证券代码：600396 证券简称：金山股份 公告编号：临 2011-021 号
沈阳金山能源股份有限公司
非公开发行股票预案公告
（修订版）
本公司及董事会全体成员保证公告内容不存在虚假记载、误导性陈述或者重
大遗漏，并对其内容的真实、准确和完整承担个别及连带责任。
公司声明
公司及董事会全体成员保证本预案内容真实、准确、完整，并确认不存在虚
假记载、误导性陈述或重大遗漏。
本次非公开发行股票完成后，公司经营与收益的变化，由公司自行负责；因
本次非公开发行股票引致的投资风险，由投资者自行负责。
本预案是公司董事会对本次非公开发行股票的说明，任何与之相反的声明均
属不实陈述。投资者如有任何疑问，应咨询自己的股票经纪人、律师、专业会计
师或其他专业顾问。
本预案所述事项并不代表审批机关对于本次非公开发行股票相关事项的实
质性判断、确认、批准或核准，本预案所述本次非公开发行股票相关事项的生效
和完成尚待取得有关审批机关的批准或核准。
1
特别提示
1、公司第四届董事会第十九次会议已于2011年3月28日审议通过了本次非
公开发行股票的相关议案。鉴于收购资产的审计评估工作已经完成，公司于2011
年8月1日召开第四届董事会第二十五次会议审议通过了本次非公开发行股票的
补充事项，并编制了《沈阳金山能源股份有限公司非公开发行股票预案（修订
案）》。本次非公开发行股票尚待公司股东大会批准，并需有关政府部门的批准
或核准，包括但不限于国务院国资委和中国证监会的批准或核准。
2、本次非公开发行的发行对象为包括控股股东东方新能源在内的不超过10
名特定对象，特定对象的类别为：证券投资基金管理公司、证券公司、保险机构
投资者、信托投资公司、财务公司、合格境外机构投资者及其他符合法律法规规
定的投资者。在上述类别内，公司将在取得中国证监会关于本次发行的核准文件
后，按照《上市公司非公开发行股票实施细则》的规定以竞价方式确定发行对象。
本次发行对象全部以现金认购，东方新能源拟认购本次非公开发行股票数量
的29.80%，其他投资者认购剩余股份。
3、本次非公开发行募集资金投资项目的简要情况如下表所列：
序号 项目名称 项目主要内容
丹东金山2×30万千瓦热电联 对丹东金山增资，建设2×30万千瓦热电联产项目
1
产项目
收购东方新能源持有的白音华金山30%股权，收
2 收购白音华金山30%的股权
购完成后，公司将合计持有其61%的股权
3 偿还金融机构贷款 偿还部分相关金融机构贷款
上述项目中收购白音华金山发电有限公司30%的股权，涉及标的资产的审
计、评估、评估结果备案和进场挂牌转让工作已经完成，目前公司已与转让方东
方新能源签署了《股权转让合同》。但较前次预案相比，本次收购金额有所调整，
由预计的4亿元调整为4.2亿元。
2
目录
释义..................................................................................................................5
第一节 本次非公开发行方案概要 ...................................................................6
一、发行人基本情况................................................................................................... 6
二、本次非公开发行的背景和目的 ............................................................................. 6
三、本次非公开发行方案概要 .................................................................................... 7
四、本次发行是否构成关联交易................................................................................. 9
五、本次发行是否导致公司控制权发生变化 ............................................................... 9
六、本次发行方案已取得有关主管部门批准的情况以及尚需呈报批准的程序 ........... 10
第二节 发行对象基本情况............................................................................11
一、东方新能源基本情况 ..........................................................................................11
二、本次发行后同业竞争和关联交易情况 ................................................................ 13
三、本次发行预案披露前 24 个月内控股股东、实际控制人及其控制的企业与本公司之
间的重大交易情况 .................................................................................................... 13
四、附生效条件的《股份认购合同》（内容摘要） .................................................. 14
第三节 董事会关于本次募集资金使用的可行性分析.....................................17
一、募集资金使用计划 ............................................................................................. 17
二、募集资金投资项目的基本情况与发展前景 ......................................................... 17
三、《股权转让合同》（内容摘要）........................................................................ 21
四、董事会关于资产定价合理性的讨论与分析 ......................................................... 24
五、本次非公开发行对公司经营业务和财务状况的影响 ........................................... 24
第四节 董事会关于本次发行对公司影响的讨论与分析 .................................26
一、公司业务、章程、股东结构、高管人员结构、业务收入结构变化情况 .............. 26
二、公司财务状况、盈利能力及现金流量的变动情况............................................... 26
三、本次发行对公司与控股股东及其关联人之间关系的影响情况............................. 27
四、本次发行后的资金占用及关联担保情形 ............................................................. 27
3
五、本次发行对公司负债情况的影响........................................................................ 28
第五节 本次发行相关的风险说明 .................................................................29
一、业务与经营风险................................................................................................. 29
二、财务风险 ........................................................................................................... 29
三、政策风险 ........................................................................................................... 29
四、募集资金投向的风险 ......................................................................................... 30
五、本次交易的审批风险 ......................................................................................... 30
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释义
在沈阳金山能源股份有限公司非公开发行股票预案中，除非另有说明，下列
简称具有如下特定含义：
金山股份、本公司、公司、 指 沈阳金山能源股份有限公司
发行人
华电集团、实际控制人 指 中国华电集团公司
东方新能源、控股股东 指 丹东东方新能源有限公司
丹东金山 指 丹东金山热电有限公司
白音华金山 指 白音华金山发电有限公司
本次发行、本次非公开发 指 本公司向包括东方新能源在内的不超过10
行、本次非公开发行股票 名符合法律法规规定的特定对象发行不超
过15,000万股（含本数）每股面值一元的人
民币普通股
国家发改委 指 中华人民共和国国家发展和改革委员会
国务院国资委 指 国务院国有资产监督管理委员会
中国证监会 指 中国证券监督管理委员会
辽宁省发改委 指 辽宁省发展和改革委员会
装机/装机容量 指 发电设备的额定功率之和
控制装机容量 指 本公司全资子公司、控股子公司的装机容量
权益装机容量 指 本公司子公司、参股公司装机容量与参股比
例乘积之和
上大压小 指 根据国家节能减排有关政策，关停能耗高的
小火电机组后，可以投资建设能耗低的大型
发电机组
吉焦 指 热力单位，即1,000,000,000焦或百万千焦
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第一节 本次非公开发行方案概要
一、发行人基本情况
公司名称（中文）： 沈阳金山能源股份有限公司
公司名称（英文）： SHENYANG JINSHAN ENERGY CO.，LTD
股票上市地： 上海证券交易所
股票简称及代码： 金山股份（600396）
法定代表人： 王清文
注册资本： 34,060万元
注册地址： 沈阳市苏家屯区迎春街2号
成立日期： 1998年6月4日
邮编编码： 110006
联系电话： 024-83996041
传真号码： 024-83996040
电子信箱： zqb600396@126.com
办公地址： 辽宁省沈阳市和平区南五马路183号泰宸商务大厦
B座23层
经营范围： 火力发电；供暖、供热；粉煤灰、金属材料销售；
电厂机、炉、电检修；循环水综合利用；技术服务；
水力发电；风力发电；风力发电设备安装及技术服
务。
二、本次非公开发行的背景和目的
本公司成立于1998年，为我国五大发电集团之一华电集团控股的上市公司，
长期致力于在辽宁地区和蒙东地区从事火电、热电的开发、建设和运营，并积极
发展风电等清洁电力项目。公司装机规模一直保持快速增长，截至2011年6月30
日公司合计控参股11家电厂及一次能源类公司，拥有控制装机容量106.7万千
瓦，权益装机容量153.7万千瓦。2010年完成发电量400,785万千瓦时，上网电
量358,408万千瓦时，供热量400万吉焦。公司经营稳健，运作规范，在资本市
6
场上树立了良好的企业形象。
近年来公司资本支出需求不断扩大，资产负债率居高不下。为了保障公司项
目的顺利推进，促进公司持续快速发展，公司拟提出本次非公开发行股票申请。
本次非公开发行所募集资金将主要用于建设丹东金山热电有限公司2×30万千瓦
热电联产项目和收购白音华金山30%的股权。上述项目的落实将有助于公司逐步
消除同业竞争，扩大装机规模，优化发电资产结构，增强公司的盈利能力。除上
述项目投资外，公司将安排部分募集资金偿还金融机构贷款，优化公司资本结构，
改善公司财务状况，实现可持续发展。
三、本次非公开发行方案概要
1、发行股票的类型和面值
本次发行的股票种类为境内上市人民币普通股（A股），每股面值为人民币
1.00元。
2、发行数量
本次非公开发行股票的数量不超过15,000万股（含本数）。若公司股票在定
价基准日至发行日期间发生派息、送股、资本公积金转增股本等除权除息事项，
发行数量将根据本次募集资金总额与除权除息后的发行底价相应地调整。在上述
范围内，将提请股东大会授权董事会根据实际认购情况与保荐机构（主承销商）
协商确定最终发行数量。
3、发行方式和发行时间
本次发行采取向特定对象非公开发行的方式，在中国证监会核准后六个月内
择机实施。
4、发行对象及认购方式
本次非公开发行的发行对象为包括控股股东东方新能源在内的不超过10名
特定对象，特定对象的类别为：证券投资基金管理公司、证券公司、保险机构投
资者、信托投资公司、财务公司、合格境外机构投资者及其他符合法律法规规定
的投资者。在上述类别内，公司将在取得中国证监会关于本次发行的核准文件后，
7
按照《上市公司非公开发行股票实施细则》的规定以竞价方式确定发行对象。
本次发行对象全部以现金认购，东方新能源拟认购本次非公开发行股票数量
的29.80%，其他投资者认购剩余股份。
5、定价基准日、发行价格及定价原则
本次非公开发行的定价基准日为第四届董事会第十九次会议决议公告日
（2011年3月29日）。发行价格不低于定价基准日前20个交易日公司股票交易均
价的90%，即8.20元/股（股票交易均价＝定价基准日前20个交易日公司股票交
易总额/定价基准日前20个交易日公司股票交易总量）。
最终发行价格将在公司取得中国证监会关于本次发行的核准文件后，按照
《上市公司非公开发行股票实施细则》的规定以竞价方式确定。
东方新能源不参与本次发行的询价，东方新能源认购价格与本次发行价格
（即其他特定对象的认购价格）相同。
若公司股票在定价基准日至发行日期间有派息、送股、资本公积金转增股本
等除权除息事项，发行底价将进行相应调整。
6、本次募集资金的数量及用途
本次非公开发行的计划募集资金总额不超过12亿元，将用于以下项目：
单位：万元
序号 项目名称 项目总投资额 项目资本金 拟投入募集资金
丹东金山2×30万千瓦热电
1 275,000 55,000 45,000
联产项目
收 购 白 音 华 金 山 30% 的 股
2 42,000 -- 42,000
权
3 偿还金融机构贷款 -- -- 33,000
合计 -- 120,000
以上为本次非公开发行募集资金的全部用途，若本次非公开发行募集资金不
能满足相应项目的资金需要，公司将利用自筹资金解决不足部分；若本次非公开
发行募集资金超出相应项目的资金需要，公司将用于补充流动资金。公司董事会
可根据项目的实际需求，提请股东大会授权在上述募集资金投资项目范围内，对
上述项目的募集资金投入顺序、金额及具体方式等事项进行适当调整。
8
为满足项目投资进度的需要，在本次非公开发行募集资金到位之前，公司可
根据相应项目进度的实际情况以自筹资金先行投入，并在募集资金到位之后予以
置换。
7、本次发行前的滚存利润安排
为兼顾新老股东的利益，本次非公开发行完成前滚存的未分配利润将在本次
发行完成后由新老股东共享。
8、上市地点
本次发行的股票在限售期满后，在上海证券交易所上市交易。
9、本次发行股票的锁定期
本次发行对象认购的股份自本次发行结束之日起12个月内不得转让，公司
的控股股东、实际控制人或其控制的关联人认购的股份自发行结束之日起36个
月内不得转让。
10、本次非公开发行股票决议的有效期限
本次非公开发行股票决议的有效期为股东大会审议通过之日起12个月内。
四、本次发行是否构成关联交易
本次发行对象包括公司控股股东东方新能源，东方新能源以现金认购本次非
公开发行的部分股票构成关联交易。此外，公司拟使用本次发行募集的部分资金
向东方新能源收购其持有的白音华金山发电有限公司30%的股权也构成关联交
易。
在公司第四届董事会第十九次会议和第二十三次会议涉及关联交易的相关
议案表决中，关联董事均回避表决。
五、本次发行是否导致公司控制权发生变化
本次发行前，华电集团通过东方新能源和丹东东辰经贸有限公司合计间接持
有本公司29.80%的股份，为本公司的实际控制人。东方新能源拟认购本次发行
9
股票数量的29.80%，发行完成后华电集团依然合计间接持有本公司29.80%的股
份，仍为本公司的实际控制人。因此，本次发行不会导致公司实际控制权发生变
化。
六、本次发行方案已取得有关主管部门批准的情况以及尚需呈报
批准的程序
本次非公开发行的相关事项已获得公司第四届董事会第十九次会议和第二
十五次会议审议通过，同时，本次非公开发行尚待公司股东大会以及相关政府部
门的批准或核准，包括但不限于国务院国资委和中国证监会的批准或核准。
10
第二节 发行对象基本情况
本公司第四届董事会第十九次会议确定的具体发行对象为公司的控股股东
东方新能源。
一、东方新能源基本情况
（一）东方新能源
公司名称： 丹东东方新能源有限公司
注册资本： 507,953,950元
法定代表人： 邱国民
注册地址： 丹东市边境经济合作区I区B座102室
成立日期： 2000年6月12日
经营范围： 电力热力开发及销售；新能源的开发利用；发供电设
备及材料、节能、环保设备、现代办公设备、电力电
子产品的销售，房屋及电力设备租赁
（二）东方新能源的股权控制关系
截至本预案公告日，发行人、东方新能源与国务院国资委之间的产权及控制
关系结构图如下：
国务院国资委
100.00%
中国华电集团公司
100.00%
华电金山能源有限公司
100.00%
丹东东方新能源有限公司
100.00%
丹东东辰经贸有限公司 16.91%
12.89%
沈阳金山能源股份有限公司
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（三）东方新能源主要业务情况
东方新能源前身为2000年组建的股份合作制企业丹东东方新能源开发中
心，2005年改制为丹东东方新能源有限公司。2010年国务院国资委以《关于华
电金山能源有限公司间接受让沈阳金山能源股份有限公司有关问题的批复》（国
资产权[2010]589号），批复同意华电集团全资子公司华电金山能源有限公司受
让东方新能源100%股权。
东方新能源主要从事对外股权投资，截至本预案公告日，除了直接间接合计
持有本公司29.80%的股权之外，东方新能源持有的其他股权投资为：
序号 被投资单位名称 投资类型 权益比例（%）
1 丰满松花江水电有限公司 参股 32.05
2 沈阳沈海热电有限公司 参股 13.26
*
3 白音华金山发电有限公司 参股 30.00
4 丹东东辰经贸有限公司 控股 100.00
5 元宝山发电有限公司 参股 2.55
6 内蒙古元通发电有限公司 参股 5.02
7 丹东福瑞德酒店有限公司 参股 30.00
注：东方新能源持有的白音华金山发电有限公司30%股权已经通过产权交易所挂牌转让，
目前，东方新能源已与本公司签署了《股权转让合同》。该股权收购为本次非公开发行的
募投项目之一。
（四）东方新能源最近一年的简要财务报表
单位：万元
2010年12月31日 2010年12月31日
项目
合并口径 母公司口径
资产总计 1,374,547.04 91,162.29
流动资产合计 139,293.63 21,550.60
非流动资产合计 1,235,253.42 69,611.69
负债合计 1,157,428.04 27,435.35
流动负债合计 374,999.27 7,435.35
非流动负债合计 782,428.77 20,000.00
所有者权益合计 217,119.00 63,726.94
少数股东权益 149,007.80 --
归属于母公司所有者权益 68,111.16 63,726.94
2010年度 2010年度
项目
合并口径 母公司口径
营业收入 207,813.28 4,939.29
营业成本 164,554.17 609.78
12
营业利润 11,217.40 5,321.46
利润总额 12,765.19 7,680.53
净利润 11,577.39 6,490.35
归属于母公司所有者的净利润 6,996.99 6,490.35
（五）最近五年内是否受过行政处罚、刑事处罚，是否涉及重大民事诉讼
或仲裁的情况
东方新能源及其董事、监事和高级管理人员（或主要负责人）最近5年内未
受过行政处罚（与证券市场明显无关的除外）、刑事处罚，或者涉及与经济纠纷
有关的重大民事诉讼或仲裁。
二、本次发行后同业竞争和关联交易情况
（一）同业竞争
根据我国目前的电力行业管理体制，发电企业各自与所属电网签订购售合
同，由电网公司根据国家政策和公平调度原则以及当地区域电力市场供需等情况
决定各电力企业上网电量的分配与调度。因此，发电行业的竞争主要表现为省网
内发电企业之间的竞争，不同省网的电力企业之间不存在实质性的竞争关系。
本公司已投运电力资产主要集中在辽宁省。尽管目前实际控制人华电集团拥
有的辽宁华电铁岭发电有限公司与公司已投运电力资产处于相同电网，但在目前
的电力管理体制下，各发电企业不具备调整或影响上网电价的能力或电网公司电
力调度的能力。因此，华电集团及其控制的企业与公司之间存在一定程度的同业
竞争，但该等情形并不会对公司正常生产经营造成重大不利影响。
（二）关联交易
东方新能源以现金认购公司本次非公开发行的部分股票，本次非公开发行完
成后，公司拟使用本次发行募集的部分资金收购白音华金山发电有限公司30%的
股权，上述交易均构成关联交易。但收购完成后，华电集团及其控制的下属企业
所从事的业务与本公司的业务不因此产生新的关联交易。
三、本次发行预案披露前24个月内控股股东、实际控制人及其
控制的企业与本公司之间的重大交易情况
13
招标单位 中标单位 标的项目 标的金额 招标时间
沈阳苏家屯金山 辽宁华电检修工程
供热管道施工 2,528万元 2010年5月11日
热电有限公司* 有限公司**
丹东金山热电有 国电南京自动化股 DCS、NCS、
656万元 2010年5月18日
限公司* 份有限公司** ECMS
丹东金山热电有 中国华电工程（集
中水深度处理 1,635万元 2010年5月11日
限公司* 团）有限公司**
*沈阳苏家屯金山热电有限公司和丹东金山热电有限公司均为本公司全资子公司
**辽宁华电检修工程有限公司、国电南京自动化股份有限公司和中国华电工程（集团）有
限公司的实际控制人均为华电集团
上述三项交易是公司全资子公司为保证在建项目的顺利实施，通过公开招投
标的方式而进行的。
2010年3月本公司与华电集团控股子公司中国华电集团财务有限公司签订
了《金融服务协议》，通过中国华电集团财务有限公司办理存款、贷款及资金结
算等业务，存款利率不低于商业银行同期存款利率水平，贷款利率不高于商业银
行同期同类贷款利率水平，结算业务收费遵守中国人民银行颁布的相关规定及指
引，且不高于其他金融机构就同类服务所收取的费用。
2011年4月华电金山委托金融机构向公司提供额度为50,000万元人民币贷
款，期限一年，贷款利率按照金融企业同期同类贷款利率下浮5%。截至本预案
披露日，华电金山已委托兴业银行铁西支行向公司发放了3.4亿元贷款。
本公司已按中国证监会、上海证券交易所及其他相关法律法规的规定，对上
述交易事项履行了相应的审批程序并进行了信息披露。除此之外，本预案公告前
24个月内，公司与华电集团及其控制的下属企业未发生其他重大关联交易。
四、附生效条件的《股份认购合同》（内容摘要）
本公司和东方新能源于2011年3月27日签订了附生效条件的《股份认购合
同》，本公司拟非公开发行股票，东方新能源同意依本合同约定认购本公司非公
开发行的部分股票且本公司愿意依本合同约定向东方新能源发行股票。合同内容
摘要如下：
（一）认购数量或比例
东方新能源同意认购公司本次非公开发行中的部分股票，认购比例为本次非
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公开发行股票总数的29.80%。
（二）发行价格或定价原则
本次非公开发行股票的定价基准日为第四届董事会第十九次会议决议公告
日，发行价格不低于定价基准日前20个交易日公司股票交易均价的90%，最终
发行价格将在取得中国证监会关于本次发行核准文件后，按照《上市公司非公开
发行股票实施细则》的规定以竞价方式确定。
东方新能源不参与本次发行的询价，与其他特定对象的认购价格相同。
（三）认购款支付
东方新能源同意按公司发出的认购通知约定的支付时间向本次非公开发行
的主承销商指定的账户支付本合同约定的认购款项。验资完毕后，扣除相关费用
后再由主承销商划入公司指定的募集资金专项存储账户。
（四）锁定期
东方新能源同意其依本合同约定认购的公司股份自发行结束之日起36个月
内不转让。
（五）合同生效的条件
合同自下列条件成就之日起生效：
1、双方法定代表人或其授权代表人签署并加盖公章；
2、本次非公开发行股票获得国务院国资委批准；
3、本次非公开发行股票获得公司股东大会批准；
4、本次非公开发行股票获得中国证监会核准。
（六）违约责任
本合同有效期内，如公司违反约定，不能向东方新能源发行本合同规定的其
认购的全部或部分股票，公司应按违约部分应缴纳认缴款项的0.5%向东方新能
源支付违约金。
15
本合同生效后，如东方新能源不能在规定的公司发出的认购通知约定的款项
支付时间向公司支付全部或部分认购款项，东方新能源应按照违约部分认购款项
的0.5%向公司支付违约金。
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第三节 董事会关于本次募集资金使用的可行性分析
一、募集资金使用计划
本次非公开发行的计划募集资金净额（扣除发行费用后）不超过12亿元，
将用于以下项目：
单位：万元
序号 项目名称 项目总投资额 项目资本金 拟投入募集资金
丹东金山2×30万千瓦热电
1 275,000 55,000 45,000
联产项目
收 购 白 音 华 金 山 30% 的 股
2 42,000 -- 42,000
权
3 偿还金融机构贷款 -- -- 33,000
合计 -- 120,000
以上为本次非公开发行募集资金的全部用途，若本次非公开发行募集资金不
能满足相应项目的资金需要，公司将利用自筹资金解决不足部分；若本次非公开
发行募集资金超出相应项目的资金需要，公司将用于补充流动资金。公司董事会
可根据项目的实际需求，提请股东大会授权在上述募集资金投资项目范围内，对
上述项目的募集资金投入顺序、金额及具体方式等事项进行适当调整。
为满足项目开展的需要，本次非公开发行募集资金到位之前，公司可根据相
应项目进度的实际情况以自筹资金先行投入，并在募集资金到位之后予以置换。
二、募集资金投资项目的基本情况与发展前景
（一）丹东金山2×30万千瓦热电联产项目
1、项目基本情况
随着国家振兴东北老工业基地建设战略的实施，东北地区经济复苏，经济发
展和城市建设步伐加快，用电和用热需求旺盛。
辽宁省发改委以辽发改能源[2006]835号文批复了《丹东市中心城区热电发
展总体规划（2005~2020）》。丹东金山热电有限公司2×30万千瓦热电联产项
目的建设，符合丹东市热电发展总体规划，是落实丹东热电联产总体规划的主要
工程项目。推进大型热电联产项目的建设，“上大压小”，减少小锅炉污染，有助
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于改善边境城市环境质量、发展循环经济、保证城市集中供热的需要和缓解辽宁
省供电紧张的局面。
国家发改委以发改能源[2008]2109号文《国家发展改革委关于辽宁丹东金山
热电“上大压小”新建工程项目核准的批复》对丹东金山热电有限公司2×30万千瓦
热电联产项目给予了核准。
本项目总装机容量为60万千瓦，建设安装2×30万千瓦亚临界一次中间再热
汽轮发电机组和2台1,025吨/小时亚临界一次中间再热煤粉锅炉配套烟气脱硫装
置。项目总投资为27.5亿元，其中资本金为5.5亿元，其余通过银行贷款解决。
项目通过公司向丹东金山热电有限公司增资的方式，由丹东金山热电有限公司组
织实施，丹东金山热电有限公司成立于2007年，是公司的全资子公司。
该项目于2009年9月开工建设，截至2010年12月31日，该项目累计已投入
资金139,518万元，其中资本金10,000元，具体如下：
单位：万元
项目名称 投资总额 已投入资金 已投入资本金 尚需投入资本金
丹东金山2×30万千瓦
275,000 139,518 10,000 45,000
热电联产项目
本次非公开发行拟安排不超过4.5亿元募集资金用于该项目的后续建设，目
前工程建设正在有序进行中。如果募集资金及时到位，该项目于2012年5月底将
投产发电。
2、项目发展前景
本项目符合国家热电联产的产业政策，是国家鼓励发展的循环经济项目，具
有良好的社会效益和经济效益。
3、项目经济评价
项目建成后，年发电量约为22亿千瓦时，上网电量约为20亿千瓦时，年供
热量约为670万吉焦。据可行性研究报告测算，全部投资内部收益率为9.21%，
回收期为10.44年。
4、结论
18
丹东金山热电有限公司2×30万千瓦热电联产项目，是落实丹东热电联产总
体规划的主要工程项目，具有较好的市场前景、良好的经济效益和较佳的社会效
益，全部机组投产后，将对丹东地区的经济和社会发展提供有力支持。
（二）收购白音华金山30%的股权
1、白音华金山发电有限公司的基本情况
公司名称： 白音华金山发电有限公司
注册资本： 83,032万元
实收资本： 54,972万元
法定代表人： 陈必成
注册地址： 内蒙古自治区锡林郭勒盟西乌珠穆沁旗巴拉嘎尔高勒镇巴
拉格尔街
办公地址： 内蒙古自治区锡林郭勒盟西乌珠穆沁旗巴拉嘎尔高勒镇巴
拉格尔街
经营范围： 火力发电、供电、供热、供汽；电力工程技术咨询、火力
发电设备检修、粉煤灰及石膏综合利用、石灰粉加工与销
售；保温材料、运输、电力物资采购和经营。
白音华金山发电有限公司成立于2006年，截至本预案公告日，白音华金山
发电有限公司的股权结构为：本公司持有31%的股权，丹东东方新能源有限公司
持有30%的股权，辽宁能源投资（集团）有限公司持有30%的股权，阜新矿业（集
团）有限责任公司持有9%的股权。白音华金山发电有限公司章程中不存在可能
对本次股权收购产生重大影响的内容。本公司尚未有对股权受让完成后白音华金
山发电有限公司的管理层重新安排的计划。
2、白音华金山发电有限公司的业务情况
白音华矿区煤炭储量丰富，该地区已被国家列为六大煤电基地之一，成为东
北地区能源基地的扩展地。白音华金山发电有限公司是依托白音华矿区并利用四
号露天矿原煤建设的坑口电厂，开展煤电联营，规划装机容量为4×60万千瓦，
一期工程为新建2×60万千瓦空冷发电机组，一期项目已于2010年9月竣工投产，
19
所发电力送入东北电网。本项目属于国家资源综合利用项目，是经济转型的重点
工程，符合国家的能源政策和产业政策，享受国家和地方一系列优惠政策，有着
良好的发展前景和广阔的发展空间。
3、白音华金山发电有限公司主要资产权属情况、对外担保和主要债务情况
截至本预案公告日，白音华金山发电有限公司股权权属清晰，不存在质押、
冻结等限制股权转让的情形。截至本预案公告日，该公司的对外担保主要是与中
国建设银行沈阳城内支行签订的电费收费权质押贷款合同, 贷款金额12.88亿
元。截至2010年12月31日和2011年3月31日，该公司负债总计分别为408,940.82
万元和408,160.35万元，主要为长期借款。
4、财务情况
中瑞岳华依据中国注册会计师独立审计准则对白音华金山的一年一期财务
报表及附注进行了审计，并出具了“中瑞岳华专审字[2011]第1345号”标准无保留
意见的审计报告。根据审计报告，截至2010年12月31日和2011年3月31日，白
音华金山总资产分别为496,151.50万元和502,203.45万元，所有者权益分别为
87,210.68万元和94,043.09万元。一期项目已于2010年9月竣工投产，当年实现
营业收入35,463.58万元，净利润2,538.68万元。2011年1~3月，白音华金山实
现营业收入28,236.10万元，净利润2,345.81万元。
5、资产评估情况
根据中同华资产评估有限公司出具的“中同华评报字（2011）第238号” 《白
音华金山发电有限公司股权转让项目资产评估报告书》，评估机构主要采用收益
法和市场法两种方法对白音华金山全部主业资产进行评估，其中收益现值法的评
估结论为12亿元，较账面价值增值27.60%，市场法的评估结论为12.59亿元，较
账面价值增值33.87%。
评估师最终选取收益法的评估结果作为评估结论，即12亿元。选取收益法
的理由如下：收益法是从未来收益的角度出发，以被评估企业现实资产未来可以
产生的收益，经过风险折现后的现值和作为被评估企业股权的评估价值，因此收
益法对企业未来的预期发展因素产生的影响考虑比较充分；市场法则是根据与被
20
评估企业相同或相似的对比公司近期交易的成交价格，通过分析对比公司与被评
估企业各自特点分析确定被评估企业的股权评估价值，市场法的理论基础是同
类、同经营规模并具有相同获利能力的企业其市场价值是相同的（或相似的），
该方法对企业预期收益的考虑仅局限于目前的增长率对未来的发展趋势的影响，
因此与收益法相比存在差异；目前国内股市波动比较大，不排除对比公司股票价
格存在特殊因素，因此我们认为收益法估算出来的结论有更大的可信度。根据以
上分析，本次评估采用收益法结论作为最终评估结论比较合理。
6、需要说明的其他事项
本次评估的结果已经国务院国资委备案。根据国有资产管理的相关规定，白
音华金山30%股权交易需要采取进场交易的方式。目前公司已经通过上海联合产
权交易所产权转让方式，与转让方东方新能源签署了《股权转让合同》。本次白
音华金山30%股权交易的金额为4.2亿元。
（三）偿还金融机构贷款
随着公司业务结构的不断拓展和投资规模的逐步扩张，公司借款规模不断扩
大，公司资产负债率持续处于高位水平，且逐年上升。2008年末、2009年末、
2010年末和2011年6月30日，公司资产负债率（合并口径）分别为74.79%、
77.71%、82.88%和84.09%，公司抗财务风险的能力较弱；其次，借款规模的
持续扩大为公司带来了高额的财务费用，2008~2010年公司财务费用支出（合并
口径）分别为1.97亿元、2.42亿元和2.76亿元，对公司盈利能力产生了较大影响；
此外，高额的期末短期借款加大了公司的偿债压力，截至2011年6月30日，公司
的短期借款余额（合并口径）为18.17亿元，母公司银行借款金额为9.85亿，2011
年6月30日公司的流动比率仅为0.18，公司的流动性不足。
综上，本次非公开发行拟安排不超过3.3亿元募集资金用于偿还金融机构贷
款，将适当降低公司的资产负债率，并在一定程度上减少财务费用、缓解偿债压
力，有利于公司稳健经营和长远发展。
三、《股权转让合同》（内容摘要）
本公司与东方新能源于2011年7月29日签订了《白音华金山发电有限公司
21
30%股权产权交易合同》（简称《股权转让合同》），以4.2亿元的作价收购东
方新能源持有的白音华金山30%的股权，合同内容摘要如下：
（一）产权转让的标的
东方新能源将所持有的白音华金山发电有限公司30%股权有偿转让给本公
司。
（二）产权转让的价格
东方新能源将上述产权以人民币4.2亿元（大写：肆亿贰仟万元整）转让给
本公司。
（三）产权转让的方式
上述产权经资产评估备案后，通过上海联合产权交易所公开发布产权转让公
告（挂牌号：G311SH1005528），截至挂牌期满只产生一家意向受让方，即本
公司。根据国有产权转让的有关规定，现采用协议转让的方式，确定了受让人以
及转让价格，由东方新能源与本公司双方签署本产权交易合同，实施产权交易。
（四）产权转让涉及的企业职工安置
本项目不涉及企业职工安置问题。
（五）产权转让涉及的债权、债务的承继和清偿办法
本项目不涉及债权、债务的承继和清偿问题。
（六）产权转让中涉及的资产处置
本项目不涉及资产处置问题。
（七） 经双方约定，产权转让总价款的支付方式、期限和付款条件，采取
分期付款的方式：
本公司应向东方新能源支付产权转让总价款，共计人民币4.2亿元（大写：
肆亿贰仟万元整）。本公司前期已向上海联合产权交易所指定银行账户支付的保
证金人民币1.26亿元自动转为履约的部分价款，由上海联合产权交易所在出具产
权交易凭证后三个工作日内支付至东方新能源指定账户。
22
鉴于双方为同一实际控制人的，已向上海联合产权交易所提出场外结算交易
价款的申请。双方就交易价款的支付方式约定如下：
在本协议签署后三个工作日内，本公司须将成交价格30%的交易价款支付至
东方新能源指定账户（包含已缴纳的保证金，若此时保证金尚未自上海联合产权
交易所划出，也计为受让方已缴纳该部分价款），剩余70%交易价款应于2011
