dme生物质气化发电联产燃气工程可行性研究报告

核准通过，归档资料。未经允许，请勿外传生物质气化发电联产燃气示范工程可行性报告项目建议单位技术支撑单位20098109JWKFFWVGTYMJG2、由于有大量的大型高速转动机械，须防止机械伤害和机械噪声3、电厂的产品是高压电，生产过程中也使用高压电，须防止触电事故的发生4、秸秆、燃料油、润滑油、充油设备及电气设备等均易引起火灾，故须注意防火、防爆；5、对生产中使用的酸、碱等化学药品，须有防毒、防腐蚀的措施。82设计原则及拟采取的措施1、主厂房及其它建筑物的火灾危险性和耐火等级均按照现行的火力发电厂设计技术规程DL50002000和建筑设计防火规范2001年版GBJ1687进行设计。2、全厂消防设计本着“预防为主，防消结合”的原则，立足于火灾自救。对主要设备和重要建筑物均采取防消结合措施。3、凡产生有害气体的房间,均按照火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规定DL/T503594进行设计。4、本工程过电压保护和接地设计，按照火力发电厂过电压保护和绝缘配合设计技术导则DL/T50901999和交流电气装置的接地DL/T6211997进行设计。各种转动机械外露部分均进行防护处理，确保人身安全。5、对本工程的主辅机的噪声控制，一方面在设备订货时向制造厂家提出噪声控制要求，选用低噪声设备；另一方面设计拟采用消音及隔音措施，以降低噪声，满足国家噪声控制标准。83劳动安全部分结论采取以上措施后，电厂各车间运行环境，均能满足国家有关劳动安全与工业卫生的要求。第九章节约和合理利用能源91概述农作物秸秆等生物质气化发电是对秸秆等生物质实行无害化、减量化、资源化处理的一种有效方法。它具有减容量大、处理快等显著特点，具有节能、环保、清洁发电、增加农民收入等综合效益。已成为我国产业政策重点鼓励的具有广阔发展空间的新兴行业。本工程建设2台20MWT气化炉，年燃用各类生物质废弃物约815万吨，年发电量5376万度，年生产DME产品5000吨。因此，工程本身就是节约和合理利用能源的最佳工程实践。92节约和合理利用能源措施921节约用水1、釆用干除灰除渣系统，干灰采用气力集中方式，炉底渣采用机械集中方式，集中后的灰渣装入专用运输车供用户使用。2、其它轴承冷却水尽量做到循环使用，采用梯级用水，达到一水多用。所有能回收的废水经处理后加以回收利用。922设备选型1、设备选型时的裕量做到选择合理，既要满足规程及机组运行的要求，又不使裕量太大造成能源浪费；2、选用高效风机和水泵，并使设备的设计工况尽可能在高效区运行；3、设备选用低损耗、节能产品，如选择低损耗变压器、发光效率高的灯具。923工艺设计1、为减少设备和管道的散热损失，满足生产工艺的要求，改善运行环境，对于外表面温度高于50的设备和管道均予以保温；2、厂房采光设计尽量考虑自然采光，减少照明用电。第十章生产组织和定员101劳动组织及管理本工程建成后，将由投资方代表负责管理，其生产、行政、党政工团等组织机构由各代表方根据实际情况协商并统一考虑，生产组织应根据本工程的实际情况进行相应调整。可以社会化解决的，本工程不设专门岗位。102人员配置1021人员配置原则人员配置要充分体现本工程的示范作用。本工程所需的生产和管理人员本着精干、高效的原则，结合本工程特点，参照类似电厂及工程，按照本工程工艺系统、机组控制水平、机组技术水平、自动化程度和设备可靠性等实际情况确定。1022劳动定员本工程总定员90人，其中生产人员70人，管理人员6人，服务人员14人，见下表。表1021劳动定员序号地点岗位人数总数90值长4气化炉8汽轮机8气体机、合成系统20电气值班员8生产人员秸秆颗粒加工运输管理人员12总经理1副总经理1总工程师1总经济师1党群文秘2管理员生产技术4机组维修7服务人员综合服务3合计90第十一章工程实施条件和轮廓进度111工程项目实施的条件1111施工场地本厂址施工场地主要为厂区东侧或西侧场地。厂区周围场地可满足本期工程的施工用地要求。1112建筑材料紫金县经济较为发达，尤其是建材市场比较活跃，施工所需砂、石、钢材、水泥、砖及预制件均可就近购买。1113施工临时用水、用电施工临时用水，按200TH考虑，临时水源可由附近水源地引出。施工临时用电，施工用电负荷为177KW。临时电源由当地附近变电站引出。1114施工力能供应及交通运输氧气、乙炔、氩气等从市场上采购瓶装至现场，氧气可集中供应，乙炔采用施工作业点供应，压缩空气由施工单位自备解决。本工程辅助设备和材料将主要采用汽车运输，主要经107国道及厂前公路进入工地现场。