客服热线：
手机版
二维码
为更科学合理地实现集中供热、发展热电联产，受津市高新技术产业开发区（以下简称津市高新区）管委会委托，由公司编制《湖南津市高新技术产业开发区热电联产规划（2018-2025年）》。本规划以城市规划为基础，并结合津市高新技术产业开发区总体规划的范围及年限，依据《湖南津市高新技术产业开发区供热规划（2017-2022年）》（2017年版）、规划区域的发展情况及环境约束条件，重点对热源点装机方案和热力网布局方案进行专项规划，以满足区域经济发展的需要，实现统一规划、节约能源。
湖南津市高新技术产业开发区热电联产规划（2018-2025年）
项目单位：湖南津市高新技术产业开发区
编制单位：湖南省国际工程咨询中心有限公司
二〇一八年八月
前 言
集中供热是城市重要基础设施，实行集中供热、发展热电联产是节约能源、减少环境污染的重要措施之一。
为更科学合理地实现集中供热、发展热电联产，受津市高新技术产业开发区（以下简称津市高新区）管委会委托，由公司编制《湖南津市高新技术产业开发区热电联产规划（2018-2025年）》。本规划以城市规划为基础，并结合津市高新技术产业开发区总体规划的范围及年限，依据《湖南津市高新技术产业开发区供热规划（2017-2022年）》（2017年版）、规划区域的发展情况及环境约束条件，重点对热源点装机方案和热力网布局方案进行专项规划，以满足区域经济发展的需要，实现统一规划、节约能源。
在《湖南津市高新技术产业开发区热电联产规划（2018-2025年）》编制工作过程中，得到了高新区管委会、高新区建设发展局、机械部第一设计院、宁波热电股份有限公司、市相关部门等单位及区内各热用户的大力支持与帮助，在此表示衷心的感谢。
第一章 规划总论
1.1规划背景
节能减排既是我国经济和社会发展的一项长远战略方针，也是当前一项极为紧迫的任务。大力推进热电联产事业发展，对津市市贯彻落实科学发展观、转变经济增长方式、构建资源节约型和环境友好型社会，完成“十三五”节能减排约束性指标都具有重大意义。
在湖南津市高新区经济和社会进入快速发展的新形势下，园区对热力的需求日益增加，作为园区基础配套设施之一的热电联产项目的实施，对改善投资环境和加强环境保护也起着重要作用。目前园区现有供热中心无法满足园区供热需求，因此，从园区供热统筹、合理布局方面，应重新规划热源点以及热电联产项目，以满足园区发展的供热需求，提高能源利用效率，减少大气污染物排放，达到节约能源、保护环境和发展经济的和谐统一。
为全面落实科学发展观，响应国家“节能减排”政策，促进园区全面、协调和可持续发展，实现园区热电联产事业的健康发展，2018年7月津市高新技术开发区管委会委托湖南省国际工程咨询中心有限公司开展《湖南津市高新技术产业开发区热电联产规划（2018-2025年）》（以下简称“规划”）的编制工作。本“规划”对现有热负荷进行调查统计，并对规划期内热负荷进行科学预测，对现有及新建的热源点进行合理布局，并以“以热定电”的原则确定热源点的规模及热电联产方案，使集中供热在符合国家能源政策的前提下能够有效、有序地发展。
1.2 编制依据
1.2.1法律法规
a) 《中华人民共和国节约能源法》（2016年9月1日起施行）；
b) 《中华人民共和国电力法》（2015年修订）；
c) 《中华人民共和国环境保护法》（2014修订）；
d) 《中华人民共和国大气污染防治法》（2015年修订）；
1.2.2标准规范
a) 《关于发展热电联产的规定》计基础（2000）1268号；
b) 《热电联产项目可行性研究技术规定》计字(2001)26号文；
c) 《城镇供热管网设计规范》（CJJ34—2010）；
d) 《城镇直埋供热管道工程技术规程》CJJ/T81—2013 ；
e) 《小型火力发电厂设计规范》GB50049—2011；
f）《水污染防治行动计划》
g）《湖南省煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020）》;
1.2.3政策文件
a) 《关于进一步促进热电联产行业健康发展的通知》（国家发改委、建设部）；
b) 《国务院关于印发大气污染防治行动计划的通知》（国发(2013)37号）；
c) 《能源行业加强大气污染防治工作方案》发改能源 (2014)506号；
d) 《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020》发改能源(2014)2093号；
e) 《关于印发<热电联产管理办法>的通知》发改能源[2016]617号；
f) 《热电联产规划编制规定》（国家发改委）；
1.2.4地方政府资料
a) 《津澧新城总体规划（2016-2030）》；
b）《湖南津市高新技术产业开发区供热规划（2017-2022）》；
c) 《津市高新技术产业开发区调扩区环境影响报告书》；
d) 各热用户现状和发展规划调查资料；
e) 热用户调查及相关资料。
1.3编制的指导思想
津市高新技术产业开发区热电联产规划以城市规划为基础，并结合津市高新技术产业开发区总体规划的范围及年限进行编制。按照“统一规划、以热定电、立足存量、结构优化、提高能效、环保优先”的指导思想进行规划，以供热为主，有条件的项目实行集中供冷，实现资源综合利用与集中供热相统一，达到最佳社会和经济效益。
1.4主要技术原则
a）热电联产规划应充分体现提高能源利用效率、减轻环境污染，以及《节约能源法》中国家积极推广热电联产事业的要求，改变热电机组盲目建设的局面，保证热电联产事业的持续健康发展，要结合近期和远期热负荷需要，热电联产机组建设做到统一规划，统一部署、分步实施，使热电联产规划具有较强的适应性。
b） 热电联产规划必须符合原国家计委、国家经贸委、电力部、建设部制定的《关于发展热电联产的若干规定》要求指标：热电厂总热效率年平均在45％以上，热电联产单机容量50MW以下热电机组的热电比年平均应大于100％；单机容量200MW及以上抽汽凝汽两用供热机组，采暖期热电比年平均应大于50％。
c）热电联产规划应根据供热范围内的热负荷特性，选择合理的热化系数，以工业热负荷为主的热化系数控制在0.7～0.8之间，以采暖供热负荷为主的热化系数控制在0.5～0.6之间，以工业和采暖热负荷兼有的热化系数控制在0.65～0.75之间。
d) 根据国家发改委、建设部以发改能源[2007]141号《热电联产和煤矸石综合利用发电项目建设管理暂行规定》热电联产项目中，优先安排背压型热电联产机组。背压型机组不能满足供热需要的，鼓励建设单机20万千瓦及以上的大型高效供热机组。
e）热电联产规划供热机组选择，应严格执行《热电联产项目可行性研究技术规定及其附件》中的有关规定。
f) 在符合《津市市城市总体规划》的前提下，本热电联产规划中热电厂布局，应充分利用现有集中供热设施，扩大供热能力。热电厂蒸汽热网作用半径控制在10km。
g） 热力管网的布置需在城市总体规划指导下，力求做到技术先进，经济合理，安全可靠。主干线应沿热负荷心中敷设，并靠近热负荷大的用户。热网建设采用架空敷设方式为主，直埋敷设方式为辅。
1.5热电联产规划范围及年限
1.5.1 热电联产规划范围确定的原则
（1）热电联产规划（以下简称《规划》）范围应符合津市高新技术产业开发区划定的园区规划范围。
（2）《规划》应与《津市高新技术产业开发区供热专项规划（2017～2020年）》区域相对应，覆盖以热电厂作为热源的所有区域。
（3）《规划》应体现节约能源，保护生态环境和可持续发展的原则。
（4）《规划》应兼顾规划区今后发展。
1.5.2 热电联产规划范围
本次热电联产规划范围为津市高新技术产业开发区，园区位于津市城市南部、澧水西岸，规划用地面积16.83平方公里，东至澧水大堤和孟姜女大道，北至清远路，南至创业路，西至新城路，其中工业用地面积9.03平方公里。
1.5.3 热电联产规划年限
津市高新技术产业开发区热电联产规划年限划分为二个发展阶段：
规划基准年：2017年；
第一阶段——近期发展2018～2019年；
第二阶段——远期发展2020～2025年。
第二章 现状分析
2.1 津市高新区概况
2.1.1 基本情况
湖南津市高新技术产业开发区于2005年启动建设，2012年获批省级工业集中区，2016年7月获批转型成为省级高新技术产业开发区，其是由津市人民政府按照“高起点规划，高标准建设，高水平引进，高效益服务”的战略构想于2005年投资兴办的高新区。近年来，津市市委、市政府坚持“工业立市”核心战略，把园区建设作为拓展城市发展空间、优化产业发展布局、提升城市承载力和综合竞争力的重要举措。经过近十多年的建设发展，津市高新区连续5年被评为常德市优秀园区，已成为常德市所辖县级区域中经济总量最大、发展速度最快、发展势头最强、基础设施建设最完善、发展环境最优的开发区。2016年，园区入驻规模以上工业企业70家。中联车桥、恒天九五、大北农饲料、稻花香酒业在区内设有全资子公司，主要企业还有中国驰名商标拥有者、中南地区最大的糖果和果肉果冻生产企业新中意，中国最大的酶制剂生产企业鸿鹰生物，湖南第二大制盐企业湘澧盐化等，广东溢多利生物科技股份有限公司在园区投资建设溢多利生物医药产业园。2016年完成工业总产值157亿元，入库税收1.5亿元。具体区位详见图2-1。
2.1.2 自然条件
a） 地形地貌
津市高新区微地貌类型属澧水河左岸二级阶地与一级阶地交汇处范畴，场地沿线地面整体北高南低、西高东低，南北地面标高：34.5m-50.60m，相对高差：16.10m；东西地面标高：38.5m-53.6m，相对高差：14.90m。
b）气象
津市高新区属中亚热带山地型季风湿润气候区，气温温和，雨量充沛，冬冷夏热，四季分明。据津市市气象局历年观测统计资料，全年平均气温16.4℃，极端最高气温40.7℃，极端最低气温-15℃。最冷月(1月) 的月平均气温1.6℃，最热月(7月)的月平均气温29.7℃。无霜期240～303天，有效日照时数1300～1600小时。年降雨量1417～1718mm，场区年均降雨量1634.0mm，日最大降雨量(暴雨)240mm；年蒸发量970～1400mm，年降雨日138～180天，年平均相对湿度77.93%，冰冻出现在12月中至次年2月，最大积雪深度180mm。年主导风向为西北风，年平均风速1.6m/s，最大风速17m/s，瞬时最大风速30m/s。