年12月31日前付清，并按照同期银行贷款利率向东方新能源支付延期付款期间
的利息。
（八）产权交割事项
经双方约定，交易基准日为2011年3月31日，股权交割日为2011年7月31日。
由交易基准日起至股权交割日止，期间白音华金山发电有限公司产生的盈利或亏
损及风险由本公司享有和承担。自本公司向东方新能源支付价款之日起，东方新
能源应在两个工作日内，将标的企业的资产、控制权、管理权移交给本公司，由
本公司对标的企业实施管理和控制。
（九）权证的变更
经双方协商和共同配合，由本公司在15个工作日内完成所转让产权的权证
变更手续。
（十）产权转让的税收和费用
产权转让中涉及的有关税收，按照国家有关法律规定缴纳。
产权转让中涉及的有关费用，经双方当事人共同协商约定，由双方各自承担。
（十一）违约责任
1、任何一方发生违约行为，都必须承担违约责任。如东方新能源违约致使
本合同不能履行，保证金应返还本公司；如本公司违约致使本合同不能履行，则
无权请求返还保证金。
双方协商一致解除合同的，东方新能源应将保证金退还给本公司。
2、东方新能源未能按期完成产权转让的交割，或本公司未能按期支付产权
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转让的总价款，每逾期一天，应按总价款的0.2%向对方支付违约金。
3、经双方协商，也可约定其他赔偿方式。
（十二）争议的解决方式
双方在履行本合同过程中若发生争议，可协商解决；可向上海联合产权交易
所或上海市产权交易管理办公室申请调解；可依法向甲方所在地人民法院起诉。
四、董事会关于资产定价合理性的讨论与分析
（一）公司董事会关于评估机构的独立性、评估假设前提和评估结论的合
理性、评估方法的适用性的意见
公司董事会认为：针对本次非公开发行股票募集资金拟收购的股权，东方新
能源聘请了具有资产评估资质的评估机构北京中同华资产评估有限公司（以下简
称“中同华”），就拟收购目标股权中的相关资产进行了评估，中同华出具了“中同
华评报字（2011）第238号”《白音华金山发电有限公司股权转让项目资产评估报
告书》。中同华及其项目人员与本次交易各方没有现存或者预期的利益关系，与
相关当事方没有现存或者预期的利益关系，对相关当事方不存在偏见，评估机构
具备独立性；评估报告之假设条件符合评估相关法规的规定、遵循了市场的通用
惯例或准则，符合评估对象的实际情况，评估假设前提具有合理性；评估机构针
对评估对象的实际情况，所选用的评估方法符合评估目的的要求，与评估目的相
关；资产的评估结论合理、评估价值公允，不存在损害上市公司及中小股东利益
的情况。
（二）公司董事会关于本次股权收购交易的方式合理性的意见
按照国有资产管理的相关规定，本次股权交易采用的是进场交易的方式。股
权交易的价格形成机制公开、公平和公正，符合公司和全体股东的利益，没有损
害中小股东的利益。
五、本次非公开发行对公司经营业务和财务状况的影响
（一）本次非公开发行对公司经营业务的影响
24
本次发行募集资金投资及收购项目符合国家产业政策、证券监管政策以及行
业整合趋势。上述收购及投资项目完成后，公司大容量火力发电机组占比将得以
提高，电源结构将得到进一步优化，有利于落实公司“以大代小”替代计划，进一
步降低能耗水平。通过收购白音华金山30%的股权，公司将进一步消除同业竞争，
完善公司治理，开展煤电联营，有利于增强抵御行业周期性波动风险的能力，对
实现公司长期可持续发展具有重要的战略意义。
（二）本次非公开发行对公司财务状况的影响
1、降低公司资产负债率，缓解短期偿债压力，提高公司抵御风险能力
近年来，伴随着燃料价格的高涨和投资规模的持续扩大，公司资产负债率处
于较高水平，2011年6月30日公司资产负债率（合并口径）为84.09%，2011年6
月30日短期借款的余额（合并口径）为18.17亿元。持续较高的资产负债率和短
期借款余额加大了财务风险，不利于公司经营的安全性。
本次非公开发行完成后，公司偿还3.3亿银行贷款，有利于优化公司资产负
债结构，可以将公司的资产负债率（合并口径）降为80.42%，从而降低财务风
险，为公司未来发展所需要的后续债务融资提供良好的保障。
2、提升公司的营业收入与盈利能力
本次发行募集资金收购及投资项目各项经济指标良好，具有较强的盈利能
力。项目实施后，可有效提高公司控股装机容量，增强发电能力，公司的主营业
务收入和盈利水平将得到进一步提高。
综上所述，本次发行完成后，公司资产及业务结构将得到优化，资产负债率
降低、盈利能力提高，发展潜力将大为增强，公司核心竞争能力将得到有效提升。
募集资金的用途合理、可行，符合公司稳健经营和长远发展的战略目标。
25
第四节 董事会关于本次发行对公司影响的讨论与分析
一、公司业务、章程、股东结构、高管人员结构、业务收入结构
变化情况
（一）本次发行对公司业务及资产的影响
本次发行完成后，将进一步提高公司控股装机容量，优化发电资产结构，增
强公司发电能力，提升公司的核心竞争力。本次发行完成后，公司的业务范围保
持不变，本次发行不会对公司业务及资产情况产生重大影响。
（二）本次发行对公司章程的影响
本次发行完成后，本公司将对公司章程中关于公司注册资本等与本次非公开
发行相关的条款进行调整。截至本预案公告日，本公司尚无对公司章程其他条款
调整的计划。
（三）本次发行对股权结构的影响
本次发行完成后，公司的股权结构将相应发生变化。本次发行前，实际控制
人华电集团合计间接持有本公司29.80%的股份。本次发行完成后，华电集团依
然间接合计持有本公司29.80%的股份，仍为本公司实际控制人。因此，本次发
行不会导致公司实际控制权发生变化。
（四）本次发行对高管人员结构的影响
本次发行完成后，不会对本公司高管人员的结构产生重大影响。
（五）本次发行对业务结构的影响
本次发行完成后，不会对本公司的业务结构产生重大影响。
二、公司财务状况、盈利能力及现金流量的变动情况
本次发行后，公司的总资产及净资产规模将相应增加，财务状况将得到改善，
盈利能力进一步提高，整体实力得到增强。
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本次发行对公司财务状况、盈利能力及现金流量的具体影响如下：
（一）对公司财务状况的影响
本次发行完成后，公司的资产总额与权益总额将同时增加，降低资产负债率，
有利于降低公司的财务风险，提高抗风险能力，为公司的持续发展提供良好的保
障。
（二）对公司盈利能力的影响
本次募集资金投资和收购项目盈利能力良好，项目完成后，可有效提高公司
利润水平。通过本次发行募集资金偿还部分银行贷款，降低了公司利息支出，缓
解了公司的偿债压力。
由于部分募集资金投资项目建设期内不会产生收益，可能会导致净资产收益
率的波动。但随着项目的建成投产，其所产生的收益将会逐步增加，公司竞争能
力将得到有效提升。
（三）对公司现金流量的影响
本次发行完成后，公司筹资活动现金流入将大幅增加。随着本次发行募集资
金收购及投资项目的完成，未来投资活动现金流出和经营活动现金流入将有所增
加。
三、本次发行对公司与控股股东及其关联人之间关系的影响情况
本次发行完成后华电集团仍为公司的实际控制人，公司与东方新能源、华电
集团之间的业务关系、管理关系不存在重大变化。白音华金山发电有限公司30%
股权收购的完成，将有利于逐步解决华电集团及其控制的企业与公司的同业竞争
问题，公司治理结构将进一步完善。
四、本次发行后的资金占用及关联担保情形
本次发行完成前，公司实际控制人及其关联方不存在对公司的资金占用或公
司为公司实际控制人及其关联方违规提供担保的情形。本次发行完成后，公司与
实际控制人及其关联方所发生的资金往来将继续限于正常的业务往来范围内，不
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会因本次发行而产生实际控制人及其关联方违规占用资金或公司为实际控制人
及其关联方进行违规担保的情形。
五、本次发行对公司负债情况的影响
2010年末和2011年6月30日公司的资产负债率（合并口径）分别为82.88%
和84.09%，本次非公开发行完成后，公司资产负债率将有所下降，财务结构将
更加稳健，抗风险能力进一步加强。因此，本次发行将使公司负债结构趋于合理，
不存在负债比例过低、财务成本不合理的情况。
28
第五节 本次发行相关的风险说明
一、业务与经营风险
（一）经济周期及电力供求风险
电力作为基础行业，与宏观经济运行和经济周期密切相关。受全球金融危机
及我国经济结构调整的影响，电力消费增速放缓；加之近年来全国发电装机规模
增长速度较快，电力市场供需形势或发生变化。由于我国经济企稳的趋势仍不稳
定、不巩固、不平衡，若未来经济增速放慢或出现衰退，存在电力消费增速放缓、
发电设备利用小时数下降的风险，将可能对公司的生产经营产生不利影响。
（二）煤炭市场的风险
2008年以来，受煤炭价格大幅上涨的影响，火电行业盈利能力大幅降低。
2009年下半年以来，电力需求有所回升，而电煤供应总量有限，电煤出现供给
偏紧的局面，煤价持续走高。未来煤炭供需形势依然严峻，预计煤炭价格仍将高
位运行。由于公司目前的发电机组构成以火电为主，因此上游煤炭市场存在的不
确定性和不稳定性仍然是公司面临的风险因素。
二、财务风险
电力行业是资金密集型行业，电厂建设具有投资大、建设周期长的特点，公
司生产经营规模的扩大、设备维护和技术改造等都需要投入大量资金。随着公司
业务结构的不断拓展和投资规模的逐步扩大，公司对资金的需求也相应增加，造
成公司资产负债率较高。2010年末和2011年6月30日公司资产负债率（合并口
径）分别为82.89%、84.09%，随着国家宏观经济调控力度的加强，未来贷款利
率水平可能进一步提高，银行贷款的增加和贷款利率的提高都将增加公司的利息
支出，降低公司的盈利水平，增大公司的财务风险。
三、政策风险
（一）产业政策风险
国家宏观经济政策和电力产业政策的调整，可能影响公司的经营环境。随着
29
电力体制改革的逐步实施和深入，电力行业的发展和改革将进一步深化，政府不
断修改、补充及完善现有产业政策和行业监管政策。相关政策的变化有可能对公
司的业务或盈利造成影响。
（二）环保政策风险
近年来，我国环保治理的力度不断加大。在电力行业，国家推行了“节能减
排”、支持新能源发展等多项行业政策。随着未来国家环保力度不断加大，环境
保护标准日益提高，公司环保支出可能增加，将提高公司的运营成本。
四、募集资金投向的风险
本次发行募集资金用于丹东金山2×30万千瓦热电联产项目的建设等3个项
目。
公司自建项目已取得立项批准和环境影响评价审批文件，但项目的建设进度
及相应的竣工时间受后续相关手续的办理和审核的影响存在一定的不确定性。此
外，项目建成后其运营能力受机组的运行状况、电力市场供求的变化等因素的影
响，若前述因素发生较大变化，募集资金投资项目的实际建设进度、经营效益可
能与目前预期存在一定差异。
此外，地震、海啸等严重自然灾害或极端天气等不可能抗力事件，可能会给
公司的项目建设和正常经营带来一定的不利影响。
五、本次交易的审批风险
本次交易尚须满足多项条件方可完成，包括但不限于取得公司股东大会、有
关政府部门的批准或核准。截至本预案公告日，上述审批事项尚未完成。能否获
得相关的批准或核准，以及获得相关批准或核准的时间，均存在不确定性，因此，
本次非公开发行方案能否最终成功实施存在不确定性。
沈阳金山能源股份有限公司董事会
二 O 一一年八月一日
30
图 号
F189 K1-A01-01
丹东金山热电厂(2×300MW)新建工程
可行性研究报告
第一卷 总说明书
(送审稿)
电力工程设计甲级证书 证书编号 060021—sj
工程咨询甲级资质证书 证书编号 工咨甲 2030808003
辽宁电力勘测设计院
2006 年 07 月 沈阳
丹东金山热电厂(2×300MW)新建工 程
可行性研究报告
第一卷 总说明书
(送审稿)
批 准：
审 核：
编 制：
本报告参加编写人员
序号 专 业 主设人 专 工
1 热 机 张怀宇 郭 宁
2 输 煤 孙 燕 佟毓翔
3 除 灰 赵 兵 蒋春毅
4 化 学 田 丰 魏 鹏
5 环 保 马 威 王 鑫
6 电气一次 周一丹 田慧娟
7 电气二次 王 宏 郑 阳
8 热 控 邢英迈 范建军
9 土 建 黄淑波 温国强
10 总 图 夏涤非 吴 谦
11 暖 通 常杰飞 刘宗雅
12 水工工艺 运长龙 尹子旭
13 水工结构 吴 克 刘绍忠
14 系 统 王云飞 宋颖巍
15 远 动 宋晔怿
16 通 信 李碧德 李艳芳
17 保 护 夏广福 王克祥
18 技 经 刘 琴 田恩东
19 水 文 李晓军 韩 伟
20 地 质 韩 伟 王政文
21 测 量 徐宝儒 徐宝儒
目 次
1 概述 …………………………………………………………………………1
1.1 项目概况和编制依据
1.2 研究范围
1.3 城市概况
1.4 项目建设的必要性
1.5 主要技术设计原则和指导思想
1.6 工作简要过程
2 热负荷………………………………………………………………….……10
2.1 供热现状
2.2 热负荷
2.3 设计热负荷
2.4 电厂供热能力及供热方式
2.5 年持续热负荷曲线绘制
3 电力系统…………………………………………………………………….17
3.1 电力系统概况
3.2 电力负荷预测
3.3 电力平衡
3.4 接入系统方案
3.5 系统远动要求
3.6 系统保护配置
3.7 系统通信
4 燃料供应………………………………………………………….…………31
4.1 燃料来源
4.2 燃料品质
4.3 燃料运输方式
4.4 电厂燃煤量
4.5 燃料平衡
4.6 点火及助燃油
5 机组选型及供热方案………………………………………………………35
5.1 供热参数的确定
5.2 装机方案论证
5.3 锅炉选型论证
5.4 推荐方案
5.5 主机技术条件
6 厂址条件……………………………………………………………………55
6.1 厂址概述
6.2 交通运输
6.3 电厂水源及供水
6.4 贮灰场
6.5 岩土工程
6.6 厂址选择意见(暂缺)
7 工程设想……………………………………………………………………85
7.1 全厂总体规划及厂区总平面规划布置
7.2 热力系统
7.3 燃烧制粉系统
7.4 燃料运输系统
7.5 除灰渣系统
7.6 化学水处理系统
7.7 电气部分
7.8 热工控制
7.9 主厂房布置
7.10 土建部分
7.11 采暖通风与空气调节
7.12 供、排水系统
7.13 贮灰场
8 烟气脱硫……………………………………………………………………184
8.1 设计依据
8.2 脱硫工艺系统选择
8.3 主要设计原则
8.4 脱硫系统主要组成及主要设施
8.5 脱硫系统采购
8.6 吸收剂的运输与加工
8.7 脱硫副产物及废水处置
8.8 系统布置
9 环境保护……………………………………………………………………187
9.1 厂址所在地区的环境现状
9.2 环境影响评述
9.3 污染防治措施
9.4 厂区绿化
9.5 环保管理和环境监测机构
9.6 热电联产集中供热的环境效益
9.7 环保设施的投资估算
9.8 结论及建议
10 劳动安全及工业卫生……………………………………………………206
10.1 编制依据
10.2 危害、危险因素分析
10.3 劳动安全和工业卫生措施
11 电厂消防…………………………………………………………………213
11.1 概述
11.2 总平面布置及交通要求
11.3 建筑物及构筑物要求
11.4 消防给水和电厂各系统的消防系统
11.5 火灾报警及控制系统
11.6 消防供电
11.7 采暖通风与空气调节设施的防火
12 节约和合理利用能源……………………………………………………226
13 劳动组织及定员…………………………………………………………228
13.1 编制原则计依据
13.2 电厂定员配置
14 工程项目实施条件和轮廓进度…………………………………………230
14.1 工程项目的实施条件
14.2 工程项目实施的轮廓进度
15 投资估算及经济评价……………………………………………………231
15.1 投资估算
15.2 经济效益分析
16 结论及建议………………………………………………………………309
附 件 目 录
1、丹东鸭绿江电力开发有限公司金山热电项目筹建分公司文件，丹电开热筹[2005]4
号，《丹东鸭绿江电力开发有限公司金山热电项目筹建分公司新建热电厂可研设计委托
书》(2005 年 10 月 19 日)。
2、辽宁省发展和改革委员会文件，辽发改发[2005]935 号，《关于同意开展丹东热
电厂项目前期工作的通知》(2005 年 11 月 7 日)。
3、丹东市发展和改革委员会、沈阳金山热电股份有限公司《关于建设丹东热电厂
实施城市集中供热的协议》(2005 年 11 月 3 日)。
4、内蒙古霍林河露天煤业股份有限公司，霍煤股函[2005]24 号《关于丹东鸭绿江
电力开发有限公司金山热电项目筹建分公司申请用煤的复函》(2005 年 11 月 16 日)。
5、丹东鸭绿江电力开发有限公司金山热电项目筹建分公司、内蒙古霍林河露天煤
业股份有限公司《关于购销发电用煤的意向性协议》(2005 年 11 月 21 日)。
6、龙煤矿业集团煤炭营销分公司，龙销函[2005]7 号《关于回复丹东鸭绿江电力开
发有限公司金山热电项目申请用煤的函》(2005 年 12 月 7 日)。
7、丹东鸭绿江电力开发有限公司金山热电项目筹建分公司、黑龙江龙煤矿业集团
有限责任公司煤炭营销分公司《关于购销发电用煤的意向性协议》(2005 年 12 月 29 日)。
8、沈阳金山热电股份有限公司文件，沈金热电发[2006]106 号《关于丹东金山热电
厂(2×300MW)新建工程设计煤种的确认函》(2006 年 1 月 24 日)。
9、辽宁省地震局辽震安评[2005]60 号《对丹东金山热电厂(2×300MW)新建工程场
地抗震设防要求的批复》(2005 年 12 月 30 日)。
10、辽地灾危评备[2005]309 号《地质灾害危险性评估报告/说明书备案登记表》(2005
年 12 月 30 日)及审查意见(电厂)。
11、辽地灾危评备[2005]310 号《地质灾害危险性评估报告/说明书备案登记表》(2005
年 12 月 30 日)及审查意见(贮灰场)。
12、辽国土资压储备字[2005]142 号《丹东金山热电厂(2×300MW)新建工程(电厂)
压覆矿产资源评估报告—压覆储量备案书》(2005 年 3 月 28 日)。
13、辽国土资压储备字[2005]143 号《丹东金山热电厂(2×300MW)新建工程(贮灰场)
压覆矿产资源评估报告—压覆储量备案书》(2005 年 3 月 28 日)。
14、沈阳金山热电股份有限公司、丹东北环城市污水处理工程有限公司《关于丹东
金山热电厂(2×300MW)新建工程用水的供水协议(中水)》(2006 年 1 月 16 日)。
15、丹东市城乡建设委员会丹建函[2005]56 号《关于丹东金山热电厂(2×300MW)新
建工程排水请示的复函》(2005 年 12 月 20 日)。
16、沈阳金山热电股份有限公司、丹东北环城市污水处理工程有限公司《关于丹东
金山热电厂(2×300MW)新建工程外排废水的接纳协议》(2006 年 1 月 16 日)。
17、丹东市信息产业局文件，丹信发(2006)1 号《关于丹东金山热电厂厂址通信设
施不受影响的函》(2006 年 1 月 16 日)。
18、丹东市环境保护局《关于丹东金山热电厂(2×300MW)新建工程污染物总量控制
指标的函》(2005 年 12 月 20 日)。
19、丹东市水利局文件，丹水字[2006]1 号《关于丹东金山热电项目新建工程发电
及热网用水输水取水意向申请的批复》(2006 年 1 月 4 日)。
20、中国人民解放军辽宁省军区司令部(函)，司军保[2006]004 号《复关于确认丹东
金山热电厂选址对军事设防工程无影响的请示函》(2006 年 1 月 11 日)。
21、沈阳金山热电股份有限公司、丹东长城水泥集团有限公司《丹东金山热电厂
(2×300MW)新建工程脱硫石膏粉煤灰综合利用协议书》(2006 年 2 月 16 日)。
22、沈阳金山热电股份有限公司、辽东实业集团有限公司《丹东金山热电厂
(2×300MW)新建工程脱硫石膏粉煤灰综合利用协议书》(2006 年 2 月 15 日)。
23、沈阳金山热电股份有限公司、丹东市天源新型建材有限公司《丹东金山热电厂
(2×300MW)新建工程粉煤灰综合利用协议书》(2006 年 2 月 15 日)。
24、沈阳金山热电股份有限公司、丹东第二水泥有限公司《丹东金山热电厂
(2×300MW)新建工程石灰石供应、运输协议书》(2006 年 2 月 15 日)。
25、丹东第二水泥有限公司石灰石生产情况(2006 年 2 月 15 日)。
26、中国石油天然气股份有限公司辽宁丹东销售分公司《关于丹东金山热电厂
(2×300MW)新建工程燃料油供应的承诺函》(2006 年 2 月 22 日)。
27、沈阳进山热电股份有限公司、丹东市自来水总公司《关于丹东金山热电厂
(2×300MW)新建工程生活用水的供水协议(自来水)》(2006 年 4 月 11 日)。
28、丹东市文化局文件，丹文字[2006]33 号“转发《关于同意丹东金山热电厂新建
工程选址的批复》的通知”(2006 年 5 月 31 日)。
29、辽宁省机场管理集团丹东机场丹机场函[2006]7 号《关于丹东金山热电厂新建
烟囱事宜的复函》(2006 年 6 月 5 日)。
30、中国民用航空东北地区空中交通管理局空管局函[2006]18 号《关于丹东金山热
电厂新建工程征求空管净空高度意见的复函》(2006 年 6 月 9 日)。
31、(暂缺)
32、丹东市城乡规划局文件，丹城规字[2006]1 号《关于丹东金山热电厂建设项目
选址的请示》(2005 年 1 月 5 日)。
33、辽宁省国土资源厅辽国土资规初审[2006]3 号《关于丹东金山热电厂新建工程
项目用地初审意见的报告》(2006 年 2 月 16 日)。
34、辽宁省建设厅辽建函字[2006]96 号《关于丹东金山热电厂建设项目选址的复函》
(2006 年 4 月 10 日)。
35、中华人民共和国国土资源部国土资预审字[2006]98 号《关于丹东金山热电厂
2×300MW 机组工程项目建设用地预审意见的复函》(2006 年 4 月 10 日)。
36、丹规市字 6002 号《建设项目选址意见书》(2006 年 5 月 11 日)。
37、丹东市人民政府《关于同意丹东金山热电厂使用中水的函》(2006 年 4 月 8 日)。
38、丹东市发展和改革委员会文件，丹发改字[2006]141 号《关于丹东金山热电厂
取、引水工程可行性研究报告的批复》(2006 年 5 月 31 日)。
39、丹东市城乡规划局文件，丹城规字[2006]34 号《关于丹东金山热电厂新建工程
取引水可行性报告的批复意见》(2006 年 6 月 14 日)。
40、丹东市城乡规划局文件，丹城规字[2006]35 号《关于丹东金山热电厂集中供热
工程热网部分可行性研究报告的批复意见》(2006 年 6 月 14 日)。
41、丹东市发展和改革委员会文件，丹发改字[2006]160 号《关于呈报丹东金山热
电厂集中供热热网工程可行性研究报告的请示》(2006 年 6 月 20 日)。
42、沈阳进山热电股份有限公司、丹东同华实业有限公司《丹东金山热电厂
(2×300MW)新建工程灰渣运输协议》(2006 年 6 月 23 日)。
43、沈阳金山热电股份有限公司文件，沈金热电发[2006]116 号《关于丹东金山热
电厂(2×300MW)新建工程出资的承诺函》(2006 年 4 月 11 日)。
44、丹东东方新能源有限公司文件，新能源字 2006-3《关于丹东金山热电厂
(2×300MW)新建工程出资的承诺函》(2006 年 4 月 22 日)。
45、中国工商银行贷款承诺函，工银贷函[2006]66 号(2006 年 4 月 30 日)。
46、中国建设银行贷款承诺书，意承编号(2006 年)第 015 号(2006 年 5 月 16 日)。
47、中国光大银行贷款承诺函(2006 年 6 月 1 日)。
48、《丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程建设用地拆迁安置方案》（2006 年 6
月 5 日）。
49、辽宁省国际工程咨询中心文件，辽工咨发[2006]61 号《关于丹东金山热电
2×300MW 集中供热工程热网部分可行性研究报告的评估意见》(2006 年 7 月 5 日)。
附 图 目 录
1 厂址总体规划图 F189 K1-A02-01
2 电力系统现状接线图 F189 K1-A02-02
3 接入系统方案图 F189 K1-A02-03
4 厂区总平面竖向布置图(方案一) F189 K1-A02-04
5 厂区总平面竖向布置图(方案二) F189 K1-A02-05
6 原则性热力系统图 F189 K1-A02-06
7 原则性燃烧系统图(煤粉炉方案) F189 K1-A02-07
8 原则性燃烧系统图(循环流化床炉方案) F189 K1-A02-08
9 输煤系统方案布置图(煤场方案) F189 K1-A02-09
10 输煤系统方案布置图(筒仓方案) F189 K1-A02-10
11 水力除渣系统图(煤粉炉方案) F189 K-A02-11
12 气力除灰系统图(煤粉炉方案) F189 K-A02-12
13 除灰渣系统图(循环流化床炉方案) F189 K-A02-13
14 原则性化学水系统图 F189 K1-A02-14
15 石灰处理系统图 F189 K-A02-15
16 电气主接线 F189 K-A02-16
17 主厂房底层平面布置图(煤粉炉方案一) F189 K1-A02-17
18 主厂房运转层平面布置图(煤粉炉方案一) F189 K1-A02-18
19 主厂房底层平面布置图(煤粉炉方案二) F189 K1-A02-19
20 主厂房运转层平面布置图(煤粉炉方案二) F189 K1-A02-20
21 主厂房横断面布置图(煤粉炉方案) F189 K1-A02-21
22 主厂房底层平面布置图(循环流化床炉方案) F189 K1-A02-22
23 主厂房横断面布置图(循环流化床炉方案) F189 K1-A02-23
24 脱硫工艺原则性系统图(煤粉炉方案) F189 K1-A02-24
25 脱硫工艺总平面布置图(煤粉炉方案) F189 K1-A02-25
26 供水系统图(煤粉炉方案) F189 K1-A02-26
27 水量平衡图(煤粉炉方案) F189 K1-A02-27
28 消防给水系统图(煤粉炉方案) F189 K1-A02-28
29 供水系统图(循环流化床炉方案) F189 K1-A02-29
30 水量平衡图(循环流化床炉方案) F189 K1-A02-30
31 消防给水系统图(循环流化床炉方案) F189 K1-A02-31
32 热网首站系统图 F189 K1-A02-32
33 偏岭灰场平面布置图 F189 K1-A02-33
34 偏岭灰场堆灰断面图 F189 K-A02-34
35 范家沟灰场平面布置图 F189 K1-A02-35
36 范家沟灰场堆灰断面图 F189 K-A02-36
37 全厂自动化系统规划图 F189 K-A02-37
38 厂区内施工平面布置图 F189 K1-A02-38
39 热负荷分布图 F189 K1-A02-39
40 管网总平面图 F189 K1-A02-40
41 厂区总平面竖向布置图(方案三) F189 K1-A02-41
42 厂区总平面竖向布置图(方案四) F189 K1-A02-42
43 厂区平面竖向布置图(循环流化床炉方案) F189 K1-A02-43
44 丹东市中心城区供热规划图(2005 年~2020 年) F189 K1-A02-44
可行性研究阶段设计成品总目录
丹东金山热电厂新建工程可行性研究阶段设计成品由下列内容组成：
1 可行性研究报告及图纸 辽宁电力勘测设计院
第一卷 总说明
支持性文件汇编
第二卷 附图
2 电厂接入系统设计 辽宁电力勘测设计院
3 岩土工程勘测报告及图纸 辽宁电力勘测设计院
4 工程测量报告及图纸 辽宁电力勘测设计院
5 水文气象报告书 辽宁电力勘测设计院
6 环境影响评价报告书 辽宁省环境科学院
7 水资源论证报告 松辽水环境科学研究所
8 建设用地地质灾害危险性评估报告 辽宁省矿产勘察院
9 地震安全性评价报告 辽宁省地震研究所
10 建设用地压覆矿产资源评估报告 辽宁省矿产勘察院
11 水土保持方案论证报告 松辽水环境科学研究所
12 热力网工程可行性研究报告 辽宁省城乡规划设计院
13 铁路专用线可行性研究报告 中铁工程设计咨询集团有限公司
14 取、引水工程可行性研究报告 丹东市水力勘测设计院
15 项目选址报告书 丹东市规划设计研究院
丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
1 概述
1.1 项目概况和编制依据
1.1.1 项目概况
丹东金山热电厂(2×300MW)新建工程是由沈阳金山热电股份有限公司依照《丹东市
中心城区热电发展总体规划(2005~2020 年)》拟在丹东市投资建设的大型热电联产项目。
一期建设规模拟选用 2×300MW 亚临界一次中间再热供热机组，规划容量 4×300MW 亚
临界一次中间再热供热机组。
1.1.2 编制依据
1) 丹东金山热电项目筹建分公司《设计委托书》。
2) 丹东市发展和改革委员会、沈阳金山热电股份有限公司《关于建设丹东热电厂实
施城市集中供热的协议》。
3) 辽宁省城乡规划设计院编制的《丹东市中心城区热电发展总体规划(2005~2020
年)》(2005 年 01 月 20 日)。
4) 辽宁省城乡规划设计院编制的《丹东金山热电厂 2×300MW 机组集中供热工程热
网部分可行性研究报告》。(2006 年 2 月)
5) 工程设计委托方提供的原始资料。
1.2 研究范围
本报告研究范围包括：
1) 热负荷；
2) 装机方案论证及机组选型；
3) 电力系统；
4) 燃料供应；
5) 建厂条件论证；
6) 厂址方案比较；
7) 工程设想；
8) 环境保护；
9) 投资估算和经济效益分析。
由业主方另行委托进行专题研究的项目有：
2006 年 07 月 -1- 辽宁电力勘测设计院
丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
——电厂接入系统方案设计；
——电厂铁路运输方案设计；
——电厂灰渣综合利用工程；
——厂外热力管网工程；
——地震安全性评价、地质灾害危险性评价等分项报告。
1.3 城市概况
1.3.1 地理位置
丹东市地处辽宁省东南部(东经 124°23′00″，北纬 40°07′00″)，南临黄海，北与本溪市
接壤，东南隔鸭绿江与朝鲜民主主义共和国相望，西南与大连市相接，西北与鞍山市、
辽阳市交界，东北隔浑江与吉林省集安市相邻。陆域东西长 216km，南北宽 132km，市
域面积 15222km2(包括鸭绿江中朝两国共用水面和共用岛屿)，其中城区面积 832.2km2。
全市总人口 238.1×104 人。
1.3.2 经济结构与发展
丹东市是以轻工出口加工业和旅游业为主的城市，工业基础比较雄厚，门类较为齐
全，现已形成汽车及汽车配件、电子信息、纺织、造纸、化工医药、食品饮料等工业格
局。2005 年，丹东市政府提出了要把丹东建设成为中国东部现代化沿海港口城市的新的
城市定位。根据这个发展定位，又相应提出了总体发展思路，即“建设一个中心，形成三
大基地，发展八个重点产业”。“一个中心”，就是要使丹东成为东北东部的区域性物流中
心；“三大基地”，就是要把丹东打造成为加工制造业基地、特色农业基地和电力基地；“八
大重点行业”，就是要重点发展汽车及零部件、电子信息、农产品加工、纺织服装、化工
医药、造纸及纸制品、电力和以旅游、物流业等为重点的现代服务业。
1.3.3 基础设施
丹东市交通发达，有北京至平壤及莫斯科至平壤两条国际联运铁路，并有沈丹线、
凤上线、丹大线及浪石线经过。丹东市境内还有沈丹、丹大高速公路等 9 条国家级、省
级公路主干线。丹东港位于辽东半岛东北部，是中国与朝鲜半岛及日本列岛最为邻近的
深水良港，已同美国、日本、韩国、香港等 50 多个国家和地区的 90 多个港口开通了航
线。此外，浪头军民两用机场已开通多条国内、国际航线。
1.3.4 能源消费及燃料供应现状
根据丹东市 2004 年能源消耗统计：市区全年耗电总量为 35.04×108kWh；消耗汽油
2006 年 07 月 -2- 辽宁电力勘测设计院
丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
量为 0.6×104t；消耗柴油量为 4.1×104t；消耗煤油量 0.2×104t；消耗燃油量 4.02×104t；
消耗石油液化气 3100×104m3；耗煤量为 87×104t，其中冬季采暖用煤量 50×104t，占全
年总用煤量的 57.5%，采暖锅炉燃料来源于辽宁铁岭、阜新、丹东凤城等地。
丹东地区的煤矿储量约为 3700×104t，年开采量约为 310×104t。丹东地区煤质分为
无烟煤(热值 18840～25120kJ/kg)和烟煤(热值 16747～20934kJ/kg)。丹东地区居民燃气主
要为煤制气和石油液化气，由于数量所限，只考虑民用。
1.3.5 气候条件及环境基本现状
丹东位于欧亚大陆东岸中纬度地带，属暖温带季风型大陆性气候，受地理位置、地
形等自然因素的影响，夏无酷暑，冬无严寒，四季分明，雨热同季。市域年平均气温 6～
9℃，年极端最高气温 33～36℃，年极端最低温度-22～-37℃，八月份最热平均气温 22～
24℃。南部气温偏高，北部气温偏低。丹东市域是北方降水量最大地区之一，年平均降
水量在 767～1152mm。丹东市域年平均日照时数 2350～2530h，最多达 2820h，最小 2270h，
东南部日照时数较多，向西北逐渐减少，相差 180 多小时。
丹东市区环境空气中主要污染物为降尘，其次为总悬浮颗粒物、SO2。降尘年均值
优于辽宁省标准；总悬浮颗粒物、SO2、CO、NOx 监测年均值均达到 GB3059－1996《环
境空气质量标准》中的二级标准。2004 年丹东市环境空气污染指数为：总悬浮颗粒物
0.166mg/m3，SO2 浓度为 0.029mg/m3，NO2 浓度 0.022mg/m3，降尘月平均值为 8.2t/km2，
环境空气质量处于较好状态。
1.3.6 水资源
丹东市域的河流众多，水系发达，水资源丰富，主要有鸭绿江水系、大洋河水系和
沿海水系。丹东地区 2km 以上的大小河流 944 条，其中流域面积超过 5000km2 的大江、
大河 4 条，即鸭绿江、浑江、瑗河、大洋河。直接流入这四大水系的河流有哨子河、草
河、半拉江、蒲石河、八道河、亮子河、安平河等。丹东地区雨量充沛，年平均降雨量
为 767～1152mm。年平均蒸发量为 700mm 左右，年陆地平均蒸发量为 450mm。
丹东市水资源总量 85.77×108m3，其中地表水 84.29×108m3，地下水 15.70×108m3。
丹东市用水主要取自鸭绿江，其年平均径流量为 260×108m3。
丹东市计划于 2006 年开工建设新的水源地三湾水利枢纽及输水工程。水库库容
1.09×108m3，日供水能力 56×104t，工程预计在 2008 年完工。
丹东北环城市污水处理厂也计划于 2006 年开工建设，两期工程将形成日处理污水
2006 年 07 月 -3- 辽宁电力勘测设计院
丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
15×104t 的能力，计划于 2008 年实施完毕。
1.3.7 电力供应及城市供暖现状
丹东地区现有水丰、长甸、太平湾和太平哨共四个水电厂，总装机容量 732MW。另
外华能丹东电厂装机容量 700MW(2 台 350MW 机组)，是丹东地区的主力电源，地方及
企业自备电厂装机容量 120MW，丹东地区电源总装机容量 1552MW。
丹东市的集中供热起步较早，上世纪 80 年代，辽宁省政府曾把丹东市的集中供热作
为重点公益事业之一，支持建设了以鸭绿江造纸厂和丹东化纤厂两个供工业蒸汽为主的
企业自备热电厂，在满足企业自身用热的基础上，兼对附近热用户供热，全市的工业热
负荷基本实现了集中供热。
随着城市的快速发展，到 2004 年全市城市人口已经增加到 78×104 人，城市建筑面
积增加到 1705×104m2，为城市建筑供热的小锅炉已经达到 380 多台，严重影响了城市的
外观形象和空气质量状况，集中供暖普及率只有 20%。
1.4 项目建设的必要性
1.4.1 全面落实科学发展观，加快推进循环经济发展
东北地区冬季寒冷、采暖期长、城镇化程度相对较高。由于前些年经济发展较慢，
集中供热等基础设施建设滞后。随着振兴东北老工业基地战略实施，东北地区经济开始
复苏，城市建设和经济发展步伐加快，工业和采暖用热需求旺盛。
长期以来，东北地区工业和采暖热负荷大部分采用落后的锅炉供热，供热效率低、
质量差，能源浪费大，环境污染严重，不适应东北地区城市和经济的快速发展的需要，
不符合国家提出的建设资源节约型、环境友好型社会的要求。而热电联产是解决和改变
我国东北地区大中城市落后供热现状的主要方式。
丹东是一座中型城市，也是我国对朝最大边境城市，地处辽宁省东南部，鸭绿江下
游，黄海之滨。市区三面环山，一面临江，呈带状，与朝鲜新义州市隔江相望。全地区