1115大件运输本工程大件设备如锅炉汽包及部件、汽轮机和发电机本体、气体机等，可从制造厂由铁路运至郑州站，再由汽车经107国道转运至工地。112工程建设的轮廓进度根据本工程的性质及工程量，计划工程的投运日期为2008年9月1日。按此推算工程各主要阶段的轮廓进度见下表。工程轮廓建设进度表2009年2010年56789101112123456789101112立项评估设计工作施工准备土建施工安装至投产第十二章投资估算121投资估算1211投资估算范围本项目拟装2台20MWT循环流化床气化炉，1台10T/H余热炉、1500KW蒸汽发电机组、1套5000吨DME合成装置，14台600KW气体内燃机（其中2台备用），总装机容量6MW。投资估算范围为实现上述产能所需的建设投资、建设期利息和流动资金。新增建设建设投资包括建筑工程费、设备购置费和安装工程费，以及工程建设其它费用、预备费用。1212估算依据1、投资估算参考定额主要是国家经贸委200215号文发布的电力工程建设概算定额建筑工程（2001年修订），电力工程建设概算定额热力设备安装工程（2001年修订本），电力工程建设概算定额电气设备安装工程（2001年修订本）；中电联技经200248号文公布的电力建设工程预算定额（第六册调试）（2002年修订本）。2、建筑工程费依据广东省建筑工程概算定额，参照类似工程竣工决算实际，结合本项目建筑物和构筑物特点，按照扩大指标计算。3、设备购置费按照设备市场价格另加6的运杂费确定。4、安装工程费依据有关定额，参考类似工程造价水平，结合本工程具体情况，按扩大指标计算。5、工程建设其他费用主要包括土地使用权、业主管理费、勘察设计费、施工监理费、职工培训费、联合试运转补差等。土地使用权按项目占地100亩，每亩6万元计算；建设单位管理费按照工程费用的1计取；勘察设计费、施工监理费参照国家有关规定，按照业主与相关单位初步协商的费用标准计取；职工培训费按照业主与设备制造商协商的数额确定；其他费用按照上述规定取费，不符合现实情况时予以调整。6、基本预备费按照工程费用和工程建设其它费用之和的8计取，涨价预备费按照19991340号文国家计委关于加强对基本建设大中型项目概算中“价差预备费”管理有关问题的通知的规定，涨价预备费为0。7、建设期利息按照目前商业银行按中长期（35年）贷款利率693计算，根据工程进度计划对资金的实际需求分期借贷。8、流动资金参考类似企业近年资金周转效率，按照分项详细估算法估算。流动资金贷款利率657。1213估算结果1、建设投资本项目建设投资84750万元，分项投资见附表建设投资估算表。建设投资估算表（1）气化发电设备投资估算序号设备或费用名称数量规格设备成本万元工程总价万元1气化及净化系统（6MW）1460060002燃气发电系水及污水处理系统3004004厂内供配电系统2003005灰输送系统2003006控制、监视系统18009007余热利用及发电系统110T/H540070008原料处理系统300036009其它费用1500200010厂房建设300011土地300012合计3000041900建设投资估算表（2）富氧气化合成设备投资估算序号设备或费用名称数量规格设备成本万元工程总价万元1富氧气化及净化系统148000550002高压合成系统11350001500003电力、动力系统25500305004控制、监视系统110000120005附属生产工程113000150006原料处理系统30000360007其它费用25000300008厂房建设300009土地2000010合计286500378500在项目总投资中，各部分的投资构成见下表。建设投资构成表序号项目投资（万元）比例（）备注1土地及建筑工程费110002气化发电设备购置费300003气化合成设备购置费286503安装工程费101004工程建设其它费用30005预备费用20006合计84750投资分布见下表。建设投资分布表序号项目投资（万元）比例（）备注1秸秆收购/制粒/储运2气化发电系统3除灰系统4供水及水处理系统5电气系统6热工控制系统7试验检验室8机修汽修间9总图运输10行政福利设施11工程建设其它费用12预备费13合计2、建设期利息按照初步设定的融资方案，本项目建设投资的70为银行贷款，计划贷款规模为59325万元，在1年建设期内投入，借款年利率693，估算建设期借款利息为4111万元。3、流动资金负荷率100时，总需流动资金45500万元，流动资金分项估算见附表流动资金估算表。4、项目总投资按照发改投资20061325号文国家发展改革委、建设部关于印发建设项目经济评价方法与参数的通知的规定，项目总投资为建设投资、建设期利息和流动资金之和。