图2-1 津市高新区区域位置图
c）水文
园区内地表水系（体）主要为澧水河与长山湖，澧水河在场区东部沿线分布，距场区50-500m，10月澧水河水面标高33.50m左右。长山湖位于拟建管道西侧，10月期间湖水面标高35.00m左右，澧水河有防洪大堤阻隔，长山湖近10年内水面未超过拟建场区最低标高，地表水系（体）对园区的施工影响很小。
d）工程地质
根据区域地质资料及地勘报告钻探深度揭示，场地地层结构自上而下分别叙述为：第四系全新统人工填土层（Q4ml）、冲积粉土、粉砂层（Q4al）、冲洪积圆砾层（Q4al+pl）、冲积粉质粘土层（Q3al），拟建场地土的构成及特征自上而下分述如下：
1）素填土①（Q4ml）（①为地层序号，Q4ml为地层时代及成因，下同）：褐黄、黄褐色，主要成分为粉土、粉砂混杂分布，湿-很湿，稍密，顶部0.30m土体富含植物根茎及生活垃圾。主要为河流冲积堆填及修建防洪大堤堆填，堆填时间大于10年，已基本完成自重固结。
2）粉土②（Q4al）：褐黄色、青灰色，湿-很湿，稍密，局部夹粉砂团块，干强度、韧性低，切面无光泽，摇振反应中等。
3）粉砂③（Q4al）：褐黄、褐灰色，矿物成分以长石、石英、云母、黑云母为主。粒径一般0.1mm左右，个别大者1mm以上，亚角形为主，颗粒级配良好，大小混杂分布；粒径大于0.075mm的颗粒质量占总质量的70%左右，余为粘粒与粉粒。饱和，密实度松散。
4）圆砾④（Q4al+pl）：褐黄、黄褐、浅黄色，母岩成份以中-微风化石英砂岩为主，偶见硅质岩、燧石等，粒径一般2-60mm，圆形-亚圆形，粒径大于2mm的颗粒含量占总质量的75%左右，其中粒径大于20mm的颗粒含量占总质量的20%左右，其余为泥砂相间充填，含水饱和，密实度呈稍密-中密，局部密实状。
5）粉质粘土⑤（Q3al）：褐红色、褐黄色，见少量黑褐色铁锰质结核，夹灰白色粘土条带或团块，土质较均匀，稍湿，硬塑-坚硬状，刀切面较光滑，摇振反应无，稍有光泽，干强度中等、韧性中等。
e）抗震设防烈度
根据区域地质资料，表明场地及附近无断裂构造通过。根据国家地震局地质研究所1989年12月对本区附近进行浅层地震探测、地质雷达、汞法测量等研究成果，本区域地震活动不明显或非常微弱，且非深断裂的继续复活，上述资料说明场地的稳定性较好。
根据区域地质资料、结合场地地面地质调查和钻探揭露，场地内未发现不良地质作用及崩塌、滑坡、泥石流、地面塌陷、地面沉降及地裂缝等地质灾害，场地内无采矿活动和地下水开采，现状条件下场地稳定性较好。拟建场地内无高陡边坡，工程建设也不会形成高陡边坡，无诱发或加剧各类地质灾害的条件，场地条件相对良好。
根据《中国地震裂度区划》（1990年版），津市地区地震裂度为6度，地质构造稳定，设计地震分组为第一组，属抗震有利地段。
f）能源
津市高新区属于能源资源短缺的地区，本工程一次能源主要依靠外地调入。津市市用煤主要来自淮北煤矿，其烟煤全硫分〈1%，灰分约为25~30%。
本工程用软水消耗量约230m3/h，取自澧水，目前已与个
2.1.3交通运输
津市古为荆楚之地，正值澧水九条干支流汇合处，凭借优越的水运条件，过往舟筏商旅在此“傍津设市，贸易互利”，津市由此得名。津市也是孟姜女故里、车武子家乡、湘西北重镇。津市高新区位于津市市南郊，地处洞庭湖生态经济圈和中部两大城市群--武汉“1+8”城市群和长株潭城市群直接辐射区域的西部交汇地带，湘北公路和二广高速（常德至荆州）、慈安高速两条高速公路贯市而过，与石长铁路、枝柳铁路相通。距离常德桃花源机场仅80公里，常年可抵北京、上海、深圳等地。傍市而过的澧水东入洞庭湖，常年可通航1000吨级船只，直达长沙、武汉、上海，为湖南六大良港之一，目前正在园区建设千吨级新码头，G55高速经此而过。由此可见，园区具有良好的交通条件和发展潜力。高新区区位交通详见图2-2。
2.1.4基础设施及配套
近年来，津市和园区都在加快基础设施及配套建设步伐，使园区环境大为改善。目前建成区6.2平方公里，区内设施齐全、功能完备，已入驻企业104家，其中规模以上工业企业73家。园区上接二广高速，下走澧水水道，新建道路8条，总里程18.7公里，形成了“五纵五横”的棋盘式路网，可直达规划范围内各个主要地块，水陆交通便利。溢多利常德分公司（原雪丽公司）建有装机12000千瓦、供汽105吨/时的热电厂及相应热网。220千伏变电站供电充足。同时，拥有日供水能力6万吨的供水体系。防洪、排涝、灌溉水利设施基本配套并不断发展完善。
由此可见，园区基础设施配套较好，交通、能源、通讯比较方便，对外开放和投资环境较好，具备了发展高新技术产业的氛围和条件。
图2-2 津市高新区区位交通图
2.1.5园区企业情况
津市高新技术产业开发区入园企业众多，已入驻企业104家，其中热用户企业19家，自备小锅炉企业17家，属于溢多利集团集中供热企业5家，已入园企业和2018-2019年规划入园企业分布具体详见附图一《津市高新区企业分布图》。
2.1.6原热电厂（溢多利热电厂）的基本情况及存在问题
溢多利热电厂即原湖南雪丽造纸有限公司热电厂，供热管网建在湖南津市高新区范围内。公司主要热电设备为：110t/h循环硫化床锅炉，12000kW抽凝式热电联产机组1台套，3000kW热电联产机组2台套；溢多利热电厂供热企业共5家，供热情况如表所示。
表1-1 溢多利热电厂供热情况表
该热电厂始建于2007年，设备老旧，供热效率低下，工艺环保水平低，面临着淘汰风险，急需进行项目改造。
同时，该热电厂只用于溢多利下属分公司供热，供热范围小，随着津市高新区的快速扩展，经济规模不断扩大，特别是一大批生物医药、农业产业化、化工新材料用热项目的开工建设，用热需求快速增长，溢多利热电厂已经无法满足园区供热需求。
目前，溢多利热电厂已被津市高新技术产业开发区收购，待新热电厂建设确定后，将计划于2020年进行拆除。
综上所述，津市高新区急需新建热源点取代溢多利热电厂来满足园区供热需求，以更好的适应园区发展的需要。
2.2 高新区总体规划
2.2.1 发展定位
按照统一规划、分步实施的原则，以津市高新区先进装备制造、生物医药产业为基础，积极培育轻工纺织和食品产业，大力发展现代服务业，以有优势、有特色和带动性强的高新技术产品为发展重点，提高园区土地资源利用率，不断优化产业结构，加大资本密集型企业招商引资力度，注重配套和关联企业的引进和产业链的延伸，完善产业服务体系，依托交通区位和工业基础优势，全面融入常德市工业走廊，对接环长株潭城市群，融入环洞庭湖生态经济圈，极力突出高新技术产业开发区在湖南省先进装备制造产业、生物医药产业和现代服务业的重要作用和地位，将津市高新区建设成为津市的工业新城、中国中部重要的汽车零部件生产基地、全国知名的酶制剂生产出口基地和环洞庭湖生态圈新型工业化示范区。
2.2.2产业定位
高新区充分发挥资源优势和产业优势，以规模生产企业为主，重点发展设施农业、汽车配件、生物制药、食品加工、生物医药食品等产业。适当发展盐化工、纺织、建材产业。
2.2.3空间布局
规划形成“三心、两轴、五片“的空间结构形式。
三心：长山湖配套服务中心、团湖公园生态绿心、物流配套服务中心
两轴：东西向的津市大道与南北向的孟姜女大道分别为工业生产发展轴和生活配套发展轴
五片：北部老工业片、中部工业片、南部生物医药食品园、西部高新科技园、南部生物制药片。
2.2.4用地规划
规划公共管理与公共服务设施用地面积为14.32 hm2，其中行政办公用地2.49 hm2，教育科研用地7.04 hm2，医疗卫生用地4.79 hm2。
规划商业服务业设施用地面积87.07 hm2。其中商业用地75.38 hm2，商务用地6.93 hm2，公用设施营业网点用地0.76 hm2。
规划工业用地占规划用地的大部分，包含一类工业用地、二类工业用地。其中一类工业用地178.81 hm2，二类工业用地面积724.26 hm2。
规划居住用地223.9 hm2。
具体详见附图二《津市工业集中区土地利用规划图》。
2.3必要性分析
2.3.1满足国家政策要求
热电联产具有节约能源、改善环境、提高供热质量、增加电力供应等综合效益。为实施可持续发展战略，实现两个根本性转变，推动热电联产事业的发展，我国发布了《关于发展热电联产的规定》（计基础〔2000〕1268号）、关于编制各地区《城市热电联产规划》的通知（计司交能函〔1997〕105号）等热电联产相关文件。这些文件均要求各地区在制定实施《中华人民共和国节约能源法》、《中华人民共和国环境保护法》、《中华人民共和国电力法》和《中华人民共和国大气污染防治法》等法律细则和相关地方法规时，应结合当地的实际情况，因地制宜地制定、发展和推广热电联产、集中供热的措施。
《关于印发<热电联产管理办法>的通知》（发改能源[2016]617号）要求：“热电联产规划是热电联产项目规划建设的必要条件。热电联产规划应依据本地区城市供热规划、环境治理规划和电力规划编制，与当地气候、资源、环境等外部条件相适应，以满足热力需求为首要任务，同步推进燃煤锅炉和落后小热电机组的替代关停；推进小热电机组科学整合，鼓励有条件的地区通过替代建设高效清洁供热热源等方式，逐步淘汰单机容量小、能耗高、污染重的燃煤小热电机组。”
2017年2月出台的《国务院办公厅关于促进开发区改革和创新发展的若干意见》（国办发[2017]7号）文件中明确指出“要推动开发区实现绿色发展，开发区要积极推行低碳化、循环化、集约化发展，推荐产业耦合，推广能源合同管理模式”。
2.3.2满足环保要求
当前，我国大气环境污染形势严峻，以可吸入颗粒物（PM10）、细颗粒物（PM2.5）为特征污染物的区域性大气环境问题日益突出，损害人民群众身体健康，影响社会和谐稳定。随着我国工业化、城镇化的深入推进，能源消耗持续增加，大气污染防治压力继续加大。
采用热电联产项目实现区域集中供热，是国家产业政策鼓励发展的项目，相比分散锅炉房供热，热电联产是能源利用效率较高的技术手段之一，同时热电厂因其规模较大，可通过完善的烟气除尘、脱硫脱硝设施减少烟尘、二氧化硫及氮氧化物的排放，从而减少对环境的污染。在实现节能减排的同时，保证了能源的稳定和持续安全供给，保障了城市能源与环境协调的可持续发展。