总面积 1.52×104km2，总人口 242×104 人。市区面积 59×104km2，人口 78×104 人。该
市属暖温带季风型大陆性气候，四季分明，气候宜人，年平均气温 6～9℃，冬季最低气
温零下 32℃，夏季平均气温 27.7℃。市区建筑面积达 1705×104km2，现有规模以上企业
713 家。城市工业和采暖热负荷集中。而丹东市供热状况与其城市和经济发展相比明显落
后，集中供热率仅 20%。现有化纤、鸭纸和丹纸三座企业自备小热电厂，装机容量分别
为 24MW、36MW、6MW，主要保证本企业用热和市区工业热负荷集中供热，兼顾
2006 年 07 月 -4- 辽宁电力勘测设计院
丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
180×104m2 的采暖供热。长期以来，冬季取暖主要由分散的小锅炉房间歇供热，在 50 多
平方公里的市区内，分布着 400 多台小锅炉房及其贮煤厂、贮渣场。在市区中心地带和
居民小区，小锅炉房到处可见，烟囱林立，市区污染严重，严重影响了国门城市形象和
市民身体健康。
为改变我国边境城市面貌，促进丹东市城市经济的发展，2005 年 10 月 27 日国家发
展和改革委员会能源局组织有关专家，对《丹东市中心城区热电发展总体规划(2005~2020
年)》进行了评审，并得到国家发展和改革委员会原则同意，将丹东市中心城区大热电集
中供热项目列为全国大型热电联产试点项目。该项目的建设符合国家热电联产产业政策，
是贯彻实施“发展循环经济、建设节约型社会”的战略方针、落实科学发展观、从实际出
发、以人为本的具体体现。全面规划，分步实施，以期达到保护环境，节约能源，提高
人居生活质量，促进城市经济社会可持续协调健康发展的目标。
同时，电厂生产用水采用城市污水处理厂处理的中水，使丹东市中水资源得到很好
的开发和利用，可以大大节约宝贵的淡水资源用于城市其它产业的发展。电厂灰渣可以
全部综合利用，锅炉所排的灰渣可用于道路工程、回填材料、烧结砖、水泥、混凝土及
其水泥掺和料等，减少灰渣排放，节约土地资源。
1.4.2 符合城市热电发展总体规划
《丹东市中心城区热电发展总体规划(2005~2020 年)》中对丹东市总体热源分布作了
比较详细规划。该报告指出“为适应丹东市目前的供热情况，以及热电规划与城市总体规
划协调发展的要求，热电规划分为近、中、远期三个阶段，即近期 2005～2010 年；中期
2011～2015 年；远期 2016～2020 年。根据《丹东市城市总体规划》，结合丹东市现有热
负荷分布及热源情况，确定规划的总体思路，以最终实现丹东市中心城区“一大”、“一小”
两个供热区域。“一大”即由振安区、元宝区、振兴区和安民新区组成的以民用负荷为主
的大供热区，规划建设 4×300MW 燃煤供热机组，配以 6×58MW 调峰锅炉承担供热。”
本工程一期建设 2×300MW 机组，计划 2007 年开工，2009 年建成投产。热电厂向外
供热能力为 661MW，配以供热区内 4×58MW 调峰锅炉，能够满足供热区域内热负荷需
求总量 893MW 要求。2015 年热电厂再扩建 2 台 300MW 机组，供热能力增大到 1322MW，
配以供热区内 6×58MW 调峰锅炉，总供热能力为 1670MW，完全能够满足该供热区域内
2015 年、2020 年热负荷的需求量 1052.9MW 和 1577.8MW 增长需要。因此，该项目建设
符合城市热电发展总体规划。
2006 年 07 月 -5- 辽宁电力勘测设计院
丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
1.4.3 改善环境状况提高空气质量
近年来，丹东市的燃料油、燃气以及电等清洁能源的消耗量逐年增多，但能源消费
结构以煤为主的格局并未发生变化。根据统计资料，2004 年全市消耗原煤总量约 87×104t，
其中冬季采暖用煤量约 50×104t，占全年总煤量的 57.5%。大量燃煤排放的污染物造成丹
东市煤烟型污染特征，冬季污染尤为严重。随着城市的发展和供热面积的增加，燃料的
消耗量逐年增加，致使大气污染日趋严重。
据统计，2004 年丹东市区环境空气中首要污染物为可吸入颗粒物。综合指数评价结
果，全年环境空气质量处于中度污染水平。环境空气中可吸入颗粒物年均值为
0.166mg/m3，降尘年均值 8.2t/km2 月，SO2 浓度 0.029mg/m3、NOX 浓度 0.022mg/m3，基
本达到国家二级标准。
该项目选用高参数、大容量机组实现热、电、冷联供，不仅提高电厂热效率，降低
燃料消耗，节约能源，减少环境污染，同时对丹东市大部分城区可实现集中供热，不仅
改变目前该地区主要依靠 10t 以下小锅炉供热或分散采暖，供热效率低，能源浪费严重
的局面，同时也减少了大量燃煤排放的污染物对丹东市造成的污染。
丹东金山热电厂建成后，用大型热电厂取代大量的小锅炉房，对改善丹东市的环境
具有十分重要的作用：
1) 采用容量大、效率高的锅炉，煤耗明显降低，必然减少污染物的排放量，同时也
减少了煤、灰的运输量；
2) 选用高效率除尘器及脱硫装置，可以减少烟尘及二氧化硫的排放量，减轻大气污
染；
3) 采用高烟囱，有利于污染物的扩散并降低污染物的落地浓度；
4) 灰渣集中贮放，有利于灰渣的综合利用，减少二次污染；
5) 选用先进设备材料，采用良好的减振和防噪声措施，可以降低噪声对环境的污染；
6) 废污水集中治理后再排放，使废水排放符合《污水综合排放标准》。
经核算，丹东金山热电厂建成投产后，可减少小锅炉台数 150 台，拆除烟囱 135 根，
每年供暖可节约标煤约 15.2×104t，减少灰渣排放量约 5.1×104t，减少硫化物排放量
1498t，减少烟尘排放量 3177t。
1.4.4 缓解省内供电紧张局面，满足地方用电负荷增长
辽宁省是东北地区的负荷中心，2004 年用电负荷占东北全区的 51.13%，装机仅占
2006 年 07 月 -6- 辽宁电力勘测设计院
丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
全区的 39.28%，电源装机容量与用电负荷极不相称，一直处于缺电状态。随着国家支持
东北地区等老工业基地加快调整和改造政策的实施，辽宁省作为我国的老工业基地，一
大批国有骨干企业生产规模不断扩大，社会经济全面复苏，全社会用电量和用电负荷都
将有一个跳跃式的发展。因此“十一五”期间，辽宁省经济将伴随工业的振兴，占全社会
用电量比重较大的第二产业用电量将会有较大幅度的攀升，相应的会带动第一产业和第
三产业用电量的全面提升，人民生活水平也会随着社会经济的发展将有较大的改善，用
电量和用电负荷将大幅度增长。
辽宁电网是东北电网的重要组成部分，截至 2004 年底，辽宁电网装机容量为
16298MW，最大发电负荷 14600MW，全社会用电量 1019.78×108kWh。根据负荷预测，
辽宁电网 2010、2015 年的发电负荷水平分别为 23812MW、30693MW，按照辽宁省电网
电源规划表，装机容量达到 34480MW 和 33815MW。考虑呼盟直流送入电力 3000MW，
通辽、赤峰、吉林地区送入电力 2479MW，辽宁省电网 2010 年电力基本平衡，2015 年
缺少装机容量 1900MW。
丹东市是我国最大的边境城市，与朝鲜新义州市隔江相望。振兴大东北，创建新丹
东，党和国家关于支持东北老工业基地调整改造与振兴的战略决策，为丹东市加快发展
提供了一个难得的历史性机遇。创建新丹东就是要拓展发展空间、扩大经济总量、提升
综合功能、营造良好环境，使丹东成为东北地区重要的加工制造基地、物流中心和旅游
名城。丹东市目前接入辽宁省电网主力电源总装机容量 1552MW，其中水电 732MW，火
电 820MW。预计截止 2010 年左右丹东地区蒲石河抽水蓄能电厂、长甸水电厂扩建，地
区装机容量达到 2232MW。根据丹东地区最大供电负荷和社会用电量情况，丹东地区在
“十一五”初期，冬季电力略有盈余，2009 年 220kV 层面出现电力亏缺，需要从 500kV 电
网受电；夏季水电大发时，地区电力盈余，220kV 电网向主网送电。
本工程拟建 2×300MW 机组，投产时间安排在 2009 年，届时可向系统供电约 35 亿
kWh，在很大程度上满足了丹东市用电增长需求，并可通过电网向外输出电力。因此，
该项目的建设将缓解辽宁省内的供电紧张局面，促进地方经济的发展。
1.4.5 支持东北老工业基地改造
支持东北老工业基地改造是中央从建设小康社会着眼做出的又一重大战略决策。东
北老工业基地具有极大的发展潜力，在实现现代化的整个进程中，将始终起着十分重要
的作用。辽宁省的发展是振兴老工业基地的基础。由于辽宁省的用电量已超过东北电力
2006 年 07 月 -7- 辽宁电力勘测设计院
丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
市场的 51%，而装机容量还不到东北电网的 40%，电源装机容量与用电负荷极不相称。
特别是用电结构以工业为主的特点，随着改造步伐的高速推进，电力需求必将保持较高
的增长速度。
另一方面，按照辽宁省全面建设小康社会发展规划，2010 年前 GDP 年均增长 10%、
2010 年―2020 年间年均增长 9%，考虑振兴东北老工业基础和资源型城市发展接续产业
的需要，以及全省用电结构呈现重工业结构为主的格局将持续相当长时间的特点，按照
国家发改委关于优化配置东北区域市场电力资源的要求，在充分考虑可能受入外省电量
的基础上，并综合分析省内一次能源的供求形势、电网运行的经济和安全性、电源结构
的高速、运输以及环保等因素后，到 2010 年，全省需发电装机容量 29200MW，全社会
需用电量 1390×108kWh，届时黑龙江、吉林和内蒙东部三省区发电装机将预计盈余总量
为 5200MW，我省可受入电力 4200MW，受入电量 230 亿 kWh。相应省内自有发电装机
容量需达到 25000MW，比 2003 年净增约 9000MW。由此可见，辽宁省“十一五”期间，
急需安排大型路口和港口电厂、负荷中心和大型城市供热电厂等一大批电源项目开工建
设，才能满足国民经济高速增长和老工业基础改造的电力和热力需要。
1.4.6 符合地区经济发展
由沈阳、鞍山、抚顺、本溪、辽阳、铁岭和营口、大连组成的沈大经济带，是东北
地区重要的经济中心和负荷中心。该区域的 GDP 和全社会用电量约占东北地区的 39%，
需发电装机 13560MW，占东北电网 34.4%，其中：本地装机 8500MW (距沈大经济带 100km
之内)，占 63%；需外部电源 5060MW，占 37%。在东北地区电力装机容量和市场供给比
较宽松的条件下，该区域电力供需及电网运行基本平衡。但是按照该地区经济发展对电
力需求的预测，到 2010 年需发电装机 23000MW，比 2002 年净增加 9440MW。即使按目
前的装机构成，在区域内也需新增加发电装机 6000MW 左右。为避免出现类似“美加大
停电”的事故，提高电网运行的稳定性、安全性和经济性，在统一优化配置区域电力资源
的基础上，考虑辽宁省特别是沈大经济带作为东北地区负荷中心的特殊地位，尽快规划
建设一批港口、路口和负荷中心电厂，作为受端电网的支撑是必要的。丹东市毗邻本溪
市，与朝鲜第二大城市新义州隔江相望，具有得天独厚的地理优势，该项目的建成必将
会给周边地区的经济发展带来巨大的商机。
1.5 主要技术设计原则和指导思想
根据丹东金山热电项目筹建分公司《设计委托书》和丹东市人民政府、沈阳金山热
2006 年 07 月 -8- 辽宁电力勘测设计院
丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
电股份有限公司《关于建设丹东金山热电联产项目的合作协议》要求，结合《丹东市中
心城区热电发展总体规划(2005~2020 年)》和辽宁省电力系统发展规划，以及燃料、水源、
交通运输和环境保护等因素，对建厂条件进行比较和论证。
本项目可行性研究报告将遵循以下主要技术设计原则和指导思想：
1) 电厂建设规模
按《丹东市中心城区热电发展总体规划(2005~2020 年)》的要求，遵照国家发改委
2005[604]文件精神，结合辽宁省电网规划及电力平衡情况，论证合理的建设规模和规划
装机容量。
2) 厂址
根据丹东市城市规划和城市建设用地情况，本阶段按二个拟选厂址进行论证，即五
道沟厂址、化纤厂厂址。
3) 水源
水源按利用丹东北环城市污水处理厂排放的再生水考虑，备用水源按鸭绿江取水考
虑。生活、消防供水水源由市政供水部门负责。
4) 煤源
煤炭资源利用霍林河煤和黑龙江双鸭山煤，铁路运送燃料。
5) 贮灰场
按拟定厂址周边山谷灰场进行分析论证，排灰方式除综合利用外，为干灰加湿采用
汽车运输到灰场。
6) 接入电力系统
按照电厂的建设规模，结合辽宁省电网规划，确定电厂接入系统的电压等级。
7) 设备年利用小时数
本工程的发电设备利用小时数按 5500h。
8) 工程计划进度
本期工程计划 2007 年 4 月开工建设，2009 年 2 月第一台机组投产，2009 年 6 月第
二台机组投产。
9) 本工程限额设计参考造价指标按 2005 年水平。
1.6 工作简要过程
2005 年 07 月下旬，我院受沈阳金山热电有限公司委托，开始对热电厂的拟选厂址及
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丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
其外部条件进行调查。在此过程中，我院先后与丹东市发展改革委员会以及规划、国土、
水利、环保、电业等部门进行多次接触，对拟选的电厂厂址及贮灰场进行充分论证，基
本确定了五道沟、化纤厂二个电厂厂址和偏岭、范家沟二个贮灰场场址。首选五道沟厂
址为推荐电厂厂址，偏岭贮灰场为推荐贮灰场。
2005 年 8 月初，我院正式开展该项目初步可行性研究工作，并对拟选厂址进行了工
程测量和初步地质勘查。在设计过程中得到业主单位通知，初步可行性研究阶段报告直
接按可行性研究报告深度设计。
2005 年 10 月底，《丹东市中心城区热电发展总体规划(2005~2020 年)》经国家发展和
改革委员会能源局组织专家评审，顺利通过，并原则同意将该项目列为全国大型热电联
产试点项目。
2006 年 2 月，完成《丹东金山热电厂(2×300MW)新建工程可行性研究报告》(初稿)，
提交给项目单位，配合各分项报告编制单位开展建厂的各分项专题论证工作以及办理相
关支持性文件。
2006 年 7 月初，完成《丹东金山热电厂(2×300MW)新建工程可行性研究报告》(送
审稿)。
2 热负荷
2.1 丹东市供热现状
丹东市的集中供热起步较早，上世纪 80 年代，辽宁省政府曾把丹东市的集中供热作
为重点公益事业之一，支持建设了以鸭绿江造纸厂和丹东化纤厂两个供工业蒸汽为主的
企业自备热电厂，在满足企业自身用热的基础上，兼对附近热用户供热，全市的工业热
负荷基本实现了集中供热。
随着城市的快速发展，到 2004 年全市城市人口已经增加到 78×104 人，城市建筑面
积增加到 1705×104m2，为城市建筑供热的小锅炉已经达到 380 多台，严重影响了城市的
外观形象和空气质量状况，集中供暖普及率只有 20%。
2.1.1 工业热负荷
丹东市现状工业热负荷主要为鸭绿江造纸厂和丹东化纤厂的生产热负荷。
鸭绿江造纸厂最大工业热负荷 60t/h，平均工业热负荷 40t/h，最小工业热负荷 20t/h。
丹东化纤厂最大工业热负荷 250t/h，平均工业热负荷 200t/h，最小工业热负荷 150t/h。
2.1.2 采暖热负荷
2006 年 07 月 - 10 - 辽宁电力勘测设计院
丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
丹东市中心城区现有总建筑面积 1705×104m2，其中由自备热电厂对外供采暖面积
180×104m2，占总建筑面积的 10.56%；由 20t/h(含 20t/h)以上锅炉供采暖面积为 165×104m2，
占总建筑面积的 9.7%；由分散的中、小型锅炉供采暖面积达 540×104m2，占总建筑面积
的 31.67%；此外，尚有 820×104m2 建筑面积采用落后的火炕、小火炉采暖。丹东市中心
城区供热现状参见下表 2-1。
2004 年丹东市中心城区供热现状统计表
表 2-1
4
供热类型 建筑物面积(×10 m2) 所占比例(%)
热电联产集中供热 180 10.56
20T/h 以上锅炉供热 165 9.7
中小锅炉分散供热 540 31.67
其它(火炕、火炉等) 820 48.1
总 计 1705 100
2.1.3 生活热水及空调热负荷
目前丹东市城市供热系统尚无生活热水及空调用热负荷。
2.1.4 热源现状
2.1.4.1 热电联产现状
1) 鸭绿江造纸厂自备热电厂
鸭绿江造纸厂自备热电厂始建于 1982 年，现有 3×75t/h+1×130t/h 蒸汽锅炉，配
2×12MW 背压机组＋1×12MW 抽凝机组。该热电厂目前工业蒸汽负荷最大 60t/h，兼供民
用采暖，对外供采暖面积 120×104m2(包括元宝区 40×104m2)，供热能力尚有很大富裕。
该热电厂现已由海德集团接管。
2) 丹东化纤厂自备热电厂
丹东化纤厂自备热电厂现有 1×150t/h＋2×90t/h 蒸汽锅炉，配 1×12MW 背压机组＋
1×12MW 抽背机组。生产用汽量为 200t/h，对外供采暖面积 48×104m2。
2.1.4.2 热水锅炉现状
丹东市中心城区共建有中小型热水锅炉 386 台，总吨位 1943t/h，供企事业单位、居
民采暖面积达 705m2。其中 10t/h 以下的锅炉 326 台，10t/h 锅炉 41 台，20t/h 锅炉 18 台，
30t/h 锅炉 1 台。这些分散的中小锅炉普遍存在着设备陈旧、运行管理差、设施不完善、
能源效率低、污染严重等问题。中心城区 2004 年中小锅炉数量统计见表 2-2。
2006 年 07 月 - 11 - 辽宁电力勘测设计院
丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
中心城区 2004 年中小锅炉数量统计表
表 2-2
供热面积
项 目 T<2t/h 2t/h≤T＜10t/h T≥10t/h 合计
(万 m2)
锅炉台数 74 252 60 386
合计吨位数 74 980 889 1943 705
占总吨位百分数 3.8% 50.44% 45.76% 100%
2.1.5 热网现状
2.1.5.1 蒸汽网现状
海德热电蒸汽管网建成于 1983 年。一期工程所供厂外的工业用户，由于企业巳基
本停产，所建蒸汽网均已停运；厂内有一条专供本厂生产纸浆的高压蒸汽管道，蒸汽压
力为 1.6MPa，长约 300m。二期扩建西支线 2×DN450 管网，供八道沟沟内用户的生产及
采暖用汽。该管道在过沙河桥后引出两根 DN400 的管道直埋至富源换热站，供元宝区部
分用户采暖用汽，最远供汽半径为 4km。
化纤热电蒸汽管网始建于 1985 年，厂内生产用蒸汽约为 200t/h；由于目前厂外已无
其它工业热用户，因此厂外建成的 DN400 的蒸汽热网用来对附近 48×104m2 的建筑供热。
2.1.5.2 热水网现状
振安区现有热水管网主要是由海德热电循环水直供，总出口管径为 DN450，后分成
三条支线。原设计供热面积为 20×104m2，现实际供 32×104m2，其管径已无法满足实际
需要，最大供热半径为 2km。
化纤热电热网一级网为蒸汽网，分为四个换热站，下属小区的二级网管径为 DN200
至 DN400，总长度不超过 2km，供水最高温度约为 70℃。
目前，丹东市的中小锅炉房供热均采用分散的直供式庭院管网供热，供水温度约为
70℃。
2.2 热负荷
本工程供热区分东、西两部分。东部供热区为振兴区内东起七道沟，西至五道沟，
山上街以南地区。该区位于丹东市中心，现有建筑面积为 758×104m2，负荷密度较大。
区内化纤热电供热 48×104m2，丹纸热电供热 12×104m2，其余均为中小型锅炉房供热。
热电供热建于上世纪八十年代，目前已运行二十多年，管网和设备均已陈旧老化。众多
分散的中小锅炉房也普遍存在着设备陈旧、运行管理差、设施不完善、能源利用率低、
2006 年 07 月 - 12 - 辽宁电力勘测设计院
丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
污染严重等问题。
西部供热区为东起五道沟，西至安民新区，铁路线以南的沿江地区。安民新区作为
丹东市的主要扩展区，发展潜力很大，但目前供热负荷较为分散，现有供热面积 23×104m2，
均为中小锅炉房供热；沿江地区是丹东市发展的黄金地带之一，现有供热面积 52×104m2，
以企业自行分散供热为主。该地区工业企业较多，有化纤厂、黄海汽车、石油化工厂、
制革厂等，其中有些企业需要搬迁，因此热负荷发展具有不确定因素。
2.2.1 工业热负荷
根据《丹东市中心城区热电发展总体规划(2005-2020 年)》和《丹东金山热电厂
2×300MW 机组集中供热工程热网部分可行性研究报告》，供热区内的工业热负荷由原热
源供给，本工程不供工业热负荷。
2.2.2 采暖热负荷
根据《丹东金山热电厂 2×300MW 机组集中供热工程热网部分可行性研究报告》，
本期工程采暖综合热指标为 q=49W/m2，到 2013 年丹东金山热电厂供热区域内供热面积
将达到 1823×104m2，冬季采暖及生活热水总热负荷 893.27MW。
2.3 规划热负荷
根据《丹东市中心城区热电发展总体规划(2005~2020 年)》和《丹东金山热电厂
2×300MW 机组集中供热工程热网部分可行性研究报告》，到 2020 年供热区域内供热面积
将达到 3720×104m2，冬季采暖及生活热水总热负荷 1822.8MW。
2.4 采暖设计热负荷
本期工程设计采暖供热面积为 1823×104m2，，综合热指标为 49W/m2。
采暖及生活热水最大热负荷 Qzd=893.27MW (3216.35GJ/h)，折成 0.292MPa、211℃
蒸汽量为 1377.7t/h。
平均热负荷系数：
φ=(tn-twp.j)/(tn-tw.j)=0.656
式中：
tn ——采暖室内计算温度，18℃；
twp.j——采暖期室外平均温度，-3℃；
tw.j——采暖期室外计算温度，-14℃；
2006 年 07 月 - 13 - 辽宁电力勘测设计院
丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
平均热负荷：
Qpj= Qzd×φ=586 MW(2110.7GJ/h)
最小热负荷系数：
ψ=(tn-tq)/(tn-tw.j)=0.406
式中：
tq——采暖起始室外温度，5℃；
最小热负荷：
Qzx= Qzd×ψ=362.67MW(1306.6GJ/h)
采暖期总供热量为：
∑Q= Qpj×Np×24=586×151×24=2123664MW
2.5 电厂供热能力及供热可靠性
2.5.1 电厂供热能力
本期工程新建 2×300MW 供热机组，建成投产后可供压力 0.292MPa，温度 211℃采
暖蒸汽，最大抽汽量 1020t/h。折成热量为 2381.3GJ/h(661.34MW)，可供采暖面积 1349.67
万 m2，热化系数为 0.74。
根据《丹东金山热电厂 2×300MW 机组集中供热工程热网部分可行性研究报告》，
在 本 期 工 程 供 热 范 围 内 改 建 4×58MW 热 水 锅 炉 ， 届 时 该 热 网 调 峰 热 负 荷 为
QT=4×58MW=232MW。
热源最大供热能力为 Q 供=Qj+QT=661.34+232=893.34MW
热网最大需热量为 Q 需=S×q=1823×49=893.27MW
则 Q 供＞Q 需，方案成立。
本期工程配套的市区热网采用三环制供热方式，由电厂和热网调峰锅炉房作为整个
热网的热源，当室外日平均温度≤+5℃时开始采暖，此时由电厂对外供热，当室外日平均
温度≤-5.7℃时电厂供热达到最大值。起动热网调峰锅炉房，采用摘网运行方式对外供热。
2.5.2 供热可靠性
在采暖季，当一台机组事故时，另一台机可供采暖用蒸汽 506t/h。折成热量为
1181.3GJ/h(328.08MW)，此时起动热网调峰锅炉房，调峰负荷为 232MW，总采暖供热量
为 560.08MW，占整个热网热负荷的 62.7%，满足规范要求。
2006 年 07 月 - 14 - 辽宁电力勘测设计院
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2.6 年持续热负荷曲线
2.6.1 热负荷延时曲线图
利用采暖期热负荷分布的无因次综合公式计算某一采暖室外温度的延续时间及热
负荷大小，从而绘制出热负荷延时曲线。
无因次公式可以表述为：
0 N ≤5
Rt = b
Rn 5< N ≤ N p
1 N ≤5
Q=
1 β 0 Rn 5< N ≤ Np
b
式中：
N 5
Rn =
Np 5
为无因次延续天数；
t w t w. j
Rt =
5 t w. j
为无因次室外温度；
5 μt p . j
b=
μt p. j t w. j
修正系数；
Np
μ=
Np 5
修正系数；
5 t w. j
β0 =
t n t w. j
系数；
t n —— 采暖室内计算温度，℃；
t wp. j
—— 采暖期室外平均温度，-3℃；
t w. j
—— 采暖期室外计算温度，-14℃。
Np
—— 采暖期天数，151 天；
根据以上公式和丹东市地区基本气象数据，计算出热负荷延续时间。设计热负荷时热
负荷延续时间计算结果见表 2-3，根据计算结果所绘制的热负荷延时分布曲线见图 2-1。
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热负荷小时延续曲线
表 2-3
计算温度 tw °C -14.0 系数 b 0.744 备 注
最大热负荷 Q GJ/h 3216.35 冬季平均 tp w °C -3.0 热指标 q kJ/m2
采暖蒸汽含差 Δi kJ/kg 2334.5 系数 βO 0.594 176.43
最大延续小时 h 3624 电厂最大 Qd Gj/h 2381.25
室外温度 t'w 延续小时 h' 供热量 Q' 合蒸汽 G 最大采暖面积 F
(℃) (h) (GJ/h) (t/h) (104m2)
-14.0 120 3216.35 1377.7 1823.0
-14.0 120 3216.4 1377.7
-14.0 120 3216.4 1377.7
-13.0 187 3115.8 1334.7
-12.0 290 3015.3 1291.6
-11.0 413 2914.8 1248.6
-10.0 551 2814.3 1205.5
-9.0 702 2713.8 1162.5
-8.0 864 2613.3 1119.4
-7.0 1035 2512.8 1076.4
-6.0 1215 2412.3 1033.3
-5.4 1327 2352.0 1007.5
-4.0 1598 2211.2 947.2
-2.0 2009 2010.2 861.1
0.0 2444 1809.2 775.0
2.0 2901 1608.2 688.9
4.0 3378 1407.2 602.8
5.0 3624 1306.6 559.7
-3.0 1800 2110.7 904.1 热网平均 Qwp
-5.7 1272 2381.3 1020.0 电厂最大 Qd
-1.2 2172 1933.4 828.2 电厂平均 Qdp
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图 2-1 热负荷延时分布曲线图
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3 电力系统
3.1 电力系统现状
3.1.1 辽宁电网现状
辽宁省位于东北地区的南部，辽宁电网是东北电网的主要组成部分，由辽宁电网和
赤峰电网组成东北地区南部电网。辽宁电网经三回 500kV 线路(东丰—徐家双回线和梨树
—沙岭线)和五回 220kV 线路(其中梅中双回、清致、昌巨、云卧)与吉林电网相连；经元
董双回 500kV 线和 220kV 宁建线与赤峰电网相连；同时经 500kV 高(岭)姜(家营)线与华
北电网联网。
辽宁电网分为辽西电网(朝阳、葫芦岛、锦州、盘锦和阜新地区电网)、辽中电网(由
沈阳、铁岭、抚顺、辽阳、鞍山、本溪和营口地区电网)和辽南电网(大连和丹东地区电网)。
其中辽中电网经三回 500kV 线(董辽双回线和董王一回线)和三回 220kV 线(田营线、兴营
线、青新线)与辽西电网相连，经双回 500kV 王南线和五回 220kV 线(水草，凤草，电芬，
电北和熊宝)与辽南电网相连。
3.1.2 丹东地区电力系统现状
丹东地区电网位于辽宁电网南部，现有水丰、长甸、太平湾和太平哨共四个水电厂，
总装机容量 732MW；华能丹东电厂装机容量 700MW(2 台 350MW 机组)，是丹东地区的
主力电源，通过电芬、电北、电兴和电浪四条 220kV 线路将电力送入本溪和丹东电网。
丹东地区电源总装机容量 1552MW，各电厂装机情况详见表 3-1。
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丹东地区电源装机情况表
表 3-1
序号 电厂名称 装机容量（MW） 接网电压（kV） 备 注
1 华能丹东电厂 700 220 系统电厂
2 水丰电厂 315 220 系统电厂
3 太平湾电厂 95 220 系统电厂
4 太平哨电厂 172 220 系统电厂
5 长甸电厂 150 220 系统电厂
6 化纤热电厂 24 66 企业自备电厂
7 甲纸热电厂 39 66 企业自备电厂
8 丹纸热电厂 6 10 企业自备电厂
9 凤煤电厂 4.5 66 企业自备电厂
10 银利电厂 12 66 地方电厂
11 凤城热电厂 9 10 地方电厂
12 水源厂热电厂 4.5 10 企业自备电厂
13 海洋红风发发电厂 21 66
14 合计 1552
丹东地区现有 6 座 220kV 变电所，分别为凤城、宽甸、丹东、孔家沟、新兴、浪头
变电所，变电总容量 1023MVA，各变电所主变压器容量及负荷情况详见表 3-2。另外本
溪供电公司 220kV 草河口变电所一台 75MVA 变压器专为丹东地区供电。
220kV 变电所主变容量及负荷情况表
表 3-2
电压等级 变电容量(台×容量) 最大负荷
区 域 变电所名称
(KV) （MVA） (MW)
振兴区 丹东 220 2×120 139
城区 振兴区 浪头 220 1×120 22
元宝区 孔家沟 220 2×120 94
宽甸县 宽甸 220 1×120 61
郊县 东港市 新兴 220 1×120 71
凤城市 凤城 220 1×63+1×120 89
目前丹东地区 220kV 电网已形成以华能丹东电厂和四座水电厂为主要电源点的地
区单环网，北部通过电芬、电北、凤草和宽草线等四条 220kV 线路与本溪电网相联，西
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部分别通过岩庄线(凤城—岫岩—庄河)和东庄(丹东—庄河)线与大连电网相连。其中
220kV 岫岩变隶属鞍山供电公司。
丹东地区电力系统地理位置现状详见图 F189 K-A02-02。
3.1.3 丹东地区电网存在的主要问题
丹东市内三区是丹东地区用电负荷中心。由于丹东市区一面傍山，一面临江，形成
东西长 28km，南北宽不足 2km 的狭长市域，受地理环境制约，220kV 变电所不能进市
区，造成浪头、孔家沟等三个一次变只能沿山“一”字排开，分别通过 220kV 孔东线、浪
东线联接，并未形成环网，目前还只是地区环网中的一部分。另外，由于丹东地区没有
500kV 变电所，使得与省网联系不够紧密，网架结构比较薄弱。
除市区 3 个 220kV 变电所可通过 66kV 侧互供负荷外，各县(市)220kV 变电所 66kV
侧均缺乏紧密联系，从而导致各变电所间的互供能力差。因此，急需增加 220kV 电源布
点，以从根本上解决 66kV 电网网架不合理的状况。
3.2 电力负荷预测
根据丹东地区电力负荷发展历史及变化趋势，结合丹东地区经济发展规划，采用人
均用电量法对丹东地区需电量和最大负荷进行预测，预测结果见表 3-3。
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电力负荷预测结果表
表 3-3
电量（亿 kWh） 负荷（MW）
年份 人口(万人)
低方案 中方案 高方案 低方案 中方案 高方案
1995 238.1 27.8 479.3
2000 240.9 26.58 417.2
2003 232.9 30.58 481.5
2004 241 35.04 516.6
2005 242.1
2006 242.6 38 39.8 41.6 590 650 680
2007 243.1 40.6 42.5 44.4 645 700 724
2008 243.6 44.2 46.3 48.4 705 760 790
2009 244.1 47.8 50 52.3 770 810 863
2010 244.6 51.4 53.8 56.3 830 890 930
2015 247.1 68.8 71.6 77.8 1140 1290 1440
2020 249.6 88.6 92.3 98.6 1520 1610 1700
人均电量/电力 kWh/人、kW/人
2005～2010 年 2100 2200 2300 0.340 0.360 0.380
2010～2015 年 2750 2900 3150 0.460 0.520 0.580
2015～2020 年 3550 3700 3950 0.610 0.645 0.680
根据预测结果分析，最终推荐中方案作为丹东地区负荷预测方案，即丹东地区 2010、
2015 和 2020 年需电量为 53.8 亿 kWh，71.6 亿 kWh 和 92.3 亿 kWh，丹东地区需电力负
荷 2010、2015 和 2020 年为 890MW，1290MW 和 1610MW。
3.3 电力平衡
3.3.1 电源装机安排
由表 3-1 知丹东地区现有装机总容量 1552MW，其中接于 220kV 电网的华能丹东电
厂和水丰、长甸、太平哨、太平湾等电厂装机容量 1432MW。
正在扩建的长甸水电厂 2008 年将新增 200MW 容量，建设中的蒲石河抽水蓄能电厂
2009 年投入机组 2×300MW，2015 年再投机组 2×300MW，总装机达 1200MW。华能丹
东电厂二期扩建 2×600MW 机组 2015 年投入运行。丹东金山热电厂 2×300MW 机组，2009
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年投入运行，2020 年再投 2×300MW。丹东地区电源规划装机规划如表 3-4 所示。
丹东地区电源规划装机规划表
表 3-4 单位：MW
年份
2004 年实
2006 年 2007 年 2008 年 2009 年 2010 年 2015 年 2020 年
装机容量 际
电 厂
华能丹东电厂 700 700 700 700 700 1300 1900 1900
水丰电厂 315 315 315 315 315 315 315 315
太平湾电厂 95 95 95 95 95 95 95 95
太平哨电厂 172 172 172 172 172 172 172 172
长甸电厂 150 150 150 350 350 350 350 350
蒲石河抽水蓄能
600 600 1200 1200
电厂
丹东金山热电厂 600 600 600 1200
合 计 1432 1432 1432 1632 2832 3432 4632 5232
3.3.2 电力平衡
由丹东地区电源装机规划表 3-4 知：2010 年丹东地区装机容量为 3432MW，2015 年
为 4632MW，2020 年为 5232MW。其中冬大、冬小方式火电按装机容量的 20%留备用，
水电冬大按装机容量的 20％留备用，冬小水电全停。夏大、夏小按地区装机总容量的 20
％留备用，火电按 1 台大机的单机容量留备用，水电按地区总备用扣除 1 台大机容量后
的数值做为水电机组备用。按上述原则得出丹东地区冬大/冬小方式和夏大/夏小方式电力
平衡结果，如表 3-5 和表 3-6 所示。
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丹东地区冬大/冬小方式电力平衡
表 3-5 单位：MW
年份
结果 2006 2007 2008 2009 2010 2015 2020
项目
一、电力负荷
冬大/冬小 650/426 700/459 760/498 810/530 890/583 1290/845 1610/1055
二、电源装机 1432 1432 1632 2832 3432 4632 5232
1 水电 732 732 932 1532 1532 2132 2132
2 火电 700 700 700 1300 1900 2500 3100
三、备用 286 286 326 566 686 926 1046