总投资建设投资建设期利息流动资金8475041114550093411万元按照国家规定，用于考核固定资产投资规模的总投资为总投资建设投资建设期利息铺底流动资金8475041111455090378万元122资金使用计划本项目建设期1年，建筑工程费、设备购置费和安装工程费在建设期内分期投入，资金投入计划详见附表项目总投资使用计划与资金筹措表。第十三章资金来源和融资方案131资金筹措方案1、建设投资筹措本项目建设投资84750万元，业主计划投入自有资金254550万元，占300。借贷债务资金59325万元，占700。借贷按695年利率计算利息，建设期资本化利息4111万元。2、新增流动资金筹措本项目总需流动资金45500万元，业主计划投入30自有流动资金计1517万元，其余70计30330万元向商业银行贷款。3、新增总投资筹措本项目总投资90378万元，业主计划投入资本金26941万元，占2981。其余63436万元（含资本化利息4111万元）借贷债务资金解决，占7019。132资本金的落实按照国家规定，本项目资本金的最低比例应占（考核固定资产投资规模）总投资的20，则本项目业主应投入资本金18075万元。现业主计划投入资本金26941万元，占（考核固定资产投资规模）总投资的2981，符合国务院关于建设项目试行资本金制度的通知规定和有关金融机构贷款条件，并且资本金也已落实。133融资方案分析本项目业主投入资本金26941万元，占（考核固定资产投资规模）总投资的2981，符合国家关于资本金的规定，也满足外部融资贷款条件。项目主要股东为当地经济实体或自然人，资本实力雄厚，资本金来源可靠。公司发起人履约能力强，商业信誉度高，具有较强的融资和偿债能力。因此，项目所需债务资金易于筹措。生物质气化发电及合成成本分析（简化模型）项目气化发电5000DME气化发电1000DME气化发电0DME5000吨/年DME0MW气化发电容量KW6,000006,000006,00000余热/余气发电容量（KW2,271431,414291,200001,07143电站总装机容量（KW8,271437,414297,200001,07143电站年运行时间（H6,500006,500006,500006,50000电力输出（万千瓦时）5,376434,819294,68000线损率自耗（）1000100010001000上网电量（KWH）4,838794,337364,21200DME产量（吨/年）5,000001,000005,00000发电设备投资（万元）3,590003,590003,59000气化合成投资（万元）3,285001,000003,28500厂房投资（万元）60000300003000030000土地万元50000300003000030000其他投入（万元）1,06280800005000050000项目投资总额（万元）9,037805,990004,690004,38500DME原料消耗（吨/吨）650650650650DME附产电力（KWH/T1,500001,500001,500001,50000DME外电消耗（KWH/T1,500001,500001,500001,50000发电原料消耗（KG/KWH126126126原料总消耗（万吨年）815555490325原料单价（元/吨）35000350003500035000年原料总成本（万元）2,853391,943391,715891,13750年人工总成本（万元）22500225002250010000发电辅料成本（万元）1075396399360合成辅料成本（万元）500010005000合成外电成本（万元）450009000年维护费用（万元）13750918071806570全年管理费用（万元）1125011250112505000设备折旧（万元）52919359332726725233厂房折旧（万元）5500300030003000产品销售费用（万元）500010005000项目总运行成本（万元）4,570102,968412,521461,73553平均入网电价（元/KWH）070320703207032DME平均售价（元/吨3,000003,000003,000003,00000年发电收入（万元）3,402633,050032,96188年供DME收入（万元）1,50000300001,50000年秸秆补贴（万元）1,222888328848750有机肥原料收入（万元）13044888478445200年总产值（万元）6,255964,271753,040322,03950企业营业税（万元）187681281591216119年利润（万元）1,498171,175194276524278上网附加补贴（万元）483884337442120企业利润总额（万元）1,982051,608938488524278投资回报率（）219326861810554第十四章财务评价141分析与评价的依据本项目总投资合计90378万元，建设总装机容量85MW生物质发电系统及气化合成DME系统。