2.3.3满足高新区目前生产和今后发展的需要
目前，入驻高新区的用热企业有几十家，这些企业的最大用汽量超过100t/h，除溢多利集团的企业由其自备热电厂供热外，其余均由自建的小锅炉供热，这些小锅炉效率较低，烟气处理设施简单，环境污染严重。随着溢多利热电厂的关停（溢多利电厂为中温中压机组，效率较低，烟气处理设施达不到超低排放要求），急需新建高效环保的热电联产项目，实现集中供热。
随着高新区的发展，入驻企业的增多，其热负荷也将有较大的增加，更需要统筹规划建设新的热电联产项目，完善城市基础设施建设，改善投资环境，实现高新区的经济发展目标。
2.3.4促进园区企业增产增效
采用热电联产、集中供热，用大型供热设备取代分散的小型锅炉供热，保证了供热质量和供热的稳定性、安全性，既能提高企业的生产率，又能降低生产成本，提升了园区企业的经济效益。
2.4供热现状及存在的问题
2.4.1 供热现状
a）概况
规划区目前无集中供热，热用户均自建燃煤、生物质、燃气或燃油小锅炉分散供热，据本次现状锅炉调查，规划区总计约有18台分散小锅炉。
由众多分散的小型锅炉供热，不但热效率低，而且除尘和脱硫效果差，有的甚至没有除尘、脱硫装置，造成严重的大气污染。
随着规划区经济规模的不断扩大,无集中供热的局面，与经济发展战略不符，不利于招商引资，不利于规划区经济的持续高速发展。因此控制分散小锅炉的发展，实施热电联产、加快津市高新区集中供热工程的建设已十分必要和迫切。
b）工业企业供热现状
目前，园区现有的和在建的用热企业均采用自建的锅炉房满足企业用热需求。燃煤、燃气、燃油、生物质分散供热锅炉的能源利用效率低，环境污染严重。
现状及近期拟发展集中供热的工业用热统计详见附表二《工业用热调查表》。
c）生活用热现状
本规划区范围内，用户以服务性行业为主，主要集中在洗浴、宾馆及餐饮行业，目前主要使用太阳能、空气能热泵机组，存在少量的燃煤茶水炉，规划区生活用热现状无集中供热的用户。
d）采暖用热现状
规划区属国家采暖区划图中的非采暖区。随着社会经济的发展，人民生活水平的提高，冬季采暖的建筑逐年增加。其中政务机关、科研教育部门、商业金融服务等部门采暖普及率较高。部分经济条件较好的住宅用户采用天然气家用壁挂式小锅炉方式分散供热。但该采暖方式运行费用高、安全性不足的特点制约了其大量普及和推广。
规划区内无采暖集中供热的用户。
e）空调用热现状
本规划范围属夏热冬冷地区，该类地区普遍具有冬季湿冷、夏季闷热、气温日较差小的气候特征。人们对工作、生活环境舒适度的追求产生了夏季制冷空气调节的需求。
现状都是采用电能制冷，无集中供热的空调制冷用户。
f）现有锅炉状况
根据相关部门提供的资料，截止目前，整个园区现有17家企业使用分散锅炉，其中1家使用天然气锅炉，2家使用燃油锅炉，1家使用燃煤锅炉，13家使用生物质锅炉。锅炉总数18台，锅炉总额定蒸发容量合88t/h。现有锅炉情况统计详见附表一《现有锅炉调查表》。
2.4.2供热存在的问题
近年来随着津市高新技术产业开发区的快速扩展，经济规模的不断扩大，特别是湖南鸿鹰生物科技有限公司、湖南龙腾生物科技有限公司、常德大北农科技股份有限公司、湖南天泰食品有限公司、津市市中意糖果、湖南阿斯达生化科技有限公司等用热企业项目的开工建设，用热需求快速增长。
由于规划区目前的集中供热，设备老旧，能源利用效率低下，供热能力严重不足，已制约了津市高新技术产业开发区的经济发展，因此，在规划区加快集中供热工程的建设，新建热源点来满足规划区供热需求，并替代园区小锅炉，已迫在眉睫。
第三章 热负荷调查与预测
3.1 热区划分
根据津市高新技术产业开发区划分范围及《湖南津市高新技术产业开发区供热规划（2017～2022年）》，在规划期（2025年）内根据总体规划中的土地利用规划、产业布局规划、道路交通规划，地形地貌和用热特性，结合集中供热热源位置与覆盖能力、考虑供热作用半径的限制、交通运输条件以及各区规划实施进度的差异等情况，并以便于热力管网的建设、运行管理为原则，经综合分析比较后，对供热区域进行划分，对热源进行规划。
本次热电联产规划范围为津市高新技术产业开发区，园区位于津市城市南部、澧水西岸，规划用地面积16.83平方公里，东至澧水大堤和孟姜女大道，北至清远路，南至创业路，西至新城路，其中工业用地面积9.03平方公里。
3.2热负荷统计原则
3.2.1现有热负荷统计原则
规划区集中供热现状供热负荷，以各热用户登记表为基础进行负荷统计，依据《热电联产项目可行性研究技术规定》的要求进行负荷统计，同时使用率选取0.7。
3.2.2规划热负荷统计原则
a．根据规划区总体规划年限，区内现有热负荷与2019年年底规划发展热负荷累加作为近期热电联产规划热负荷；2020年至2025年规划发展热负荷作为远期热电联产规划发展热负荷。
b．规划区近期、远期规划发展热负荷的测算以各区块规划面积为计算依据。
c．民用建筑采暖、空调热负荷按规划建筑面积测算（建筑面积按以各区块中提供的公建及民用建筑容积率进行测算）。
d．工业用户近期、远期发展热负荷的测算，考虑了津市市建设现代化城市有关规划指标，要求工业产业现代化和产业结构现代化，高效益、少污染、低能耗的方向发展，工业热负荷测算指标按一类工业0.10~0.20t/h?hm2、二类工业0.20~0.5t/h?h m2、三类工业0.5~1.27t/h?h m2统计。
3.3热负荷参数选取
3.3.1工业热负荷
工业用户现、近期热负荷按调查统计，远期热负荷按规划工业用地进行测算。
工业用地分为一类工业用地、二类工业用地和三类工业用地。一类工业用地：对居住和公共设施等环境基本无干扰和污染的工业用地如电子工业、缝纫工业、工艺品制造工业等用地； 二类工业用地：对居住和公共设施等环境有一定干扰和污染的工业用地如食品工业、医药制造工业、纺织工业等用地；三类工业用地：对居住和公共设施等环境有严重干扰和污染的工业用地如采掘工业、冶金工业大中型机械制造、工业化学、工业造纸、工业制革、工业建材工业等。
根据规划，园区一类工业用地178.81 hm2，二类工业用地面积724.26 hm2，目前园区的工业用地使用量50%左右，考虑到近期至2019年开发其中10%，即一类工业用地17.88 hm2，二类工业用地72.42 hm2，剩余40%土地到2025年开发完成，即一类工业用地71.52 hm2，二类工业用地289.7 hm2。工业负荷测算参数选取如下：
负荷指标：0.3 t/h?h m2；
热负荷同时使用系数：0.9；
集中供热普及率： 根据各热区供热发展现状及规划建设时序，分别确定普及率如下：
3.3.2采暖热负荷
本规划只考虑民用采暖，根据津市市气象条件，参考目前住宅实际采暖用热负荷及供热普及率调查，在符合《公共建筑节能设计标准》GB50189-2015、《夏热冬冷地区居住建筑节能设计标准》JGJ134-2001的前提下，采用面积热指标估算的方法进行统计。采暖热负荷测算参数：
负荷指标：40W/m2；
热负荷同时使用系数：0.5；
近期开发面积：70%；
远期开发面积：30%；
集中供热普及率：根据各热区供热发展现状及规划建设时序，分别确定普及率如下：
3.3.3 生活热负荷
生活热负荷按规划建筑面积测算，只考虑公共建筑，暂时不考虑民用部分，生活热负荷测算参数：
负荷指标： 9W/m2；
热负荷同时使用系数：平均取0.5；
近期开发面积：70%；
远期开发面积：30%；
集中供热普及率：根据各热区供热发展现状及规划建设时序，分别确定普及率如下：
3.3.4 空调热负荷
本规划的集中空调热负荷仅考虑医院、宾馆、商场等大型公建。空调热负荷按公建规划建筑面积测算。公建空调热负荷测算参数：
负荷指标：冬季取60W/m2，夏季取80W/m2；
近期开发面积：70%；
远期开发面积：30%；
热负荷同时使用系数：平均取0.9；
集中供热普及率：根据各热区供热发展现状及规划建设时序，分别确定普及率如下：
3.4预测结果
依照热负荷统计原则及热区划分方案，对热区的现状负荷及发展负荷进行了详细统计，详见：
附表一：《现有锅炉调查表》。
附表二：《工业用热调查表》。
附表三：2018～2019年近期规划发展的工业与民用热负荷增长统计表。
附表四：2020～2025年远期规划发展的工业与民用热负荷增长统计表。
附表五：设计热负荷汇总表。
根据以上统计和预测，得出本次规划的热负荷如下：
现状热负荷如表3-1所示。
表3-1 现有热负荷统计表
近期规划热负荷如表3-2所示。
表3-2 近期规划热负荷统计表
远期规划热负荷如表3-3所示。
表3-3 远期规划热负荷统计表
第四章 电力系统
4.1供电区概况
4.1.1供电企业概况
津市供电公司是隶属湖南省电力公司常德电业局的三级供电企业。本局在职正式员工82人，农电公司下辖2个供电营业所及1个运行检修所。截至2017年底，全局拥有35-110kV变电站5座，主变容量198.6MVA；固定资产2.4亿元（原值）。津市供电公司供电面积共有558平方公里,供电人口23.52万人。2016年津市电网售电量累计完成4.36亿kWh。
表4-1 2017年津市市供电企业概况
4.1.2各类供电区域概况
依据《配电网规划设计技术导则》，津市供电区分两块，分别为C类供电区/78km2，D类供电区/480km2；其中C类供电区为津市县城人口密集区，用电户3.09万户，最大负荷87.9MW，负荷密度1.13MW/km2，D类供电区为津市农村片区，用电户6.36万户，最大负荷31.6MW，负荷密度0.07MW/km2。
表4-2 2017年津市市供电区域概况
4.2电源建设情况
津市境内大、小发电机组及光伏发电总容量为33MW(其中火电30MW，水电0MW，光伏发电3MW)。均为非统调电厂，分别为津市湘澧盐矿、溢多利热电厂、兰天武陵。截止2017年，津市现有电源情况见表4-3。
表4-3 津市现有电源情况表
4.3变电站建设情况
4.3.1 220千伏及以上变电站情况
津市市电网供电电压220kV变电站1座，为220kV窑坡变，主变2台，容量240MVA，除主要为津市供电外，还担负着安乡、澧县、临澧的供电任务。