1 水电 146 146 186 306 306 426 426
2 火电 140 140 140 260 380 500 620
四、电源出力 1084/504 1084/504 1242/504 2149/336 2581/768 3488/600 3920/1032
1 水电 580/0 580/0 738/0 1213/-600 1213/-600 1688/-1200 1688/-1200
2 火电 504 504 504 936 1368 1800 2232
五、电力
434/78 384/45 482/6 1339/-194 1691/185 2198/-245 2310/-23
盈(+)亏(-)
丹东地区夏大/夏小方式电力平衡
表 3-6 单位：MW
年份
结果 2006 2007 2008 2009 2010 2015 2020
项目
一、电力负荷
夏大/夏小 520/364 560/392 608/426 648/454 712/498 1032/722 1288/902
二、电源装机 1432 1432 1632 2832 3432 4632 5232
1 水电 732 732 932 1532 1532 2132 2132
2 火电 700 700 700 1300 1900 2500 3100
三、备用 350 350 350 566 686 926 1046
1 水电 - - - 216 86 326 446
2 火电 350 350 350 350 600 600 600
四、电源出力 1045/1045 1045/1045 1240/1240 2174/1194 2626/1516 3535/1468 3969/2020
1 水电 725/725 725/725 920/920 1300/320 1430/320 1787/-280 1669/-280
2 火电 320 320 320 874 1196 1748 2300
五、电力
525/681 485/653 632/814 1526/740 1914/1018 2503/746 2681/1118
盈(+)亏(-)
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通过对电力平衡表 3-5～表 3-6 进行对比分析可知：
1) 丹东地区无论是冬大方式还是夏大方式都属多电地区，由于丹东地区水电装机容
量较大，因此夏大方式比冬大方式还有更多的盈余电力，丹东地区外送电力最大值出现
在夏大方式。
2) 蒲石河抽水蓄能电厂投入前,丹东地区夏小方式向外送出电力为最多，而且夏小方
式外送电力比夏大方式和冬大方式都要多。但是当 2009 年蒲石河抽水蓄能电厂投入后，
由于小负荷方式抽水蓄能电厂作为负荷考虑，因此在 2009 年丹东地区冬小方式下将出现
缺电 194MW。2010 年丹东电厂 2 台 300MW 机组投运后，丹东地区冬小方式多电 185MW，
随着地区电力负荷的增长，2010 年和 2015 年冬小方式丹东地区分别缺电 245MW、23MW。
3.4 接入系统方案
3.4.1 电厂与电力系统接线
电厂本期建设规模为 2×300MW，经过 2006 年 6 月 30 日辽宁省电力有限公司主持召
开的“《丹东金山热电厂(2×300MW)新建工程接入系统可行性研究报告》审查会”审查，
审定丹东金山热电厂本期联网方案为新建双回 220kV 送电线接入规划中的 500kV 丹东变
电所，导线截面选择 400mm2，线路长度约 2×25km。丹东金山热电厂投入后，丹东地区
电力系统地理位置接线见图 F189 K1－A02－03。
3.4.2 电厂主接线
电厂本期安装 2 台 300MW 机组，采用发电机—变压器组单元控制接线方式接至厂
内 220kV 母线。考虑到运行的灵活性、可靠性等因素及远期发展，220kV 采用双母线接
线。
本期 220kV 出线 2 回，均为电厂至 220kV 丹东变，预留远期再出 2 回 220kV 线位
置。
3.5 系统远动要求
3.5.1 调度自动化
3.5.1.1 调度组织关系
根据有关调度管理原则，本工程建成后由辽宁省调进行调度管理，其远动信息直送
辽宁省调，丹东地调同时进行监视。按照现行的 AGC 控制模式，辽宁省内电厂机组 AGC
2006 年 07 月 - 24 - 辽宁电力勘测设计院
丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
由辽宁省调负责。因此本工程电厂机组由辽宁省调调度，参加省网 AGC 控制。
3.5.1.2 远动传输方式、传输通道
丹东金山热电厂至辽宁省调的远动通道为 1 路专线通道、1 路网络通道，通讯规约为
IEC60870-5-101、IEC60870-5-104 网络规约。
丹东金山热电厂至丹东地调的远动通道为 1 路专线通道和 1 路网络通道，通讯规约
为 IEC60870-5-101 及 IEC60870-5-104 网络规约。
丹东金山热电厂至辽宁省调的计量通道为 1 路网络通道，通讯规约为 IEC60870-5-102
规约，备用通道采用电话拨号通道。
丹东 500kV 变电所的远动通道利用原有通道。
3.5.1.3 远动化范围
发电机的有功功率、无功功率、电流遥测；
变压器的有功功率、无功功率、电流遥测；
电厂出线的有功功率、无功功率、有功电量、无功电量遥测；
断路器、隔离刀闸的位置遥信；
重要保护信号；
全厂事故总信号；
发电机组功率调节；
发电机组无功调节。
3.5.1.4 远动系统
根据调度运行中电厂必须上传厂内调度运行所需的信息的规定，本期工程在丹东金
山热电厂新上一套远动设备，采用双远动工作站连接在厂内监控系统(NCS)网络上，通过
高速以太网接口连接，并与调度端通信，可采用多种通信口规约供调度选用。
3.5.1.5 发电自动控制系统 AGC
AGC 是确保电网电能质量和安全运行必不可少的控制手段。丹东金山热电厂新建
的大容量发电机组应具备完善的自动调节设备，满足辽宁省调的 AGC 控制要求。
a) 热电厂 AGC 系统构成
热电厂 AGC 功能的实现主要通过远动系统和 DCS 系统协调完成，不单独配置设备。
b) 信息传输
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调度中心至电厂
AGC 遥调定值命令：单机出力定值或全厂出力定值。
电厂至调度中心 AGC 信号
AGC 允许信号；
单元机组实发功率；
机组最大出力限值；
机组最小出力限值；
机组出力调节速率限值；
机组功率调节运行方式指示信号；
AGC 闭锁信号。
3.5.1.6 自动电压控制 AVC
a) 控制方式
热电厂本期工程 AVC 系统控制方式采用直接控制到每台机组励磁系统的方式。
b) AVC 系统构成
热电厂本期工程 AVC 功能的实现主要通过远动系统和 AVC 控制设备完成。
c) AVC 命令的接收
由远动系统将接收到的调度下达给各个机组的无功定值连同所采集的实时无功功率
直接下达给各个机组的 AVC 控制设备。
d) 信息传输
调度中心至电厂
AVC 遥调定值命令：单机无功定值。
电厂至调度中心 AVC 信号
机组实发有功功率、无功功率；
发电机定子电流、电压；
系统电压；
AVC 远方/就地控制信号；
AVC 装置异常信号。
3.5.2 电量计费系统
2006 年 07 月 - 26 - 辽宁电力勘测设计院
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3.5.2.1 关口点设置
辽宁省调的电量计费关口点为：丹东金山热电厂 220kV 出线侧。丹东金山热电厂主
变高压侧作为考核点。
3.5.2.2 电量计费通道
电量计费通道采用以网络传输为主，电话拨号方式为辅，网络通信规约采用
IEC60870-5-102。
3.5.2.3 设备配置
1) 电量采集装置配置
热电厂配置一套电量采集装置。该装置通过串口采集关口表的电量并远传至辽宁省
调端。要求该装置具有网络接口及电话拨号功能。
关口表的配置详见电气二次部分。
2) 电量计费小主站
本工程配备一套电量计费小主站，配合电量采集装置用于电厂电量数掘的集中管理。
电量计费小主站主要配置：
当地工作站：2 台 PC 机 (主备方式)
打印机：2 台
网络设备：1 套
3.5.3 电厂辅助报价系统
电厂实行竞价上网发电，需要掌握电网信息、电价的成因、市场行情和实时电价的
波动规律、电厂发电固定成本和变动成本的不确定因素，并把电厂的投资策赂、长期经
营目标和短期运营计划有机结合起来，以实现电厂的最佳效益。为满足丹东金山热电厂
参与电力市场交易的需要，本期工程应配备一套报价辅助决策系统。
电厂报价系统与电力市场主站系统数据交换采用数据网并以电话拨号方式作为备
用。
3.5.4 调度数据网接入及安全防护系统
根据国家经贸委规定的要求和电力调度数据网的总体设计方案要求，丹东金山热电
厂应接入辽宁电力调度数据网。
3.5.4.1 调度数据网接入
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丹东金山热电厂接入辽宁电力调度数据网的接入点按设置在丹东地调考虑，变电站
通过 2×2M 带宽的通道直接接入丹东地调的骨干节点。
3.5.4.2 安全防护系统
为实现信息共享，电厂远动系统、电量计费系统、报价辅助决策系统与 SPDnet 及电
厂 DCS 系统、MIS 系统需互联，交换信息。系统互联应确保各个子系统的安全性和保密
性要求，有效地阻止病毒传播、对系统的非法访间或黑客的恶意攻击、破坏。
根据国家电力调度通信中心下发的《电力调度系统安全防护工作实施意见》、《全
国电网二次系统安全防护总体方案》(第 8.0 版)以及《电网调度自动化系统安全防护方案》
(讨论稿第二稿)和《东北电网二次系统安全防护工作指导意见(征求意见稿)》的规定，丹
东金山热电厂网络安全防护方案如下：
a) 配置 2 台路由器。用于远动系统接入数据网。
b) 配置 2 台接入交换机。用于电厂各应用系统接入数据网。
c) 配置 2 台防火墙用于远动系统与电量计费系统、远动系统与 MIS 系统间的隔离。
d) NCS 系统与辽宁省调 EMS 通过 MPLS 一 VPN1 进行通信，电量计费系统和报价
系统与辽宁省调电量计费主站系统及电力市场主站系统通过 MPLS 一 VPN2 进行通信。
3.6 系统保护配置
3.6.1 继电保护配置
电厂本期工程新建 2 回 220KV 出线，分别配置两套相互独立的全线速动数字式保
护屏及一面辅助操作屏。
数字式保护除具有快速切除全线各种类型故障的主保护外，还具有多段式相间、接
地距离后备保护及综合重合闸功能。通道方式，根据通信专业的通道安排确定为光纤通
道。
线路保护辅助操作屏，该屏具有失灵起动、电压切换功能及分相操作箱。
3.6.2 母联断路器的保护配置
母联断路器配置一面保护屏，该保护屏具有二段零序电流保护、二段相电流保护、
非全相保护、断路器失灵起动及分相操作箱。
3.6.3 母线保护配置
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在 220kV 母线配置两套微机型母线电流差动保护屏及一套断路器失灵保护屏。
3.6.4 故障录波器屏
配置一面微机故障录波器屏，该屏可录取 220kV 系统的交流电压量、交流电流量
及保护装置的事件开关量，并具有对时功能。
3.6.5 故障信息管理子站
配置一套故障信息管理子站，它可以同保护装置双向通讯，收集各种保护信息，以
及下达保护投退、修改定值等命令，也可以将保护信息进一步送到上一级调度部门。
3.7 系统通信
3.7.1 调度关系
丹东金山热电厂的调度关系经向省公司调度中心请示，确定由辽宁省电力调度直接
调度指挥，丹东地调同时监视。远动信息直送辽宁省调及丹东地调。
3.7.2 通道组织
通信通道一：由丹东金山热电厂利用新建的普通架空线路，架设 24 芯普通架空光缆
1.5km 到丹东一次变，再由丹东一次变利用已有通信电路到丹东地调。
通信通道二：由丹东金山热电厂利用新建的 220kV 线路架设 24 芯 OPGW 光缆 25km
到丹东五十万变，由丹东五十万变利用π入的东庄线接入丹东一次变，再由丹东一次变
利用已有通信电路到丹东地调。
通信通道组织见图 3.7-1。
上述方案已通过辽宁省电网有限公司的审查。
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4 燃料供应
4.1 燃料来源
本工程煤炭资源依托霍林河煤矿和黑龙江双鸭山煤矿，铁路运输到电厂铁路专用线。
一路依靠霍—通线铁路、经新立屯到沈—丹线铁路；另一路由黑龙江经拟建的东边道铁
路运送燃料。燃煤煤质为上述两矿按 6：4 和 7：3 两种比例混合作为本工程的设计煤质
和校核煤质。
霍林河露天煤业股份有限公司地处内蒙古科尔沁草原腹地霍林郭勒市境内，矿区煤
炭蕴藏量极其丰富，煤田呈东北至西南走向，长 60km，宽余 7~10km，面积约 540 km2。
全煤田煤炭总储量 119.2×108t，适合露天开采的储量为 28.7×108t。霍煤集团煤种以褐煤
为主，其煤质为中低灰、特低硫(0.5%)、低磷(0.02%)褐煤，适于作为电厂动力用燃料。
煤田 1984 年投产，1992 年扩建年产 1000×104t。
2001 年 3 月国家发展计划委员会批准了霍林河矿区总体规划。在年产 1000×104t 的
基础上，滚动发展逐步达到年产 3000×104t 的规模。因此，霍林河煤矿是东北及内蒙古自
治区的重要煤炭生产基地。
霍林河煤业集团煤炭生产属露天开采，具有很大的提高生产能力的潜能，制约其生
产能力的主要因素是煤炭外部运输。霍林河煤业集团生产的煤炭主要由霍林河至通辽的
单线铁路外运，霍林河至通辽铁路经珠斯花站与矿区铁路相接，年运输能力 1000×104t，
全长 432km，其中，国铁 417km，矿区铁路 15km，近年来通过局部复线等扩能改造措施，
霍通线铁路年运输能力已提高到 1400×104t。目前霍通线铁路的复线建设已经展开，待全
部复线建设完成后，霍通线铁路的年运输能力将达到 3000×104t。
随着霍通线铁路复线建设的全线贯通，霍林河煤业集团煤炭铁路外运条件将得到极
大的改善，其生产能力将得到极大的提高，届时可以保证电厂本期工程锅炉年约需用
108×104t 的霍煤量。
双鸭山矿务局是年产千万吨煤炭的中国 500 家最大工业企业之一。座落于黑龙江省
东部秀丽的完达山北麓，富饶的三江平原西南边缘。双鸭山矿区东西长 140km，南北宽
120km，界跨 1 市 7 县。矿区公路四通八达。自营 260km 铁路贯穿九大煤矿，年货物运
输量 1500×104t 以上，有多条国铁通达外埠，交通十分便利。
双鸭山矿区煤炭储量丰富，煤质质量优良，属低磷(0.04%)、低硫(0.3%)、中低灰分
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(20%左右)、高发热量(21.0～29.5MJ/kg)的优质炼焦配煤和优质动力用煤。矿区煤系面积
约为 3300km2，远景储量 83.4×108t，可开采储量 50×108t，煤炭资源十分丰富。半个多世
纪以来累计开采原煤 3.08×108t，开发前景极其广阔。经过五十多年的建设和发展，集团
公司现有 16 家子公司和七个生产矿、一个铁路运输部、一个选煤厂等 14 家分公司。现
有生产能力 1250×104t，煤炭选洗能力 500×104t。服务年限可达 100 年以上。届时可以保
证热电厂本期工程锅炉年约需用 72×104t 的双鸭山煤量。
沈阳金山热电股份公司已分别于霍林河煤业集团公司和龙煤矿业集团煤炭销售公司
签订了用煤的意向性协议，上述两公司同意为本工程供应发电用煤。
4.2 燃料品质
本工程燃煤选用内蒙霍林河煤矿褐煤和黑龙江双鸭山煤矿烟煤分别按 6：4 和 7：3
混配后的混煤作为设计煤质和校核煤质，煤质资料见表 4-1。
沈阳金山热电股份公司已致函，同意本工程采用上述煤质资料。
4.3 电厂燃煤量
本期工程建设 2×300MW 亚临界一次中间再热供热机组，全厂规划容量为 4×300MW
亚临界一次中间再热供热机组。锅炉燃煤量按锅炉 B-MCR 工况计算，结果见表 4-2。
燃料消耗量(混煤)
表 4-2
小时燃煤量（t/h） 日燃煤量（t/d） 年燃煤量（104t/h）
项 目
设计煤质 校核煤质 设计煤质 校核煤质 设计煤质 校核煤质
单台炉 161.75 174.30 3235 3489 89.63 96.58
本期
2×1025t/h
两台炉 323.5 348.60 6470 6978 179.25 193.16
规划 4×1025t/h 647.0 697.20 12940 13956 358.5 386.32
注：锅炉日运行小时数按 20 小时，年运行小时按 5541 小时。
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煤 质 分 析 表
表 4-1
项 目 符 号 单 位 设计煤质 校核煤质 备 注
收到基碳 Car % 45.19 42.29
元
收到基氢 Har % 3.29 3.09
素
分 收到基氧 Oar % 9.95 10.10
析 收到基氮 Nar % 0.63 0.62
收到基全硫 St,ar % 0.40 0.42
工 收到基灰分 Aar % 19.84 20.63
业 全水分 Mt % 20.7 22.85
分
析 空气干燥基水分 Mad % 8.46 9.49
干燥无灰基挥发分 Vdaf % 45.95 46.41
收到基低位发热量 Qnet,ar MJ/kg 17.48 16.21
煤中游离二氧化硅 SiO2(F) % 5.89 5.89
哈氏可磨系数 HGI — 47 47
变形温度 DT ℃ 1230 1240
灰
熔 软化温度 ST ℃ 1300 1310
点 半球温度 HT ℃ 1340 1350
流动温度 FT ℃ 1370 1380
二氧化硅 SiO2 % 66.29 66.69
三氧化二铝 AL2O3 % 18.49 17.98
三氧化二铁 Fe2O3 % 3.50 3.51
氧化钙 CaO % 4.13 4.15
灰
分 氧化镁 MgO % 1.57 1.58
析 氧化钾 K2O % 1.71 1.70
氧化纳 Na2O % 0.71 0.69
三氧化硫 SO3 % 1.84 1.94
二氧化钛 TiO2 % 1.11 1.12
二氧化锰 MnO2 % 0.106 0.105
4.4 燃料运输方式
本期工程锅炉用煤从霍林河煤矿和双鸭山煤矿来煤均采用铁路运输方式，年运量为
180×104t。电厂规划装机容量 4×300MW，年运量约 360×104t。
霍林河煤矿的煤经国铁运至本期拟建电厂厂址，运输途径如下：霍林河－通辽－新
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立屯－沈阳南－丹东－本期拟建电厂铁路专用线，运距约 1013.5 km。
双鸭山煤矿的煤通过国铁及拟建的“东边道”铁路运至本期拟建电厂厂址，运输途径
如下：双鸭山—佳木斯—牡丹江—图们—通化—丹东—本期拟建电厂铁路专用线，运距
约 1410.8km。
沈阳沈铁环宇工程咨询有限公司已对本项目新建铁路运输通路进行咨询，中铁工程
设计咨询集团公司已完成《丹东金山热电厂铁路专用线工程可行性研究报告》，建议项目
单位尽快开展电厂铁路专用线可行性研究报告审查工作，以便及早取得相关铁路部门对
电厂铁路专用线可研的审查意见及铁路承运协议。
4.5 燃料平衡
霍林河煤业集团 2005 年销售原煤约 1200×104t，其主要用户为通辽发电总厂 280×
104t、双辽发电厂 240×104t、通辽发电总厂热电厂 60×104t、大庆油田自备电厂 50×104t、
大庆宏伟热电厂 20×104t、四平热电厂 20×104t、沈海热电厂 20×104t 等。近期霍林河
煤业集团又分别与通辽发电总厂三期工程、通辽发电总厂热电厂六期扩建工程、霍林河
发电厂新建工程签订了年供煤 235×104t、133×104t 和 520×104t 用煤协议。
根据上述销售情况分析，以上各矿总用煤量为 1578×104t，霍林河煤业集团现有年
产 1200×104t 煤炭的生产量，满足现有用户尚有不足，要保证本工程年 108×104t 用煤量
必须提高生产能力及外部运输能力。
霍林河煤业集团按照矿区建设分期进行、滚动发展、逐步扩大规模的原则组织实施，
近期在充分发挥现有一号露天矿 1000×104t/a 能力基础上，滚动发展到 1500×104t/a，然
后根据市场需求，适时再扩大生产能力。现有的扎哈淖尔露天矿(二号露天矿)自 1999 年
9 月筹建，历经收购关闭小矿和改建自我发展两个阶段。2003 年 7 月正式生产运营，2003
年 10 月第二采区初期投产。依据内蒙古霍林河露天煤业股份有限公司 2003 年 9 月 8 日
提出的《设计委托书》要求，确定该露天矿由年产原煤 0.5×104t 扩建到年产原煤
1500×104t。由于扩建扎哈淖尔露天煤矿(二号露天矿)，使矿区总规模达到 3000×104t/a
左右。
随着霍通线铁路复线建设的全线贯通，霍林河煤业集团煤炭铁路外运条件将得到极
大的改善，其生产能力将得到极大的提高，预计 2010 将达到年产 2500×104t 的规模，完
全可以满足上述现有和拟用霍林河褐煤作为煤源电厂的用煤需求，故热电厂一期工程燃
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用霍煤供应是有保障的。
双鸭山煤业集团公司 2005 年原煤总销量约 1100×104t，其中黑龙江省 720×104t、
吉林省 225×104t、辽宁省 150×104t。年供给量 15×104t 及以上的主要用户有双鸭山电
厂 160×104t、哈尔滨第三发电厂 150×104t、佳木斯电厂 55×104t、大庆新华电厂 40×104t、
国电吉林热电厂 22×104t、吉林龙华 22×104t、大连开发区 15×104t、华能营口电厂 15×104t
等。本工程拟燃用双鸭山煤矿原煤 72×104t，矿区现有生产能力 1250×104t，随着煤田的
不断开发建设，届时生产能力将得到极大的提高，预计 2010 将达到年产 2500×104t 的规
模，完全可以满足本工程用煤需求，故热电厂一期工程燃用双鸭山煤供应是有保障的。
4.6 点火及助燃油
锅炉点火及助燃油采用轻柴油。冬季采用-10 号轻柴油，这样可以简化电厂的燃油系
统，减少投资。其它季节采用 0 号轻柴油。这 2 种标号的轻柴油在市场上均有可靠的保
证。
根据火力发电厂设计技术规程(DL5000-2000)，本期工程设 2 台 1000m3 的油罐及相
应的供卸油设施，满足全厂的锅炉点火及启动助燃用油。
中国石油天然气股份公司辽宁丹东销售分公司已出具《关于丹东金山热电厂
(2×300MW)新建工程燃料油供应的承诺函》，电厂燃料油是有保证的。
5 机组选型及供热方案
5.1 供热参数的确定
本着节约能源，提高热电厂经济效益的原则，在满足供热参数要求的前提下尽量降
低抽汽的参数。结合抽凝式汽轮机的特点，确定汽轮机的抽汽为可调整抽汽，抽汽压力
调整范围 0.2MPa~0.4MPa，汽轮机的额定采暖抽汽压力采用 0.292MPa。
5.2 装机方案论证
根据辽宁省城乡建设规划设计院完成的《丹东市中心城区热电发展总体规划(2005～
2020 年)》(以下简称《总体规划》)，丹东市到 2010 年供热面积将达到 1823×104m2，按
照本期确定的供热蒸汽参数计算，折算到热电厂出口需要的采暖供汽量将达到 1378t/h，
工业负荷主要利用原企业自备电厂负责供给，本项目不负责供应。因此本期工程的特点
是满足供给城市采暖负荷，且热负荷较大。
目前国内供热机组的型式主要为 12MW、25MW、50MW、100MW 供热机组几种，
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其中 12MW 供热机组参数为中压或次高压机组，25MW、50MW、100MW 供热机组参数
为高压机组。这几种供热机组相对于本工程来说单机容量小，抽汽量小，如若选用需同
期建设 6~10 台，电厂经济效益差，不符合国家产业政策，也不符合国家环保政策。因此
本期工程该类型机组不作为装机的选择方案。
随着城市建设的飞速发展，居民生活质量也不断提高，集中供热范围也在逐步扩大。
为适应不断发展的城市集中供暖，供热机组的容量和参数也有了很大的发展，135MW、
200MW 超高压供热机组和 300MW 亚临界供热机组已有多台投运，且运行情况良好。它
们的特点是低参数的采暖抽汽通过打孔抽汽的方式抽汽，一般是在中压缸和低压缸的联
通管抽汽，抽汽的参数可以通过阀门来调节。国内的三大汽轮机制造厂(哈尔滨汽轮机厂、
上海汽轮机厂、东方汽轮机厂)在大型供热机组方面都有运行的业绩，积累了丰富的经验，
技术相当成熟。由上海汽轮机厂和美国西屋公司合作设计生产的华能杨柳青热电厂 2 台
300MW 亚临界抽汽式凝汽机组在 1999 年已经投产运行，单台机组的供汽能力达到
432t/h。该机组的投产运行，改变了过去大型供热机组主要由 200MW 超高压机组来承担
的局面。在具备足够热负荷情况下，应采用高参数、大容量的供热机组，有效的提高电
厂的热效率，降低发电煤耗，提高电厂的经济效益。而 200MW 供热机组作为大型供热
机组的主力机组，随着制造厂的技术更新和改造，汽轮机的性能指标也有显著的提高。
因此，根据本期工程的热负荷特点和供热机组制造情况，供选择的装机方案可以是
300MW 亚临界抽汽机组和 200MW 超高压抽汽机组，装机方案如下：
方案一：2×300MW 亚临界一次中间再热单抽汽凝汽式汽轮机。
方案二：3×200MW 超高压一次中间再热单抽汽凝汽式汽轮机。
5.2.1 热平衡及热经济指标
根据汽轮机制造厂提供的机组工况图，300MW 亚临界供热机组的最大采暖抽汽能力
可以达到 550t/h，扣除电厂自用汽，两台机组外供采暖蒸汽量最大约为 1020t/h。200MW
超高压供热机组的最大采暖抽汽能力 390t/h，扣除电厂自用汽，三台机组外供采暖蒸汽
量最大约为 1035t/h。
汽平衡及技术经济指标结果见表 5-1、表 5-2。
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汽 平 衡 表
表 5-1
2×300MW 亚临界供热机组 3×200MW 超高压供热机组
类 别 项 目 单位 采暖期 非采暖期 采暖期 非采暖期
最大 平均 平均 最小 最大 平均 平均 最小
锅炉
t/h 2050 2050 1785 1785 2010 2010 1794 1794
蒸发量
锅炉 汽轮机
t/h 2050 2050 1785 1785 2010 2010 1794 1794
新蒸汽 进汽量
比 较 t/h ±0 ±0 ±0 ±0 ±0 ±0 ±0 ±0
汽轮机
t/h 1100 906 3 3 1170 942.6 2.9 2.9
抽汽量
采暖
t/h 1020 828.2 —— —— 1035 809.6 —— ——
用汽量
采暖用汽 厂用汽及
t/h 60 57.8 3 3 115 113 2.9 2.9
0.292MPa 供汽损失
厂内采暖
t/h 20 20 —— —— 20 20 —— ——
及生活
比 较 t/h ±0 ±0 ±0 ±0 ±0 ±0 ±0 ±0
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技术经济指标计算结果
表 5-2
2X300MW 亚临界供热机组 3X200MW 超高压供热机组
序
项 目 单位 采暖期 非采暖期 采暖期 非采暖期
号
最大 平均 最大 平均 最大 平均 最大 平均
采暖热负荷 t/h 1020 828.2 — — 1035 809.6 — —
1 热负荷
工业热负荷 t/h — — — — — — — —
2 汽轮机进汽量 t/h 2050 2050 1785 1785 2010 2010 1794 1794
3 发电功率 kW 512000 546000 600000 600000 495000 510000 600000 600000
4 发电设备利用小时数 h 5500 5500
5 年发电量 kWh 3.3×109 3.3×109
6 年供热量 GJ 6.999×106 7.141×106
7 年供电量 kWh 3.0558×109 2.9535×109
8 全年耗标煤量 t 1082791 1204219
9 供热年标准煤耗率 kg/GJ 37.89 38.1
10 发电年平均标准煤耗率 g/kWh 251.5 282.92
11 供电年平均标准煤耗率 g/kWh 272 316
12 综合厂用电率 % 7.4 10.5
13 发电厂用电率 % 5.623 8.141
14 供单位热量耗厂用电量 kWh/GJ 8.38 10.903
15 年均全厂热效率 % 56.3 50.42
16 采暖期热电比 % 106 120
17 锅炉利用小时数 h 5541 5784
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由表 5-1、表 5-2 可以看出两个方案均能满足《技术规定》中热效率大于 45%和热电
比大于 50%的要求。方案二的年供热量较多，比方案一大 0.142×106GJ。在综合厂用电
率、发电煤耗、年耗标煤量、全厂热效率方面方案一要明显好于方案二。年耗标准煤量
方案一比方案二节省约 12.14×104t。
5.2.2 供热可靠性
方案一、方案二年供热量相差不多，但是方案二装机容量为 3 台机组，在供热的灵
活性方面优于方案一，当其中一台机组事故停机时，可以由其它两台机组供热负荷，供
热可靠性较高。
当方案一中一台机组事故时，另一台机组供采暖蒸汽 506t/h，供热量为 328.08MW，
此时起动外网调峰锅炉房，调峰负荷为 232MW，总采暖供热量为 560.08MW，占整个热
网热负荷的 62.7%。符合《火力发电厂设计技术规程》DL5000-2000(以下简称《大火规》)
中对供热机组在事故时满足最大采暖热负荷的 60%～75%要求。
5.2.3 占地面积
方案二 3 台 200MW 供热机组，主厂房占地面积约比方案一大 30%。如果配用锅炉
采用煤粉炉方案，脱硫场地也比方案一大。由于机组循环水系统采用单元制(或扩大单元
制)，方案二冷却塔需配置 3 座，占地面积也将增大。
5.2.4 运行、检修维护
方案一采用亚临界参数机组，其控制水平明显要高于方案二超高压参数机组。并且
方案二多一台机组，检修维护工作量增加很多。
5.2.5 环境保护
由于方案二的热效率比方案一低，燃料消耗量大，大气粉尘排放量、SO2 的排放量
都比方案一多。表 5-3 的排放量根据机组配煤粉锅炉＋FGD 的方案计算，除尘器出口含
尘浓度按照 50mg/Nm3。从计算结果可以看出方案一在粉尘、SO2 的排放量均比方案二少，
环境保护指标上优于方案二。
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两种装机方案粉尘排放量及 SO2 排放量一览表
表 5-3
序号 项 目 单位 2×300MW 供热机组 3×200MW 供热机组
1 烟气排放量 m3/h 3.55×106 3.75×106
2 单台机组 SO2 小时生成量 t/h 1.149 2.781
3 脱硫效率 % 95 95
4 全厂 SO2 小时排放量 t/h 0.224 0.228
5 锅炉年利用小时 h 5541 5784
6 SO2 年排放量 t 1241 1321
7 粉尘年排放量 t 497 537
5.2.6 投资及运行费用比较
由于方案二安装 3 台机组，机组数量增加，相应的配套辅助系统数量、容量都要增
加，投资及运行费用差别比较大。对两个方案的投资进行分析比较，涉及到热电厂的很
多系统，诸如土建、热工、电气、电力系统等许多方面。为了简化方案比较，同时对两
个方案的投资有初步的、直观的比较。表 5-4 只对汽轮发电机组本体及相配套的热力系
统的辅助设备投资及运行费用进行比较。
表 5-4 中两个方案主要参考《火电、送电、变电工程限额设计参考造价指标(2005 年
水平)》(以下简称《05 限额设计指标》)中的数据，并结合市场价格和其它工程的概算计
列。
表 5-4 中的厂用电费用和供电及供热耗标煤费用分别根据两个方案厂用电量和耗标
煤量的不同计列。可以反映出热电厂机组年运行费用的情况。标准煤价格按《05 限额设
计指标》430 元/t 计算。
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两种装机方案设备投资及运行费用比较一览表
表 5-4
序号 项 目 单位 2×300MW 供热机组 3×200MW 供热机组
一 设备投资
1 汽轮发电机本体 万元 23760 31500
2 热力系统辅助设备 万元 12270 5500
3 合计 万元 36030 37000
4 年费用比较 万元 -970 0
二 厂用电费用
1 综合厂用电率 ％ 7.4 10.5
2 年发电量 kWh 3.3×109 3.3×109
3 年厂用电量 kWh 0.2442×109 0.3465×109
4 折合标煤量 t 60708 98032
5 年费用比较 万元 -1605 0
三 供电及供热耗标煤费用
1 全厂年耗标煤量 t 1082791 1205219
2 供电及供热年耗标煤量 t 1022083 1106187
3 年费用比较 万元 -3616 0
从表 5-4 可以看出，方案二在汽轮发电机组本体及辅助设备购置费用要高 970 万元。
其中造价增加的主要原因是主设备数量多，单价差距不大的原因。由于方案一煤耗率及
厂用电率低，每年可以节约运行费用 5221 万元。如果考虑其它系统以及安装费用，方案
二的工程造价还要增加很多。
5.2.7 结论
从以上的分析中可以看出，方案一在热经济指标、占地面积、环保、热电厂经济效
益方面有优势，方案二在供热的灵活性和可靠性方面占优。《大火规》第 5.3 条也规定“如
果选择单机容量大的方案，虽然经济性较好，但供热不可靠，又没有可行的补救措施，
这种方案也不可取”。结合本工程的实际情况，在供热区域范围内将新建供热锅炉作为调
峰锅炉。方案一在一台机组事故时，其供暖热负荷可以由调峰锅炉代替一部分，且符合
《大火规》中对供热机组的要求。方案一应该说具备了保证供热可靠性的措施。
综合以上分析，本期工程装机方案推荐采用 2×300MW 亚临界供热机组。
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5.3 锅炉选型论证
对于 300MW 汽轮发电机组，可供选择的炉型主要有亚临界煤粉炉和亚临界循环流
化床(CFB)锅炉。根据国家环保政策，采用煤粉炉的电厂应同期配套建设脱硫设施。因此
本工程 300MW 供热机组的锅炉选型提出两个选择方案，即
方案一：亚临界参数煤粉炉配套脱硫设施方案
方案二：亚临界参数循环流化床锅炉方案
5.3.1 煤粉炉
目前，我国 300MW 机组煤粉锅炉设计制造技术已相当成熟，在国内拥有大量的运
行业绩，哈锅、东锅、上锅、武锅、北京巴威公司均有成熟的设计和制造经验。其中北
京巴威公司生产的煤粉炉为 W 型火焰炉。
煤粉炉按水循环方式可分为直流炉、控制循环汽包炉、自然循环汽包炉。自然循环
汽包炉上述五个厂均生产，该炉型较适合我国国情，占据了国内 300MW 机组大部分市
场。控制循环汽包炉由哈锅、上锅厂生产，该炉型调峰能力强，但循环泵要进口，运行
维护比自然循环汽包炉复杂。直流炉只有上锅厂生产，该炉型给水泵功耗大，给水品质
要求高，已投运机组运行业绩不够理想，随着控制循环炉的开发和自然循环炉的安全性
能得到肯定，目前选择直流炉的用户较少。
哈锅、上锅、东锅、武锅生产的亚临界自然循环汽包炉结构特性基本相同。都是以
CE 技术为主、结合自己经验的改进型产品，主要特点为:
a)亚临界自然循环。
b) 一次中间再热。
c)单炉膛布置,上炉膛采用典型的 CE 结构，顶部设大包密封，密封性良好。
d) 全摆动切向直流燃烧器。
e)一次汽温喷水调节，二次汽温以摆动燃烧器调节为主，辅以微量喷水。
f) 若不采用摆动燃烧调节方式，可采用尾部烟道挡板调节。一台锅炉只能采用其中
一种。
g) 设置膨胀中心；
h) 全面采用 CE 计算方法，全面应力分析。
i) 配 5%启动旁路。
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j) 采用容克式空预器。
k) 炉底固态排渣。
l) 可定压运行，也可滑压运行。
m) 不同的煤质采用不同的燃烧器型式及炉膛结构特性尺寸。
n) 平衡通风。
北京巴威公司的锅炉系引进美国 B&W 公司的技术，技术特征同以上四家产品基本
相同，不同处主要是采用前后墙对冲燃烧方式，并配置 B&W 标准的双调风 DRB 型旋流
燃烧器。
5.3.2 循环流化床(CFB)锅炉
CFB 锅炉作为洁净煤燃烧技术，其最主要的特点是在燃烧过程中方便的脱除煤产生
的 SO2，并抑制 NOX 生成量，使其具有高效低污染的特点。随着国家对国民经济可持续
发展的重视，对环保的要求越来越严格，国内 CFB 锅炉技术得到了迅速的发展。从上世
纪 80 年代四川内江发电厂引进芬兰 FW 公司生产的具有世界先进水平的 Pyroflow 型 CFB
锅炉以来，我国目前已经能够独立制造 220t/h、410t/h 高压 CFB 锅炉和 440t/h 超高压 CFB
