水、消防水暂定利用原有设施。循环水管线从新敷设，新建循环水泵站。热电站排水管道、污水管道等接到原有厂区管道。化水：预处理＋反渗透＋二级混床。运煤：汽车来煤，不设干煤棚。石灰石采用成品，不设破碎。除灰：采用正压浓相气力除灰系统。炉底渣经冷渣机冷却后,由耐高温型埋刮板输送机将渣转运到储渣仓。灰渣均是汽车外运。建筑：内外墙均采用加气混凝土砌块，内外涂刷涂料，门窗注意保温效果。结构：主厂房采用混凝土框架结构。暖通：各建筑物房间的采暖与通风、运煤系统的除尘，不用空调。14.1.2编制原则工程量根据设计各专业提供的工程量、设备及材料清册。项目划分及费用标准参照国家发展计划委员会、国家经济贸易委员会、建设部文件计基础[2001]26号《热电联产项目可行性研究技术规定》和电力工业基本建设预算管理制度及规定（2002年版）。定额选用参照国家经济贸易委员会颁布的《电力工程建设概算定额》(2001年修订本)。人工费安装工程人工单价为21元/工日。建筑工程人工单价为19.5元/工日。根据《电定造（1996）003号文》，黑龙江省地区工资性津贴补贴补差为1.16元/工日，进行调整。执行中国电力企业联合会中电联[2002]74号文《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》，定额人工工日单价增加：安装4元/工日、建筑3元/工日，只计取税金按价差计入总投资估算表中。材料价格安装工程装置性材料预算价格参照“电力工程建设装置性材料综合价格及预算价格”。建筑工程材料价格执行2001年北京地区材料预算价，并依照项目所在地2008年第一季度信息价计列价差，只计取税金按价差列入表一。定额材料及机械费调整：只计取税金按价差计入表一。设备价格设备采用出厂价。其中：设备运杂费率为：5.06%。凡询价中已含设备运杂费的，本估算不再另行计算。——主设备的型号及价格如下：名称价格CFB锅炉(670t/h)9200万元/台其他费用参照国家发展计划委员会、国家经济贸易委员会、建设部文件计基础[2001]26号《热电联产项目可行性研究技术规定》和电力工业基本建设预算管理制度及规定（2002年版）。其他问题地基处理，施工道路、水源、电源等投资列入与厂址有关的单项工程。根据计投资（1999）1340号文规定，涨价预备费为零。接入系统投资列入总投资估算中。14.1.3工程投资热电厂工程静态投资：77577万元。单位投资：5172元/kW。热电厂工程动态投资：82040万元。单位投资：5469元/kW。接入系统工程投资：1200万元。热电联产项目总投资：83240万元。铺底生产流动资金：563万元。热电联产项目计划总投资：83803万元。14.1.4表格热电联产项目总投资估算表（表15-1-1）设备及安装工程部分汇总估算表（表15-1-2-1）建筑工程部分汇总估算表（表15-1-2-2）其他工程和费用部分汇总估算表（表15-1-2-4）14.2财务评价14.2.1基本数据生产规模到达产年，年发电量8.4065X108kWh，综合厂用电率10.88%，年供电量7.4919X108kWh，年供热量2682558GJ。实施进度项目建设期2年，第3年投产并达产，计算期22年。14.2.2财务评价销售收入不含税电价为292.1元/Mwh（含税电价341.7元/Mwh），不含税热价30.97元/GJ（含税热价35元/GJ）。到达产年，全厂年不含税销售收入为30192万元，其中年电力不含税销售收入21884万元，年供热不含税销售收入8308万元。增值税税率为电17%，热13%，煤13%，水6%，材料费17%。城市维护建设税税率5%，教育费附加费率3%。详见表15-2-10:销售收入和销售税金及附加估算表。灰渣综合利用暂不收取费用。流动资金流动资金采用详细估算法估算。本项目达产后年需流动资金1879万元。详见表15-2-5:流动资金估算表。资金筹措热电联产项目动态总投资83240万元，自有资金25240万元，占30%，申请银行贷款为58000万元，年利率为7.83%，。流动资金1879万元，其中贷款为1314万元，年利率为7.47%，企业自有流动资金为563万元。详见表15-2-6:投资计划与资金筹措表。总成本固定资产折旧采用综合折旧法，其中综合折旧年限为15年，残值率为3%，大修理费为年固定资产原值的2.5%。原煤含税价为180元/t，原煤不含税价为159元/t。水不含税价为1.42元/他(含税价为1.50元/他)，工资及福利费等人工成本按50000元/人·年估算。综合材料费和综合其他费用参照当地电力部门的有关资料和本项目情况估算。详见原始数据表。利润及其分配所得税税率为25%。盈余公积金比例为15%。现金流量分析所得税后全部投资的现金流量如下：项目IRR(%)NPV(万元)Pt(年)本项目8.78430810.63本项目经济效益较好。详见表15-2-1-1:财务现金流量表（全部投资）。财务指标分析本项目计算期内平均投资利润率和计算期内平均投资利税率分别为5.12%和8.28%。本项目计算期内资本金净利润率和计算期内总投资收益率分别为12.66%和6.65%。清偿能力分析利用部分未分配利润和折旧费及摊销费归还长期借款。借款偿还期为11.04年。资产负债率从第8年起小于50%，流动比率从第8年起大于100%，速动比率从第10年起大于100%,说明企业的资产负债状况较好。14.2.3不确定性分析盈亏平衡分析达产年，项目以生产能力利用率表示的盈亏平衡点为70%，即项目生产能力利用率达到设计能力的70%，企业就不会亏本。以综合销售价格表示的盈亏平衡点为85%，即价格下降不超过设计价格的15%，企业就不会亏本。敏感性分析对建设投资、年利用小时数、经营成本、煤价及电价和热价五个因素变化时对全部投资所得税后财务内部收益率进行敏感性分析，其结果如下：敏感性分析表序号变化因素IRR(%)变化率-10-55101基本方案8.788.788.788.782建设投资10.029.408.167.543年利用小时数7.228.009.5610.344经营成本12.0210.407.165.545煤价11.069.927.646.506电价、热价3.806.2911.2713.76从上表中看出：五种因素向不利方向变化时项目具有一定的抗风险能力。