表4-4 2017年津市市220千伏及以上电网变电站情况
4.3.2 110千伏变电站情况
2017年现有110kV电网变电站4座，分别为桑园变、嘉山变、中华变和津市变，其中半户外2座，全户外2座，主变总台数6台、变电容量为226MVA；线路条数6条、线路全长74.4km。
a）电网结构
津市110kV电网以220kV窑坡变为上一级电源，110kV网架主要为双辐射和单链接线方式。
窑坡变通过110kV窑桑Ⅰ线、窑桑Ⅱ线、窑津Ⅰ线、窑津Ⅱ线以双辐射接线方式分别为桑园变、中华变、津市变提供电源，110kV安津线通过π接为嘉山变提供电源，嘉山变与津市变、安乡变构成单链接线方式。
b）变电情况
现有110kV变电站4座，分别为中华变、桑园变、嘉山变和津市变，其中半户外2座，全户外2座，主变总台数6台，容量规模226MVA，10kV出线间隔总条数55条。
4.3.3 35千伏变电站情况
津市35千伏电网变电站座数2座（棠华变、保河堤变），建设型式为全户外形式，2座变电站担负着津市乡镇农村的供电（D类供电区），主变台数4台，变电容量为22.6MVA；线路条数5条、线路长度全长80.787km。
a）电网结构
110千伏津市变35千伏侧津棠线、津保线分别供棠华变、保河堤变、并通过津市变－棠华变与鼎城区周家店变相联（周棠线）， 津市变－保河堤变与鼎城区中河口变相联（保中线）。
b）变电情况
现有35kV变电站2座，均以全户外型建设，主变台数4台，容量规模22.6MVA，10kV出线间隔总条数10条。
4.3.3 10千伏电网情况
a）架空网结构
县城配网部分（C类供电区）
津市澧水以北区，110kV桑园变：10kV公用线路8条、10kV专用线路1条；澧水以南区，220kV窑坡变: 10kV公用线路6条；110kV津市变:10kV公用线路11条，10kV专用线路1条；共27条10kV线路供电；工业园区，110kV嘉山变：10千伏公用线路6条供电。
农村配网部分（D类供电区）
津市澧水以南区，农村配网110kV津市变：10kV公用线路3条；35kV保河堤变：10kV公用线路3条、10kV专用线路1条；35kV棠华变：10kV公用线路3条；共10条10kV线路供电。
b）10千伏配变情况
津市市共有中压配电网配电室0座、容量0kVA;箱式变97座、容量45405kVA；柱上变压器865台，容量153.44kVA。其中县城区(C类供电区)，箱式变78座、柱上变压器135台；农村供电区(D类供电区)箱式变19座、柱上变压器730台。
4.3.4 0.38千伏电网情况
津市低压线路导线线径普遍偏小，城区部分低压主干线为LGJ-70、LGJ-95、LGJ-120导线，还有部分JKLYJ-120导线；农村低压主干线有很大部分是LGJ-35导线，支线还有不少是LGJ-16或LGJ-25导线，进户线大部分是BLV-6甚至BLV-4铝芯线；随着“十二五”津市的经济发展，“十三”津市经济的战略拓展，低压电网显的薄弱。
现在阶段2015-2016津市全县智能电表全面展开，使得低压电网办公集中化，改善用电环境，附带的低压主、次干线的改造，缓解了部分低压线路供电压力。但县城（C类供电区）低压电网主干线绝缘化8.32%，影响了津市城市的发展。为了配合县城发展，对经济发达，人口集中的小区涉及到低压主干线路进行绝缘线路改造，保证用电户的安全用电简述0.38kV电网线路规模、主要电网结构，线路主要导线截面及分布情况，分析户表情况，如一户一表，智能电表改造后效果。
4.4电力负荷需求预测
4.4.1负荷增长趋势分析
2017年由于政府推动经济，工业经济增长加速，工业用电及商业用电电量均增长提升，城乡居民生活用电累计增长率4.9%，第二产业用电累计增长率8.6%。2017年负荷增长率8.1%，夏季高温期间（7-8月份）制冷电器设备使用率增加，造成2017年7-8月份呈现全年最大负荷期。
表4-5 津市市电量负荷历史数据
4.4.2负荷特性分析
津市最大负荷月份出现在2017年1、7、8月份，这几个月份属于春节及夏季时段。最大负荷都出现在7、8月，由于这两个月气候变化较为复杂，2017年的夏季高温时间较长。7-8月时间段天气炎热，制冷电气设备使用率急剧上升，反映2017年全年负荷受天气气候影响较大。
4.4.3客户历史用电及其发展情况
a）客户用电及其历史增长趋势分析
2017年，津市全年全社会总用电5.21亿千瓦时，全行业用电3.93亿千万时，居民生活用电1.27亿千万时，分别占75%，25%，同比去年增长3.9%，4.7%。
各行业中农业同比增长为1.8%，主要受2017年雨季长，农业产量增长慢，农业是津市经济基础，社会贡献率为7.9%，对整个供电量的一定影响，占4.5%。
工业用电比重最大，占75%，社会贡献率为83.2%，本行业是津市经济发展的命脉，是整个供电量一个支柱。
交通运输业和商业电量增长明显，分别为17.4%、21.2%，津市工业园经济运行增长带动交通和商业经济发展，交通运输业和商业对整个供电量的影响不大，共计电量比重只占0.1%。
居民用电占全年社会用电量25%的比例，占全社会用电量二成以上，体现在春节及夏季高温两个时间段，全县的最高负荷会因此被抬高一个层面。
表4-6 津市市客户分行业售电量分析表
表4-7 津市市分电压等级客户接入容量统计表
b）客户报装及其发展情况
根据实际情况分析年电量在2000万千瓦时以上用户用电情况，津市大客户在2000万千瓦时的用户，均集中在C类供电区工业园，其中医药化工企业，2017年全年用电量0.31亿千万时，同比去年增长4.35%， 2016年1～2月电0.027亿千万时，同比增长为2.03%，本企业由于某些原因产能没提高，生产规模没有全面铺开，如果2018年生产产能能上升一个台阶，将带动整个津市的全社会用电量提高一个层面。
根据工业园区区政府提供信心，2018-2021年大客户报装明细具体如下表。
表4-8 津市市大客户用电报装一览表
4.4.4总量预测
a）全社会用电量预测
根据地区历史用电量的平均增长率，结合未来社会经济发展趋势、产业政策、用电潜力等因素，合理确定未来几年用电量的平均增长率，也是电量预测的常用方法。
首先可考察“十二五”期间全口径供电量的年均增长率并合理确定“十三五”期间的预期年均增长率，列表如下：
按照预期增长率可得到2018-2025年期间的全口径供电量预测值如下：
园区工业用电按照2017年占比全社会用电量75%预测，列表如下：
b）最大用电负荷预测
在得到全口径供电量预测结果的基础上，可采用最大负荷利用小时数法预测负荷总量。因发电厂自发自用和厂用电与农网改造的关系不大，所以电量、负荷预测结果均不含发电厂自发自用及厂用电。
为求得电网最大负荷，先对电网最大负荷利用小时数Tmax情况进行分析。2017年夏季气温高，空调负荷得到了充分释放，2017年的最大负荷利用小时数有较大提升。按照目前的经济形势，“十三五”期间地区第二产业用电比重会缓慢下降，第三产业及居民生活用电比重将有所增加，在工业用电和第三产业及居民生活用电的综合作用下，“十三五”期间电网Tmax将有所下降，至“十三五”末达到4362小时左右。
在此基础上，以剔除发电厂自发自用及厂用电的电量预测结果对电网负荷进行预测，具体结果如下：
c）预测结果
在2012-2017年及“十三五”期间以增长率法为主要参考，以最大负荷利用小时方法为依托，经适当调整后，推荐分年度用电负荷预测结果如下表所示：
表4-9 津市市分年度用电负荷预测结果
4.4.5规划电源建设
2018-2025年规划建设津市高新区热电项目，本项目规划建设2×15MW背压式汽轮机组。同时，在新热电厂建成后，2020年将拆除溢多利热电厂18MW机组。则2018-2025年津市供电装机容量规划见表4-10。
表4-10 2018-2025年津市供电装机容量规划表 单位：MW
4.3电力电量平衡分析
根据负荷预测和装机进度安排，分别作出津市市电网电力电量平衡，见表4-11、表4-12。
表4-11 津市电网电力平衡表 单位：MW
说明：规划期间投产的机组一般按计划投产时间考虑，其中上半年投产的机组参与当年的电力平衡。
表4-12 津市电网电量平衡表 单位：亿kWh
说明：本地机组发电量中，年利用小时数取值，火电厂按5000小时、光伏发电暂按1000小时考虑。
从津市电网电力平衡可见，在考虑目前已落实的规划机组投产后，2020年津市电网高峰负荷时亏缺电力99MW(平均高峰负荷时亏缺电力71MW)，即使本扩建工程能够按期投运，津市电网2023年高峰负荷时仍亏缺电力120MW(平均高峰负荷时亏缺电力88MW)。
从津市电网电量平衡可见，在考虑目前已落实的规划机组投产后，津市和工业园用电量一直处于亏缺状态。
同时，2018-2021年工业园大工业用户包装30300KVA，新建热电厂并拆除溢多利热电厂后，园区装机容量增加12MW，园区内足以消纳该装机容量。
根据本规划，津市高新区热电厂装机容量为30MW，年发电量为1.5×108kW·h，在津市电网和工业园电网中，起到一定的补偿作用。
4.4 电厂与电力系统的连接
4.4.1 项目周边电网现状
津市高新技术产业开发区热电厂位于新城路东侧，创业路与胥家湖路之间地块，目前高新区内有220kV窑坡变（240MVA）一座，110kV公用变电站四座，桑园变、嘉山变、中华变和津市变，其中半户外2座，全户外2座，主变总台数6台、变电容量为226MVA。根据津澧新城总体规划，2016~2030年高新区规划新建1座220千伏变电站，主变容量为3×180兆伏安。
4.4.2 接入系统方案设想
根据津市电网现状及近期发展规划，结合本期工程装机容量、地理位置，周边系统条件等情况，本期工程(215MW)接入系统方案设想如下：
方案一：拟采用一回110kV线路接入位于中联大道与胥家湖路交口东北角的嘉山变电站。
方案二：拟采用一回110kV线路接入位于窑坡大道与与孟姜女大道交口西北角的津市变电站。
方案一因距离近，接线便捷，投资少，且已具有接入系统廊道，建议方案一作为接入系统方案，最终以接入系统批复为准。
第五章 热源布局、装机方案及热网规划
5.1热源布局方案