锅炉。哈锅、东锅有大量的生产制造和运行业绩。
目前拥有 300MW 规模的 CFB 锅炉技术的国外大公司主要有美国 FW 公司和法国
ALSTOM 等公司。世界上 CFB 锅炉的主要炉型为：德国 Lurgi 型，芬兰 Pyroflow 型，美
国 FW 型，德国 Circofluid 型和内循环型。其中德国 Lurgi 型和美国 FW 型的 CFB 锅炉都
有大型 CFB 锅炉商业运行的业绩。法国 ALSTOM 公司收购德国 Lurgi 公司后，在 2003
年 4 月 1 日，以四川白马项目为依托，以技贸结合的方式，哈锅、上锅和东锅同时与
ALSTOM 公司签署了 ALSTOM 公司成员整合的 200～350MW 大型 CFB 锅炉制造技术引
进合同。该炉型的主要特点为：
a)Lurgi 型 CFB 锅炉有一个可以选择的外置换热器(EHE)，固体粒子的回注借于环形
密封完成。环形密封中的部份粒子通过一个机械锥形放料阀放出后，流到一个有冷却换
热面的鼓泡床，EHE 分别设置蒸发受热面和再热器，把燃烧和传热过程分开调节。改变
送入的高温循环物料量和风量即可控制吸热量和再热汽温。热交换后的冷物料送回炉膛
用作炉温控制。随锅炉容量的增加，EHE 吸热量增加而体积庞大，给布置和运行带来困
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难。同时因必须维持两个压力回路而使系统复杂等。法国 Stein(斯坦恩)正在试验研究用
内置式热换器来替代。
b) 把热炉膛作为燃料燃烧的场所，仅在上部布置少量屏式热面。炉温通过改变循环
物料中“冷”、“热”两种物料的比例来保持 850±10~200C 对脱硫非常有利。
c)高流速、高循环倍率，床内气固两相混合密度大，炉内静压降大。旋风分离器阻
力也大，自身耗电高。
d) 循环物料返回到高温旋风分离器下方的高温机械分配阀来分配、调节炉温。
e)负荷调节比为 3∶1 或 4∶1，负荷变化率为 5％/min，在低负荷工况的优势明显。
国内东方锅炉厂在中小容量 CFB 锅炉的设计和运行实践的基础上，自主开发设计了
300MW 的 CFB 锅炉。该炉型的主要特点是采用单炉膛结构，M 型布置，配三个汽冷旋
风分离器，给煤方式采用东方锅炉厂传统的炉膛前墙给煤方式。这种给煤方式可以简化
给煤系统，由于采用炉前气力播煤，气力播煤装置沿整个炉膛宽度方向布置，使单台给
煤机故障时造成给煤不均的情况大大减少。炉膛内布置屏式过热器和屏式再热器，过热
蒸汽和再热蒸汽采用传统的喷水减温调节＋尾部挡板的调节方式。
东方锅炉厂的炉型结构与 ALSTOM 引进型 300MWCFB 锅炉相比，最主要的区别是
采用单炉膛结构和取消了外置换热器(EHE)。采用单炉膛结构可以有效解决炉膛两侧的床
压平衡问题，同时也减少了由于某条给煤系统故障时造成给煤不均导致的锅炉受热不平
衡的问题。但是采用单炉膛的结构，对炉膛的宽深比选择上，烟气分配和旋风分离器的
回料问题上还有待于进一步的论证和运行实践的检验。
采用外置换热器是 Lurgi 型 CFB 锅炉最具特色的部分。除了外置式换热器有较高的
换热效率外，可以有效解决 CFB 锅炉的受热面布置问题。CFB 锅炉不具有煤粉锅炉的水
平烟道，尾部烟道的对流受热面也不能采用错列的布置方式。因此大型 CFB 锅炉的受热
面布置是相当突出的问题。单炉膛结构的受热面布置矛盾更加突出，如何根据容量变化
造成的各类受热面的吸热比例变化，使得在不同的位置合理放置不同类型的受热面是解
决受热面布置的关键。但是采用外置换热器也存在很多问题，根据 ALSTOM 公司设计和
四川白马电厂的调试情况看，存在的问题主要在于：
a) 外置换热器要求回料阀有较好的调节能力和高的可靠性，这种回料系统的设计
降低了锅炉的可靠性。
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b) 外置换热器置于炉外，对锅炉的膨胀系统和密封结构的设计、安装均有较高的
要求。
c) 过热蒸汽和再热蒸汽汽温的调节是靠进入外置换热器的灰量来调节的，而灰量
的调节灵敏度较差，会对汽温的调节产生较大的延迟性。
d) 虽然采用外置换热器可以有效调节床温，但在锅炉低负荷时为保证较高的燃烧
效率和脱硫效率，通过外置换热器的循环物料需减少，这使得在低负荷时本来就难以保
持的过热蒸汽温度更难保证。
e) 在锅炉 MFT 或全厂失电等工况下，炉膛内和外置换热器内大量的(500～600t)高
温床料，热惯性很大，这时炉内和外置换热器内受热面的保护困难。
目 前 国 内 外 300MW CFB 锅 炉 的 主 要 业 绩 及 运 行 情 况 见 表 5-5、 表 5-6。
国外公司循环流化床锅炉业绩
表 5-5
锅炉参数
序号 用 户 数量 容量 压力 燃料 运行情况
温度℃
t/h bar
1 中国白马 1 1025 175 540/540 无烟煤 安装
2 韩国Tonghae 2 693 172 541 无烟煤 良好
3 美国Red hills 2 874 184 568/541 褐煤 良好
4 意大利 1 1070 168 541 煤
5 波多黎各 Guayama 2 819 182 540 烟煤 良好
6 法国Provence 1 700 193 565 烟煤 非常好
7 美国JEA电厂 1 1025 175 540/540 褐煤
国内公司循环流化床锅炉业绩表
表 5-6
锅炉参数
运行情
序号 用 户 数量 容量 压力 燃料 生产厂家
温度℃ 况
t/h MPa
1 云南开远 2 1025 17.5 540/540 褐煤 制造 哈锅
2 云南巡检司 2 1025 17.5 540/540 褐煤 制造 哈锅
3
河北秦皇岛 2 1025 17.5 540/540 烟煤 设计 东锅
4 云南小龙潭 2 1025 17.5 540/540 褐煤 设计 上锅
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5.3.3 炉型方案技术比较
1) 占地面积
煤粉炉和 CFB 锅炉构架的外形尺寸相差不多，CFB 锅炉比煤粉炉要高一些。但是由
于煤粉炉需要配套建设脱硫设施，占地面积要大一些。
2) 环保
CFB 锅炉作为一种洁净煤燃烧技术，由于燃烧方式和燃烧机理的不同，在环保方面
有很大的优势。一般 CFB 锅炉处在 850～900℃的工作温度下，在此温度下石灰石可充分
发生焙烧反应，使碳酸钙分解为氧化钙，氧化钙与煤燃烧产生的二氧化硫进行盐化反应，
生成硫酸钙，以固体形式排出达到脱硫的目的。
石灰石碚烧反应方程式：
CaCO3=CaO+CO2-热量 Q
脱硫反应方程式：
CaO+SO2+1/2O2=CaSO4+热量 Q
因此 CFB 锅炉可实现炉内脱硫，达到很好的脱硫效果。同时，由于较低的炉内燃烧
温度，CFB 锅炉中生成的 NOX 主要由燃料 NOX 构成即燃料中的 N 转化成的 NOX；而热
力 NOX 即空气中的 N 转化成的 NOX 生成量很小；同时 CFB 锅炉采用分级送风的方式即
一次风从布风板下送入，二次风分三层从炉膛下部密相区送入，可以有效地抑制 NOX 的
生成。因此 CFB 锅炉中的 NOX 排放很低。
对于煤粉炉而言，则需要额外设置脱硫设施。煤粉炉可供选择的脱硫方案很多，在
大型火电厂中，燃煤的烟气脱硫(FGD)技术是当前应用最广、效率最高的脱硫技术，世界
各国有 90%以上采用湿法石灰／石灰石—石膏法烟气脱硫(FGD)工艺流程。湿法 FGD 目
前对大型燃煤电厂而言，在今后一个相当长的时期内将是控制 SO2 排放的主要方法。近
年来随着国家在环保方面制定了一些强制性的标准，国内的许多公司相继引进了国外先
进的 FGD 技术，这些技术的主要特点为：脱硫效率高、装机容量大、技术水平先进、占
地少、运行费用低、自动化程度高、可靠性好等。
世界各国的湿法 FGD 工艺流程、形式和机理大同小异，主要是使用石灰石(CaCO3)、
石灰(CaO)或碳酸钠(Na2CO3)等浆液作洗涤剂，在反应塔中对烟气进行洗涤，从而除去烟
气中的 SO2 。这种工艺已有 60 多年的历史，经过不断地改进和完善后，技术比较成熟，
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而且具有脱硫效率高(90%～98％)，机组容量大，煤种适应性强，运行费用较低和副产品
易回收等优点。
石灰或石灰石法主要的化学反应机理为：
a) 石灰法
SO2+CaO+1/2H2O→CaSO3+1/2H2O
b) 石灰石法
SO2+CaCO3+1/2H2O→ CaSO3+1/2H2O＋CO2
根据本工程燃用煤质含硫低(收到基硫 0.22％)的特点，采用湿法 FGD 工艺其脱硫效
率可达 95%以上。完全满足国家对火力发电厂大气污染物排放标准的要求。
由于煤粉炉的炉膛燃烧温度相对较高，在抑制 NOX 的生成方面不如 CFB 锅炉。但
是通过采用浓淡燃烧技术，在二次风送入的水平将炉膛的燃烧气氛由还原性转变成氧化
性，也有助于降低 NOX 的排放。而且本工程燃用煤质的含氮量低(收到基氮 0.62％)，而
锅炉中生成的 NOX 主要由燃料中的 N 转化生成的 NOX，因此煤粉炉中 NOX 的排放能够
满足目前的国家环保标准。
3) 配套辅助系统
由于燃烧方式和燃烧机理的不同，CFB 锅炉燃料制备系统与常规煤粉炉有本质区别。
CFB 锅炉要求入炉煤的平均粒径为 10mm 左右，因此给煤系统要求两级破碎。煤粉炉给
煤系统一级破碎即可，但是需有一套制粉系统，按照本工程煤粉炉采用中速磨直吹系统，
主要设备包括中速磨煤机及润滑油站、检修起吊设施、密封风机。
烟、风系统 CFB 锅炉风机较多，主要有一、二次风机、高压流化风机、外置床流化
风机、引风机。相对于煤粉炉的烟、风系统的厂用电耗高。而且一次风机和高压流化风
机压头较高，设备需采用进口设备。
4) 负荷调节性能
CFB 锅炉和煤粉炉比，负荷调节灵活、迅速，适合调峰。低负荷时锅炉仍达到额定
汽温和压力，在更低负荷下也能稳定运行，而无需增加辅助燃料。其最低的稳燃负荷可
达额定负荷的 30％左右，且从压火停炉到升炉过程都十分快速、方便。
5) 锅炉可靠性
本工程作为大型热电联产项目，承担着丹东市中心城区的大部分供热负荷，而且北
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方城市采暖期较长，对锅炉运行可靠性提出了更高的要求。机组运行的可靠性不仅仅是
电厂安全运行和经济效益的问题，还是一个城市的社会问题。电厂的三大主机对机组运
行的可靠性有着直接的影响。
中小型 CFB 锅炉在火力发电厂的运行业绩较多，75t/hCFB 锅炉在北方的一些中小
城市的热电厂有运行的业绩。该炉型是以济南锅炉厂为代表的锅炉厂利用科研院所的技
术成果从鼓泡流化床技术发展来的，通过十多年的技术改造和运行实践，基本形成了比
较成熟、可靠的炉型。近年来，三大锅炉厂通过引进技术，在电厂相继投入运行了一批
220t/h、440t/h 的 CFB 锅炉。运行实践表明，还有诸多问题困扰 CFB 锅炉的可用率，主
要体现在以下几个方面：
a) 煤质问题
一般火电厂煤的来源比较复杂，尤其目前电煤比较紧张的情况下，不仅仅是煤的发热
量的变化，煤中常常混杂着大量的矸石，甚至于石头。这种情况往往给电厂带来很大的
问题，最主要的就是锅炉受热面的磨损和冷渣器的磨损、堵塞。沈阳热电厂 2×220t/hCFB
锅炉冷渣器堵塞后为保证锅炉运行，进行了全面改造，将冷渣器全部拆除更换后，正常
只运行一台锅炉。四川白马电厂的 300MWCFB 锅炉也存在冷渣器不能正常排渣的问题。
b) 磨损问题
由于 CFB 锅炉的结构特点，使得这个问题相对突出。大量的运行实践证明，电厂的
90%的锅炉故障是水冷壁、过热器及再热器等部位的爆管。根据本工程煤质具体情况，
煤灰中 SiO2 的含量较高，达到了 66.29%，无异会加剧锅炉的磨损。
目前国内 300MW 的 CFB 锅炉只有四川白马电厂引进型锅炉投入试运行。由于白马
电厂采用 ALSTOM 的分体炉膛 CFB 技术，在锅炉投煤以后，多次出现因 CFB 锅炉裤衩
腿床料失衡，炉膛两侧床压波动大，造成一侧床温低停炉的情况。因此大型 CFB 锅炉的
运行可靠性还有待于进一步的验证。300MW 煤粉炉技术成熟可靠，可以保证机组在采暖
期连续、稳定的运行。
6) 检修及维护
由于煤粉炉有一套制粉系统，烟气脱硫(FGD)系统也比较复杂，检修维护工作量相
对较大。但是考虑 CFB 锅炉运行故障率较高的因素，例如锅炉受热面的磨损，耐磨、耐
火浇注料易脱落等问题，因此 CFB 锅炉的检修维护工作量也较大。
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7) 技术方案对比
两种方案技术比较见表 5-7。
锅炉选型技术比较表
表 5-7
序号 比 较 项 目 煤粉炉＋FGD CFB 锅炉
1 锅炉燃烧效率 97～98％ 97～98％
2 锅炉热效率 ≥ 92％ ≥ 90％
3 脱硫效率 ≥ 95％ ≥ 80％
4 最低不投油稳燃负荷 30％BMCR 30％BMCR
5 Ca/S 摩尔比 1.05 2.2
6 SO2 排放浓度 ≤ 51mg/Nm3 ≤ 147mg/Nm3
7 燃烧制备 一级破碎加中速磨煤机制粉 一级破碎加二级破碎
8 NOX 排放浓度 ≤ 450mg/Nm3 250mg/Nm3
9 BMCR 工况石灰石耗量 2.935t/h(一台炉) 4.733t/h(一台炉)
10 综合厂用电率 7.4% 7.93%
11 占地面积 大 小
12 运行可靠性 可靠 国内试运行阶段
13 检修维护 较大 较大
注：根据一些文献资料的提法，CFB 锅炉的脱硫效率应能达到 90％以上，但是通过和锅炉厂配
合，锅炉厂承诺的 SO2 排放浓度不超过 250 mg/Nm3，此时脱硫效率仅为 60％左右。所以本工程 CFB
锅炉未按 90％取。表中的 Ca/S 摩尔比为 2.2 只是按常规取并未得到相关资料，石灰石耗量也是按照
该数值计算。
5.3.4 投资及运行费用比较
1) 投资费用比较
锅炉设备及相关辅助设备价格参照《05 限额设计指标》中设备的价格并结合相关设
备制造厂提供的初步资料或类似工程概算资料计列。
a) 煤粉炉加 FGD 方案
锅炉为褐煤炉，制粉系统采用中速磨直吹系统，一次风机和送风机均采用动叶可调
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轴流风机，引风机采用静叶可调轴流风机。烟气脱硫方式采用湿法烟气脱硫系统，其设
备大部分国产化，关键设备国外进口。烟气脱硫(FGD)系统造价取 200 元/kW。
b) 循环流化床(CFB)锅炉方案
按引进技术、采用国内生产模式。一次风机、高压流化风机、二级碎煤机按照进口
价格计列。一、二次风机采用离心风机，高压流化风机、石灰石风机采用罗茨风机。
锅炉选型设备投资费用比较一览表
表 5-8
序号 项 目 单位 煤粉炉＋FGD CFB 锅炉 价 差
一 锅炉本体 万元 16000 25000 -9000
二 锅炉岛辅助设备
1 一次风机 万元 180 220 -40
2 二次风机 万元 － 162 -162
3 送风机 万元 180 － 180
4 引风机 万元 315 350 -35
5 高压流化风机 万元 － 400 -400
6 燃料制备系统 万元 2294 1235 1059
7 给煤系统 万元 160 256 -96
8 石灰石给料 万元 － 167 -167
9 合 计 万元 3129 2790 339
三 FGD 系统 万元 6000 － 6000
四 总 计 万元 25129 27790 -2661
注：表中数据按一台锅炉计列。
2) 运行费用初步比较
两个方案的运行费用根据锅炉岛的厂用电率及石灰石耗量的数据进行比较。煤粉炉
＋FGD 的方案系统复杂，设备较多，检修维护的费用较高，比较时未计列这部分费用。
标准煤价格按《05 限额设计指标》430 元/t 计算。石灰石价格按 100 元/t 计算。
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运行费用比较一览表
表 5-9
序号 项 目 单位 煤粉炉＋FGD CFB 锅炉
一 厂用电费用
1 综合厂用电率 ％ 7.4 7.93
2 年发电量 kWh 3.3×109 3.3×109
3 年厂用电量 kWh 0.2442×109 0.2617×109
4 折合标煤量 t 60708 82697
5 年燃料费用 万元 2610.444 3555.971
6 差值 万元 0 945.527
二 石灰石费用
1 单台锅炉石灰石小时耗量 t/h 2.035 4.733
2 锅炉年利用小时数 h 5541 5541
3 年耗石灰石量 t 22550 52450
4 年费用 万元 225.5 524.5
5 差值 万元 0 299
三 合计 万元 0 1244.5
5.3.5 综合评价
根据上述对两个方案进行的技术和技术经济比较论证，两个方案各有特点，各有利
弊。CFB 锅炉方案由于锅炉设备刚刚引进投资比较大，运行费用相差不大，考虑煤粉炉
＋FGD 方案的检修维护费用因素，运行费用两个方案相差要少一些。作为供热机组，锅
炉的可用率是保证热电厂城市供热的重要条件，这方面煤粉炉＋FGD 的方案具有较大的
优势。FGD 工艺从目前看无论是设备的可用率还是造价水平上都有了很大的提高。而
300MW 机组 CFB 锅炉的可用率情况，还有待于国内的 4 个项目建成投产后进一步的检
验。由于本工程将于 2009 年投产，考虑本工程投产后无其它热源可替代，为保证热电厂
供热可靠性，本期工程推荐煤粉炉方案，二期工程视 CFB 锅炉运行情况及国内市场情况
确定。
5.4 推荐方案
根据以上的机、炉选型论证，在本期工程中的机、炉配置方案中推荐采用 2×1025t/h
亚临界一次中间再热煤粉锅炉配 2 台 300MW 亚临界单抽汽凝汽式汽轮机。
2006 年 07 月 - 50 - 辽宁电力勘测设计院
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5.5 主机技术条件
确定主机技术条件时，锅炉给水泵的选择方案对汽轮机的系统配置和供货范围有较
大的影响。目前，国内 300MW 机组常规的给水泵选择方案通常都是汽动给水泵，电动
给水泵作为备用。根据《大火规》中的规定，供热机组经过技术经济比较后也可以选择
电动给水泵方案。结合本工程现阶段的情况，对汽动泵方案和电动泵方案在设备投资和
耗电情况作初步的比较，最终确定给水泵选择方案。
汽轮机的供热抽汽能力是供热机组非常重要的参数。当采用汽动给水泵方案时，由
于汽动给水泵小汽机需要从汽轮机的中压缸(或从连通管)中抽取蒸汽，一般的说汽轮机抽
汽量也要减少。根据汽轮机制造厂提供的热平衡图，锅炉 BMCR 工况下，汽动给水泵小
汽机的进汽量为 38t/h，汽轮机带小汽机时，最大采暖抽汽量可以达到 550t/h；不带小汽
机时也可以抽 550t/h。主要原因是汽轮机本体结构限制中压缸抽汽口的直径不可能在扩
大。因此选择汽动给水泵并不影响汽轮机的供热能力。
另外，汽动给水泵泵组的耗电量相较于电动给水泵泵组也要低；而且通过从主机中
压缸(或从连通管)中抽取蒸汽，极大地提高了主机低压缸排汽级的效率。这一级通常是主
机性能的关键所在。当给水泵小汽机从中压缸抽取蒸汽时，其抽取量通常是主机排汽量
的 5％～10％，降低了主机排汽损耗，从而提高了主机低压缸末级的效率。降低低压缸的
汽流量亦减低了主机末级的环形通道面积，降低了主机的造价，提高了电厂的效益。需
要说明的是，由于汽动给水泵小汽机的额外用汽，汽轮机的发电功率将减少。
表 5-10 列出根据汽轮机制造厂提供的汽轮机最大抽汽工况下两种不同的给水泵方案
汽轮机的发电功率和给水泵组的功率。电动给水泵组按两台 50％容量的给水泵电动机功
率计列，汽动给水泵组按两台 50％容量的给水泵前置泵电动机功率计列。
两种驱动方式给水泵耗电量对照表
表 5-10
汽动给水泵组 电动给水泵组
序号 项 目 单位
① ②
1 汽轮机发电功率 kW 255907 264596
2 给水泵组电动机功率 kW -500 -11000
3 剩余功率 kW 255407 253596
4 比较①-② kW 0 -1811
根据表 5-10 中的结果，汽动泵方案每台机组从给水泵上可以节约厂用电 1811kW。
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折合标煤量 0.45t，按照发电设备利用小时 5500h 计算，汽动泵方案每年可节约运行费用
99 万元(标准煤价格按《05 年限额设计》430 元/t 计算)。
电动机驱动的给水泵系统，由恒速电机驱动液力耦合器组成，使锅炉给水泵变速运
行。驱动系统的损耗应包括电动机、齿轮箱和液力耦合器的能耗，以及主发电机、变压
器和动力传送的损耗。在电厂以额定功率运行时，损耗约 16％，在低于额定功率运行时，
这种损耗还会大得多。如使用汽轮机传动，就不会产生输出轴和水泵之间的电动机、齿
轮或液压系统的损耗。汽动给水泵的驱动系统在主机低压区和水泵之间的损耗只有约
10%，驱动效率之间的差别是使用汽轮机驱动给水泵的一个重要因素，以此获得较好的
电厂效益。这也是 300MW 亚临界机组多采用汽动泵的一个重要原因。
从设备投资看，按照汽动给水泵选择两台 50%汽动给水泵+一台 30%电动给水泵组
合方案，电动给水泵选择 3 台 50%电动给水泵组合方案。根据《05 年限额设计》中的参
考价格，汽动泵方案需 2000 万元，电动泵方案需 1500 万元。但是采用电动泵方案需增
加高压厂用变的容量和其它一些电气设备，两者的投资差别还要减少一些。
通过以上初步的分析，汽动泵方案设备投资要高一些，但是年运行费用低。在不影
响汽轮机抽汽能力的前提下，选择汽动泵方案比较经济。
主机技术条件见表 5-11。
机组主要参数表
表 5-11
序号 项 目 单位 数 值
一 锅炉
型式：亚临界参数、一次中间再热、全钢架、
1
紧身封闭汽包炉
2 额定蒸发量 t/h 1025
3 过热器出口蒸汽压力 MPa 17.5
4 过热器出口蒸汽温度 ℃ 541
5 再热蒸汽流量 t/h 846
6 再热器进口蒸汽压力 MPa 3.91
7 再热器进口蒸汽温度 ℃ 329.1
8 再热器出口蒸汽压力 MPa 3.734
9 再热器出口蒸汽温度 ℃ 541
10 给水温度 ℃ 282.4
11 排烟温度 ℃ 135
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序号 项 目 单位 数 值
12 锅炉保证效率(低位发热值) % 92
二 汽轮机
型式：亚临界、一次中间再热、单轴、双缸、
1
双排汽、抽汽式供热汽轮机
2 纯凝工况额定功率 MW 300
3 主汽门前进口蒸汽压力 MPa 16.7
4 主汽门前进口蒸汽温度 ℃ 537
5 最大蒸汽流量 t/h 1025
6 蒸汽流量(THA 工况) t/h 915
7 再热汽门前蒸汽压力(THA 工况) MPa 3.18
8 再热汽门前蒸汽温度(THA 工况) ℃ 537
9 再热蒸汽流量(THA 工况) t/h 755
10 采暖抽汽压力 MPa 0.292
11 采暖抽汽温度 ℃ 211
12 最大采暖抽汽量 t/h 550
13 汽轮机热耗率(THA 工况) kJ//kWh 7971
14 汽轮机热耗率(抽汽工况) kJ//kWh 5165
15 额定冷却水温度 ℃ 20
16 额定背压 kPa 4.9
17 额定转速 r/min 3000
三 发电机
1 型号：QFSN-300-2
2 额定容量 MVA 353
3 额定功率 MW 300
4 最大持续出力 MW 330
5 额定电压 kV 20
6 额定频率 Hz 50
7 功率因数 cos 0.85（滞后）
8 额定效率 % ≥ 98
9 额定转数 r/min 3000
10 冷却方式 —— 水—氢—氢
11 额定氢压 MPa(g) 0.4
12 励磁方式 无刷或静态
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6 厂址条件
6.1 厂址概述
6.1.1 厂址地理位置
丹东市是辽宁省辖市，是中国最大的边境城市，位于辽东半岛经济开放区东南部鸭
绿江与黄海的汇合处，处于东北亚经济圈的中心地带，东与朝鲜民主主义人民共和国的
新义洲市隔江相望，南临黄海，西界鞍山、营口，西南与大连市毗邻，北与本溪市接壤。
市区地理座标为东经 124°23′，北纬 40°07′。丹东地区东西最大横距 196km，南北最大纵
距 160km，总面积 14981.4km2，其中市区面积 563km2。丹东大陆海岸线长 120km，沿海
有大鹿岛、小麦岛等岛屿。
6.1.2 厂址自然条件
6.1.2.1 区域地形地貌
丹东地区除东港沿海平原属辽东山地丘陵外，大部分为长白山脉向西南延伸的支脉
或余脉的东南坡。地势由东北向西南逐渐降低。按高度和地形特征，可划分为北部中低
山区，南部丘陵区，南缘沿海平原区 3 类规模较大的地貌单元。其中以山地和丘陵为主，
局部还有阶地、台地等小型地貌单元。
拟建场地位于丹东市振安区同兴镇变电村，距丹东市中心城区约 5km，场地地形平
坦开阔，稍有起伏，北高南低，标高介于 10.00~15.20m。为山间冲积平原地貌。
6.1.2.2 区域气候特征及洪水位
丹东市位于辽宁省的东部，属北温带季风海洋性气候。该地区多年平均降水量为
988mm，降水量年际、年内变化极不均匀，6～9 月降水量占全年的 70%以上，大洪水多
发生在 7～8 月份。一次天气过程的暴雨历时仅 1～3 天，且大暴雨有 70%的雨量集中于
一天。多年平均蒸发量为 1259mm 左右，多年平均气温为 8.8℃，极端最高气温 35.5℃，
极端最低气温为-28.0℃，多年平均相对湿度 70%，多年平均风速 3.0m/s。
根据水文专业测量和计算，丹东金山热电厂新建工程可行性研究设计阶段的拟选厂
址—五道沟厂址 1%洪水位采用 11.20m。厂区大部分范围低于该水位，厂区需进行填方，
填方高度为 1.0m~2.5m，总填方量约 27×104m3。
鸭绿江洪峰五道沟河洪峰错峰时差为 55h，不产生对该厂址回水的影响。
6.1.3 厂址周围环境
由于丹东市处于辽东丘陵地区，市区顺鸭绿江自东北向西南呈狭长的带型分布，为
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了保证城市供热电厂的供热效率，需要在靠近市区中心的区域选厂，而该区域适合建厂
且满足城市规划发展的地块屈指可数，在丹东市规划、土地及其他主管部门的大力协助
下，拟选了以下两个厂址，丹东市规划设计研究院《丹东金山热电厂(4×300MW)项目选
址报告》进行了专门的厂址选择论证，推荐厂址五道沟厂址已经过土地预审，并取得了
同意建厂的相关文件。
厂址位置情况见图 6.1-1。
图 6.1-1 厂址位置情况
1) 五道沟厂址
五道沟厂址位于丹东市区中部以西约 3km 的五道沟地区，西北距同兴镇约 2km，位
于丹东市振兴区与振安区的交界处的变电二队西侧。
厂址位于丘陵环绕的一片橄榄形平地的东北角上，周围的丘陵高度在 140m-188m 之
间，自然地形高度为 10.00m~15.20m 之间，北高南低。五道沟河由厂区南侧自西北向东
南流过，厂区西侧有一条季节性河流经过。
规划中 2010 年建成并全线通车的东边道铁路位于厂址西北侧自东北向西南经过，最
近处距离厂址不足 500m。
厂区北侧紧邻丹长公路，厂址南侧有连接丹东城区的公路距厂区约 500m 经过，厂
区公路交通条件便利。
界河鸭绿江由厂址东 3.5km 自北向南流过，另有五道沟河由厂址西侧流过，厂址西
侧还有一规模很小的条季节性河流。
为满足厂区内外道路交通的需要，在厂区南侧围墙外需修建一座公路桥跨过五道沟
河。
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厂址区域可用地总面积约 40hm，可用地西北侧约 8.5hm的面积为百万木红松果材
兼用林建设基地，厂址西北分别为丹东东利装饰材料有限公司、林丰印刷厂、丹东市林
业科学研究所、五道沟林场木制品加工厂、丹东电力建设总公司建筑工程处、送电工程
处等工业用地约 4hm，南部约 20hm大部分为花房用地。该厂址内现有两条高压线通过。
根据本项目规划容量和本期建设规模，本期工程需用地 23~25hm，规划用地约
29-32hm，该厂址可用地面积满足建厂要求。
辽宁省矿产勘查院已完成上述厂址的地质灾害评价和压覆矿藏评价，并已在省国土
资源厅备案。辽宁省地震研究所已对厂址进行了地震安全性评价。
该厂址用地已通过国家国土资源部土地预审，辽宁省军区以致函确认该厂址对军事
设防工程无影响，辽宁省文物局已致函同意电厂选址，丹东市城乡规划局已出具《建设
项目选址意见书》，辽宁省机场管理集团丹东机场、民航东北空中管理局、丹东空军 93275
部队已复函电厂新建烟囱事宜。
厂址地貌图见图 6.1-2。
图 6.1-2 五道沟厂址地貌图
2) 化纤厂厂址
化纤厂厂址位于丹东市区偏南的江边，在五道沟厂址东南约 3km，是化纤厂厂区，
东临鸭绿江防洪堤，西接丹东市临江景观大道黄海大街，北邻五道河入江口，南侧与汽
车制造厂一墙之隔。
该厂址区域可用地面积约 40 hm，厂址地势平坦，地坪标高在 4.5m~6.5m 之间。该
厂址可用地面积可满足本工程规划容量的建设用地需要。但是，由于厂址周围都是既有
干道及厂区、紧邻鸭绿江等，热电厂的二期扩建施工和预留扩建条件势必受到限制，因
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此，从发展的角度来讲，该厂址不如五道沟厂址。
化纤厂厂址位于鸭绿江防洪堤保护范围内，鸭绿江防洪堤设计标准为百年一遇，可
以满足电厂防洪要求，厂区土方量小。
化纤厂厂址现有丹东化纤总厂大量厂房和设备，在该厂址建厂动迁和拆迁工程量较
大。
化纤厂厂址西侧隔黄海大街就是丹东南站，铁路接轨距离短，但是，由于丹东南站
位于丹东市区，影响丹东市的景观和发展，所以，丹东市政府正在规划将丹东市区内的
现有铁路和车站均迁出市区，若考虑在南站接轨，势必影响丹东市城市总体规划及工程
实施的可行性。
化纤厂厂址由于位于城市中心偏南的地区，从电厂用水和供热半径的角度来讲，均
要优于五道沟厂址。
化纤厂厂址位于城市中心偏南地区，且位于丹东临江景观路旁，由于处于城市夏季
主导风向的上风侧，因此，在该厂址建厂不仅影响市容市貌，对城市的污染程度也要大
于五道沟厂址。
化纤厂厂址距离城市南端的浪头机场 7km，较五道沟厂址近了约 2km，按照机场对
飞行净空的要求，在该厂址建厂的烟囱高度受到严格限制，为满足环保排放对烟囱高度
的要求，须考虑集束烟囱或烟塔合一等技术，会增加工程造价和影响施工进度。
丹东化纤厂是一家历史十分悠久的老厂，对该厂进行动迁，其工程造价和相关的社
会影响较大，动迁的难度和周期目前很难预测。
化纤厂厂址地貌图见图 6.1-2。
图 6.1-2 化纤厂址地貌图
6.2 交通运输
6.2.1 铁路
丹东境内有铁路线 275km，主要有横贯南北的沈(阳)－丹(东)干线和风(城)－上(河口)
线、丹(东)－大(连)线，丹东站是沈丹铁路的终点站，经鸭绿江大桥与朝鲜民主主义人民
共和国的铁路相接，北京—平壤、莫斯科—平壤的国际联运列车，经丹东出入国境。
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通(化)—丹(东)铁路长 207km，现正在规划中，建成后形成的北起黑龙江，南至辽宁
大东港的长 1490km 的铁路新干线(即东边道)将改善丹东铁路布局，加强丹东与东北内陆
地区的联系，促进丹东经济发展。
丹东境内铁路示意图见图 6.2-1。
按照铁路路网规划，2010 年通霍线、大郑线通辽至新立屯段扩能改造完成，沈丹线
增建二线完成；东北东部铁路通道(东边道)白河至和龙段、通化至灌水和前阳至庄河段建
成；岫岩－庄河铁路建成；沈山线电气化改造、长图线复线电气化改造完成；哈尔滨－
大连客运专线建成；通辽－郑家屯增建二线完成；烟大铁路轮渡建成。
图 6.2-1 丹东境内铁路示意图
本期工程锅炉用煤从霍林河煤矿和双鸭山煤矿来煤均采用铁路运输方式，年运量为
180×104t。内蒙霍林河煤矿褐煤和黑龙江双鸭山煤矿烟煤按 6：4 混配。电厂规划装机容
量 4×300MW，年运量约 360×104t。按照设计运量，丹东金山热电厂铁路专用线按 II 工企
二级设计。牵引质量 2400t。同兴站到发现有效长度为 650m，并预留 850m 扩建条件。
采用 DF4 机车牵引。
铁路与电厂的交接方式拟采用货物交接。热电厂本期工程日耗煤量 6630t，其中需霍
林河煤 3978t，双鸭山煤 2652t。每天需进厂 60t 煤车约 110 辆，来煤不均衡系数 1.36。
根据中铁工程设计咨询集团有限公司完成的电厂铁路专用线可行性研究报告，电厂
铁路专用线相关结论如下：
1) 运输通路
霍林河煤矿的煤经国铁运至本期拟建电厂厂址，途径通霍线(霍林河－通辽)、大郑线
(通辽－新立屯)、高新线(新立屯－高官台)、沈山线(高山台－沈阳)、沈丹线(沈阳－金山
湾)、前庄线(金山湾－同兴)到达同兴站，再经专用线到达电厂。
该通路全长 1013.50km，煤列在通路上的牵引质量为：电厂燃煤在霍林河组织 5000t
煤列，在通辽减轴至 4200t，在沈阳南减轴至 2400t，至同兴站。
2006 年 07 月 - 58 - 辽宁电力勘测设计院
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双鸭山煤炭在双鸭山装车，经佳富线(双鸭山－佳木斯)、绥佳线(佳木斯－绥化)、哈
大线(哈尔滨－沈阳)、沈丹线(沈阳－金山湾)、前庄线(金山湾－同兴)到达同兴站，再经
专用线到达电厂。
该方案径路全长 1410.80km，煤列在通路上的牵引质量为：电厂燃煤在双鸭山组织
4100t 煤列，在佳木斯减轴至 5000t，在沈阳减轴至 2400t，至同兴。
2) 接轨站
设计接轨站为东边道前庄线的同兴站接轨，同时扩建同兴站。根据专用线接轨方案
的不同，同兴站扩建方案为两个方案。作为推荐方案同兴站在原设计的基础上增加两股
到发线，到发线有效长设计为 650m，同时在车站金山湾端增加一股牵出线，牵出线有效
长为 500m。
3) 专用线
接轨站同兴站距电厂距离约为 1km，接轨点与电厂高差约为 36m。鉴于此情况，煤
炭运输至厂内设计两个方案。
Ⅰ方案为卸煤线在同兴站按横列式布置卸煤线，卸煤线在牵出线出岔，走行 500m 进
入卸煤线。卸煤线布置为 5 股道，两条重车线、两条空车线、一条临修线，重车线有效
长为 500m，临修线直线距离为 100m。空重车线间距为 11m，临修线距空车线间距为 6.0m。
煤炭经过翻车机卸煤后，直接通过皮带廊输送到厂内。
Ⅱ方案为展线方案，专用线从同兴站前阳端咽喉引出，过五道沟特大桥转向右侧过
右场沟隧道，再次跨五道沟河，进入电厂。此方案展线长度约为 4km，且受地势控制。
此方案工程量较大，五道沟特大桥为 1000m，右场沟隧道为 900m。
由于Ⅰ方案投资小，占地小，对环境及城市规划影响小，因此，将Ⅰ方案作为推荐
方案。
4) 运输组织
电厂站与接轨站之间取送车方式按调车作业办理，调车作业由本务机担当，推送整
列煤车进入电厂卸煤线，卸后空车由本务机牵引至接轨站，向重车方向排空。近期取送
各 4 次，远期取送各 7 次。行车量计算表见表 6.2-1。
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行车量计算表
表 6.2-1
煤炭运量（104t） 折合车数（辆/日） 货物列车对数（对）
煤源地
2010 2020 2010 2020 2010 2020
霍林河 110 215 61 118 2 4
双鸭山 70 145 39 80 2 3
总计 180 360 100 198 4 7
电厂站卸车数近期 100 辆/日，远期 198 辆/日。
根据铁路专用线的可行性研究报告推荐意见，本工程电厂铁路专用线设计方案是将
卸煤场地布置在同兴站站场东侧，采用翻车机卸车后，由输煤栈桥将煤从同兴站向南约
800m 送入厂区。
建议项目单位尽快向铁路主管部门申请，对电厂铁路接轨专用线可行性研究报告进
行审查，最终确定电厂铁路专用线方案。
6.2.2 水路
丹东市面江临海，水运方便，丹东港位于鸭绿江口西岸，是中国大陆海岸线最北部
的水陆中转联运港，也是中国 14 个沿海开放港口之一。丹东港现有浪头港和大东港两个
港区，9 个泊位，年吞吐能力 220 万吨。其中大东港已建成 8 个万吨泊位，是我国北方天
然不冻良港。从丹东港沿鸭绿江上溯可抵达太平湾电站，游览水光山色；从丹东港出海
可通往广州、上海、天津、大连、烟台、青岛、连云港、秦皇岛等港口。此外，丹东─
韩国仁川、釜山航线已正式开通运营，每周两个客货班次。
由于本项目准备采用霍林河和双鸭山的煤为燃料，这两家煤矿的陆路交通较为便利
且不具备水陆运煤条件。因此，本项目虽临近港口，但不考虑采用水路运煤。
6.2.3 公路
丹东地区公路四通八达，纵横交错，公路总里程达 3767km，经丹(东)—本(溪)高速
公路可直通沈阳。
五道沟厂区北侧紧邻丹长公路，厂址南侧有连接丹东城区的公路距厂区约 500m 经
过，厂址东侧有规划的快速公路经过，厂址南侧有规划城市干道经过。因此，厂区公路
交通条件便利。
6.2.4 燃料运输方式
丹东市具备铁路、公路、水路多种运输条件，但鉴于煤源和厂址附近的铁路运输条