财务分析按新设法人内资项目评价其盈利能力、清偿能力和财务生存能力，并进行不确定性分析。财务分析指标计算方法与评价标准的主要依据是1、发改投资20061325号文国家发展改革委、建设部关于印发建设项目经济评价方法与参数的通知及附件。2、电力工业部电力规划设计总院电规经（1994）2号电力建设项目经济评价方法实施细则（试行）。3、国家发展计划委员会、国家经济贸易委员会、建设部计基础（2001）26号热电联产工程可行性研究技术规定。4、会计基础（1999）44号国家计委、科技部关于进一步支持可再生能源发展有关问题的通知5、国务院颁布的增值税、城市维护建设税、教育附加费、所得税、关税等税收条例及其实施细则。由于国家目前尚未发布可再生能源增值税条例，本项目暂按6考虑。项目投入运营在2008年以后，适用2007年3月16日中华人民共和国主席令（第六十三号）公布的中华人民共和国企业所得税法，应按25交纳所得税。6、财政部制定的企业财务通则、企业会计准则、国有建设单位会计制度及其补充规定、工业企业财务制度、工业企业会计制度。7、价格体系以近年来市场价格为基础，生产期价格均采用建设基期的统一价格。8、投入物和产出物均采用含税价格。9、本项目建设期1年，计算期30年（含建设期）。10、项目投资融资前税前财务基准收益率IC8，资本金（税后）财务基准收益率IC9。142销售收入及税金本项目设计销售电力48388MWH/年,销售DME5000吨/年。根据国家发改委“发改价格20067号”可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法规定，本项目电力产品上网电价由广东省脱硫燃煤机组标杆上网电价加补贴电价构成，广东省脱硫燃煤机组标杆上网电价为4532元/MWH，补贴电价250元/MWH，电力产品上网价格为7032元/MWH。项目实施后，满负荷生产年销售收入62259万元（见生产销售目标与相关税费计算表）。按照国家有关税收条例规定，本项目增值税即征即返，但应交纳城市维护建设税、教育附加费等。运营期内年均交纳营业税金及附加和增值税1899万元（见销售税金及附加和增值税计算表。143成本估算1431成本估算依据本项目成本估算采用要素成本法，成本要素主要包括燃料、水消耗、职工工资及相关提取、固定资产折旧和无形/其它资产摊销、修理费用、销售费用、财务费用和其它费用。成本估算的依据如下1根据工艺设计，本项目年燃烧秸秆815104吨，单价350元/吨，正常生产年燃料消耗总额28534万元。2根据公用工程设计，本项目年需新水量132104M3，按02元/M3交纳水资源费，水费用合计1242万元；项目合成部分需利用外电750万度/年，按62元/度交电费，电费用合计4500万元；。3项目劳动定员90人，人均工资1500元/月，按14提取职工福利费，按国家规定缴纳社会保险基金，年工资总额及相关提取合计2250万元。4根据本工程实际，修理费按可利用固定资产和新增工程费用的2提取，加上修理备件和低值易耗品，年修理费用1375万元。5折旧费按照综合平衡年限法计算，最高年份折旧摊销额为58420万元（见固定资产折旧和无形/递延资产摊销计算表）。6销售费用包括DME销售管理费、上网管理费和其它销售费，按销售收入的05估算，正常生产年销售费用500万元。1432成本估算结果运营期内年均项目总成本费用625596万元/年不包括利息等财务成本。其中可变成本万元，固定成本万元。144利润总额及分配运营期内年均利润总额198205万元。按25交纳所得税，所得税额4955万元。所得税后净利润14865万元（见利润和利润分配表计算）。项目投资回收期约为6年。净利润中，按照10提取法定公积金；分配优先股利后按5提取任意盈余公益金，普通股股利首先用于偿还建设贷款，清偿本息后的盈余为实分普通股股利。运营期内年均实分普通股股利万元，运营期内实分普通股股利合计万元，投资方能得到较丰厚回报。145财务盈利能力分析1451融资前分析1、融资前税前财务评价指标（动态）通过现金流量分析和计算（见项目投资财务现金流量表），融资前税前经济效益指标如下财务内部收益率FIRR；财务净现值（IC8）FNPV万元；2、融资前税后财务评价指标（动态）财务内部收益率FIRR；财务净现值（IC8）FNPV万元；3、投资回收期（PT）项目投资融资前税前投资回收期（PT）年，融资前税后投资回收期（PT）年,（时间有点短）。