14.2.4综合分析综上所述，本项目经济效益指标较好，并且具有一定的抗风险能力，项目是可行的。详见表15-2-12:主要数据及技术经济指标表。14.2.5原始数据表表15-2-1-1：财务现金流量表（全部投资）表15-2-1-2：财务现金流量表（自有资金）表15-2-2：损益表表15-2-3：资金来源与运用表表15-2-4：资产负债表表15-2-5：流动资金估算表表15-2-6：投资计划与资金筹措表表15-2-7：固定资产折旧表表15-2-8：无形及递延资产摊销估算表表15-2-9-1：总成本费用表表15-2-9-2：供热成本成本费用计算表表15-2-10：银行借款还本付息计算表表15-2-11：主要数据及技术经济指标表黑龙江华电齐齐哈尔热电有限公司2×116MW热水锅炉工程设计投标文件101-原始数据表项目计算参数项目计算参数建设期（年）2职工人数（人）200机组台数（台）1年人均工资成本（元）50000机组容量（MW）150发电其他费用（元/MWh）10供热其他费用（元/GJ）1.5投产时间：第三年年机组供热量（GJ/a）X104268.26固定资产投资资金来源：年机组供热量（t/a）X104自筹资金（%）30机组年利用小时数银行贷款（%）70年发电量(104MWh/a)X10484.065银行贷款年利率（%）7.83综合厂用电率（%）10.88其中发电厂用电率(%)8.83供热厂用电率(%)2.05流动资金：发电标准煤耗（kg/kWh）0.2975自有资金（%）30供热标准煤耗（kg/GJ）42.09流动资金借款（%）70原煤价格（元/t）（含税）180流动资金借款年利率（%）7.47原煤价格（元/t）（不含税）159基准收益率（%）8标煤价格（元/t）（含税）450计算期内平均电价（元/MWh）（含税）341.7标煤价格（元/t）（不含税）399计算期内平均电价（元/MWh）（不含税）292.1石灰粉价格（元/t）（含税）130计算期内平均热价（元/GJ）（含税）35石灰粉价格（元/t）（不含税）115计算期内平均热价（元/GJ）（不含税）30.97发电和供热平均材料费（元/MWh）（含税）10发电和供热平均材料费（元/MWh）（不含税）8.55折旧年限（年）15增值税：残值率（%）3电力（%）17摊销年限（年）10热力（%）13大修理率（%）2.5水（%）6所得税（%）25煤（%）13盈余公积金（%）15材料费（%）17电分摊比（%）67修理费中材料费占（%）70综合水费（元/t）（含税）1.50城建税（%）5综合水费（元/t）（不含税）1.42教育费附加（%）3

表15-2-1-1：财务现金流量表（全部投资）单位：万元序号项目12345678910111213141516171819202122合计1现金流入0030192301923019230192301923019230192301923019230192301923019230192301923019230192301923019230192345336081761.1销售收入0030192301923019230192301923019230192301923019230192301923019230192301923019230192301923019230192301926038351.2固产余值246324631.3流动资金187818782现金流出399043887322368204912054020727208452096921099212362137921528215642156421564215642156422891228912289122891228915122372.1建设投资3990438873787772.2流动资金001878018782.3经营成本0020291202912029120291202912029120291202912029120291202912029120291202912029120291202912029120291202914058152.4销税附加0020020020020020020020020020020020020020020020020020020020020039962.5所得税00004923735547960974588910381073107310731073107324012401240124012401217713净流量-39904-38873782397019652946493469223909289568813866386288628862886288628730073007300730011641959404累计流量-39904-78777-70954-61252-51600-42136-32789-23567-14474-5519329411957205852921337841464695509662397696977699884298959405税前净流量-39904-388737823970197019701970197019701970197019701970197019701970197019701970197019701140421177106税前累计-39904-78777-70954-61252-51551-41850-32149-22448-12746-30456656163572605835760454615516264863745648426693967103668117710计算指标：所得税前所得税后内部收益率（%）9.808.78财务净现值（万元）（ic=6%）106924308投资回收期（年）10.3110.63表15-2-1-2：财务现金流量表（自有资金）单位：万元序号项目12345678910111213141516171819202122合计1现金流入0030192301923019230192301923019230192301923019230192301923019230192301923019230192301923019230192345336081761