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件较好，因此，拟采用铁路运输方式，接轨于拟建的“东边道”铁路，接轨站暂定于东边
道铁路设在同兴的小型车站。
6.3 电厂水源及供水
6.3.1 电厂补给水用量
拟选的热电厂厂址位于丹东市西部的五道沟。用水方案采用带冷却塔的循环水冷却
供水系统。
本 工 程 对 于 煤 粉 锅 炉 方 案 ， 全 年 生 产 补 水 量 为 945.70×104m3 ， 日 补 水 量 约 为
4.08×104m3，小时用水量非采暖期约为 1698.32m3，采暖期约为 864.73m3。
本工程对于循环流化床锅炉方案，全年生产补水量为 919.83×104m3，日补水量约为
4.08×104m3，小时用水量非采暖期约为 1698.32.12m3，采暖期约为 776.05m3。
生活用水量约为 66.94m3/d。
6.3.2 丹东市水资源概况
根据丹东市水利局于 2000 年 6 月完成的《丹东市水中长期供求计划》，丹东市位于
辽宁省东南部，降雨量较大，水资源较丰富，多年平均径流量为 89.32×108m3，占全省的
27.5%，水资源总量为 90.32×108m3，占全省水资源总量的 24.95％，是辽宁省水资源最为
丰富的地区。人均地表水径流量为 3846m3，约为全国人均水量的 1 倍，全省人均水量的
4.5 倍。到 1990 年，辽宁省水资源利用率为 37％，丹东地区水资源利用率为 10％，远低
于全省平均水平。丹东地区人均供水量 390m3，大于全省人均供水量 338m3。因此，丹东
地区水资源比较丰富，但开发利用程度较低。
6.3.3 电厂生产用水水源
丹东地区水资源虽然比较丰富，但是，为了节约宝贵的淡水资源，促进城市循环经
济发展，应充分利用城市污水处理厂的中水发展地方经济，因此本工程拟采用污水处理
厂的中水作为电厂生产用水水源。
1) 城市污水处理厂水源(本报告水源部分设计范围为厂外 1m)
拟选厂址位于丹东市西部的五道沟，本工程用水利用城市污水处理厂的中水作为生
产用水源，同时为了电厂的生产安全，采用鸭绿江水源作为全厂生产用水的备用水源。
丹东市即将在四道沟天元毛纺厂建设四道沟污水处理厂(丹东北环城市污水处理厂)，其各
项指标能够满足电厂生产要求，本工程拟采用四道沟污水处理厂作为生产用水水源。
根据北京中联环工程股份有限公司于 2001 年 12 月完成的《丹东市城市污水治理工
2006 年 07 月 - 61 - 辽宁电力勘测设计院
丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
程可行性研究报告》内容，丹东市主城区人口预测到 2010 年将达到 88×104 人，到 2020
年将达到 108×104 人。而到 2020 年，城市可供水量将达到 66.5×104m3/d，丹东市 1998 年
用水量，到 2010 年及 2020 年城市用水量预测见表 6.3-1。
丹东市 1998 年用水量及未来预测用水量表
表 6.3-1 单位：104 m3/d
年份
序号 用水项目 1998 2010 2020
1 生活用水量 10.4 17.6 23.76
2 生产用水量 24.2 24.57 29.44
3 用水总量 34.6 42.17 53.2
丹东市 1998 年实测污水排放量为 30.29×104m3/d，预测到 2020 年，污水排放量可达
到 47.24×104m3/d ， 排 水 分 布 ， 四 道 沟 以 上 地 区 29.56×104m3/d ， 四 道 沟 以 下 地 区
13.68×104m3/d。丹东市 1998 年排水量，到 2010 年及 2020 年城市预测排水量见表 6.3-2。
丹东市 1998 年排水量及未来预测排水量表
表 6.3-2 单位：104m3/d
年份
序号 1998 2010 2020
用水项目
1 生活污水排水量 8.84 14.96 20.20
2 生产废水排水量 21.45 26.63 4.00
3 废水排水总量 30.29 41.59 47.24
即将在四道沟天元毛纺厂建设的丹东北环城市污水处理厂，距电厂拟选的第一厂址
距离约 5.5km，工程总投资 2.68 亿元，占地面积约 8hm2，工程建设规模为一期处理污水
量为 15×104m3/d，二期增加到 30×104m3/d，一期工程建设工期为 2 年。
该污水处理厂的污水处理方法采用 A/O 工艺(活性污泥法)，该方法是世界上应用较
为广泛的城市污水处理工艺，也是我国广泛采用的工艺，具有较丰富的运转管理经验。
传统活性污泥法属于悬浮生长的污水生物处理工艺，因而出水水质好。
2006 年 07 月 - 62 - 辽宁电力勘测设计院
丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
该处理工艺的流程为：
该污水处理厂地面标高为 5.5m～6.0m，其主要建(构)筑物包括：进水泵房、格栅间、
沉砂池、氏计量槽、初沉池、鼓风机房、配水井、污泥回流泵房、二沉池、储泥池、浓
缩池及脱水机房。
该污水处理厂设计处理达标后的排水直接排入河流中，目前无其他用户。
该污水处理厂处理污水量为 15×104m3/d，而电厂本工程用水量约为 4.08×104m3/d，
污水处理厂中水量大于电厂本工程用水量，电厂生产用水是有保证的。
本工程拟在污水处理厂内设一个调节水池及一座给水泵房，调节水池用于储存经过
处理后的再生水，给水泵房内安装给水泵，在污水处理厂与电厂之间建补给水管道，埋
地敷设。调节水池内的中水经给水泵升压后，通过补给水管道送入厂内。
厂外补给水管线敷设路径为：污水处理厂——黄海大街——胜利大街——胜利桥—
—五道河右岸——电厂。管线全长约 5436m，其中需要跨河 2 处，穿越铁路 1 处。
沈阳金山热电股份公司与丹东北环城市污水处理工程有限公司已签订供水协议，同
意将处理后的中水供给电厂 5×104m3/d，作为电厂生产用水，以满足本工程生产用水的需
要。
考虑丹东北环城市污水处理厂目前处于可行性研究阶段，建议地方政府抓紧丹东市
城市污水治理工程的建设，以保证电厂投产后的生产用水供给。
2) 污水处理厂中水指标
丹东北环城市污水处理厂设计水质及污物去除率见表 6.3-3。
2006 年 07 月 - 63 - 辽宁电力勘测设计院
丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
设计进、出水水质及去除率表
表 6.3-3 单位：mg/l
序号 项 目 BOD5 COD SS NH3-N
1 进水 180 350 220
2 出水 30 100 30 25
3 去除率 83.33％ 71.43％ 86.4％
3) 污水处理厂中水深处理工艺
根据污水处理厂的设计出水水质指标，为了防止凝汽器管材腐蚀、结垢和微生物粘
泥堵塞等故障，使出水水质满足《污水再生利用工程设计规范》的再生水水质指标，并
可满足热电厂锅炉补给水、热网补给水以及循环冷却水补给水等工业补给水系统的需要。
对再生水需进行深度处理。本工程拟建设 1 套中水深度处理设施，深度处理设施采用石
灰软化处理，石灰处理是将石灰乳加入水中与水中的碳酸盐硬度发生反应，生成 CaCO 3
和 Mg(OH) 2 沉淀物在沉淀过程中大量吸附原水中的悬浮物，胶体等，使原水得以净化，
有机物、氨氮等污染物大量去除。石灰处理的主要目的不是降低碱度，而是利用其巨大
的表面积和新生态活性所具有的良好吸附功能，去接触、捕捉微小的胶体颗粒，从而可
以对悬浮物、有机物和菌藻类有效地去除。
石灰处理所形成的环境条件可以有益于 NH 3 -N 的分解，对金属和混凝土材料具有缓
蚀性。
通过石灰凝聚处理去除或降低的物质有：
a) 可去除 1μm 以上悬浮的有机物和无机物，主要是生物处理流失出的生物絮体碎片、
游离细菌等形成的 COD；
b) 溶解性磷酸盐，通常可降至 1mg/l 以下；
c) 去除一些钙、镁、硅石、氟化物；
d) 去除某些重金属：镉、铬、铜、镍、铅和银等；
e) 降低水中细菌和病毒含量。
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丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
该系统的工艺流程为：
加酸 杀菌 加酸
↓ ↓ ↓
回用中水—原水池—升压泵—杀菌—石灰、凝聚、澄清—脱气—过滤—供水
循环补充水
↑杀菌↑加阻垢
6.3.4 生活用水水源及生产备用水水源(设计范围为厂外 1.0m)
1) 生活用水水源
本工程拟采用城市的自来水作为生活用水水源，生活用水量约为 66.94m3/d。
沈阳金山热电股份有限公司已与丹东市自来水总公司签定《关于丹东金山热电厂
(2×300MW)新建工程生活用水的供水协议》，电厂生活用水是可以保证的。
2) 生产备用水水源
为了热电厂的生产安全，本工程拟采用鸭绿江水作为全厂生产用水的备用水源。
鸭绿江为我国与朝鲜民族主义共和国的界河，发源于长白山南麓，流经吉林省的临
江和集安，与浑江汇合后流入辽宁省的宽甸县、丹东市区、东港市后注入黄海。鸭绿江
干流长 816km，总流域面积 64471km2 ，其中中国侧流域面积 32466km2 ，辽宁段为
16732km2。鸭绿江中国侧在辽宁段的主要支流有浑江、蒲石河、爱河、大沙河等水系较
为发育。鸭绿江干流丹东市上游荒沟水文站多年平均天然径流总量 284×108m3，加上区间
来水到丹东市江桥断面多年平均天然径流总量 316×108m3。水资源十分丰富，扣出上游用
水，每年 100 多亿立方米的水白白流入大海。鸭绿江年径流量见表 6.3-4。
鸭绿江径流量表
表 6.3-4
多年平均径流量(108m3) 年径流量(108m3)
枯水年 平水年 丰水年 1999 年 2000 年
150.2 288 435 187 127
本工程拟在鸭绿江边建取水泵站，推荐的取水泵站位于月亮岛前鸭绿江主流段，即
五道河河口，五道河桥西侧，距离防洪墙 20m，距离检察院大楼 26m。电厂位于五道河
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丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
变电桥左岸，距离五道河桥 4.2km。管线基本沿河岸河堤和现有公路布置，全长 4km。
管线沿五道河右岸铺设至胜利桥后与中水管线平行交汇后，其中与中水管道连接的江水
管道从河底穿越过五道河，然后沿五道河左岸铺设至电厂；另 1 条江水管道与中水管道
连接沿五道河右岸输水至电厂。
丹东市水利勘测设计院已完成电厂取、引水工程可行性研究报告，并通过审查。届
时能够保证与电厂本期工程同期建设，满足电厂的备用水需求。
丹东市水利局已批复该项目取水申请，丹东市发展改革委员会、丹东市城乡规划局
已批复电厂取水工程和引水工程可行性研究报告。建议尽快开展电厂水资源论证报告评
审工作，及早取得报告批复文件。
6.4 贮灰场
6.4.1 概述
本工程拟新建 2 台 300MW 机组，配 2 台 1025t/h 燃煤锅炉。煤粉炉方案每台锅炉排
灰渣量为 33.06t/h，石子煤量为 0.81t/h，脱硫产物石膏排放量为 2.94t/h，锅炉年运行小时
数按 5541h 考虑，则电厂本期工程年排放灰渣(含石子煤)及石膏总量约为 40.56 万 t。循
环流化床炉方案每台锅炉排渣量为 15.249t/h，排灰量为 22.846t/h，总排灰渣量为
38.095t/h。全厂年排放灰渣量为 42.22×104t。
本工程灰渣综合利用率为 100%，考虑北方地区季节性变化以及市场的不稳定性，
本工程贮灰场容量按 5 年考虑。
本期工程电厂厂址拟选在同兴镇五道沟村，根据厂址位置在厂址周围选择合适的山
谷作为贮灰场，先后对厂址周围的偏岭、范家沟、孙家粉房、同兴沟、唐家沟等 5 个场
址进行了选址踏勘，各场址特征值见表 6.4-1。
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各场址特征值表
表 6.4-1
距电厂直 与电厂 最大贮
序
场 址 线距离 高差 场址特征 灰库容 综合评价
号
(km) (m) (万 m3)
运距较短，动
典型山谷灰场，沟内宽
迁量较小，库容
1 偏 岭 2.7 35 阔，沟口处较窄，地面附着 1100
较大，适宜做贮
物为房屋、林地、耕地
灰场
典型山谷灰场，沟内宽 运距短，动迁
阔，沟口处较窄，地面附着 量稍大，库容较
2 范家沟 2.2 25 1650
物为房屋、林地、耕地、公 大，较适宜做贮
墓 灰场
典型山谷灰场，沟内较宽 运距较短，动
孙家粉 阔，沟口比沟内稍窄，地面 迁量大，库容较
3 2.5 28 570
房 附着物为房屋、林地、耕地、 小，不适宜做贮
高压线 灰场
典型山谷灰场，沟内较宽 运距较短，动
阔，沟口比沟内稍窄，地面 迁较大，库容较
4 同兴沟 3.3 20 450
附着物为房屋、林地、耕地、 小，不适宜做贮
高压线 灰场
运距较长，动
典型山谷灰场，沟内较
迁较小，库容较
5 唐家沟 5.6 50 窄，沟口较宽，地面附着物 650
小，不适宜做贮
为少量房屋、林地、耕地
灰场
通过上述初步比较后，本期工程贮灰场拟选用偏岭灰场、范家沟灰场两个备选场址进
行比较。
6.4.2 偏岭灰场
6.4.2.1 自然概况
偏岭灰场位于丹东市同兴镇同兴村五队所在山沟内，位于电厂正西方向，距电厂直
线距离为 2.7km，汽车运灰距离 4.5km，为典型山谷灰场，沟内宽阔，沟口处较窄，主沟
呈“L”形，沟长 700m，周围山体相对高度为 25～80m，是典型的山谷灰场。沟内有居民
20 余户，山坡上林地有松树、栗子树，沟底有少量旱地，有少量大棚。
6.4.2.2 工程地质条件
库区内第四纪地层主要分布于谷底部位，上游极薄，由上游向下游逐渐增大，拟选
坝址谷底处厚度最大，约 2~3m。地层主要为全新统卵砾石层。
两坝肩基岩裸露，岩性主要为大理岩、透闪大理岩、透灰透闪岩、透闪岩、透闪变
粒岩。岩体较完整，强风化层较薄，山体较厚，稳定性较好。
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山坡、谷坡覆盖层极薄，主要为耕土，下伏基岩与坝间一致，强风化层较厚。
谷底地层主要为全新统卵砾石层，中间厚度最大，厚约 2~3m，向两侧逐渐变薄，直
至尖灭。该层承载力特征值 fak=400~500kPa；渗透系数 k=75~150m/d。
下伏基岩承载力特征值 fak=400~500kPa；渗透系数 k=0.05~0.25m/d。
场区内表层地下水主要分布于谷底，由地表水补给，受季节影响较大，雨季水流不
断，旱季水流渐小，甚至干涸。地下水也随之不断变化。在山坡、谷坡地带一般无地下
水。
筑坝材料：该灰场库区范围内山坡及谷坡地带均分布有厚度较大强风化岩，可作为
筑坝材料，开挖深度 3~5m，开采、运输条件较好，储量满足设计要求。场址库区范围内
有一处采石场，石料为中~微风化岩，耐风化，完整性较好，可用于坝体的护面石料。开
采、运输条件较好，储量满足设计要求。
6.4.2.3 工程地质评价
1) 拟选灰场场址地质构造稳定，成库条件较好，可以建筑；
2) 场址拟选坝址地段岩土工程条件较好，无不良地质作用，有利于筑坝、布置排洪
构筑物；
3) 坝址和库区无岩溶土洞，不可能产生塌陷，无不易处理的渗漏；
4) 根据当地建筑经验，灰场库区地下水对混凝土无腐蚀性作用。
5) 场址拟建坝址场地土的类型为中硬土及岩石，建筑场地类别为Ⅰ类；
6) 场址拟建场地地基土标准冻深为 0.90m；
7) 场址抗震设防烈度为 7 度；地震动峰值加速度为 0.15g；地震动反应谱特征周期
为 0.25s。
6.4.2.4 水文资料
偏岭灰场流域面积为 0.602km2，河道长度 0.979km，河道比降 39.5‰。
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不同频率下的设计洪量计算成果
表 6.4-2
频率 P（%） 10% 5% 2% 1%
洪峰流量 Qp(m3/s) 17.20 21.62 25.06 28.65
4 3
三日洪水总量 W 三 P(10 m ) 13.73 17.55 22.91 27.57
24 小时洪水总量 W24P(104m3) 12.46 15.69 19.90 23.44
6.4.2.5 贮灰方式及贮灰年限
灰场采用干式贮灰现场碾压的方式，在下游沟口处筑透水石渣棱体，棱体最大高度
18.5m，棱体轴线长度 250m，坝顶标高 62.00m。采用石渣填筑，筑坝料在灰场征地范围
内开采。当灰场贮灰标高超过棱体高度后，分层洒水碾压。当贮灰标高达 96.00m 时，贮
灰库容为 880 万 m3，可满足电厂规划容量贮灰 10 年的要求。
6.4.2.6 运灰道路
从厂址至灰场运灰道路总长 4.5km，其中利用原有市区公路 3.7km，新修进场道路
0.8 km，新修运灰道路宽 7m，混凝土路面。
6.4.2.7 灰场征地
按本期装机容量 2×300WM 机组贮灰 5 年考虑，灰场及运灰道路征地 24hm2，其中耕
地 9.43hm2，征地标高 72.00m。
6.4.3 范家沟灰场
6.4.3.1 自然概况
范家沟灰场位于丹东市同兴镇五道沟村所在范家沟内，电厂正西方向，距电厂直线
距离为 2.2km，汽车运灰距离 3.6km，为典型山谷灰场，灰场由一条主沟组成，沟长 900m，
周围山体相对高度为 45～100m。沟内有居民 30 余户，其中有两栋别墅，每栋面积 400
余 m2，山坡上林地有松树、栗子树，沟底为量旱地，由少量菜地及大棚，北侧山坡有公
墓。
6.4.3.2 工程地质条件
拟选场址经搜资及现场踏调查，场址的地层岩性、成因及时代、岩石风化特征、第
四系分布及厚度叙述如下：
库区内第四纪地层主要分布于谷底部位，上游极薄，由上游向下游逐渐增大，拟选
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坝址谷底处厚度最大，约 3~4m。地层主要为全新统卵砾石层。
两坝肩：基岩裸露，岩性主要为大理岩、透闪大理岩、透灰透闪岩、透闪岩、透闪
变粒岩。岩体较完整，强风化层较薄，山体较厚，稳定性较好。
山坡、谷坡：覆盖层极薄，主要为耕土，下伏基岩与坝间一致，强风化层较厚。
谷底：地层主要为全新统卵砾石层，中间厚度最大，厚约 3~4m，向两侧逐渐变薄，
直至尖灭。该层承载力特征值 fak=400~500kPa；渗透系数 k=75~150m/d。
下伏基岩承载力特征值 fak=400~500kPa；渗透系数 k=0.05~0.25m/d。
场区内表层地下水主要分布于谷底，由地表水补给，受季节影响较大，雨季水流不
断，旱季水流渐小，甚至干涸。地下水也随之不断变化。在山坡、谷坡地带一般无地下
水。
筑坝材料：该灰场库区范围内山坡及谷坡地带均分布有厚度较大强风化岩，可作为
筑坝材料，开挖深度 3~5m，开采、运输条件较好，储量满足设计要求。
场址库区范围内无采石场，场址西北约 5km 有一处较大的采石厂—山谷流采石厂，
石料为中~微风化花岗岩，耐风化，完整性较好，可用于坝体的护面石料，运输条件较好，
储量满足设计要求。
6.4.3.3 工程地质评价
同偏岭灰场。
6.4.3.4 水文资料
范家沟灰场流域面积为 0.77km2，河道长度 0.9km，河道比降 38‰。
不同频率下的设计洪量计算成果
表 6.4-3
频率 P（%） 10% 5% 2% 1%
洪峰流量 Qp(m3/s) 20.6 25.9 30.1 34.34
4 3
三日洪水总量 W 三 P(10 m ) 16.5 21.1 27.5 33.1
24 小时洪水总量 W24P(104m3) 14.9 18.8 23.9 28.1
6.4.3.5 贮灰方式及贮灰年限
灰场采用干式贮灰现场碾压的方式，在下游沟口处筑透水石渣棱体，棱体最大高度
17m，棱体轴线长度 200m，坝顶标高 50.00m。采用石渣填筑，筑坝料在灰场征地范围内
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开采。当灰场贮灰标高超过棱体高度后，分层洒水碾压。当贮灰标高达 90.00m 时，贮灰
库容为 880 万 m3，可满足电厂规划容量贮灰 10 年的要求。
6.4.3.6 运灰道路
从厂址至灰场运灰道路总长 3.6km，其中利用原有市区公路 2.6km，新修进场道路
1.0km；新修运灰道路宽 7m，混凝土路面。
6.4.3.7 灰场征地
按本期装机容量 2×300MW 机组贮灰 5 年考虑，灰场及运灰道路征地 23.5hm2，征地
标高 68.00m。
6.4.4 方案比较
偏岭灰场运灰道路为 4.5km，范家沟灰场运灰道路为 3.6km，考虑到范家沟灰场内
居民较多，房屋较新，且有别墅、公墓，动迁费用较高，难度较大等原因，本工程设计
灰场场址推荐偏岭灰场，该场址附近无军事设施、无名胜古迹，不属于文物保护区和自
然保护区。
辽宁省矿产勘查院已完成偏岭灰场的地质灾害评价和压覆矿藏评价，并已在省国土
资源厅备案。
该场址用地已通过国家国土资源部土地预审，辽宁省军区以致函确认该厂址对军事
设防工程无影响。辽宁省文物局已致函同意电厂选址，丹东市城乡规划局已出具《建设
项目选址意见书》。
6.5 岩土工程
6.5.1 区域地质
丹东位于辽东半岛的东部，属辽东山地的一部分，为低山－丘陵区，根据《中华人
民共和国地质图》(丹东－龙岩浦幅)，厂址区为第四系所覆盖，厂址区及附近出露的地层
有前震旦系、震旦系下统、第四系，由老到新依次为：
1) 前震旦系
前震旦系出露元古界辽河群，分四个组：
a) 里尔峪组：岩性主要为浅粒岩、变粒岩、大理岩、斜长角闪岩；
b) 高家峪组：岩性主要为片麻岩、变粒岩夹浅粒岩及斜长角闪岩；
c) 大石桥组：岩性主要为大理岩、透闪大理岩、透灰透闪岩、透闪岩、透闪变粒岩、
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丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
二云片岩；
d) 盖县组：岩性主要为绢云石英片岩、二云片岩、二云片麻岩、黑云斜长变粒岩、
黑云斜长浅粒岩。
此外，出露大面积的前震旦系混合岩、混合花岗岩。
2) 震旦系
震旦系因受构造影响，分布零星，出露下统钓鱼台组。岩性主要为砾岩、石英砂岩、
页岩。
3) 第四系
分布于河床、河漫滩、一级阶地及沟谷中，岩性主要为砂、砾石、粉质粘土。
4) 侵入岩
出露的侵入岩为元古代侵入岩，岩性主要为闪长岩、花岗闪长岩、花岗岩。
厂址区地层详见图 6.5-1 厂址区域地质图。
6.5.2 区域构造
根据《辽宁省区域地质志》及《辽宁省构造体系图》, 丹东地区所处大地构造单元
为中朝准地台、郊辽台隆、营口－宽甸台拱，为阴山－天山东西向复杂构造带的东端与
新华夏系第二巨型隆起带的中段之交接复合部位。
拟选厂址所处的构造格局为：
纬向构造体系(东西向)不甚发育，华夏式构造体系(北东向)比较发育，其次为新华夏
系构造体系(北北东向)，主要断裂有：庄河－桓仁岩石圈断裂带⒁、刘家河—青堆子断裂
带⒂、四平街—凤城断裂带⒃、鸭绿江岩石圈断裂带⒅、太平哨断裂带⒆。
本区新构造运动总的来说以上升为主。
厂址区域地质构造见图 6.5-2 厂址区域地质构造图。
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图 6.5-1 厂址区域地质图
图 6.5-2 厂址区域地质构造图
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丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
6.5.3 地震
根据《辽宁省地震震中及地震烈度区划图》，辽宁省是我国地震活动较多的省份之一，
据文献资料不完全记载，自公元 421 年至 1975 年全省共发生 3 级以上地震 70 余次(不包
括 1975 年海城 7.3 级地震的余震)、5 级以上的破坏性地震 20 余次。
依据辽宁省历史地震活动规律、地质构造、新构造运动和现代应力场特征等原则，
判定辽宁省地震活动主要集中在开原－渤海、宁城－义县、鸭绿江－庄河等三个地区，
并以开原－渤海地区为最，其破坏性地震达 12 次之多。
辽宁省地震活动可分为相对平静期和相对活动期。其中地震活动期又可分为三个时
期：第一活动期，公元 421 年朝阳 5 级地震开始至 1290 年宁城 6.25 级地震结束；第二活
动期，1594 年开原 5 级地震开始至 1765 年沈阳地震结束；第三活动期，1855 年开始至
现在。丹东地区历史上仅发生一次破坏性地震，即鸭绿江口 1944 年 6.7 级地震。
根据《建筑抗震设计规范》(GB50011-2001)之附录 A 及《中国地震动参数区划图》
(GB18306-2001)，厂址抗震设防烈度为 7 度；地震动峰值加速度为 0.15g。
根据丹东地区建筑经验，厂址范围内无地震液化土。
6.5.4 不良地质作用
根据现场调查了解，厂址范围内及其附近无岩溶土洞、崩塌、滑坡、泥石流等不良
地质作用。
6.5.5 地下水
根据本次勘察资料，厂址区浅层地下水位较高，埋深一般为 1~3m，地下水类型为潜
水微承压水，水的补给来源主要为厂址东侧的五道沟河和大气降水，水位受季节变化影
响较大，变幅约 1~2m，雨季河水爆满时水位可到达地表或超过地表，局部地段形成内涝。
根据当地建筑经验该地下水对混凝土和钢筋等建筑材料无腐蚀性。
6.5.6 矿产及采空区
根据《中华人民共和国区域地质调查报告》(丹东-龙岩浦幅)，厂址附近地区矿产比
较丰富，主要有白房子铁矿、五道沟黄铁矿、柞树岭钴、铜矿、四道沟金矿等，这些矿
产中，有的正在开采，有的业已关闭，有的尚待开发。
根据辽宁省矿产勘查院完成的厂址用地地质灾害评价和压覆矿藏评价报告，本工程
厂址范围不受上述矿产井田及采空区的影响，并取得省国土资源厅评价意见和备案书。
6.5.7 古文物及化石
2006 年 07 月 - 74 - 辽宁电力勘测设计院
丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
根据丹东地区古文物及化石分布资料及现场调查结果，本工程拟选厂址范围内及其
附近无古文物和重点化石群。
6.5.8 厂址稳定性评价
根据《火力发电厂岩土工程勘测技术规程》(DL/T5074－1997)第 6.1.11 条、第 6.1.12
条，对可能影响厂区稳定的全新活动断裂，特别是强烈全新活动断裂，宜采取避开的处
理措施，对强烈全新活动断裂当抗震设防烈度为 9 度时宜避开断裂 2~3km，当抗震设防
烈度为 8 度时宜避开断裂 1~2km，并宜选择下盘建设；对中等全新活动断裂，宜避开断
裂 0.500~1km；对微弱全新活动断裂，宜避断裂进行建设，不使建筑物横跨断裂；对非
全新活动断裂，可不考虑断裂对其厂址稳定性的影响，当断裂破碎带发育时宜按不均匀
地基对待。
根据断裂活动情况和历史地震记录分析判断，上述断裂带中鸭绿江岩石圈断裂带⒅
距本工程拟选厂址最近，活动性较强，为中等~强烈全新活动断裂，历史地震多数是因该
断裂活动而引发的。因此，从区域上看，拟选厂址稳定性主要受该区域内绿江岩石圈断
裂带⒅控制，但根据规范规定的避让距离，本工程拟选厂址距该断裂带主干断裂的距离
已满足安全距离(距离大于 3km)，厂址基本稳定。
综上所述，厂址范围内及其附近无全新活动断裂、无无不良地质作用、地下水对建
筑材料无影响、无地震液化地层、无可开采矿藏、无采空区的影响、无古文物和重点化
石群，厂址基本稳定，适于建厂。
辽宁省地震研究所已对该厂址进行了地震安全性评价工作，并取得辽宁省地震局主
管部门的评价意见。
6.5.9 场地岩土工程条件及评价
6.5.9.1 电厂部分
1) 场地位置及地形地貌特征
拟建场地位于丹东市振安区同兴镇变电村，距丹东市约 5km，场地地形平坦开阔，
稍有起伏，北高南低，标高介于 10.00~15.20m，为山间冲积平原地貌。
2) 地层岩性
场区地层主要由第四纪冲洪积层和震旦纪石英砂岩组成，自上而下依次为杂填土、
耕土、粉质粘土、砾砂、石英砂岩，详述如下：
杂填土①：杂色，由粘性土、砂砾石、碎石、砖块、炉渣等组成，稍湿，稍密，厚
2006 年 07 月 - 75 - 辽宁电力勘测设计院
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度多为 0.50~1.00m，局部地段达 2.00m。该层主要分布在各种道路、工厂厂区、宅院等
部位，其它部位均为耕土(黄褐色，以粘性土为主，含较多植物根系，层厚约 0.50m)。
粉质粘土②：黄褐色，含多量砂，很湿，可塑偏软，稍有光泽，无摇振稍反应，干
强度中等，韧性中等，层厚 0.50~2.00m。该层分布不均，北厚南薄，南部多缺失该层。
砾砂③：黄褐色，石英长石为主，饱和，中密，上部颗粒较细较均匀，下部颗粒较
粗，卵砾石含量逐渐增多，成分以结晶岩石为主，分选磨圆差，一般粒径 30~50mm，最
大径 100mm。层厚 1.50~4.00m。该层标准贯入试验平均值 N=20.5。
石英砂岩④：黄绿色，强风化，密实砂土状，岩体结构已完全破坏。层厚 2.50~6.50m。
石英砂岩⑤：灰~灰白色，成分以石英为主，砂质结构，硅质胶结，中等风化，节
理裂隙较发育。本次勘察未穿透此层。
3) 地下水
该厂址勘察期间地下水埋深为 1~3m，地下水类型为潜水~微承压水，水的补给来源
主要为厂址东侧的五道沟河和大气降水，水位受季节变化影响较大，变幅约 1~2m，雨季
河水爆满时水位可到达地表或超过地表，局部地段形成内涝。
根据当地建筑经验该地下水对混凝土和钢筋等建筑材料无腐蚀性。
4) 建筑场地类别
根据《建筑抗震设计规范》(GB50011-2001)第 4.1.3 条~第 4.1.6 条，拟建场地内土的
类型为中硬土和岩石，建筑场地类别为Ⅱ类。
5) 地基承载力及基础方案的建议
根据土的成因、性状、密实度、原位测试结果、岩石类别及风化程度等并结合当地
建筑经验，拟建场地内主要地基土承载力特征值 fak 范围值如下：
粉质粘土②：fak=140~160kPa
砾 砂③：fak=250~300kPa
石英砂岩④：fak= 400~500kPa
石英砂岩⑤：fak= 1500~2000kPa
拟建场地内第四纪覆盖层厚度小，基岩埋深浅，地基承载力较高，除杂填土①、耕
土外均可作天然地基，一般小型、轻型建(构)筑物及设备可选择粉质粘土②及砾砂③层做
持力层；大型、重型建(构)筑物及设备可选择石英砂岩④层做持力层。
拟建场地内地下水位较高，雨季时有时可达地表，设计时应考虑地下水对基础的浮
2006 年 07 月 - 76 - 辽宁电力勘测设计院
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托作用。
此外，拟建场地内有许多民井和少量工业用水源井(1~2 眼)，需做回填处理，民井
直径约 1.0m，深度一般不超过 5m，工业用水源井直径稍大，深度可达十几米。
6) 结论及建议
a) 拟选厂址厂址范围内及其附近无全新活动断裂、无无不良地质作用、地下水对建
筑材料无影响、无地震液化地层、无可开采矿藏、无采空区的影响、无古文物和重点化
石群，厂址基本稳定，适于建厂。
b) 拟选厂址场地内主要地基土承载力特征值 fak 可采用如下范围值：
粉质粘土②：fak=140~160kPa
砾 砂③：fak=250~300kPa
石英砂岩④：fak= 400~500kPa
石英砂岩⑤：fak= 1500~2000kPa
拟建场地内第四纪覆盖层厚度小，基岩埋深浅，地基承载力较高，除杂填土①、耕
土外均可做天然地基，一般小型、轻型建(构)筑物及设备可选择粉质粘土②及砾砂③层做
持力层；大型、重型建(构)筑物及设备可选择石英砂岩④层做持力层。
拟建场地内地下水位较高，雨季时有时可达地表，设计时应考虑地下水对基础的浮
托作用。
拟建场地内有许多民井和少量工业用水源井需做回填处理。
c) 拟选厂址场地内勘察期间地下水埋深为 1~3m，地下水类型为潜水~微承压水，水
的补给来源主要为厂址东侧的五道沟河和大气降水，水位受季节变化影响较大，变幅约
1~2m，雨季河水爆满时水位可到达地表或超过地表，局部地段形成内涝。
根据当地建筑经验该地下水对混凝土和钢筋等建筑材料无腐蚀性。
d) 拟选厂址场地内土的类型为中硬土和岩石，建筑场地类别为Ⅱ类。
e) 拟选厂址抗震设防烈度为 7 度；地震动峰值加速度为 0.15g；地震动反应谱特征
周期为 0.35s。
f) 根据《中国季节性冻土标准冻深线图》，拟选厂址场地地基土标准冻深为 0.90m。
6.5.9.2 贮灰场部分
6.5.9.2.1 第一场址(偏岭灰场)
该场址位于丹东市同兴镇同兴村五队所在山沟内，电厂正西方向，距电厂直线距离
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为 2.5km，汽车运灰距离 4.5km，为典型山谷灰场，沟内宽阔，沟口处较窄，主沟呈“L”
形，沟长 700 米，周围山体相对高度为 25～80m。沟内有居民 20 余户，山坡上林地有松
树、栗子树，沟底为少量旱地。
本期灰场占地 24 hm2，最终占地 50 hm2。
1) 场区地形地貌特征
该拟建场址主沟为一“U”形谷，总体走向近东西，西高东低，北、西、南三面环山，
沟内较宽阔，沟口处较窄，库容较大，工程量小，有利于修库筑坝。
2) 地层岩性
拟选场址经收资及现场踏调查，场址的地层岩性、成因及时代、岩石风化特征、第
四系分布及厚度叙述如下：
a) 库区外围山体
灰场库区外围山体出露的基岩为元古界辽河群大石桥组，岩性主要为大理岩、透闪
大理岩、透灰透闪岩、透闪岩、透闪变粒岩，山脊部位强风化层厚度约 1~2m，由山脊向
山坡、谷坡至谷底强风化层厚度逐渐增大。
b) 库区内第四纪地层
库区内第四纪地层主要分布于谷底部位，上游极薄，由上游向下游逐渐增大，拟选
坝址谷底处厚度最大，约 2~3m。地层主要为全新统卵砾石层。
c) 拟选坝址各部位地层
两坝肩：基岩裸露，岩性主要为大理岩、透闪大理岩、透灰透闪岩、透闪岩、透闪
变粒岩。岩体较完整，强风化层较薄，山体较厚，稳定性较好。
山坡、谷坡：覆盖层极薄，主要为耕土，下伏基岩与坝间一致，强风化层较厚。
谷底：地层主要为全新统卵砾石层，中间厚度最大，厚约 2~3m，向两侧逐渐变薄，
直至尖灭。该层承载力特征值 fak=400~500kPa；渗透系数 k=75~150m/d。
下伏基岩承载力特征值 fak=400~500kPa；渗透系数 k=0.05~0.25m/d。
3) 地下水
场区内表层地下水主要分布于谷底，由地表水补给，受季节影响较大，雨季水流不
断，旱季水流渐小，甚至干涸。地下水也随之不断变化。在山坡、谷坡地带一般无地下
水。
4) 筑坝材料
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丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
该灰场库区范围内山坡及谷坡地带均分布有厚度较大强风化岩，可作为筑坝材料，
开挖深度 3~5m，开采、运输条件较好，储量满足设计要求。
另外，场址库区范围内有一处采石场，石料为中~微风化岩，耐风化，完整性较好，
可用于坝体的护面石料。开采、运输条件较好，储量满足设计要求。
6.5.9.2.2 第二场址(范家沟灰场)
该场址位于位于丹东市同兴镇孙家粉房村所在孙家沟内，电厂西南方向，距电厂直
线距离为 2.5km，汽车运灰距离 3.0km，为典型山谷灰场，主沟呈“一”字形，沟长 600m，
周围山体相对高度为 30～70m。沟内有居民 30 余户，山坡上林地有松树、栗子树，沟底
为少量旱地。沟里端部有丹东一次变 5 条高压线通过。本期灰场占地 22 hm2，最终占地
38 hm2。
1) 场区地形地貌特征
拟建场址主沟为一“U”形谷，总体走向北东－南西，北东向出口处最低，其它三面
环山，沟内较宽阔，沟口处较窄，库容较大，工程量小，有利于修库筑坝。
2) 地层岩性
拟选场址经收资及现场踏调查，场址的地层岩性、成因及时代、岩石风化特征、第
四系分布及厚度叙述如下：
a) 库区外围山体
灰场库区外围山体出露的基岩为元古界辽河群大石桥组，岩性主要为大理岩、透闪
大理岩、透灰透闪岩、透闪岩、透闪变粒岩，山脊部位强风化层厚度约 1~2m，由山脊向
山坡、谷坡至谷底强风化层厚度逐渐增大。
b) 库区内第四纪地层
库区内第四纪地层主要分布于谷底部位，上游极薄，由上游向下游逐渐增大，拟选
坝址谷底处厚度最大，约 1~2m。地层主要为全新统卵砾石层。
c) 拟选坝址各部位地层
两坝肩：基岩裸露，岩性主要为大理岩、透闪大理岩、透灰透闪岩、透闪岩、透闪
变粒岩。岩体较完整，强风化层较薄，山体较厚，稳定性较好。
山坡、谷坡：覆盖层极薄，主要为耕土，下伏基岩与坝间一致，强风化层较厚。
谷底：地层主要为全新统卵砾石层，中间厚度最大，厚约 1~2m，向两侧逐渐变薄，
直至尖灭。该层承载力特征值 fak=400~500kPa；渗透系数 k=75~150m/d。
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下伏基岩承载力特征值 fak=400~500kPa；渗透系数 k=0.05~0.25m/d。
3) 地下水
场区内表层地下水主要分布于谷底，由地表水补给，受季节影响较大，雨季水流不
断，旱季水流渐小，甚至干涸。地下水也随之不断变化。在山坡、谷坡地带一般无地下
水。
4) 筑坝材料
该灰场库区范围内山坡及谷坡地带均分布有厚度较大强风化岩，可作为筑坝材料，