4、总投资收益率（ROI）（静态）总投资收益率（ROI）息税前利润/项目总投资以上分析表明，项目财务内部收益率大于财务基准收益率8，财务净现值都大于零，项目方案在财务上可考虑接受。1452融资后分析1、资本金（税后）评价指标（动态）通过现金流量计算（见项目资本金现金流量表），投资者经济效益指标如下资本金内部收益率（税后）FIRR投资者财务净现值（IC9）FNPV万元2、资本金净利润率（ROE）（静态）资本金净利润率（ROE）净利润/项目资本金分析表明，资本金财务内部收益率大于财务基准收益率9。146清偿能力分析1、偿债备付率DSCR项目实施后，偿债备付率最低年份是投产第1年，DSCR099，接近行业最低可接受值13，随着长期借款的逐步偿还，偿债备付率越来越高，说明具有一定的债务清偿能力。2、借款偿还期本项目融资方案预先设定为投入运营后9年等额还本付息，偿还建设投资借款的资金来源主要是固定资产折旧和未分配利润。在借款偿还期内，当年可用偿债资金不足以按计划偿还借款本金时，使用短期偿债借款并在以后年偿还。根据借款还本付息计划表计算，项目实施后完全有足够的资金来源用于偿还借款本息，并能在预定的10年内（含建设期1年）还本付息，满足外部融资条件。若按照最大能力偿还，借款偿还期为年。3、资产负债情况项目实施后，投产第1年资产负债率（LOAR）最高，LOAR7484（见资产负债表），随着长期负债的逐年减少和摊销费用的变化，资产负债率以较快速度降低，投产第10年清偿建设投资借款后下降到638，表明项目实施后企业长期负债风险较小。初期投产第1年流动比率、速动比率分别为418和363，而且以后财务年度越来越高，投产第10年清偿长期借款后分别提高到479和424。运营期内资产负债率、流动比率、速动比率基本保持在合理区间，表明项目实施后债务风险很小。147不确定性分析1471盈亏平衡分析盈亏平衡计算结果表明（见盈亏平衡分析图表），项目投产第1年盈亏平衡点（EBP）在运营期内最高，该年度EBP8544，低于设计的生产负荷100，说明项目投产后可即实现盈利。以后年度随着折旧摊销等费用的变化，总成本费用逐步降低，盈亏平衡点也呈逐年下降趋势，达到100生产负荷并清偿长期借款后（投产第10年）降至3268，说明项目有能力实现盈亏平衡。1472敏感性分析为了考察项目适应各种因素变化的能力，对项目的主要影响因素产品售价、燃料价格、生产负荷、基本预备费进行单因素敏感性分析（见项目投资融资前税前财务内部收益率单因素分析图表）。计算结果表明，最敏感的因素是产品售价，敏感度系数SAF0354，当其降低10时FIRR95,FIRRIC8；次敏感的因素是燃料（秸秆）价格，敏感度系数SAF0152,当其提高10时FIRR115,FIRRIC8。分析表明,当不确定因素分别向不利方向变化10时，项目投资财务内部收益率满足财务基准收益率的要求，说明项目具有一定的抗风险能力。148财务评价结论综合上述，项目投资融资前税前财务内部收益率FIRR1301，FIRRIC8；财务净现值FNPV531771万元，FNPV0。资本金（税后）财务内部收益率FIRR1426，FIRRIC9，投资者财务净现值FNPV129041万元，FNPV0。还款期间偿债备付率DSCR099124，接近行业最低可接受值13；建设投资借款可以在计划的10年内（含建设期1年）清偿，满足外部融资条件；清偿建设投资借款后正常年份资产负债率LOAR638，流动比率、速动比率等财务指标表明项目实施后企业财务状况良好。不确定性分析表明,项目具有一定的抗风险能力。从财务角度对技术方案进行评价，本项目是可行的，建议业主采取积极的投资战略。第十五章结论及存在的问题151结论通过本项目的论证，生物质气化发电联产DME项目可行性研究的主要论证内容总结如下1、接入系统发电装置通过2回10KV或1回35KV线路与厂址所在地的110KV变电所相连接。可两个方案备选。紫金6MW生物质气化发电厂建设完成后，对减轻电网系统的压力，提高河源市电网的自供能力，提高电网运行的经济性都将起到重要作用。2、燃料供应条件本项目所在地河源市交通发达，厂址所在地交通条件便利。当地有丰富的生物质秸秆资源，本项目所需生物质燃料可在当地解决，运输距离短，成本较低。3、岩土工程条件项目拟选厂址地处于太康隆起南沿，由于在区域构造中的位置相对稳定，产生新构造运动的构造隐伏于巨厚松散层之下，并且新构造运动在该区升降差异性运动很弱。厂址地震动峰值加速度为005G，相应的抗震设防烈度为度。建筑场地类别为类，属稳定场地，适宜建厂。4、水源条件本项目耗水量小，工业水及循环