电厂2号机组切除低压缸进汽供热改造技术经济分析

电厂2号机组切除低压缸进汽供热改造技术经济分析投资估算编制说明本估算执行中华人民共和国国家能源局2013年发布的《火力发电工程建设预算编制与计算标准》本估算执行定额[2016]9号文《关于电力工程计价依据适应营业税改征增值税调整过渡实施方案的通知》和电定总造《电力工程计价依据营业税改增值税估价表》（定额【2016】45号文）定额选用中华人民共和国国家能源局2013年发布的《电力建设工程概算定额第一册建筑工程（2013年版）》、《电力建设工程概算定额第二册热力设备安装工程（2013年版）》、《电力建设工程概算定额第三册电气设备安装工程（2013年版）》、《电力建设工程概算定额第四册调试工程（2013年版）》价格水平为2017年第1季度根据各设计专业提供的设备材料清册及工程量清单为依据计列，不足部分参照类似工程计列。编制年价差调整：均依据电定总造[2016]50号文设备价参考同类型机组设备价格或询价设备按到场价计取。税金按11%计取基本预备费费率按照3%计取贷款利率按4.90%计算。投资估算结果本改造工程可行性研究单台机组静态总投资2541万元。其中建筑工程费207万元，设备购置费1244.5万元，安装工程费573.2万元，其他费用为442万元，基本预备费为74万元。详见附件1。收益计算收益计算以改造前后机组全年发电量不变为原则，则单台机组收益变化计算如下：增加供热收入按照余热回收利用进行核算，以改造后采暖抽汽流量增加约114t/h，增加供热负荷为76697kW。供热价37元/GJ（含税13%），则一个供热季增加供热量收入3298万元。表8-1增加供热收入计算项目单位数值采暖抽汽增加量t/h114中压缸排汽焓kJ/kg3010热网加热器疏水焓kJ/kg588增加供热负荷kW76697供热价（不含税）元/GJ32.7供热期天152增加供热量收入万元3298.0有偿调峰补贴收入采用切除低压缸进汽供热方式运行，供热季初、末期，机组采暖热负荷相对较低，在满足供热需要的前提下，发电功率降幅较大。由前文计算结果，改造后相同抽汽流量条件下，发电功率降低约53MW，考虑规划供热面积增加，抽汽量相应增加，供热季初、末期发电功率降幅以35MW计算有偿调峰补贴。供热季中期，由于机组采暖热负荷较大，为满足供热需要，发电功率降幅有限，不再计算有偿调峰补贴。根据《东北电力辅助服务市场运营规则（试行）》政策，以负荷率40%~50%时，补偿报价0.4元/(kW·h)，负荷率40%以下，补偿电价1.0元/(kW·h)为基准，按照2016年11月1日~2017年4月1日供暖季1、2号机组实时发电功率进行计算，1、2号机组供热季初末期可获得有偿调峰补贴收入分别为428万元和492万元，单台机组平均获得补贴收入约460万元。增加燃煤成本以改造后采暖抽汽流量增加约114t/h计算，供热负荷增加约76697kW，供热季增加供热量约1007242GJ，则增加供热耗煤量约37517t，供热季平均发电煤耗下降约40g/(kW·h)，则减少发电耗煤量约30667t，综合增加耗煤量6850t，增加燃煤成本约445万元。表8-2增加燃煤成本计算项目单位数值增加供热负荷kW76697增加供热量GJ1007242标煤热值kJ/kg29308锅炉效率%93管道效率%98.5增加供热耗煤量t37517供热季平均发电煤耗下降g/(kW·h)40供热季发电量MWh766668减少发电耗煤量t30667综合增加耗煤量t6850近期标煤价格（不含税）元/t650增加燃煤成本万元445技术经济指标评价经济评价测算表如表8-3所示，单台机组项目总投资2541万元，新增收益包括供热收益增加3298万元/年，调峰政策奖励约460万元/年，燃煤成本增加约445万元/年，净收益3038.1万元/年，税后静态投资回收期（含建设期）1.54年。表8-3经济评价测算表参数类型项目名称数值基础参数装机容量（MW）330工程静态投资（万元）2541年利用小时数（h）5000折旧年限（年）15资本金比例（%）20贷款利率（%）4.90%还款年限（年）15建设期（年）0.5上网电价（元/kw.h)0.390参数类型项目名称数量单价/元成本计算变动成本

（万元）标煤（增量）t/年6850.0650445.25电（增量）万kwh/年水（增量）t/年小计445.25固定成本

（万元）检修维护费（按固定资产价值的1.5%计取）36.21折旧费（按15年直线折旧法）160.91财务费用（等额还本付息；15年还款期）59.00保险费（按固定资产价值的0.25%计取）6.03定员6万元/年每人212.00小计274.15总成本

（万元）经营成本（不含折旧费、财务费）499.49总成本合计719.40收益计算新增收益

（万元）供热GJ/年1007242.032.743298.0