开挖深度 3~5m，开采、运输条件较好，储量满足设计要求。
场址库区范围内无采石场，场址西北约 5km 有一处较大的采石厂－山谷流采石厂，
石料为中~微风化花岗岩，耐风化，完整性较好，可用于坝体的护面石料，运输条件较好，
储量满足设计要求。
6.5.9.2.3 结论
1) 二处拟选灰场场址地质构造稳定，成库条件较好，可以建筑；
2) 拟选坝址地段岩土工程条件较好，无不良地质作用，有利于筑坝；
3) 库区内地形有利于布置排洪构筑物；
4) 筑坝地段附近库区内有足够的筑坝材料；
5) 二处场址库区内无可开采矿藏、无采空区、无常发性泥石流；
6) 坝址和库区无岩溶土洞，不可能产生塌陷，无不易处理的渗漏；
7) 根据当地建筑经验，灰场库区地下水对混凝土无腐蚀性作用。
8) 根据《建筑抗震设计规范》(GB50011-2001)之第 4.1 条规定，场址拟建坝址场地
土的类型为中硬土及岩石，建筑场地类别为Ⅰ类；
9) 根据《中国季节性冻土标准冻深线图》，场址拟建场地地基土标准冻深为 0.90m；
10) 根据《建筑抗震设计规范》(GB50011-2001)之附录 A 及《中国地震动参数区划
图》(GB18306-2001)，场址抗震设防烈度为 7 度；地震动峰值加速度为 0.15g；地震动反
应谱特征周期为 0.25s。
11) 二处场址拟选坝址地段谷底处卵砾石层为强透水层，容易产生渗漏，应予以挖
除或采取必要的防渗措施。
辽宁省矿产勘查院已完成场址用地地质灾害评价和压覆矿藏评价报告，场址库区内
无可开采矿藏、无采空区、无常发性泥石流沟谷，并取得省国土资源厅评价意见和备案
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书。
6.6 厂址选择意见
通过对五道沟、化纤厂两个厂址的建厂条件和外部条件的比较，可以看出，作为城
市供热电厂，由于两个厂址相距较近，都是位于城市供热范围的中心地带，两个厂址的
位置都能满足供热半径的需要，只是两个厂址供热的范围五道沟厂址稍稍偏北、化纤厂
厂址稍稍偏南一些。
从厂址的建设条件来讲，五道沟厂址由于位于近郊，在用地条件和征地、租地费用
上均较化纤厂厂址有明显优势，从热电厂长远发展的角度来讲，五道沟厂址要优于化纤
厂厂址。
从城市规划的角度来讲，两个厂址均满足城市规划的要求，但是由于丹东市的主城
区规划向南发展，化纤厂所在的区域将处于未来丹东市的中心区，且该厂址位于滨江景
观路临江一侧，在该处建厂将对未来丹东市的城市景观造成不良影响，是电厂用地原则
所不推荐的选址方式。
从厂址的交通运输、供水、灰场、地质、出线等外部条件看，虽然两个厂址略有差
别，也是各有优势，整体条件相差不大。
从燃料运输角度来讲，虽然化纤厂厂址厂址距离丹东南站很近，但是由于丹东南站
现有运力无法满足电厂燃料运输需要，实际接轨站还是要选在拟建东边道的同兴站，其
专用线需要穿过丹东市区，动迁量和工程量均较五道沟厂址的燃料输送方案大很多。
从污染的角度来看，化纤厂厂址由于位于市区且处于夏季城市主导风向的上风向，
因此，对城市的噪声和烟气污染势必要比处于市郊和主导风向侧风区的五道沟厂址大一
些。
厂址条件比较见表 6.6-1
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厂址条件比较表
表 6.6-1
序号 项目类别 五道沟厂址 化纤厂厂址
位于丹东市中心偏西北，供热范 位于丹东市城市中心偏南，供热
1 厂址位置
围可覆盖丹东市大部分地区 范围可覆盖丹东市大部分地区
距离同兴站 750m，铁路运输条 距离丹东南站 200m，铁路接轨
2 交通运输 件满足电厂本期和扩建的燃料 条件较好，但现有铁路运力无法
运输要求 满足燃料运输需要
污水厂供水距离 6km，备用水源 污水厂供水距离 3km，备用水源
3 供水条件
供水距离 3km 供水距离 1.5km
距离事故灰场 4.5km，运灰车辆 距离事故灰场 8.7km，运灰车辆
4 灰场条件
不穿越市区 须经过市区干道
厂址基本稳定，无不良地质现 厂址基本稳定，无不良地质现
5 地质条件
象、适于建厂。 象、适于建厂。
厂址外形尺寸适于建厂，施工和 厂址外形尺寸适于建厂，施工和
6 总平面布置条件
扩建条件较好 扩建条件稍差
平坡布置，厂址部分区域低于百 受鸭绿江防洪堤保护，场地平
7 竖向布置条件
年一遇洪水位，填方稍大 整，土方量较小
出线动迁量小，距离变电所 出线动迁量较大，距离变电所
8 电气出线条件
25km 29km
位于夏季城市主导风向上风向，
位于城市主导风向侧风向，周围
9 环境影响条件 处于市中心景观大道旁，对城市
大部份为农田，环境污染较小
环境和景观影响较大
施工场地充裕，临时租地费用 施工场地较小，临时租地费用
10 施工协作条件
低，五通一平条件较好 高，五通一平条件较好
厂址用地已通过预审，拆迁工程 企业用地，拆迁工程量及赔偿费
11 占用土地及拆迁条件
量相对较小 用大，动迁难度较大
12 生活条件 靠近市中心，生活设施便利 靠近市中心，生活设施便利
推荐意见 推荐厂址
综合比较两个厂址，我们推荐将五道沟厂址作为主选厂址。
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7 工程设想
7.1 全厂总体规划及厂区总平面规划布置
7.1.1 全厂总体规划
五道沟厂址用地北侧以丹东市至同兴镇的公路为界，西侧以汇入五道沟河的季节性
河流河道为界，南侧以五道沟河为界，东侧为电厂扩建端。
根据现有的厂址外部条件和厂址内部条件，拟在厂区的东北和西南角均设厂区道路
和出入口与厂外道路相连。
拟建的东边道铁路自厂址西北向东南由厂区西侧经过，在同兴镇附近有一个小型作
业站，本工程的运煤铁路专用线准备接轨于该站，由于同兴站站坪设计标高高于厂区近
36m，按铁路设计推荐方案，翻车机等卸车装置设在同兴站东侧，输煤栈桥顺厂区西侧
的围墙由北向南进入场内储煤场地。
500kV 丹东变电所在厂址西北约 25km 处，热电厂的电气出线拟接入该变电所 220kV
母线。从建设投资和运行成本的角度考虑，将场内的燃料区设置在厂区的西北角是输送
距离最短的布置方式，因此，在以下几个总平面布置方案中，主要考虑将厂区电气出线
方向向南再转西北，可以保证电气出线路径合理、动迁量最小。
热电厂的灰渣采用综合利用的方式，专用罐车运至其它综合利用场或贮灰场。
电厂贮灰场位于厂址西侧约 3km 的偏岭地区，本期用地约 24hm。
热电厂所用水源为丹东北环城市污水处理厂的中水，拟建的丹东北环城市污水处理
厂在厂址南侧约 4.5km 鸭绿江边的毛纺厂厂址，输水距离约 6km。输水管线由厂区西南
角进入厂区。
厂区的工业和生活排水在厂内处理后，经厂区西南的综合排水泵房向西南排入厂外
污水管线。
热电厂汽机间向南、锅炉间向北，固定端向西，扩建端向东。
厂区的西侧和东侧共有约 31hm场地可用作施工场地，本期工程拟临时租用厂区扩建
端的 19.20 hm，可以满足项目施工需要。
热电厂厂区用地按照厂区总平面规划方案一期工程(2×300MW 供热机组)用地约本
期工程围墙内用地为 19.17 hm~22.8hm，专用线及厂外输煤栈桥部分用地见铁路专用线
可研报告。
2006 年 07 月 - 83 - 辽宁电力勘测设计院
丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
厂区本期围墙内用地含部分预留扩建用地，包括化学区预留场地、中水预处理装置
扩建用地及部分封闭煤场扩建用地。
本期工程主工艺系统的扩建端向东，包括主厂房及炉后设施、自然通风冷却塔、220kV
室外配电装置，均可按单元制连续向东扩建。
本期封闭储煤场的固定端向西、扩建端向东，在今后热电厂扩建工程中，储煤场也
可连续向东扩建。热电厂厂区东侧扩建端预留的扩建场地可以满足热电厂规划容量的建
设，在规划容量建成后东侧仍不堵死扩建的可能。
按照本工程的规划容量(3×300MW 机组)，近期厂区规划用地约 29~32hm，在厂区
东、北、南三个方向均有可扩建用地，合计约 18.5hm。以上述的总平面规划格局和现有
场地条件，在完成规划容量建设后，厂区东侧扩建端仍有足够的场地可供继续扩建。
按照《火力发电工程施工组织设计导则》规定，丹东地区 2×300MW 机组施工用地
合计需要 31hm，以现有的施工技术、现场调条件和设备条件，20hm可以满足施工用地
需要。按照现有五道沟厂址附近的场地条件，厂址东侧的场地具有距离厂址近、场地平
整、动迁量小等优势，适于作为施工用地，因此，本期工程拟厂区以东的约 19.20hm场
地作为施工用地。
7.1.2 厂区总平面规划布置
由于推荐厂址五道沟厂址的外部条件基本确定，其来煤方向、出线方向及厂区周围
的道路、河流方向对厂区总平面布置格局影响较大，按照上述厂区整体规划的布置格局，
对厂区总平面的布置方式进行了多方案的比较，经过与业主及城市规划部门的协商，基
本明确了厂区汽机间向南、向东扩建的整体格局。本报告中主要依据这个原则，对厂区
进行了主要针对燃料区位置和朝向的布置分析。
1) 方案一(推荐方案)
根据厂址外部条件及厂址可用地情况，在满足热电厂工艺流程和生产运行需求的前
提下，总平面规划方案如下：
厂区功能分区主要分燃料区、主厂房区、冷却塔区、室外配电装置区、化学水处理
及污水处理区、行政办公区。
厂区自北向南为四列式布置，依次为燃料区、主厂房区、冷却塔区和室外配电装置
区。
2006 年 07 月 - 84 - 辽宁电力勘测设计院
丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
燃料区位于厂区西北部，厂外输煤栈桥由厂区西北角平行于厂区西侧的围墙由北向
南入厂，入厂后向东进入折返式封闭煤场，储煤场长 150m，跨度 90m，堆高 12m，可储
煤 5.8×104t。输煤栈桥由煤场西端转运站向南引出后在煤场西南角向东进入折返式混煤
筒仓(筒仓共计 4 个，直径 15m，每个可储煤 3000t），由筒仓混煤后，由筒仓西侧的转运
站向南跨过煤场环形道，再向东进入碎煤机室，由碎煤机室向南约 200m 进入主厂房煤
仓间。
燃料区南部是主厂房区，主厂房区位于厂区中部偏北的位置，包括主厂房、除灰渣
装置、综合控制楼、脱硫装置等。主厂房汽机间向南、固定端向西，向东预留扩建端，
主厂房汽机间 A 列外布置了换热站和主变、厂用变、启备变等电气装置，主厂房炉后布
置了空压机室、除尘控制室、锅炉降温池等生产辅助设施。主厂房长度 136.20m，汽机
间 A 轴至烟囱中心线 148.50m，换热站长度 64.20m，跨度 12m。
冷却塔区布置在主厂房区南侧主厂房区与室外配电装置区之间，冷却塔中心距离换
热站轴线 154m。冷却塔区包括自然通风冷却塔两座，循环水泵房一座和附属的吸水井、
阀门井、联络井、挡风板库、循环水加药间等建、构筑物。冷却塔布置在汽机间 A 列外
是所有总布置方式中循环水管沟最短捷的方式，可以减少管道投资、降低运行费用，并
且有利于以单元制形式与主厂房一起连续扩建。
室外配电装置区位于厂区南侧，主要包括室外配电装置、网控楼及电气出线钢塔。
本期的 220kV 电气出线由主变向南以高架线塔的形式引入室外配电装置区。
在主厂房区的西侧固定端由北向南依次布置了点火油区及启动锅炉房、锅炉水处理
装置区及生产生活消防水泵房、中水预处理装置区及生产污水处理装置、制氢站等。中
水预处理装置靠近厂区西围墙，便于由厂外引接补给水管线。
冷却塔区西侧固定端布置了污水处理装置、排水泵房、汽车库材料库、综合办公楼
等生产辅助及生活附属建筑。排水泵房布置在靠近厂区南端较低的区域并临近围墙布置，
利于汇集场内污水和排向场外污水管道。
220kV 室外配电装置的固定端布置了电气综合楼。
厂区内主厂房等各功能分区周围均设有环行干道，厂区南侧设厂区主要出入口，主
要用于热电厂行政车辆及人流的交通联系，厂区北侧设生产车辆出入口，主要满足运灰
渣车辆、运酸碱车辆等生产车辆的要求。
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为了解决厂区南侧出口与五道沟河的交叉问题，需在厂区主出入口南侧设一座 50m
跨度的公路桥，连接厂内外公路。
该方案厂区功能分区明确、布局合理，输煤栈桥和主要管线短捷，可以充分满足热
电厂工艺流程和运行、生产及交通、安全的需要，同时由于各功能区厂前区的景观及厂
区各立面的造型效果较好。
2) 方案二
与方案一相比，该方案出于减少厂区南北方向长度，增加厂区南北两侧临近主要道
路和出入口围墙外绿地面积、改善厂区周围环境的目的，将燃料区由方案一的顺路后东
西向布置改为顺厂区西围墙南北向布置，封闭煤场预留扩建端向南。由于燃料区位置的
变化，厂区由四列式改为三列式，其它各功能区的构成和基本没有变化。
该方案与方案一相比，厂区各经济指标变化不大，输煤栈桥的总长度缩短了约 35m。
3) 方案三
该方案针对输煤的筒仓方案进行布置，布置格局基本与上述的总平面布置方案二相
同，由于筒仓方案占地小、布置灵活，因此，其厂区用地指标要优于上述两种布置方案。
4) 方案四
该方案考虑到场外输煤栈桥的长度和电气出线距离的平衡，将厂区内燃料区、主厂
房区和室外配电装置区的方向较方案一逆时针旋转了 90°，主厂房的汽机间向东、固定端
向北，冷却塔布置在主厂房北侧固定端，水源预处理装置、化学水处理装置区、污水处
理装置、油区等均布置在厂区北侧固定端的西部和中部，行政办公区布置在固定端东北
角。
该方案本期占地较一、二方案要少，但是由于冷却塔布置方式的变化，二期建设期
间需要将冷却塔布置在主厂房的扩建端，规划容量的占地指标与另两个方案相差不大，
且由于冷却塔布置的位置影响主厂房继续扩建，热电厂在考虑超规划容量扩建时，其布
置方式会受到较大影响，不利于热电厂的远期建设。
该方案由于封闭煤场布置的位置靠南，厂外栈桥的长度要增加 40m 左右。
5) 循环流化床炉方案(CFB)
该方案主要针对锅炉选型和输煤系统的变化进行布置，主厂房区由于采用的循环流
化床锅炉，锅炉房的尺寸有所增加，而炉后取消了煤粉炉方案的脱硫装置区，主厂房区
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用地面积减小了 15%(约 2500m)。
输煤系统较筒仓方案增加了二级破碎装置和石灰石仓，该方案将一级碎煤机室布置
在厂区西北角厂外输煤栈桥进入厂区的接口位置，这样可以节省厂内输煤栈桥的用地面
积。
该方案将一、二期的储煤筒仓呈一字形布置在主厂房烟囱北侧，这个方案不仅可以
缩短输煤栈桥长度、减少占地面积，还可以使输煤栈桥的扩建方向与整个厂区的扩建方
向一致，减少本期征地面积。这种布置方式同样适用于上述总平面布置方案三的筒仓布
置方式，具体说明在此不再赘述。
厂区总平面及竖向布置见 F189 K1-A02-04~06 图，厂区技术经济指标见表 7.1-1。
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厂区总平面布置技术经济指标一览表
表 7.1-1
方案一 方案二 方案三 方案四 CFB
指标名称 单位
本期 规划 本期 规划 本期 规划 本期 规划 本期 规划
厂区围墙内用地面积 hm2 22.27 33.29 22.40 32.82 19.17 29.56 21.45 32.62 17.22 28.43
电厂单位容量用地面积 m2/kW 0.37 0.28 0.37 0.27 0.32 0.25 0.36 0.28 0.29 0.24
厂区建筑物用地面积 m2 102690 146500 103050 142800 91770 128590 99310 140300 80420 128500
建筑系数 % 45.20 43.50 45.20 43.50 47.80 43.50 46.30 43.00 46.70 45.20
厂区内场地利用面积 m2 165450 242400 165300 235600 140300 212800 156150 234900 129200 210400
利用系数 % 72.50 72.00 72.40 71.80 73.20 72.00 72.80 72.00 75.00 74
厂区道路路面及广场地坪面积 m2 33820 441000 33900 43000 28950 39900 31100 427300 24600 372400
道路广场系数 % 14.82 13.10 14.88 13.10 15.10 13.50 14.50 13.10 14.30 13.10
厂区土石方工程量(含扩建端施工区)
82000 59000 59000 23000 59000
（1）挖方 m3 72000 74500 69300 68000 52000
(二期) (二期) (二期) (二期) (二期)
115000 185000 185000 176000 155000
（2）填方 m3 275000 269000 243500 204000 197500
(二期) (二期) (二期) (二期) (二期)
厂区新建围墙长度 m 2071 2680 2100 2730 1863 2315 1927 2680 1789 2389
绿化用地面积 m2 42410 60606 43800 59100 36400 53200 40755 60606 31000 51200
绿化用地系数 % 19 18 20 18 19 18 19 19 18 18
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7.2 热力系统
7.2.1 主蒸汽和再热蒸汽管道
主蒸汽和再热蒸汽管道采用单元制系统，布置均为“二一二”连接方式。采用高、低
压串联 15％旁路系统。
7.2.2 给水系统
给水系统采用单元制系统，设置 2 台 50%汽动给水泵和一台 30％电动调速给水泵。
高加采用大旁路系统。
7.2.3 回热抽汽系统
汽轮机本体具有八级非调整抽汽，一至三段抽汽供三台高压加热器，四段抽汽供除
氧器，五至八段抽汽供四台低压加热器。
7.2.4 凝结水系统
凝结水系统设两台 55%容量立式凝结水泵，采暖期运行一台，非采暖期运行两台。
不设备用泵。
7.2.5 辅助蒸汽系统
本期新设置启动锅炉房，启动锅炉采用燃油快装锅炉，锅炉蒸发量 20t/h，共计 2 台。
全厂设置辅助蒸汽联箱用于机组的辅助蒸汽供给。
7.2.6 辅机冷却水系统
辅机冷却水采用闭式冷却水系统。各辅机冷却水采用除盐水，开式冷却水系统水源
接自凝汽器循环水进水管，排至循环水回水管。系统中设置二台 100%容量的开式、闭式
冷却水泵各二台，设置二台 65%容量的闭式循环冷却水热交换器。
7.2.7 加热器疏水系统
加热器采用逐级疏水方式，最后一级高加疏水至除氧器，最后一级低加疏水至凝汽
器。高加事故疏水至高加事故疏水扩容器，低加事故疏水至凝汽器。
原则性热力系统图见 F189 K-A02-06。
7.2.8 厂内热网系统
7.2.8.1 热网首站
在汽机房内新建热网首站一座，采用单元式布置方式。在运转层布置 8 台换热面积
为 1300m2 的卧式汽水热交换器。其中 1 号汽轮机对应 4 台汽水热交换器，2 号汽轮机对
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应 4 台汽水热交换器。市区采暖热网 60℃回水回到热网首站后，用 0.292MPa 蒸汽加热
到 120℃后外供市区采暖热网。
在汽机房 0.000m 布置 6 台疏水泵，每个单元 3 台，2 运 1 备。每个单元疏水量为
510m3/h，水泵额定流量 300m3/h，额定扬程 1.5MPa。疏水分别回 1 号机、2 号机除氧器。
高温水系统采用单元式布置方式，在厂区把两条供水管及两条回水管用阀门联接，
在事故时互为备用。本期工程高温水系统总循环水量为 9480m3/h，最不利环路阻力损失
1.0MPa。在汽机房 0.000m 布置 8 台循环水泵，每个单元 4 台，3 运 1 备。水泵额定流量
1920m3/h，额定扬程 1.15MPa，功率 900kW。
高温水管网的补给水采用除氧软化水，按系统循环水量的 1.5%设计。采用补给水泵
定压方式，定压值为 0.35MPa，补给水泵采用变频控制。
热网首站系统图见 F189 K-A02-32。
7.2.8.2 厂区热力管网
厂区共有 4 条是高温水管道，2 条供水管道，2 条回水管道，采用架空敷设方式。管
道采用岩棉保温，用镀锌铁皮做保护层，管径为 1020×11。
厂区采暖热网采用聚胺酯夹克管直埋敷设，将采暖热水送至需要采暖的各附属建筑。
采暖管道的补偿器采用自然补偿和方形补偿器。
7.3 燃烧制粉系统
7.3.1 煤粉炉方案燃烧制粉系统
7.3.1.1 制粉系统
根据本工程煤质分析报告，按《电站磨煤机及制粉系统选型导则》(DL466-92)及《火
力发电厂设计技术规程》，本工程制粉系统宜选用中速磨煤机冷一次风正压直吹式系统，
每台炉配 5 台中速磨煤机，四运一备。燃用设计煤种时，四台磨煤机运行可满足锅炉最
大连续出力时的耗煤量。
磨煤机密封风采用母管制密封风系统，每炉设二台 100％容量的密封风机，一运一备。
给煤机密封风从一次风机出口冷风母管上接出。
7.3.1.2 烟风系统
烟风系统按平衡通风设计，空气预热器采用回转式三分仓，分成一次风、二次风和
烟气系统三个部分。
2006 年 07 月 - 90 - 辽宁电力勘测设计院
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一次风系统供给制粉与送粉所需的热风与压力冷风，配置 2 台 50％容量的离心式一
次风机，风机进口设有消音器，热一次风在磨煤机前联接成母管，冷一次风分别从两侧
空预器入口一次风道上接出，在磨煤机前连接成母管。冷热风配风后接至每台磨煤机。
二次风系统供给燃烧所需的热风。配置两台 50％容量动叶可调轴流式送风机、风机
进口设有消音器。
二次风冷空气由吸风口经消音器进入送风机，在送风机出口风门后设有联络风管及
电动隔断门。
在进入空预器前的一、二次冷风道上设有暖风器，防止冬季空预器冷段低温腐蚀。
加热汽源自汽机辅助蒸汽管道。一、二次冷风也可采用热风再循环的系统，但应用在管
式空预器上比较多，用于回转式空预器上较少。根据一些电厂的运行经验，风机叶片和
风道均有明显的磨损现象。本工程不推荐采用。
排烟系统设两台 50%容量的静叶可调轴流式吸风机，将炉膛内的烟气抽出。每炉设
两台双室四电场静电除尘器，除尘效率为 99.7％，在两台除尘器出口烟道设有联络管。
烟气脱硫采用石灰石湿法脱硫，脱硫效率 95％，脱硫装置设有旁路烟道。
本工程 2 台炉合用一座烟囱，高 190m，出口直径 7m。
原则性燃烧系统图见 F189 K-A02-07。
7.3.2 CFB 锅炉方案燃烧系统
7.3.2.1 给煤系统
原煤经过两级碎煤机破碎后(粒度≤10mm)送入煤仓，通过给煤机直接将煤仓里的原煤
送入炉膛进行燃烧。
7.3.2.2 石灰石系统
本工程考虑采用外购石灰石粉(粒度≤1～2mm)，由密封罐车运输至厂内，通过车载动
力将石灰石粉送入石灰石粉仓贮存，然后再通过管道用空气将石灰石粉输送喷入炉膛，
作为脱硫剂在炉内脱硫。
7.3.2.3 一次风系统
一次风经过一次风机、空预器后进入炉膛下部的风室，一次风主要作为炉膛的物料
流化风。在一次风管上设有风道燃烧器，在锅炉启动时加热一次风，缩短启动时间。
7.3.2.4 二次风系统
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二次风经过二次风机、空预器后进入炉膛，二次风主要是作为燃烧的助燃风。
7.3.2.5 回料装置流化风系统
由 5 台流化风机组成(4 台运行，一台备用)，供给回料装置作为流化风。
7.3.2.6 外置床及冷渣器流化风系统
由 5 台流化风机组成(4 台运行，一台备用)，供给外置床及冷渣器作为流化风，并兼
冷渣器冷却风。
7.3.2.7 底料系统
锅炉冷态启动时，需在炉床加砂或煤渣等作为床料，每台炉设有一个底料箱和一座
底料仓。底料箱内的砂或煤渣通过斗式提升机送入底料仓。通过给砂(或煤渣)设备和给煤
机经过灰回料管进入炉床。
7.3.2.8 烟风系统
烟风系统设两台 50%容量的静叶可调轴流式吸风机，将炉膛内的烟气抽出。每炉设
两台静电布袋复合除尘器，除尘效率为 99.8％。
本工程 2 台炉合用一座烟囱，高 190m，出口直径 7m。
原则性燃烧系统图见 F189 K-A02-08。
7.4 燃料运输系统
7.4.1 概述
电厂本期工程设计建设 2×300MW 亚临界一次中间再热抽汽机组配 2 台 1025t/h 煤粉
锅炉，规划容量安装 4×300MW 亚临界一次中间再热抽汽机组配 4 台 1025t/h 煤粉锅炉。
锅炉设计燃煤为内蒙霍林河褐煤和黑龙江双鸭山烟煤分别按 6：4 和 7：3 比例混配后的
混煤作为设计煤质和校核煤质。
全厂运煤系统按规划容量 4×300MW 机组设计，分一、二期完成建设。
运煤系统包括：卸煤装置、贮煤设施、运煤设施、筛碎设施及辅助设施五大部分。
本期工程按一期 2×300MW 机组容量设计，同时为规划容量留有扩建条件及设计接口。
7.4.2 煤质及燃煤量
锅炉设计燃用内蒙霍林河褐煤和黑龙江双鸭山烟煤，按 6：4 和 7：3 比例混配后的
混煤作为设计煤质和校核煤质，其煤质分析见表 4-1。
本期工程建设 2×300MW 亚临界一次中间再热抽汽机组配 2 台 1025t/h 煤粉炉，规划
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容量 4×300MW 亚临界一次中间再热抽汽机组配 4 台 1025t/h 煤粉炉。锅炉年运行小时数
按 5541h 计算；锅炉平均日运行小时数按 20h 计算；年燃煤量计算按锅炉 B-MCR 工况。
锅炉燃煤量见表 7.4-1。
锅 炉 燃 煤 量 表
表 7.4-1
耗煤量 设计煤质 校核煤质
容
量 小时耗煤量 日耗煤量 年耗煤量 小时耗煤量 日耗煤量 年耗煤量
(t/h) (t/d) (104t/a) (t/h) (t/d) (104t/a)
1×300MW 161.75 323.5 89.63 174.3 3488．60 96．58
2×300MW 323.5 6470 179.25 348.6 6977．20 193．16
7.4.3 燃煤厂外运输
本期工程锅炉燃煤均采用铁路运输方式，霍林河煤年运量约为 108×104t，双鸭山煤
年运量约为 72×104t。
霍林河煤矿的煤经国铁运至本期拟建电厂厂址，运输途径如下：霍林河－通辽－新
立屯－沈阳－丹东－本期拟建电厂铁路专用线，运距约 1013.5 km。
双鸭山煤矿的煤通过国铁及拟建的“东边道”铁路运至本期拟建电厂厂址，运输途径
如下：双鸭山－佳木斯－牡丹江－图们－通化－丹东－本期拟建电厂铁路专用线，运距
约 1410.8 km。
由于电厂铁路专用线可行研究报告还没有最终评审，其站场铁路专用线及厂内调车
等应以电厂铁路专用线可研审查意见为准。本报告暂按可接纳 1×50 节煤车，预留可接纳
1×50 节煤车专用线位置，电厂站与接轨站之间取送车方式按调车作业办理，调车作业由
本务机担当，铁路与电厂的交接方式采用货物交接。
热电厂本期工程日耗煤量 6630t，其中需霍林河煤 3978t，双鸭山煤 2652t。每次进厂
煤车暂按 50 节计算(每节煤车载重量按 60t 计)，平均每日需进厂煤车 3 列，进厂煤量 9000t，
来煤不均衡系数 1.36。
本期工程电厂铁路专用线可行性研究报告由北京中铁咨询公司承担。
7.4.4 卸煤设施
根据电厂锅炉耗煤量并结合运煤车辆冬季运输可能出现的冻结情况，采用翻车机卸
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煤设施最为适合本工程设计条件。为此，按规划容量卸煤装置采用 2 台 C 型单翻翻车机，
本期先建一台。土建部分一次建成。
电厂铁路专用线拟配有 2 条重车线、2 条空车线、1 条机车走行线。卸异型车与空车
清扫结合，在空车线上设 50m 混凝土地面进行卸车及清车。
本期工程电厂铁路专用线可行性研究报告由北京中铁咨询公司承担，推荐方案在接
轨站处设置电厂专用铁路线和翻车机室，铁路来煤通过输煤栈桥送到厂内输煤系统。
可研阶段中铁工程设计咨询集团有限公司除负责铁路专用线设计外，厂外输煤系统
翻车机室、转运站、输煤廊道(栈桥)均在电厂铁路专用线可研报告内，并计列全部投资。
7.4.5 贮煤及混煤设施
在综合考虑系统安全运行、厂区占地面积、满足环境保护要求及不同煤种分别贮存
等因素后，贮煤和混煤设施设计了封闭煤场和筒仓贮煤两个设计方案。
方案一：封闭煤场储煤+小筒仓混煤
为避免露天贮煤场污染周围环境，提高环境质量标准，采用大跨度全封闭煤棚将整
个贮煤场全部封闭，斗轮机、推煤机等设备在其内进行作业。煤棚为钢网架结构，表面
铺设压型单层彩板。贮煤场为悬臂式斗轮堆取料机折返式煤场，煤场分两块分别储存霍
林河褐煤和双鸭山烟煤，每块煤场长 150m，宽 40m，堆高 12m，可分别储存原煤约 3×104t，
其中褐煤煤场予留有部分场地以处理自燃煤。
新建四个直径为&15m 的筒仓以分别存放两种原煤并实现系统混煤，每个筒仓可储
煤 3000t，两项相加共可储煤 7×104t。可供本期全厂锅炉燃用 10 天，同时考虑予留规划
容量煤场用地。
煤场设备采用 1 台 DQ3050 型悬臂式斗轮堆取料机进行堆取作业，斗轮堆取料机堆
煤出力为 1500t/h，取煤出力为 1000t/h，悬臂长 35m，轨距 6m。另设 2 台推煤机用于煤
场整理。
系统混煤由设在筒仓下的园环型给煤机完成，每个筒仓下设一台园环型给煤机，给
煤机出力 300~600t/h。实际运行中按配煤比例通过调节园环式给煤机的设备出力，筒仓
内的原煤既可按比例分别给到位于筒仓下部的带式输送机上完成配煤。
方案二：筒仓储煤方案
本期新建 5 座直径&22m 的储煤筒仓，其中褐煤筒仓 3 座，烟煤筒仓 2 座。每个筒
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仓可储煤约 10000t，共计可储煤 50000t，可供热电厂本期锅炉燃用约 7 天。同时为二期
预留 5 座直径&22m 的万吨储煤筒仓的设计接口，系统全部建成后可储煤 10×104t，可供
热电厂规划容量锅炉燃用约 7 天。
每个筒仓下设 HG 型园环式给煤机，通过按配煤比例调节园环式给煤机的设备出力，
实现系统混煤。给煤机出力 200~600t/h。
从运煤专业设计角度比较两方案：方案一的优点是系统安全可靠性高，运行费用较
低。缺点是占地面积较大；方案二的优点是占地少，工艺流程比较简洁。缺点是由于褐
煤的挥发分高，筒仓储存容易产生自燃及爆炸，必须配备包括惰化系统在内的筒仓安全
检测保护设施，系统安全可靠性低，且全厂储煤量较少。需要指出的是目前国内电厂较
少采用筒仓方案储存褐煤，因此缺少成熟的运行经验。而且土建工程建设费用及筒仓保
护配套设施(如惰性气体制备系统等)的投资较大，系统运行费用高。
另外，热电厂建成后，冬季将承担丹东市城区大部分供暖任务，且本工程煤源距电
厂较远，按《火力发电厂设计技术规定》采用筒仓方案贮煤最多 7 天，贮煤场方案可贮
煤 10~15 天，褐煤最多贮 10 天。因此，为保证冬季供暖贮煤，贮煤场方案优于贮煤筒仓
方案。
综上所述，本期工程推荐采用封闭煤场方案。
7.4.6 运煤系统
本报告运煤系统设计界限按北京中铁咨询公司《电厂铁路专用线可研报告》划分，
电厂内输煤系统与厂外输煤系统在进入厂内的第一个转运站处相接。运煤系统设计为双
路带式输送机系统，一路运行、一路备用。从翻车机室至贮煤场及至混煤筒仓输入部分
带式输送机带宽 1400mm、带速 2.5m/s、出力 1500t/h；从贮煤筒仓下出口至主厂房煤仓
间的输出部分采用带宽 1200mm、带速 2.5m/s、出力 1000t/h 的带式输送机。运煤系统出
力裕度系数为本期 3.09，规划容量时 1.55。
如果选用流化床炉方案考虑到二级细碎设备选型问题，本期工程运煤系统分为输入
输出两部分，从翻车机室至贮煤筒仓输入部分的带式输送机与煤粉炉方案同，从贮煤筒
仓至主厂房煤仓间的输出部分则考虑按一、二期分期设计建成。本期先满足两台锅炉上
煤需要，采用带宽 1000mm、带速 2.0m/s、出力 600t/h 的带式输送机，双路布置形式。
输出部分设备出力裕度系数 1.85，待二期建设时再配合筒仓完成另外一组带式输送机的
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建设，满足 3、4 号锅炉的上煤需要。
由于本工程燃用的煤质挥发份较高，为保证运煤系统的安全运行，胶带运输机全部
采用难燃胶带。
7.4.7 筛碎系统
本期工程采用一级筛分破碎。筛碎设备采用等厚滚轴筛配环式碎煤机，入料粒度小
于 300mm；出料粒度小于 30mm。滚轴筛出力为 1000t/h，碎煤机出力 800t/h。系统不设
旁路。
如果选用流化床炉方案为满足循环流化床锅炉对燃煤的粒度要求，系统采用二级筛
分破碎。一级筛碎设备采用等厚滚轴筛配环式碎煤机，入料粒度小于 300mm；出料粒度
小于 30mm。滚轴筛出力为 600 t/h，碎煤机出力为 500 t/h。二级细碎拟选用可逆转式细
碎机，入料粒度小于 30mm，出料粒度小于 10mm。碎煤机出力为 600 t/h。系统不设筛子，
采用全通过方式。
7.4.8 运煤系统的控制
运煤系统按运行方式编制程序，实现 PLC 程序控制，工业电视监控。翻车机系统、
入炉煤机械取样装置采用独立控制系统，并与程控设备联锁。
入厂煤机械取样装置采用机上半自动控制。
系统中每台设备均设置机旁操作按钮，供设备捡修及运行调试。
各设备间即可相互联锁保护，又可脱开联锁单独检修调试。
原煤斗配煤采用高低煤位信号程控配煤，并具有低煤位优先配煤功能。
7.4.9 辅助、检修设施
本期运煤系统煤粉炉方案设置 3 级除铁，碎煤机前设 2 级、碎煤机后设 1 级。此外，
运煤系统还设有入厂煤、入炉煤计量、采样装置，电子皮带秤模拟实物校验装置－循环
链码，缓冲滚筒、缓冲调节器等辅助设备。
在各转运站、碎煤机室设有电动单梁起重机、电动葫芦、手拉葫芦、手动行车等检
修起吊设备。
7.4.10 煤尘治理
运煤系统各栈桥、转运站、碎煤机室地面采用水力清扫，冲洗水由冲洗水泵房提供，
冲洗后的污水经积水坑由排污泵排入煤泥沉淀池处理。
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各转运站带式输送机落料点、贮煤筒仓、煤仓间原煤斗上口设置除尘设备。
7.4.11 贮煤筒仓安全监测及防爆
霍林河煤矿褐煤挥发分较高，干燥无灰基挥发分达到 47.36%。根据设计规程规定，
为保证筒仓安全运行，应设置惰化、防爆、通风以及监测温度、可燃气体等设施。这些
设施包括安全监控装置和报警信号、防爆门、通风排气系统、惰化气体制备系统等。同
时筒仓下部应有防止空气漏入的设施。
运煤系统方案布置图见 F189 K1-A02-09、10。
7.5 除灰渣系统
7.5.1 概述
本期工程按两种装机方案设计，方案一为 2×300MW 亚临界一次中间再热抽汽供热
机组配 2 台 1025t/h 煤粉锅炉，规划容量为 4×300MW 亚临界一次中间再热抽汽供热机组
配 4 台 1025t/h 煤粉锅炉，烟气采用湿法脱硫系统；方案二为 2×300MW 亚临界一次中间
再热抽汽供热机组配 2 台 1025t/h 循环流化床锅炉，规划容量为 4×300MW 亚临界一次中
间再热抽汽供热机组配 4 台 1025t/h 循环流化床锅炉。
本期工程除灰渣系统为独立的系统，两个方案的除灰渣系统拟采用灰渣分除，干式
气力除灰方式，其中煤粉炉方案采用湿式机械除渣方式、循环流化床锅炉方案采用干式
机械除渣方式。
7.5.2 除灰渣系统的拟定
7.5.2.1 灰渣量
锅炉排灰渣量见表 7.5 -1~表 7.5 -2。
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煤粉炉灰渣量、石灰石量、石膏量表(BMCR 工况)
表 7.5-1
小时排量 日排量 年排量
锅炉容量 煤质情况 项 目
（t/h） （t/d） （kt/a）
底渣量 3.318 66.360 18.839
飞灰量 29.739 594.580 164.784
1×1025t/h 设计煤质
石子煤量 0.809 16.180 4.483
总灰渣量 33.866 677.320 188.106
底渣量 6.636 132.720 37.678
飞灰量 59.478 1189.160 329.568
2×1025t/h 设计煤质
石子煤量 1.618 32.360 8.966
总灰渣量 67.732 1354.640 376.212
底渣量 6.636 132.720 37.678
飞灰量 59.478 1189.160 329.568
1×1025t/h 校核煤质
石子煤量 1.618 32.360 8.966
总灰渣量 67.732 1354.640 376.212
底渣量 13.272 265.440 75.356
飞灰量 118.956 2378.320 659.136
2×1025t/h 校核煤质
石子煤量 3.236 64.720 17.932
总灰渣量 135.464 2709.280 752.424
注 1）锅炉飞灰与底渣分配比率为 9：1；
2）日运行小时数按 20h 计；
3）锅炉年运行小时数为 5541h；
4）除尘器效率为 99.7%；
5）石子煤量按照燃煤量的 0.5％计。