5.1.1拟建热电联产项目情况简介
为取代规划区内分散的小锅炉，降低能耗，减少环境污染，提高供热质量，规划在热区内，根据热负荷的实际需求，分期分步地实行集中供热。
热电厂布点规划以蒸汽供热半径10km为依据。热电厂规划的规模以热区近期规划热负荷为基础，留有远期发展的用地面积。
新建津市高新技术产业开发区热电厂，实现热电联产。
5.1.2热源位置规划
根据津市市的总体规划和规划热源点的建设位置，热电厂可有二个厂址方案，方案一热电厂设在新城路东侧，创业路与胥家湖路之间地块；方案二热电厂设在原溢多利热电厂厂址位置，襄窖路西侧，襄窑路与清远路交汇处的正南侧。
两个选址方案的分析比较见表5-1。
表5-1 规划厂址方案技术条件比较表
综合考虑热用户分布情况、热负荷大小、场地条件、风向影响、接入系统以及交通运输、地质环境等因素，推荐方案场址一为本项目建设场址。
经过现场踏勘，规划区热电厂场址设在设在新城路东侧，创业路与胥家湖路之间地块，占地约120亩，新建津市高新区热电厂，可满足津市高新区的供热需求。
5.2装机方案
5.2.1拟定机组选型方案
根据对热区的热负荷统计，确定热区的近期、远期规划热负荷。考虑到热网损失，并折算至电厂出口参数，供热负荷详见表5-2。
表5-2 供热负荷预测表
根据“统一规划、以热定电、立足存量、结构优化、提高能效、环保优先”的原则，对津市高新区热电厂的装机规模提出如下方案：
本工程建设3×130t/h高温高压循环流化床锅炉，与热负荷增长相适应，分步建设高温高压循环流化床锅炉+2×15MW背压式汽轮发电机组，其中1台锅炉做为备用机组。
热电厂近期供热能力130t/h，供热参数0.981MPa、258℃，近期年供电量70467680kWh，年供热量1530947GJ。热电厂近期的主要技术经济参数见表5-3。
热电厂远期供热能力260t/h，供热参数0.981MPa、258℃，远期年供电量151689566kWh，年供热量194473802GJ。热电厂远期的主要技术经济参数见表5-4。
热电厂三大主机的初步选型如下：
锅炉：
锅炉形式 循环流化床锅炉
额定蒸发量 130t/h
过热蒸汽压力 9.8MPa
过热蒸汽温度 540℃
锅炉效率 90%
燃料种类 动力煤
背压汽轮发电机：
型号 B15-8.83/0.981
额定功率 15MW
额定进汽压力 8.83MPa
额定进汽温度 535℃
额定进汽量 115t/h
排汽压力 0.981MPa
发电机：
额定功率 16MW
额定转速 3000r/min
额定功率因数 0.8
额定电压 10.5KV
注：在最大热负荷工况，高加停用，进汽量保持115t/h 时，汽轮机的功率能达到16MW，因此须订购16MW 发电机。
表5-3 装机方案（近期）热经济指标计算表
注：年供热小时数按7200h计算。
表5-4 装机方案（远期）热经济指标计算表(远期)
注：年供热小时数按7200h计算。
5.2.2工程建设方案
本工程3炉2机建设工期为12个月，2019年3月开始建设，于2020年3月建成投产，2020-2021年按设计生产能力80%供电、热，2022年以后按设计生产能力100%供电、热。
5.2.3供热保障
根据汽轮机选型参数，能够提供蒸汽260t/h，远期实际最大257.46t/h，平均负荷205.07t/h，在平均热负荷工况时，汽轮机的排汽量能满足热负荷的需求。若出现极端负荷情况，汽轮机供热无法满足需求，通过备用锅炉减温减压满足供热需求。因此，本方案的供热是十分可靠的。
5.2.4煤炭来源及煤质资料
a）煤炭来源
本项目所需煤炭拟采用秦皇岛煤，运输方式采用江海联运，由北方港通过集团海运公司海船（19000 吨）运输至江阴，由码头水转水平台转拨至江船（2000吨级），江船运输至岳阳中转码头后，浮吊转拨小船（500-1300 吨级）运输至津市市高新区在建千吨级码头。码头卸货后通过车辆短驳至厂。
b）煤质资料
本工程暂定的动力煤煤质资料如表5-5所示。
表5-5 本工程暂定的动力煤质资料
5.3热网规划
5.3.1 热力网建设规划编制依据
（1）《津澧新城总体规划》（2016－2030年）。
（2）《湖南津市高新技术产业开发区供热规划》（2017～2022年）。
（3）本热电联产规划中的热源厂址规划。
5.3.2 热力网建设规划原则
（1）热力网建设规划应符合《津澧新城总体规划》及其供热专项等要求。
（2）工业用热负荷集中的区域以蒸汽热网为主，在蒸汽难以到达或以采暖、生活热水供应为主的区域，建设以蒸汽交换热水的热水管网。
（3）因原有热力管网走向与现有热力管网规划偏离较大，对其进行废除。
（4）热力管网走向尽可能靠近热负荷密集区。
（5）热力管网布置力求短直，平行于道路，靠近人行道或慢车道，尽可能不跨越或少跨越城市主干道和繁华地段。尽可能减少对铁路、高速公路及河流的穿跨越工程。
（6）蒸汽管道与高温热水管道可同槽敷设，采用有补偿方式；对于热水管道，以直埋敷设为主，条件允许应首先采用无补偿直埋。
（7）热源之间的热力管网尽可能的考虑联网成环，以提高供热的安全性、可靠性。
（8）近期规划热力网的流通能力要兼顾远期流通能力的可能性。
5.3.3热力网建设规划
a）供热参数确定
根据热负荷的统计，热电厂本期工程主要为园区企业提供工业生产用热，近期不考虑民用热负荷，若用蒸汽和热水两种系统，管道根数多，造成路边管道布置存在困难，故本项目选择单一蒸汽热媒供热。
园区热用户所需蒸汽均用于企业生产加热环节，用热参数主要为0.6MPa，170℃的蒸汽，距拟建热电厂距离最远的企业是湖南省润农茶油有限公司，最大热负荷为2t/h，压力0.5MPa，温度160℃，管网敷设距离约需4.7km。热电厂拟定供热蒸汽的参数一方面必须保证热网末端用热参数，另一方面还得考虑减少热网投资，综合以上因素，热电厂选用背压式汽轮发电机组，拟定排汽供热参数为：0.98MPa、258℃。
b）管网布置
根据热负荷的发展情况，热网建设可分为近期和远期两步建设。
热网近期规划一条供热蒸汽管线，从热电厂接出一路DN500 的蒸汽管道沿新城路向北经创业路，经团湖路、津市大道敷设至澧水岸边与原溢多利电厂供热管道对接。在新城路引出一路DN250 的管道沿新城路向南敷设至杉堰路；在团湖路引出一路DN80 的管道沿团湖路向南经胥家湖路敷设至周家铺路；在团湖路引出一路DN150 的管道向北敷设至龙岗路；在孟姜女大道引出一路DN200 的管道向南敷设至湖南省润农茶油有限公司。近期规划管网长约11.31 公里。
热网远期规划从热电厂接出一路DN400 的蒸汽管道沿新城路向南敷设，经胥家湖路、关桥路敷设至杉堰路。在戚家路、车站路分别一路DN250 的管道向南敷设至杉堰路；在近期管网周家铺路DN150 的管道上引出一路DN100 的管道沿周家铺路继续向北敷设。远期规划管网长约5.8公里。
供热管网走向详见附图四《供热管网规划平面图》。
供热管网钢管明细详见表5-6、表5-7、表5-8。
表5-6 敷设管道参数一览表
表5-7 近期供热管网钢管明细表
表5-8 远期供热管网钢管明细表
5.3.4热力站
热电规划有两类热力站：一类是由于热力网规划以蒸汽热网为主，在蒸汽难以到达或以采暖、生活热水供应为主的区域，需要建设以蒸汽交换120-70°C热水的热水市政供热管网，该类热交换站本规划称为区域热力站；另一类是由于市政集中供热的热媒及参数往往不能满足所有热用户的要求，需要建设热交换站将市政集中供热的热能交换给热用户自身的供热系统，该类热交换站本规划称为用户热力站。
5.3.5 热力站站址
区域热力站根据市政管网建设的需要确定位置。本规划可根据后期建设情况确定热力站位置。
用户热力站尽量布置在用户热负荷集中的区域内。热力站选址应方便一级管网的进出，同时兼顾二级管网的敷设，尽量减少管网的投资。
区域热力站和用户热力站可以单独建设，也可以结合大型建筑的设计或住宅小区规划，把热力站布置在建筑物的底层或地下室。由于区域热力站对周边有一定的噪声影响，建议单独建设，考虑配备必要的管理用房。
热力站选址应方便一级管网的进出，同时兼顾二级管网的敷设，尽量减少管网的投资。本规划的用户热力站均由热用户自建，不在本规划设计范围内。
5.3.6热力站规模
单独建设的区域热力站根据规划期内供热规模，占地约需5-10亩，考虑远景发展，可预留3-5亩的发展备用地。
5.3.7热力站系统及主要设备
热力站主要设备有组合式换热机组（包括换热器、循环水泵、补水泵、除污器及部分控制仪表）、凝结水箱、分汽缸、分水器、集水器、热量计、流量平衡控制器等。
5.3.8热力站调节
热力站调节的主要目的是保证用热的需要，同时达到节能的目的。根据不同的室外温度和预先设定的二级网供水温度,自动调节换热机组一级网供应管上的温控阀，使供热量等于需热量。为了保证一级网达到设计参数要求，可以通过遥测仪表装置，把热力站内一、二级网供热量、供水流量、供回水压力、温度，电动调节阀的开度，供热量，水泵运行状态，电流、电压等信号远传到热力管网调度中心，作为调节一级网流量、二级网供、回水温度、压力的主要依据。
5.3.9管网敷设方式
目前国内外关于热力网的敷设方式主要有四种形式：（1）架空敷设；（2）地下管沟敷设；（3）地下直埋敷设；（4）城市综合管沟。这四种敷设方式各有优缺点：
a）架空敷设
架空敷设主要分高架空、低架空和界于两者之间的中支架敷设。
架空敷设具有施工周期短，保温结构比较简单、维护管理方便，由于采用现场保温形式，具有管网一次性投资低的优点，但架空敷设保温性能较差，维护管理费用较大，热损失较。但在道路两侧架空敷设，影响区域美观，低、中支架局部影响交通。
b）地下管沟敷设
管沟的敷设方式虽然能满足环保规划要求，但其防腐、保温性较差，热损失比较高，尤其是对于地下水位较高的区域，地沟容易进水，管网维护量大，运行成本高，施工周期长，影响交通，并且工程造价高。
c）直埋敷设
直埋敷设与地沟敷设相比，具有造价低，使用寿命长，施工周期短、热损失小、维护工作量小、运行经济，虽然比中、低架空敷设投资高，但不影响城市景观，有利于城市规划。
d）城市综合管沟