.1销售收入0030192301923019230192301923019230192301923019230192301923019230192301923019230192301923019230192301926038351.2资产余值246324631.3流动资金187818782现金流出130001224031116301923012530085300322997629918298562979221960216622166221662216622166222990229902299022990229905415512.1投资中自有13000122400252402.2流资中自有5635632.3经营成本0020291202912029120291202912029120291202912029120291202912029120291202912029120291202912029120291202914058152.4本金偿还05422548658006026632766436975732376883090000000000580002.5借款利息04640421537853331285923641844129872412298989898989898989898261652.6税金附加0020020020020020020020020020020020020020020020020020020020020039962.7所得税00004923735547960974588910381073107310731073107324012401240124012401217713净现金流量-13000-12240-924067107160215274335400823285308530853085308530720272027202720211543666264累计流量-13000-25240-26164-26164-26098-25991-25831-25616-25342-25007-24607-16375-78456859214177442627333476406784788055082666265税前净流量-13000-12240-924011634351469488310811288927096039603960396039603960396039603960313944883966税前累计-13000-25240-26164-26164-26049-25705-25191-24496-23614-22533-21245-11975-237272311683426437360404564355246648497445288396计算指标：所得税前所得税后内部收益率（%）10.598.88财务净现值（万元）（ic=6%）92692885表15-2-2：损益表单位：万元序号项目12345678910111213141516171819202122合计1产品销售收入30192301923019230192301923019230192301923019230192301923019230192301923019230192301923019230192301926038352销售税金附加20020020020020020020020020020020020020020020020020020020020039963总成本费用30353299282949929045285732807727557270112643825841256982569825698256982569820389203892038920389203895127574利润总额-361644939471419191524352981355441514294429442944294429496039603960396039603870825所得税4923735547960974588910381073107310731073107324012401240124012401217716税后利润-361644447111064143618262236266631143220322032203220322072027202720272027202653127盈余公积金671071602152743354004674834834834834831080108010801080108098418累计盈余公积金006717333354882211581557202425082991347439574440552066007681876198419未分配利润-361643786049051221155219002266264727372737273727372737612261226122612261225547010累计未分配利润-361-29780684158928104362626385281117513912166491938622124248613098337105432264934855470表15-2-3：资金来源与运用表单位：万元序号项目12345678910111213141516171819202122合计1资金来源4100042240693954865916637068427337785784038977957996039603960396039603960396039603960396032529771.1利润总额00-361644939471419191524352981355441514294429442944294429496039603960396039603870821.2折旧费0053095309530953095309530953095309530953095309530953095309530900000796421.3摊销费00113113113113113113113113113118000000000011351.4新增长期借款2800030000580001.5新增流动资金借款0131413141.6自有资金1300012240563258032资金运用4100042240730054865849626366827122