城市综合管沟是城市建设的发展方向，有利于城市市政建设的发展，适宜地下管线的扩建，不影响交通，不破坏城市道路。但城市综合管沟的设计，要求较高，设计应具有综合各类专业的能力，要具有超前意识和前瞻性，城市综合管沟造价巨大，如果考虑不当，其效果不佳，因此目前我国很少采用综合管沟。
本规划根据项目的具体情况，结合规划部门的具体要求，经综合技术经济分析，热力管网敷设选择以架空敷设方式为主，直埋敷设为辅。
第六章 热电联产能源利用效率评价
6.1 热电联产能源消耗量
热电联产具有节约能源，提高供热质量和能源综合利用效率等综合效益，是国家大力发展的通用节能技术，亦是城市公益性基础设施，它是建设现代化城市所必不可少的基础设施。
燃煤、燃气、燃油分散供热锅炉是规划区域热用户中能源消耗的大户，能源利用效率低，环境污染严重。小锅炉供出的饱和蒸汽容易凝结，造成供汽不足，促使用户加大供汽量而造成锅炉台数增加，能耗增加。
经测算，2019年规划区域（津市高新区热电厂）实行热电联产集中供热后，集中供热负荷平均为98.07t/h（冬季），可取消现有的小锅炉；到2025年区域实行热电联产集中供热后，集中供热负荷平均为205.07t/h，可避免规划区新增小锅炉，满足区域的供热需求。热电厂的建设为专业化管理创造条件，供热机组的运行处于专业管理的监控之下，供热可实行统一调配，供热保障率进一步提高。
根据热电联产规划方案，津市高新区热电厂近期全年向用户供热1530947GJ/a，向电网送电70467680kw·h的条件下，其年耗标煤73348吨。
远期全年向用户供热3713815 GJ/a，向电网送电151689566 kw·h的条件下，其年耗标煤173908吨。
6.2 热电联产和分产的能源利用效率比较
以新建的热电厂供热能力进行热电联产和热电分产的比较，见表6-1。
其中热电联产能源利用效率的年平均值（即年平均热效率）按以下公式计算：
热电联产能源利用效率＝［年供热量＋年供电量×3600（千焦／千瓦时）］÷（年燃料消耗量×燃料的低位热值）。
近期在发电设备年利用小时数为7200h，年供热小时数为7200h时，年供电量为70467680kWh，年供热量为1530947GJ时，热电联产年耗标煤73348吨、能源利用效率为83.12%。
远期在发电设备年利用小时数为7200h，年供热小时数为7200h时，年供电量为151689566kWh，年供热量为3713815GJ时，热电联产年耗标煤173908吨、能源利用效率为83.68%。
其中热电分产能源利用效率（即年平均热效率）依照替代机组和集中供热锅炉房的能源消耗量计算，计算公式如下：
热电分产能源利用效率＝［年供热量＋年供电量×3600（千焦／千瓦时）］÷（集中供热锅炉房年燃料消耗量×燃料的低位热值＋一次能源替代机组年燃料消耗量×燃料的低位热值）。
参考湖南纯凝大机组，供电标煤耗298g/kwh。
相对采用分散供热锅炉（参照中温中压供热锅炉，蒸发量10t/h、效率80％、供热标煤耗45.6（Kg/GJ）。
本热区在年供电量为70467680kWh时，供热量为1530947GJ时，供热标煤耗为73348吨，则热电分产的总标煤耗为97589吨，能源利用效率为64.65%。
本热区在年供电量为151689566kWh时，供热量为3713815GJ时，供热标煤耗为157889吨，则热电分产的总标煤耗222707吨，能源利用效率为64.90%。
根据比较，近期，热电联产在供热的同时，对外供电，节约原煤，能源的利用效率也大大提高。规划区实现热电联产后，年平均热效率约83.12%，高于国家不小于55%的要求，相较于热电分产，节约标煤量24241吨。
远期，热电联产在供热的同时，对外供电，节约原煤，能源的利用效率也大大提高。规划区实现热电联产后，年平均热效率约83.68%，高于国家不小于55%的要求，相较于热电分产，节约标煤量48799吨。
表6-1 热电联产与热电分产技术经济比较表（近期）
表6-2 热电联产与热电分产技术经济比较表（远期）
6.3其它节能措施
1. 机组配套辅组设备中的电动机一律选用工信部推荐的节能产品，同时与设备配套的电动机选型计算，避免出现大马拉小车现象，造成能源浪费。
2. 热机设备及管道外表面温度高于50℃的，一律包扎保温，并对选用保温材料与厚度进行计算，达到投资省，节能效益好的经济厚度，减少热损失，提高经济性。
3. 采用DCS计算机控制系统，实现节能优化运行。
4. 负荷波动较大的电动机，宜采用变频调速，以节约电厂用电。
5. 精心进行设计、安装、运行，防跑、冒、滴、漏，做到文明生产。
6. 供热管网保温精确计算，较大管径直埋管道采用抽真空系统。
7. 尽量回收供热凝结水，减少耗水量。
6.4热电联产对改善城市环境的作用
实行热电联产后，对城市环境的改善主要有以下三点：
首先，热电联产锅炉热效率高，烟气采用高烟囱排放，而且使用高效的除尘、脱硫设备，同时取消了大量分散的、污染治理措施较差的小型工业锅炉，污染物的排放大大减少，直接改善了大气环境质量。
其次，由于实行了污染集中治理，可以避免分散小锅炉污染治理的重复投资，提高了管理水平及治理效率，较好地改善大气环境质量。
再次，由于采取了集中供热，就减少了煤炭城中的运输过程，可间接改善区域大气环境质量。
综上所述，规划区实施集中供热、热电联产从环境保护角度来说是非常必要和切实可行的。
第七章 环境及社会影响分析
7.1环境保护设计依据
7.1.1环境保护技术法规及文件
a）《中华人民共和国环境保护法》2014年
b) 《中华人民共和国大气污染防治法》（2015年修订）；
c) 《中华人民共和国水污染防治法》（2017年修订）；
d）《中华人民共和国环境噪声污染防治法》1996年2月；
e) 《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》（2016年修正）；
f）（87）国环字第002号文：《建设项目环境保护设计规定》，1987年3月20日；
g) 《国务院关于修改<建设项目环境保护管理条例>的决定》，国务院令第682号；
h）国务院国发〔1996〕31号文：《关于环境保护若干问题的决定》，1996年8月3日；
j）《湖南省大气污染物防治条例》(2017年6月1日)；
k）《大气污染防治行动计划》（2013年9月10日）。
l) 《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》中超低排放的要求。
7.1.2执行标准
a）环境质量标准
1）环境空气：执行《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二级标准。
2）水环境：执行《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）Ⅲ级标准。
3) 地下水环境：执行《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）Ⅲ类区标准。
4）声环境：执行《声环境质量标准》（GB3096-2008）3类区标准。
b）污染物排放标准
1）锅炉烟气排放执行《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）中表1标准。
2）污水排放执行《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一级标准。
3）厂界噪声执行《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）Ⅲ类区标准。
4）施工期施工场地噪声执行《建筑施工厂界环境噪声排放标准》（GB12532-2011）。
7.2津市高新技术产业开发区环境现状
7.2.1空气环境质量现状
根据津市市环保局公布的《2017年1-12月津市市环境质量月报》，津市2017年环境空气质量监测结果统计如表7-1所示。
表7-1 2017年1~12月份津市市空气环境质量状况
经统计，津市2017年全年监测监测有效天数 357天，空气污染指数 AQI≤ 100的天数为297天，即空气质量达标率为83.2%；SO2(二氧化硫)、NO2(二氧化氮)、PM10(可吸入颗粒物)、CO（一氧化碳）、O3(臭氧)、PM2.5（细颗粒物）均符合《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二级标准的要求。
7.2.2大气降水环境质量现状
津市市城区共设置一个降水监测点（市环保局五楼平顶），津市2017年大气降水监测结果统计如表7-2所示。
表7-2 2017年1~12月份津市市大气降水环境质量状况
经统计，津市市全年共采集雨水样品55个，年降水量823.9mm，城区酸雨频率为0.0%。
7.2.3水环境质量现状
a）地表水
2017年，津市市环保局对宋家渡、窑坡、白龙潭三个断面进行了监测，检测项目29项，各项指标均达到《地表水环境质量标准》GB3838-2002中的Ⅱ、Ⅲ类标准。统计结果见附表7-3。
表7-3 澧水水质状况
b）饮用水源地
2017年，津市市环保局对白龙潭水厂集中式生活饮用水断面进行了水质监测，共检测29个指标，各项指标均达《地表水环境质量标准》GB3838-2002中的Ⅱ类标准。统计结果见附表7-4。
表7-4 澧水水质状况
7.3热电厂主要污染源
7.3.1大气污染源及污染物
大气污染源主要来自锅炉排放的烟气，其次是燃料运输系统中的粉尘及灰渣运输、贮存中产生的粉尘，锅炉烟气中主要污染物排放情况见表7-5。
表7-5 锅炉烟气污染物排放表
注：年运行按7200小时计算。
7.3.2水污染源及污染物
本项目水污染源主要有化学水处理系统排水，冷却塔排污水，锅炉排污水，脱硫废水，生活污水等。废水组成及处理方式见表7-6。
表7-6 废水组成及处理方式表
7.3.3噪声源
本工程噪声主要来自生产过程中的各类机械设备的运转和高压气体流动、扩 张、排气和漏气等，除锅炉高压排气为偶尔排放外，其余均为连续排放。
表 7-7 主要噪声源噪声值一览表
7.3.4 固体废物
本项目固体废物主要为锅炉燃烧排放的灰渣，其排放量见表7-8。
表7-8 灰、渣排放量
注：1、日运行小时数按 24 小时计，年运行小时数按 7200 小时计。