758380688577134710731073107310731073240124012401240124011648892.1建设总投资4100042240832402.2流动资金0187818782.3长期借款本金偿还05422548658006026632766436975732376883090000000000580002.4所得税00004923735547960974588910381073107310731073107324012401240124012401217713盈余资金00-36106710716021527433540082328530853085308530853072027202720272027202880884累计盈余资金00-361-361-294-188-281874617971197942917958264883501843547520775927966481736838088688088表15-2-4：资产负债表单位：万元序号项目123456789101112131415161718192021221资产410008324080667752456988964573593115410348955438683884541650448704809051310545305775164953721557935786560937621.1流动资产总额0028502850291730233183339836724007440712639211692969938228467585528762490696927689484096912991.1.1应收帐款00169116911691169116911691169116911691169116911691169116911691169116911691169116911.1.2存货00133313331333133313331333133313331333133313331333133313331333133313331333133313331.1.3现金001871871871871871871871871871871871871871871871871871871871871.1.4累计盈余资金00-361-361-294-188-2818746179711979429179582648835018435475207759279664817368380886880881.2在建工程41000832401.3固定资产净值007679671486661776086755558502484493939629343202901023701183921308277732463246324632463246324631.4无形净值001022909796683570457344231118000000000002负债及权益410008324080667752456988964573593115410348955438683884541650448704809051311545315775164953721567935886560937622.1流动负债总额00264726472647264726472647264726472647264726472647264726472647264726472647264726472.1.1应付帐款00133313331333133313331333133313331333133313331333133313331333133313331333133313332.1.2流动资金借款0131413141314131413141314131413141314131413141314131413141314131413141314131413142.2长期负债280005800052578470914129135265289382229415320799730900000000000负债小计280005800055225497394393937912315852494217967106442956264726472647264726472647264726472647264726472.3所有者权益130002524025442255062595026661277262916230988332233588939003422234544348663518845510462306695087671083913911152.3.1资本金130002524025240252402524025240252402524025240252402524025240252402524025240252402524025240252402524025240252402.3.2累计盈余公积00006717333354882211581557202425082991347439574440552066007681876198412.3.3自有流动资金005635635635635635635635635635635635635635635635635635635635632.3.4累计未分利润00-361-29780684158928104362626385281117513912166491938622124248613098337105432264934855470资产负债率%68706866635953463724866655544333流动比率%108108110114120128139151166477800112214441766208823602632290531773449速动比率%57576064707888101116427749107113941716203823102582285431263398表15-2-5：流动资金估算表单位：万元序号项目天数次数123456789101112131415161718192021221流动资产0321132113211321132113211321132113211321132113211321132113211321132113211321132111.1应收帐款3012016911