2、小时排放量和日排放量按锅炉额定负荷计算，年排放量按锅炉年均负荷计算。
7.4热电厂环境保护
7.4.1大气污染防治措施
a）锅炉烟气治理及预期效果
锅炉废气拟采用电布袋除尘器进行除尘，每台锅炉配置一台，在尾部配置湿法脱硫，除尘效率≥99.9%，经除尘器后的烟尘浓度小于10mg/Nm3。采用选择性催化还原(NCR)或非选择性催化还原(SNCR)脱除NOx技术。烟气经脱硝设施后，氮氧化物排放浓度为50mg/Nm3；采用湿法石灰石-石膏脱硫法，以石灰石浆液为吸收剂，烟气经脱硫设施后，二氧化硫排放浓度小于35mg/Nm3。排放烟气中烟尘、SO2和NOx浓度均可满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223—2011）中表1的标准要求和《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》中国家超低排放的要求。
b）除灰渣系统粉尘治理措施
锅炉尾部排放的灰渣入水冷滚筒式冷渣器，冷却后的冷渣利用皮带输送机送至渣库，同时在库顶设旋风布袋收集器进行气渣分离，采取该项治理措施后可有效控制粉尘外溢，避免对大气环境产生污染影响。
除尘器排灰采用气力除灰系统，飞灰由浓相式气力输送泵经输灰管道运往灰库，该系统为全封闭输送、贮存过程。厂区内设中转灰库和储渣渣仓，储存量为热电厂5~7天的灰渣量。厂外不设灰渣场，不会对大气环境造成污染影响。
为防止灰库中的飞灰外溢污染环境，设计考虑在库顶设置脉冲振打袋式除尘器二台，其入口最大含尘浓度<15 g/Nm3，出口最大含尘浓度<20 mg/Nm3。
电厂的灰、渣可出售给津市附近相关企业作为复合肥、灰渣砖和水泥生产添加剂以及筑路材料。灰渣运输用密封罐装车外运，对环境不产生污染。
c）碎煤机室粉尘防治措施
对于碎煤机室内的粉尘，设计考虑采用袋式收尘器除尘，收尘效率可达99%以上。既可净化室内空气，也可有效防止粉尘外溢对大气环境造成污染。
7.4.2水污染及防治措施
本项目设计采用雨、污分流制排水系统，生产废水、生活污水经处理后排入规划区污水管网，最终入规划区污水处理厂，雨水则经雨水管排放。
电厂废污水主要有冷却塔排污水、化学水处理再生酸碱废水、生活污水、轴承冷却水、锅炉酸洗废液、煤场喷淋沉淀水和场地冲洗排水等。
厂内可对工业废水、生活污水简单收集处理后排入规划区污水处理厂集中处理；因此对水环境无影响。
7.4.3 噪声治理
在满足工艺要求的前提下，尽量选择低噪声设备；管路设计中注意改善气体流动状态，减少气体动力噪声；设计中采取的噪声治理措施主要有：
在锅炉排气口安装节流减压、小孔喷注阻性复合消声器。气体经穿孔板或穿孔管节流后可将排气压降分散到各节流孔而起到减少排气孔压降，从而可降低排气的声功率、降低噪声。
风机进气口安装消声器。鼓风机连同管路系统安置在主厂房内，利用厂房隔声消除其机壳及管路噪声影响。对设在主厂房外的引风机设隔声房进行隔声降噪。所有风机的连接管道均宜采用柔性连接方式，以减少风机振动而导致管道振动产生的噪声，同时在风机安装时设置减振橡胶垫。
采购汽轮机时要求供方提供汽轮机隔声罩，隔声量应大于10dB(A)。
建隔声围护循环水泵房，冷却塔顶部冷却风扇加消声片，为降低冷却水落下产生的溅水噪声，底部水面铺设降噪垫层。
在采取了上述降噪措施后，各噪声源控制在85 dB(A)以内，各厂界昼夜噪声均可满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）Ⅲ类区标准。
7.4.4其他措施
热电联产项目要根据环评批复及相关污染物排放标准规范制定企业自行监测方案，开展环境监测并公开相关监测信息。
7.4.5燃料运输对环境影响
煤炭运输采用江海联运方式，由北方港通过集团海运公司海船（19000吨）运输至江阴，由码头水转水平台转拨至江船（2000吨级），江船运输至岳阳中转码头后，浮吊转拨小船（500-1300吨级）运输至津市市高新区在建千吨级码头。码头卸货后通过车辆短驳至厂。运输车辆可采取相应密封措施，运输时间可避开行车高峰时间，夜间运输，基本不会对周围环境产生影响。
7.4.6环境敏感点分析
本规划热电厂设在新城路东侧，创业路与胥家湖路之间地块，该区域场地没有村庄，为规划的工业建设用地，厂区周边均为工业用地，电厂2.3公里范围内无居民区、学校等环境敏感点，因此，电厂通过对烟气、噪声、污水、固废物等采取相应措施后，不会对周围环境产生影响。
7.5热电联产规划对环境污染的改善
7.5.1环境效益分析
采用热电联产，实现集中供热，将取代能耗高的小容量锅炉，不仅可节约能源，而且能明显改善环境空气质量，主要体现在减少主要大气污染物烟尘、S02、NOx排放总量方面。
根据热电联产规划方案，本项目近期全年向用户供热1530947GJ/a，向电网送电70467680Kw·h的条件下，其年消耗标煤约73348吨（合4977Kcal动力煤101801吨），而相同的热负荷若采用分散小锅炉，则年消耗标煤约97589吨（合4977Kcal动力煤135445吨）。
本项目远期全年向用户供热3713815GJ/a，向电网送电151689566Kw·h的条件下，其年消耗标煤约173908吨（合4977Kcal动力煤241370吨），而相同的热负荷若采用分散小锅炉，则年消耗标煤约222707吨（合4977Kcal动力煤309099吨）。
为评估热电联产对区域大气环境质量的改善，对燃煤锅炉大气污染物排放情况进行了估算，煤的灰分和含硫量分别按25%和0.5%计，分散小锅炉的除尘效率平均取90%，不考虑脱硫、脱硝，热电厂锅炉设计除尘效率、脱硫率和脱硝率分别为99.9%、95%、80%，近期估算的区域大气污染物排放及削减量结果见表7-9。
表7-9 热电联产与热电分产大气污染物变化情况（近期）
由计算结果可以看出，近期，热电联产与热电分产相比区域大气污染物烟尘、SO2和NOx排放量均有明显减少。本项目每年减少向大气中排放的烟尘、SO2和NOx分别为442t、597.1t和336.1t，将明显改善区域大气环境质量。
远期估算的区域大气污染物排放及削减量结果见表7-10。
表7-10 热电联产与热电分产大气污染物变化情况（远期）
由计算结果可以看出，远期，热电联产与热电分产相比，区域大气污染物烟尘、SO2和NOx排放量均有明显减少。本项目每年减少向大气中排放的烟尘、SO2和NOx分别为1007.4t、1358.1t和761.5t，将明显改善区域大气环境质量。
7.5.2社会效益分析
a）采用热电联产，实现集中供热，取代能耗高的小容量锅炉是合理利用能源的重要举措。经计算，工程实施后，近期每年可节约标煤24241吨，远期每年可节约标煤48799吨。
b）由于小容量燃煤锅炉效率低，耗煤量大，除尘设施不健全或根本就未设置除尘设施，因而环境污染严重。本工程运营后可减少排入大气中的烟尘、SO2和NOx排放量，将有利于区域大气环境质量的改善。
c）本工程向电网近期供电70467680Kw.h，远期供电151689566 Kw.h，对缓和当地电力紧张情况可起到一定的积极作用。
d）分散的小锅炉由于设备条件的限制和煤质的变化，不易保证供热质量，压力和温度的波动会影响工艺生产；居民采暖的小锅炉，一般为间断供热，供热时间短，温度低。热电厂集中供热为连续运行，供热质量稳定可靠，供热质量高，对发展生产，改善人民生活质量具有重要作用。
e）分散供热不利于灰渣集中处理，热电联产则为灰渣利用创造了有利条件。
f）分散的锅炉房、煤场和灰场要占用较大的土地面积，而热电联产则可节约大量宝贵的城建用地。
g）本工程还能解决部分人员的就业问题，有助于缓解就业压力，增加地方经济收入，促进地方经济发展。
7.6 社会影响分析
7.6.1社会影响效果分析
根据津市市城市总体规划，至2030年，津澧新城将借助融城发展的有利时机，加大产业与基础设施投入，拓展城市规模，完善公共配套，努力建设成为“澧水流域中心城市，产城融合的新型城镇化示范基地”。
本项目属城市的基础设施，它的建设对于改善城市环境和城市形象，改善招商引资软环境，拉动津市市经济发展，满足人民日益增长的物质生活需要，对于津市高新技术产业开发区的可持续发展，将起到重要作用。
本项目是一个改善城市环境的项目。对于削减排污总量，合理利用和保护资源，改善城市生态结构，实现生态环境良性循环。
7.6.2社会适应性分析
根据项目的选址论证报告确定热电厂设在新城路东侧，创业路与胥家湖路之间地块，占地约120亩。本项目拟选场址地块属于工业园区和第一、第二产业功能分区范围，基本符合本规划产业功能布局的安排。从空间管制上看，该场址地块也已列入城市建设用地范围，属于适建区，可以履行相关审批程序建设项目。
该项目在城市最小风向的上风向，项目采用的燃烧、脱硫、脱硝设备技术成熟，除尘设备先进，达到国家关于清洁生产的要求，并采取了各项污染物防治措施，使环境污染得到有效控制，各项污染物排放均符合国家相关标准要求，对环境的影响在允许的范围之内，不会造成厂址区域环境质量功能类别的下降，使环境与经济发展协调统一。
本项目可为当地的社会环境、人文条件所接纳，高新区全力支持本项目的建设，城市居民也因可有效摆脱小锅炉的燃煤和粉尘而支持本项目的建设，因此，本项目完全适应当地的社会环境。
7.6.3社会风险及对策分析
本项目建设场地现状没有村庄，为规划建设用地，没有人员居住，无拆迁和移民问题。厂区周围区域、运输道路的噪声干扰问题，经采取治理措施后，可以满足要求，本项目采用密封罐车运灰渣，不会干扰当地居民的生活，不会产生矛盾和冲突。
项目所在区域无自然遗产、历史文化遗产、自然保护区、风景名胜等分布，用地规模控制在国家工程项目建设用地指标范围内，水源利用污水处理厂的中水，燃料和用水供应有保证，具有稳定的热力和电力市场，故本项目的建设和运营过程社会风险较小。
关停小机组以及溢多利热电厂导致的多余运行人员将作为各用热单位的热力站员工或者新建热电厂员工进行重新聘用，社会矛盾风险很小。
总之，该项目可提供新的就业岗位，并带动周边第三产业的发展，提高就业和社会保障水平，从而带动区域经济的发展、生态环境的改善和人民生活质量的提高，具有良好的社会效益、经济效益和环境效益。
第八章 投资估算及效益分析
8.1 投资估算
8.1.1编制范围
本估算包括津市高新技术产业开发区热电联产规划建设之全部新建工程投资，其中：热电厂1座及相关的供热主管网投资。
8.1.2编制依据
a） 工程量：各专业设计提供的工程量和设备材料清册
b） 定额执行定额总站文件定额[2016]45号《电力工程造价与定额管理总站关于发布电力工程计价依据营业税改增值税估价表的通知》。采用的定额有《2013版电力工程建设定额估价表-建筑工程、热力设备安装工程、电气设备安装工程、调试工程》
c）材料价格执行津市高新技术产业开发区材料预算价，并按常德市2018年第1季度信息价计列价差。
d）主要设备按厂家提供，不足部分采用2002年国家电力公司出版的《电力工业常用设备价格汇编》。
e）取费标准执行国家发改委（发改办能源[2013]289号文）颁布的《火力发电工程建设预算编制与计算标准》中“建设预算费用构成及计算标准”（2013年版）。
f）根据当地招商引资优惠政策，项目土地单价为22万元/亩，项目用地为120亩，土地费用为2640万元，土地为熟地。
8.1.3其它说明
a）本估算投资包括建筑安装费用，其它基本建设费用，流动资金及工程预备费。
b）本工程建设工期12个月，2019年3月开始建设，于2020年3月建成投产，2020-2021年按设计生产能力80%供电、热，2022年以后按设计生产能力100%供电、热。
c）供热主管网投资详见附表（附表六）。
8.1.4投资估算
根据本项目与标准，项目建设总投资估算见附表（附表七），项目建设投资为51146万元，其中主辅生产工程为30937万元，与厂址有关的单项工程400万元，厂外工程费用3400万元。其他费用13568万元，基本预备费2841万元。单位投资为17049元/kW。
8.2 财务效益分析
8.2.1 概述
津市高新技术产业开发区热电联产规划包含近期和远期装机方案、供电、供热等内容。鉴于本项目近期、远期采取连续建设，间隔时间短，因此，项目财务效益分析以远期工程为主。
8.2.2 项目特点
热电联产项目的主要职能是为现代生产、生活提供必须的热能和电能。这类项目一般具有如下特点：通常具有自然垄断性；其产出品价格受到一定程度的管制；企业在提供新产品（或服务）、取消某种产品（或服务）时必须有政府主管部门的正式批准；一般不能排除有需求意愿的合理范围内的消费者；具有一定的福利性和公益性；外部效果显著；沉淀资本大等。
工业园区热电联产项目的效益表现为促进城镇社会经济发展、合理利用自然资源、减少环境污染损失以及提高人民群众生活水平和生活质量等。其财务收入通过售电和售热获取，其费用包括土建费用、设备购置费用、安装工程费、其他费用等初期投资和日常的生产运营费用等。
城市热电联产项目产出品（热、电）的价格应根据政府政策、消费者支付意愿和承受能力，遵循补偿成本、合理盈利、节约资源、公平负担的原则确定。
8.2.3 财务效益分析主要依据
a）《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）。
b）《火力发电工程经济评价导则》（DL/T5435-2009）。
c）《市政公用设施建设项目经济评价方法与参数》。
d）现行的财税制度。
e）项目投入品和产出品价格资料。
f）同类项目相关资料。
8.2.4 资金筹措及使用计划
从国内外投、融资实践来看，市政基础设施融资渠道主要包括投资方以自有资金投入、银行贷款、资本市场融资和各类基金投资。近年来，出现了BOT（建设－经营－转让）、BOOT（建设－拥有－经营－转让）、BT（建设－转让）、TOT（转让－经营－转让）、PPP（公共部门通过与私人部门建立伙伴关系提供公共产品或服务）以及非公有制机构投资并拥有项目等融资模式。究竟采用何种融资方案，需根据投资方资金实力、资本市场状况、政府相关政策，在综合考虑资金成本、市场风险、项目前景等因素的基础上，经融资方案比选和优化后选择。限于规划阶段的工作深度，本报告暂按项目资金来源于资本金和银行贷款方式测算财务效益指标。
1）固定资产和其他资产投资筹措
计算本项目近期工程固定资产和其他资产投资为48843万元，其中：建设投资47939万元，建设期贷款利息904万元。拟按以下方式筹措固定资产和其他资产投资：
项目资本金中用于固定资产和其他资产投资15286万元，占固定资产和其他资产投资的30%。其中，用于建设投资14382万元，建设期贷款利息904万元。
银行贷款33557万元，占固定资产和其他资产投资的70%。
2） 流动资金筹措
估算本项目近期工程达产年需流动资金698万元，其中铺底流动资金209万元由企业自筹，其余489万元申请银行贷款。
固定资产和其他资产投资及流动资金根据施工进度及生产计划投入使用。
8.2.5 主要基础数据、计算参数及基准参数
项目财务效益分析依据的主要基础数据、计算参数及基准参数见表8-1。表中所列价格均不含增值税。
表8-1 财务效益分析主要基础数据及参数表
8.2.6 生产成本及费用估算
1）燃料费
燃料费根据燃料消耗量及燃料价格计算。
2）水费
水费根据用水量及水价计算。
3）材料费
材料费参考同类项目资料估列。
4） 折旧费
依据固定资产原值、折旧年限按15年，净残值率3%，计算折旧费。
5） 摊销费
其他资产按10年摊销。
6） 修理费
依据修理费按固定资产原值的2.5%计算。
7） 工资及福利费
本项目劳动定员120人、人平均工工资单价及福利费按8万元考虑。
8） 其他费用
其他费用参考同类项目资料估列。
9） 财务费用
建设投资贷款及流动资金贷款在生产期的利息分别根据各自的贷款余额及贷款利率计算。
计算得到生产期内平均发电单位生产成本为0.272元/KW·h，平均供热单位生产成本为42.73元/GJ。
8.2.7 销售收入、销售税金及附加估算
根据售电量、售热量、售电价格和售热价格计算得到近期工程达产年销售收入为24286万元。其中：售电收入5885万元，售热收入18402万元。
依据收入、成本和税率等数据计算得到近期工程达产年销售税金及附加（含增值税）为235万元，其中城建税和教育费附加为21万元。
8.2.8 项目近期工程财务效益分析
项目近期工程财务分析指标见表。
1）盈利能力分析
“项目投资财务內部收益率”、“项目投资财务净现值”、“项目投资回收期”、“项目资本金财务內部收益率”、“总投资收益率”、“项目资本金净利润率”等指标反映了项目的财务盈利能力。
由“财务分析结果汇总表（近期）”可知：项目近期工程投资财务內部收益率（税后）为8.46 %，大于基准收益率（Ic＝8%）；项目近期工程投资财务净现值大于零；项目近期工程投资回收期（税后）为10.51年；项目近期工程资本金财务内部收益率为10.68 %；项目近期工程总投资收益率及资本金净利润率分别为7%及15.14 %。这些指标显示本项目近期工程具有良好的盈利能力。
2.） 偿债能力分析
通过计算，用折旧、摊销及还贷利润能在较短的时间内还请贷款，通过计算可以看出，经营期内各年收支平衡，并有盈余，利息备付率（%）、偿债备付率（%）均大于1，各年资产负债率均很低，并逐年下降，流动比率各年大于1，速冻比率在达到设计能力后正常年都大于1。
8.2.9 不确定性分析
1）盈亏平衡分析
以生产能力利用率表示的盈亏平衡点（BEP）其计算公式为：
BEP=×100%
根据产品产量、固定成本和可变成本、产品价格、销售税金，计算以生产能力利用率表示的盈亏平衡点BEP为56.16 %。计算表明，只要生产能力达到设计能力的56.16 %，项目即可保本，高于此水平，项目将有不同程度的盈利，说明项目具有较强的抗风险能力。
2）敏感性分析
本项目对售电价格、售热价格、建设投资、售电量、售热量及燃料价格诸因素的敏感性分析结果见附表。
由敏感性分析结果可知本项目对售热价格和燃料价格的变化较敏感。
不确定性分析结果表明本项目具有较强的抗风险能力。
8.2.10 财务分析结论
综合以上分析，并结合项目远期财务效益测算指标（见表8.2-5），可见本项目具有较强的盈利能力、清偿能力、生存能力和抗风险能力。因此，从财务效益角度而言本项目可行。主要指标见下表8-2。
表8-2 主要技术经济指标表
第九章 结论与建议
9.1 结论
经过前面的论述，在掌握了热区供热现状、热电联产现状和热负荷的基础上，结合规划区的总体规划及用地规划，进行热负荷预测，热电厂装机规模选择等论述，结论意见如下：
（1）根据津市市城市规划的划分，以城市规划为基础，本次规划为津市高新技术产业开发区。
（2）新建津市高新区热电厂，规模如下：
近期装机规模为2×130t/h+1×B15-8.83/0.981背压机组，远期装机规模为3×130t/h锅炉+2×B15-8.83/0.981背压机组，总规模为3炉2机。
（3）热力网敷设方式以架空为主，直埋为辅。
9.2 总体评价
热电联产具有节约能源，改善环境，提高供热质量，增加电力供应等综合效益，是国家节能降耗的一个重要措施。
津市高新技术产业开发区热电联产规划，使规划区热电联产机组建设及管网工程建设做到了统一规划、以热定电、立足存量、结构优化、提高能效、环保优先。为规划区的建设提供良好的市政基础设施。
9.3 建议
（1）按照《热电联产管理办法》第二十七条要求，对热电联产集中供热管网覆盖区域内的燃煤锅炉（调峰锅炉除外），原则上应予以关停或者拆除。
（2）建议政府部门出台相关政策，对规划区内现有小锅炉限期关闭。
（3）建议尽快编制新建热电厂的项目可行性研究报告和申请报告，使热电厂与规划区能同步建设，在满足用热单位需求的同时，减少重复建设。
附表一 分散锅炉调查表
附表二 工业用热调查表
附表三 2018～2019年近期规划发展的工业与民用热负荷增长统计表
附表四 2020～2025年远期规划发展的工业与民用热负荷增长统计表
附表五 设计热负荷汇总表
附表六 热力网工程总估算表
附表七 总估算表 单位：万元
附表八 其他费用估算表 单位：万元
附表九 流动资金估算表 单位：万元
附表十 项目总投资使用计划与资金筹措表 单位：万元
附表十一 总成本费用估算表 单位：万元
了解更多请登陆 配电柜厂 http://3683.bidadk.com/