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循环流化床锅炉排灰渣量
表 7.5-2
小时排量 日排量 年排量
锅炉容量 煤质情况 项 目
（t/h） （t/d） （kt/a）
底渣量 15.249 304.980 84.495
1×1025t/h 设计煤质 飞灰量 22.846 456.920 126.589
总灰渣量 38.095 761.900 211.084
底渣量 30.498 609.960 168.99
2×1025t/h 设计煤质 飞灰量 45.692 913.840 253.178
总灰渣量 76.190 1523.80 422.168
底渣量 30.498 609.960 168.990
1×1025t/h 校核煤质 飞灰量 45.692 913.840 253.178
总灰渣量 76.190 1523.800 422.168
底渣量 60.996 1219.920 337.980
2×1025t/h 校核煤质 飞灰量 91.384 1827.680 506.356
总灰渣量 152.38 3047.60 844.336
注 1）锅炉飞灰与底渣分配比率为 6：4；
2）日运行小时数按 20h 计；
3）锅炉年运行小时数为 5541h；
4）除尘器效率为 99.8%；
7.5.2.2 除灰渣系统的拟定
1) 煤粉炉方案
a) 湿式机械除渣系统
除渣系统拟采用机械除渣方式。本系统采用 1 台炉配一套湿式机械除渣系统的单元
制方案。每台炉分别采用 1 台长距离水浸式刮板捞渣机，直接将炉渣送至主厂房外侧的
钢制渣仓，渣仓共设置 2 座，互为备用，单仓有效容积约为 150m3，可满足 1 台锅炉约
36 h 的排渣量。捞渣机的溢流水经循环水泵输送到高效浓缩机，经澄清后进入换热器冷
却处理，再重复利用于除渣系统，系统损失的水由水工专业补充。脱水后的排渣，直接
装车外运。该系统为连续运行，本期两台锅炉的除渣系统配置完全相同。
水力除渣系统图见 F189 K-A02-11。
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b) 正压浓相气力输灰系统
根据本期烟尘排放量计算结果，为满足国家环保要求，拟采用除尘效率为 99.7%的
静电除尘器，每台锅炉配备 2 台双室四电场静电除尘器。电厂的烟气脱硫设施，拟采用
石灰石－石膏湿法烟气脱硫工艺，脱硫效率为 95％，附带除尘效率为 50％，合计对烟尘
的除尘合计对烟尘的脱除率可达到 99.85％，出口烟尘排放浓度低于 50mg/m3，满足《火
电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003)第 3 时段要求。
电除尘器的选择按大灰斗方案，即单台电除尘器共设 8 个灰斗，每台锅炉配备 2 台
四电场静电除尘器，共计 16 个灰斗。除尘器每个灰斗下设 1 台灰输送器，从电除尘器排
出的飞灰由飞灰输送器利用压缩空气通过灰管输送至灰库；省煤器不考虑设置灰斗及排
灰设施。本方案 2 台炉共设 3 座灰库，灰库的直径均为 12m，其中 2 座为粗灰库，1 座
为细灰库；每座灰库的有效容积均为 1200m3，平均可贮存 1 台炉设计煤质约 36h 的排灰
量。电除尘器一、二电场的粗灰排入粗灰库，三、四电场的灰排入细灰库，一、二电场
的灰管可在 2 座粗灰库之间互相切换排灰。每座灰库底部设 2 个出口，其中 1 个出口下
设 1 台双轴搅拌机，另 1 个出口下设 1 台散装机。可根据综合利用要求取干灰或加湿外
运。
气力除灰系统图见 F189 K-A02-12。
c) 石子煤系统
本工程每台炉配备 5 台中速磨煤机，4 台运行，1 台备用。石子煤系统拟采用人工外
运方案，即石子煤采用就地排放，电瓶车外运的方式。
2) 循环流化床炉方案
a) 干式机械除渣系统
除渣系统拟采用干式机械除渣方式。本系统采用 1 台炉配一套机械除渣系统的单元
制方案。每台锅炉配备 4 台滚筒冷渣器，来自锅炉的底渣经冷渣机冷却到 150℃后，排入
1#链斗输送机，再经 2#链斗输送机排入主厂房外的斗式提升机，最后排入钢制渣仓。渣
仓设置 1 座，其有效容积约为 500m3，可满足 1 台锅炉约 26 h 的排渣量。仓底设 2 个出
口，其中 1 个出口下设 1 台双轴搅拌机，另 1 个出口下设 1 台散装机。可根据综合利用
要求取干灰或加湿外运。本期 2 台炉的除渣系统完全相同，对称布置。
b) 正压浓相气力输灰系统
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根据本期烟尘排放量计算结果，为满足国家环保要求，拟采用静电布袋复合除尘器，
除尘效率为 99.8%，每台锅炉配备 2 台静电布袋复合除尘器，出口烟尘排放浓度低于
50mg/m3，满足《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003)第 3 时段要求。
每台锅炉配备 2 台静电布袋复合除尘器，单台除尘器共设 6 个灰斗，其中电除尘器
部分设 2 个灰斗，布袋除尘器部分设 4 个灰斗，2 台静电布袋复合除尘器共计 12 个灰斗。
除尘器每个灰斗下设 1 台灰输送器，从电除尘器排出的飞灰由飞灰输送器利用压缩空气
通过灰管输送至灰库；本方案 2 台炉共设 2 座灰库，灰库的直径均为 12m，每座灰库的
有效容积均为 1500m3，平均可贮存 1 台炉设计煤质约 50h 的排灰量。复合除尘器的电除
尘器部分及布袋除尘器部分的灰管可在 2 座灰库之间互相切换排灰。每座灰库底部设 2
个出口，其中 1 个出口下设 1 台双轴搅拌机，另 1 个出口下设 1 台散装机。可根据综合
利用要求取干灰或加湿外运。
除渣系统图见 F189 K-A02-13。
7.5.2.3 厂外运灰方式的拟定
本工程粉煤灰综合利用量按电厂全部灰渣量的 100%考虑，考虑北方地区季节性变化
及市场波动将影响粉煤灰的销量，为保证电厂的正常运行，减少粉煤灰对环境的污染，
新建事故贮灰场。本工程贮灰场场址位于丹东市同兴镇同兴村五队所在山沟内，电厂正
西方向，距电厂直线距离为 2.5km，汽车运灰距离 4.5km。
因贮灰场距电厂较远，如采用气力输送至少需 3 级输送，每个转运站需设中转灰库
及空压站，并且每个转运站均需配备相应的运行人员，总投资及运行管理费用很大，不
建议采用。本工程推荐采用汽车运灰方式，方便灵活。除灰渣综合利用外，剩余部分干
灰加湿搅拌后，用专用运灰车送至贮灰场。
丹东同华实业有限公司已同沈阳金山热电有限公司签订灰渣运输协议，承诺电厂投
产后届时将负责全部运送电厂的灰渣。
7.5.3 灰渣综合利用的情况
根据《粉煤灰综合利用管理办法》(国经贸节[1994]14 号)锅炉所排的灰渣可用于道路
工程、回填材料、烧结砖、水泥、混凝土及其掺和料等方面。
本期工程投产后，2 台锅炉最大年排灰渣量约 37.62×104t，电厂已与丹东长城水泥集
团公司、丹东市天源新型建材有限公司、辽东实业集团有限公司签定了灰渣综合利用协
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议，年最大用量可达 40×104t。
7.6 化学水处理系统
7.6.1 装机容量、参数
本期工程安装 2 台 300MW 亚临界一次中间再热抽汽机组，电厂规划容量为 4 台
300MW 亚临界一次中间再热抽汽机组。
7.6.2 水源及水质
本工程主供水水源为丹东北环城市污水处理厂排水(中水)，备用水源为鸭绿江水源。
中水水质指标见表 7.6-1。
中水水质指标
表 7.6-1
项 目 单 位 指 标
氨 氮 mg/L 25
COD mg/L 100
BOD5 mg/L 30
SS mg/L 30
7.6.3 中水处理系统
7.6.3.1 中水处理系统的选择
随着城市用水的日益紧张，利用污水回用水作为电厂循环冷却水补给水和锅炉补给
水水源已经成为一种发展趋势。本工程污水处理厂排放水水质达到城市二级污水处理厂
排放标准，化学耗氧量为 100mg/l，为了防止凝汽器管材腐蚀、结垢和微生物粘泥堵塞等
故障，及满足其它后续工艺的要求，必须对中水进行深度处理。深度处理有三种工艺可
供选择：一种是一般沉淀过滤处理；一种是石灰凝聚澄清过滤处理；另一种是浸沒式超
滤处理。
1) 一般沉淀过滤处理
该系统简单，运行安全，操作方便，投资也小。但使用条件限制较多，要求污水出
水水质好，水质稳定，污水中工业废水比例小。防垢、杀菌灭藻剂，控制粘泥滋生的辅
助加药费用大。
2) 石灰凝聚澄清过滤处理
石灰处理工艺对水质的适用范围较广，可以去除碱度，可以降低有机物及细菌含量，
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可以去除铁、磷及某些重金属等杂质，出水水质比较稳定，在加药的情况下化学耗氧量
的去除率为 40%，水回收率可高达 98.5%。
石灰处理是去除非溶解性杂质的最适宜方法，而中水回用主要就是解决非溶解性杂
质。石灰有巨大的表面积和新生态活性，具有良好的吸附功能，通过接触、捕捉微小的
胶体颗粒，可以有效地去除悬浮物、有机物和菌藻类。其优点如下：
a) 可以承受中水水质瞬时变化带来的影响，而中水水质变化是经常现象；
b) 出水水质相对稳定，当入口杂质含量增大时可以提高去除率；
c) 对 NH3-N 的去除有明显好处，对其后期反应有利；
d) 运行管理比较简单，费用较低；
e) 可以承受较大范围的负荷波动影响；
近几年石灰处理技术有很大进步，可以做到全自动、全密闭、全环保。
3) 浸沒式超滤处理
浸沒式超滤适用水质极广，悬浮物含量可达 10000mg/l，膜生物反应器的化学耗氧量
去除率为 85%，水回收率为 90%，出水污泥密度指数小于 2。浸沒式中空纤维超滤膜的
膜孔径为 0.04μm，为负压式结构，即水从膜外侧透过过滤膜进入中心管成为产品水。该
产品具有自动化程度高、占地面积小、操作简便、水质适应性广的特点，但缺点是造价
较高。浸沒式超滤设备近两年才在国内开始应用。
4) 工艺选择
中小城市的污水处理厂一般运行不稳定，因而中水水量或水质的波动都很大，采用
一般沉淀过滤处理无法保证出水水质。
比较石灰凝聚澄清过滤处理和浸沒式超滤处理，从节省造价和运行费用低的角度考
虑，本工程可研阶段再生深度处理工艺暂按石灰软化系统设计。
7.6.3.2 石灰处理系统
石灰处理是将石灰乳加入澄清池与水中的碳酸盐硬度发生反应，生成 CaCO 3 和
Mg(OH) 2 沉淀物，在沉淀过程中大量吸附原水中的悬浮物，胶体等，使原水得以净化，
大量去除有机物、氨氮等污染物。
石灰处理系统的工艺流程如下：
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石灰乳 聚合硫酸铁 助凝剂 ClO2 硫酸
↓ ↓ ↓ ↓ ↓
来水→ 澄 清 池 →澄 清 水 沟→变空隙度重力式滤池→清水池→
→循环水补水泵→主厂房
石灰计量系统的工艺流程：
高纯度消石灰粉→密封式散装罐车→石灰筒仓→振动料斗→旋转给料机
螺旋输送机→石灰乳搅拌箱→石灰乳泵→澄清池
自用水→辅助箱
石灰处理系统产水量为 1700t/h。
7.6.3.3 主要设备选择
选用机械加速澄清池(直径 Φ23000、流量 1800t/h台)2 座，变空隙度重力式滤池(出
力为 600t/h)4 台。
7.6.3.4 设备布置
石灰处理设备位于厂区内，占地约为 65m×55m。变空隙度重力式滤池位于过滤间内；
泵间、风机间、配电间及加药间等位于过滤间外，为 L 形布置；机械加速澄清池布置在
过滤间室外。
石灰处理系统图见 F189 K-A02-15。
7.6.4 锅炉补给水处理
7.6.4.1 水处理设备出力的确定
厂内各项水汽损失按《火力发电厂设计技术规程》(DL5000-2000)规定计算如下：
a) 锅炉排污损失：20.5t/h
b) 厂内汽水损失：30.75t/h
c) 对外采暖供汽损失：10t/h
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d) 热网除氧器用汽量：18t/h
e) 闭式循环冷却水系统补水：6t/h
f) 锅炉补给水量：79.25t/h(正常)
g) 锅炉补给水量：140.75t/h(考虑启动事故)
h) 化学需生水量：154t/h
i) 化学需生水量：226t/h(考虑启动事故)
7.6.4.2 水处理系统的选择
锅炉补给水处理系统的水源为石灰处理系统的出水，为满足亚临界机组的补给水要
求，本工程采用反渗透预脱盐的方法。
为保证反渗透进水的 SDI 值合格，需对来水进行预处理，采用的方案可以是多介质
过滤器，也可以是外压式超滤。由于多介质过滤器占地面积大，且运行不十分稳定，而
外压式超滤具有节省占地，自动化程度高的优点，因此预处理系统推荐选用外压式超滤
系统。
补给水处理系统的方案比选：
方案一：选用超滤+二级反渗透+EDI 处理系统。其水处理系统流程为：
石灰处理系统的出水(经加热)→自清洗过滤器→超滤装置→超滤水箱→一级高压泵
→一级反渗透装置→缓冲水箱→二级反渗透装置→反渗透水箱→EDI 装置→除盐水箱→
除盐水泵→主厂房
方案二：超滤+反渗透+二级混床处理系统。其水处理系统流程为：
石灰处理系统的出水(经加热)→自清洗过滤器→超滤装置→超滤水箱→高压泵→反
渗透装置→反渗透水箱→反渗透水泵→一级混床→二级混床→除盐水箱→除盐水泵→主
厂房
方案一与方案二系统比较，方案二系统操作过程复杂，工人劳动强度大，需用酸碱
再生，排放的废水不易达标，排放的酸碱废液对环境污染较严重，设备维护和维修量大，
而且需增设酸碱库、中和池和酸碱再生设备；而方案一系统具有出水质量高、连续生产、
使用方便、无人职守、不用酸碱、不污染环境、占地面积小、运行经济等一系列优点。
所以本工程现阶段选用方案一，即选用超滤+二级反渗透+EDI 的全膜处理系统。
原则性化学水处理系统图见 F189 K-A02-14。
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建议在初步设计阶段以前进行中水深度处理工艺、药剂筛选和锅炉补给水预处理工
艺动态模拟试验，为初步设计提供设计依据和运行参数。
锅炉补给水处理系统出水水质：
SiO2 ≤ 0.02 mg/l
电导率(25℃) ≤ 0.2 μs/cm
7.6.4.3 主要设备选择
选用出力为 84t/h 的超滤装置四套、出力为 125t/h 的反渗透装置 2 套、出力为 56t/h
的二级反渗透装置 2 套和出力为 50t/h 的 EDI 装置 2 套。
7.6.4.4 设备布置
膜处理设备布置在水处理车间内；水处理车间偏厦为泵间和加药间；水处理车间一
侧为三层化验楼；水箱布置在室外。
7.6.4.5 系统控制水平
超滤装置、反渗透装置和 EDI 装置采用程控操作，主要阀门均为气动阀门。
7.6.4.6 化学试验室
化学试验办公楼为三层建筑，布置在锅炉补给水车间固定端。一层设有现场化验室、
控制室、检修间和配电室，二层设有煤分析试验室和油分析试验室，三层设有水分析试
验室和办公室等。并按亚临界参数机组配置水、煤、油试验设备及分析仪器。
7.6.5 冷却水处理
7.6.5.1 为最大限度的减少循环冷却水系统的排污水量，提高循环水浓缩倍率，冷却水系
统采用加阻垢剂的处理方法。
7.6.5.2 冷却水加杀菌剂在于防止凝汽器微生物的繁殖，保证凝汽器安全运行。由于冷却
水为经深度处理的中水，COD 含量较高，为进一步防止冷却水中有机物、微生物及菌
藻类的繁衍生长，设置一套出力为 2×5kg/h 的二氧化氯发生器。
7.6.6 凝结水精处理
7.6.6.1 概述
凝结水精处理装置是用来在机组启动、正常运行及凝汽器泄漏时，除去凝结水微量
硅、铜、铁和溶解盐类，保护锅炉和汽机汽水系统不受渗、漏入凝结水中杂质的污染，
同时也从凝结水中除去大量的金属氧化物颗粒。
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本工程锅炉为亚临界汽包炉，根据《火力发电厂化学设计技术规程》中 5.0.1.2 条，
“对由亚临界汽包锅炉供汽的汽轮机组，全容量凝结水宜进行精处理的规定。”本工程凝
结水采用 100%容量处理。
7.6.6.2 系统选择：
凝结水精处理可供选择的有粉末树脂覆盖过滤器和体外再生高速混床系统。
粉末树脂过滤器是采用粉末树脂作为预涂膜材料，来交换水中的溶解性离子，去除
悬浮物颗粒，有机物和非活性硅以及胶态物质。
该系统使用均匀细小的离子交换树脂(30—80μm)来同时完成过滤和溶解固体的去
除。粉末树脂被施加到容器内用作树脂层的专门设计的圆柱形元件上。使此树脂成为预
涂层。预涂层由铵型的阳离子树脂和氢氧根型的阴离子树脂构成。
凝结水精处理系统的氨化运行除了可以延长设备的运行周期以外，由于所使用的阳
树脂为氨型，氢氧化氨是不能从凝结水中除去。这样通过氨型树脂去除溶解性盐类而释
放出少量的氢氧化氨，因此凝结水的加氨量可以减少。
由于粉末覆盖过滤器系统不需要体外再生高速混床系统的树脂分离系统、酸碱再生
系统，具有占地面积小、设备投资低的特点，因此本工程现阶段推荐采用粉末覆盖过滤
器方案。
由于机组热力系统无凝升泵，凝结水处理选用中压处理系统。
凝结水处理的主系统如下：
主凝结水泵出口凝结水 → 粉末树脂覆盖过滤器 → 低压加热器系统
每台机组处理系统设置 1 套可处理 2×50%凝结水量的粉末树脂覆盖过滤器系统。
每台机组设置 1 套铺料及清洗系统，1 套废水收集、输送系统和工艺及仪用压缩空
气系统。
7.6.6.3 运行方式
该系统的运行具有灵活性，可根据机组的运行状况和凝结水的水质情况决定铺膜工
况。停运机组启动初期凝结水含铁量较高时，铺膜采用纤维粉；启动中期采用纤维和树
脂的混合粉；正常运行采用树脂粉，并可根据凝结水杂质特性和凝结水温度决定阴、阳
树脂粉(或树脂粉与纤维粉)的混合比例。
粉末覆盖过滤器失效破膜后产生的废弃树脂浆排至废水收集池，经排水泵送至石灰
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处理系统浓缩池。
7.6.6.3 设备布置
凝结水精处理设备采用单元布置，分别布置在汽机房零米。
7.6.7 凝结水、给水、炉水校正及汽水取样
7.6.7.1 给水炉水处理
为防止热力系统的二氧化碳腐蚀及维持碱性水工况，经热力除氧的给水，经凝结水
精处理的凝结水以及停炉期间的锅炉充水管路采用加氨处理。
为防止热力系统的氧腐蚀，经热力除氧的给水及停炉期间的锅炉充水管路采用加丙
酮肟处理。
为防止锅炉受热面沉积水垢及提高炉水 PH 值，汽包炉水采用加磷酸盐处理。
以上加药设备布置在两炉间集控楼零米单独加药间内。
7.6.7.2 水汽取样分析系统及布置
汽水取样装置主要是用以准确地监督机炉运行中给水和蒸汽品质的变化情况，用来
控制维持所希望的工艺流程，判断系统中的设备故障，以保证电厂机炉的安全经济运行。
每台机组设一套集中水汽取样分析装置，布置在锅炉房运转层单独的取样间内。
7.6.8 制氢站
考虑电厂附近没有满足要求的氢气来源，本工程拟在厂区内设置制氢站。制氢站内
设 CNDQ—5/3.2 制氢装置 2 套、13.9m3 贮氢罐 4 台、7m3 压缩空气贮存罐一台，并设一
套氢气干燥装置。
7.6.9 油处理
根据《火力发电厂化学设计技术规程》(DL/T5068－1996)，本期工程不设集中油处
理室和露天油库。设置 85m3 移动式绝缘油箱 2 台。设 9000L/h 透平油真空滤油机 2 台，
绝缘油真空滤油机 2 台。
7.6.10 热网补给水处理
热网补给水处理系统水源为石灰处理系统出水。热网除氧器软化水补水量为 138t/h。
热网补给水处理系统不单独设置制水设备，采用锅炉补给水处理系统反渗透装置的出水。
7.7 电气部分
7.7.1 概述
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电厂本期工程新建 2×300MW 燃煤供热机组，采用煤粉炉方案或循环流化床方案，
煤粉炉方案同期建设 100%烟气脱硫系统。电厂最终规划容量 4×300MW 燃煤供热机组。
本工程电厂接入系统按 220kV 电压出线考虑，本期出线 2 回，最终出线 4 回。
7.7.2 电气主接线
本期工程新建 2×300MW 机组，采用发电机－变压器组通过双卷主变压器接入电厂
新建的 220kV 配电装置，二期扩建 2×300MW 机组，采用发电机－变压器组通过双卷主
变压器接入电厂 220kV 配电装置，本期 220kV 配电装置采用双母线接线，最终采用双母
线单分段接线，普通中型布置。进出线采用架空方式，本期出线 2 回，最终为 4 回。发
电机与主变压器之间采用离相封闭母线相连，在发电机、主变及高厂变之间设可拆连接
点。本工程起/备变电源由电厂 220kV 配电装置引接，采用架空进线。
电气主接线图见 F189 K-A02-16。
7.7.3 主要电气设备选型
发电机冷却方式为水氢氢，采用自并励静止励磁系统，具有长期进相运行能力，能
适应调峰要求。其参数为：额定容量为 300MW，额定电压为 20kV。
主 变 拟 选 用 SFP10-370000/220 ， 242±2×2.5%/20kV,YN,d11 ； 高 厂 变 拟 选 用
SFF10-50000/20，50/31.5-31.5MVA，20±2×2.5%/6.3-6.3kV, D,yn1-yn1，采用无励磁调压。
高 压 起 动 / 备 用 变 压 器 拟 选 用 SFFZ10-50000/220 ， 50/31.5-31.5MVA ，
230±8×1.25%/6.3-6.3kV，Yn,yn0-yn0(d)，有载调压。
主要设备技术参数详见电气主接线图 F189 K-A02-16。
7.7.4 高压配电装置
220kV 设备采用普通中型布置，布置于主厂房 A 列外。
本期 220kV 配电装置共有 7 个间隔：2 回出线、2 回主变进线、2 个母线设备、1 回
启备变进线间隔。
7.7.5 厂用电接线及布置
厂用电电压采用 6kV 和 380/220V 两级电压方案。
高压厂用电系统采用 6kV，中性点经电阻接地系统，电源从发电机出口引接，每台
机组设一台高压厂用工作分裂变压器，为包括脱硫负荷在内的所有高低压负荷供电。每
台机 6kV 配电装置设两段，并设 6kV 一段公用段。
本期两台机组设一台高压厂用起动/备用变压器。
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每台机组设两台低厂变，为汽机和锅炉等机组的低压负荷供电。低压厂用电系统采
用 PC-MCC(暗备用)供电方式，对接有单台Ⅰ、Ⅱ类负荷的 MCC 采用双电源供电。
两台机组设二台公用变，供本期主厂房的公用负荷。
根据负荷分布情况，拟在炉后输煤集控楼附近设置煤灰 6kV 配电装置。为输煤、除
灰系统及就近的其他负荷供电。在输煤区域设置两台输煤变压器互为备用，为本期输煤
负荷供电。
每炉设两台电除尘变，为电除尘负荷供电。
两台机组设两台除灰变、两台化水变、两台水工变、两台循环水变为附近负荷供电。
主厂房及辅助车间低压厂用电系统全部采用中性点直接接地方式。
脱硫系统设专用的配电室及控制楼。
每台机组各设一台柴油发电机组作为其保安电源，容量 600kW。每台机设一段保安
段母线，正常工作由厂用 PCA、PCB 段各供一回电源，互为备用，另外从柴油发电机组
提供一回电源。当一回正常工作电源失电，自动切换到另一回工作电源，同时起动柴油
发电机组，若切换成功，不投柴油发电机组，若切换不成功，则经过一定延时投入柴油
发电机组。
主厂房低压配电装置布置在汽机房和集控楼，辅助车间配电设备就近布置。
全厂低压变压器均选用低损耗干式变；高压开关柜采用中置铠装移开式，真空断路
器与 F-C 混合供电方式，低压开关柜选用抽屉式。
主变、高厂变和起/备变均布置在汽机房 A 列外。发电机出线至主变压器采用封闭母
线连结，6kV 开关柜布置在汽机房，6kV 开关柜通过共箱绝缘母线与高厂变、起备变低
压侧连接。
全厂 6kV 采用低阻接地系统，中性点电阻柜安装在高厂变、起/备变附近。
7.7.6 过电压保护及接地
为保护发电机、变压器及其它电气设备免受直击雷和雷电侵入波破坏，按《交流电
气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T620-1997 的有关要求进行。在相关位置装设防直
击雷保护的避雷针和避雷线。在发电机出口等处装设金属氧化物避雷器，作为防雷电侵
入波保护。
全厂采用以水平接地体为主的接地网，辅以垂直接地极。独立避雷针、避雷器等处
装设集中接地装置。
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7.7.7 照明和检修网络
照明由三个独立系统组成：
a) 正常 AC 照明系统，照明网络电压为 380/220V。每台机组设一台照明变压器，2
台机的照明变互为备用。
b) 事故 AC 照明系统，照明网络电压为 380/220V。照明电源由保安段引接。
c) 直流事故照明系统，照明网络电压为 220V。由蓄电池供电。
主厂房设置检修变压器，检修电源由专用检修段供电。
辅助厂房采用照明、检修于动力合并供电方式。由其附近的 380/220V 电动机控制中
心供电。
7.7.8 电缆设施
主厂房内采用电缆架空敷设。辅助厂房和厂区主要采用电缆桥架，部分采用电缆隧
道或电缆沟。
考虑到 300MW 机组的安全可靠性，主厂房及由主厂房引出的所用电缆均采用阻燃
电缆。在电除尘、锅炉本体等高温环境场所采用耐高温电缆。电缆通道按《发电厂、变
电所电缆选择与敷设设计规程》规定设置电缆着火阻燃措施。
7.7.9 交流不停电电源(UPS)
7.7.9.1 主厂房交流不停电电源系统
每台机组设一套三相输入单相输出交流不停电电源(UPS)装置，向机组的 DCS 系统、
电气、热工控制及保护、需要辅助电源的变送器、火灾报警系统等重要负荷供电；其输
入交、直流电源分别取自本机组的动力中心、保安电源及直流系统。交流不停电电源装
置及其馈线屏布置在集控楼 4.50m 层 UPS 设备间内。UPS 电源容量暂定 80 kVA。
7.7.9.2 网控交流不停电电源系统
网络控制系统设置一套 UPS 电源，设置在集控楼网络控制设备室内，向监控系统站
控层设备、测量、计量元件和消防报警系统供电。UPS 电源容量暂定 10 kVA。
7.7.9.3 脱硫系统交流不停电电源系统
脱硫系统设置两套 UPS 电源，向脱硫监控系统设备和消防报警系统供电。UPS 电源
容量暂定 20kVA，设置在脱硫控制楼内。
7.7.10 直流系统
7.7.10.1 主厂房直流电源系统
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根据现行《火力发电厂、变电所直流系统设计技术规程》的规定，每台机组设三组
阀控式铅酸免维护蓄电池。其中一组 220V 蓄电池向动力与直流事故照明负荷供电，另两
组 110V 蓄电池向直流控制负荷供电。每组动力用蓄电池配一套充电和浮充电兼用的智能
型高频开关电源，初选蓄电池容量为 1600Ah；两组控制用蓄电池配三套按充电容量选择
的同容量的充电装置。蓄电池容量约为 400Ah。
蓄电池和直流屏均布置在集中控制楼零米层。
7.7.10.2 网控直流电源系统
网控部分设置两组 220V 阀控式铅酸免维护蓄电池，采用控制与动力合并供电方式，
配三组智能型高频开关电源，初选蓄电池容量为 400Ah。蓄电池和直流屏均布置在网控
继电器楼内。
7.7.10.3 辅助车间直流电源系统
对远离主厂房的辅助车间直流负荷采用与蓄电池成套的直流电源屏供电。
7.7.10.4 发电机励磁系统
励磁系统采用技术成熟、性能可靠的自并励静止励磁系统或无刷励磁系统。励磁
设备布置在汽机房中间层。
7.7.11 二次接线、继电保护及安全自动装置
7.7.11.1 二次接线
a) 机组设备控制及信号系统
本工程采用两机一控的机、炉、电单元控制室控制方式，发电机—变压器组、发电
机—变压器-线路组、高低压厂用系统、辅机系统等电气设备纳入 DCS 系统监控。
本工程的电气设备采用单独的 CRT 监视，通过键盘或鼠标软手操实现控制。同时在
就地设备上设有简单的强电控制，满足检修和调试之用。通过就地设备上就地/远方切换
开关实现相应的切换。为满足安全停机的要求，在电气操作员站台和辅助屏上保留部分
硬手操及常规仪表、报警光字牌。
上述电气设备的控制纳入 DCS 系统后，可以实现机组整套启动时从锅炉点火至发电
机并网发电的全过程自动程序控制和软手操控制，或机组停机时的全过程自动程序控制
和软手操控制。
《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》DL/T 5136-2001 规定，“网控计算机、
单元辅助车间程控、电气保护与自动化装置(AVR、ASS 等)、变压器有载调压装置宜设置
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与 DCS 的通信接口”。因此，为节省控制电缆、减少施工工作量、提高自动化水平和管
理水平，考虑在高低压厂用电系统采用综合保护及综合管理单元等设备，实现对电气设
备的监视功能，通过现场总线将处理好的信号上传。控制及重要信号采用硬接线方式接
入 DCS 系统。
DCS 系统配置及功能说明详见 7.11 热工控制。
b) 网控微机系统
网控微机系统采用分层分布式结构，由站控层和间隔层组成。站控层采用标准以太
网，设备包括操作员站、工程师站、“五防”工作站等；间隔层采用工控网，设备主要为
现场综合测控单元、智能 I/O 等。站控层、间隔层均采用双网冗余配置。按最终四回 220kV
线路双母接线考虑，主机柜、工程师站、继保工作站等站控层设备布置在集控楼网络控
制设备室内，间隔层网络设备布置在网控继电器室内。网控继电器楼布置在 220kV 开关
场内。
c) 同期系统
本期发电机及线路分别采用 SID 型微机同期控制器，以满足快速、平滑并列要求。
为简化接线，采用单相同期方式，不设手动同期回路。
d) GPS 时钟系统
网控站控层设备配置 1 套 GPS 时钟，将时钟信号输出到网控计算机监控系统及保护、
故障录波器等，实现全厂时钟系统同步，并为以后扩建机组预留备用输出。
e) 辅助车间系统
1) 辅助车间的厂用变压器 6kV 断路器由机组 DCS 控制，低压断路器由对应的 PLC
完成控制。
2) 机炉辅机由机组 DCS 系统控制。
3) 水系统、灰渣系统、油系统、空冷系统及脱硫系统由热工 PLC 或 DCS 控制；
4) 除尘器采用由除尘器成套的 PLC 控制；
5) 输煤系统采用 PLC 程控方式，设置一套闭路电视监视系统，对煤场、煤仓间等
输煤系统主要环节实现全面监视。
6) 其他辅助车间根据工艺专业要求采用 DCS、PLC 或强电一对一控制。
7.7.11.2 继电保护及自动装置
根据《继电保护和安全自动装置技术规程》GB 14285-93 及国电调(2002)138 号文件
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附件《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》继电保护实施细则的规定，本工程
发电机—变压器组及高压厂用变压器、起动/备用变压器保护均采用双套配置。单元机组
保护装置布置在集控楼电气设备间内。
低压厂用变压器、高低压厂用电动机及厂用分支保护采用微机型综合保护器，布置
在相应开关柜上。
本期电气设备采用下列自动装置：
微机自动调节励磁装置
自动准同期装置
高压厂用电源快速切换装置
低压备用电源自动投入装置
机组故障录波器
7.7.12 电气试验室
按照《火力发电厂电气试验室设计标准》DL/T5043-95 规定，设有高压试验室、继
电保护试验室和仪表试验室。上述试验室均设在生产综合楼内。
7.7.13 厂内通信部分
本期建设规模为 2 台 300MW 发电机组，根据《火力发电厂厂内通信设计技术规定》
规定，按装机容量核算，生产管理交换机容量为 400 线、生产调度交换机容量为 120 线。
7.7.13.1 电厂通信中继方式
电厂到电力系统主管部门的通信中继线，利用新建专用通信网实现的。在生产管理
电话交换机和生产管调度总机间设有中继线连接。电厂至市话局中继线数，由电厂自行
确定不在本设计范围内。
7.7.13.2 主要建筑通信
本次通信设计为厂内部分建筑设施，不包括厂外部分建筑设施(围墙外)。
主要建筑有主厂房、除灰系统、水处理系统、电气系统、输煤系统、燃油系统及附
属建筑物等。
7.7.13.3 通信电缆敷设
新建厂内通信电缆的敷设，采用管道敷设或直埋敷设，尽量避免架空敷设。厂内各
类通信设备的线路，采取单独电缆传输。
新增通信设备安装在综合办公楼内，总配线架到各分线箱间通信电缆的敷设，各分
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线箱到各建筑物分线盒间通信电缆敷设及各建筑物的电话暗配线等。
7.7.13.4 通信电源
为保证发电厂内所配备的生产管理交换机和生产调度交换机正常运行，利用配置高
频开关电源和蓄电池进行供电。
7.7.13.5 通信设备接地
厂内通信设备设置工作接地和保护接地，厂内通信机房设有环行接地母线，并就近
接到厂内总接地网上，其引接线不少于两条。
厂内通信电源的 380V 交流零线，要与接地母线连接，通信机房的交流电力线要有
金属外皮或敷设在金属管内。
7.8 热力控制
7.8.1 控制方式及集中控制室布置
a) 控制方式
单元机组采用炉、机、电集中控制方式，两台机组合用一个控制室。网控设在集中
控制室内。
辅助车间采用集中监控方式，拟在集中控制室设辅助车间集中监控点。各就地控制
室仅用于供调试、运行初期、巡检、事故处理用。正常运行时，就地无人值班。
b) 集中控制室布置
集中控制室位于主厂房 CD 间内 12.6m 标高，面积约为 190m2，集中控制室净空高
度为 3.6m。集中控制室的布置如下：
控制室内的操作台上安装了 DCS、辅助车间操作员站和后备操作按钮等。在操作台
后面安置大屏幕等离子电视、汽包水位监视电视、炉膛火焰监视电视、全厂闭路电视及
机组的功率、周波等大型数码显示表。
两台机组的打印机分别放置在控制室内两侧，操作台前面中间位置布置值长站。
电子设备间主要布置 DCS、DEH 的机柜、保护柜、工程师站等设备。
集中控制室后侧分别布置电子设备间、交接班室、会议室及男女更衣室等。
7.8.2 热工自动化水平
本期工程拟将发电机/变压器组和厂用电系统的控制纳入分散控制系统，实现炉、机、
电单元统一值班，在集中控制室内由三名全能值班操作员完成对单元机组的运行管理。
每台机组设一套分散控制系统，以彩色 LCD、专用键盘、鼠标以及彩色大屏幕等离
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子电视为单元机组主要监视和控制手段。同时在 DCS 操作台上配置锅炉、汽机、发电机
的硬接线紧急停止按钮及重要辅机的硬接线操作按钮，以保证机组在紧急情况下安全停
机。
除启停阶段的部分准备工作需由辅助运行人员协助检查外，机组的启动、停止、正
常运行和异常工况处理均可在集中控制室内完成。
拟建立全厂辅助控制系统监控网络，操作员站设在集中控制室内，监控系统可进行
集中控制室/就地控制室控制方式的选择，辅助系统的运行管理由专门的值班操作员来完
成，辅助系统原则上按就地无人值班考虑。
拟建立全厂闭路电视监视系统(CCTV)、厂级监控信息系统(SIS)、厂级管理信息系统
(MIS)，提高电厂监控管理水平，使电厂在市场竞争中处于有利地位。
7.8.3 厂级自动化系统
厂级自动化系统包括电厂管理信息系统(MIS)、厂级监控信息系统(SIS)和全厂闭路电
视监视系统(CCTV)。它们的任务是监视、协调和管理全厂各单元机组、辅助车间的生产
运行以及为职能部门的管理工作服务。
1) 电厂管理信息系统(MIS)
建立电厂管理信息系统是给电厂的管理人员提供大量实时和非实时的、准确的、完
整的、可靠的信息和进行加工、运算分析后的信息，以提高电厂管理的效率和决策的正
确性，使电厂能够在优化控制和优化管理软件的支持下，实现全厂管理控制一体化。
a) MIS 的设计范围包括全厂综合布线系统、网络系统、服务器系统、数据备份系统、
工作站及 UPS 电源、数据库系统、网络操作系统、工作站操作系统、网络防病毒系统、
网管系统、GPS 时钟同步系统及应用系统设计。
b) MIS 的系统规模:建立开放式的计算机网络系统、建立先进的计算机软硬件环境、
构成集成化的信息系统界面。
c) MIS 的系统规划
系统体系结构：
● 本系统采用“客户机/服务器”与“浏览器/服务器”相结合的体系结构。
● 电厂内部的生产信息、工程信息、管理信息的资源共享。
● 与电网调度及其相关部门的信息交换。
● 与 Internet 的连接，并实现远程用户拨号上网。
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● 采用基于 Windows NT 操作系统的数据库服务器的方式。
● 网络采用千兆以太网，其网络协议为 TCP/IP。
系统功能结构：
管理信息系统主要包括以下五个子系统：经营管理子系统、生产管理子系统、办公
自动化子系统、基建管理子系统、系统维护子系统等。其系统功能结构参见图 7.8-1。
d) MIS 的系统配置
● 网络系统布置
电厂的网络拓扑结构是以 MIS 网络数据中心为核心，采用星型方式向外展开连接。
从网络结构上可分为两级，即网络主干级和工作组级。所有主干网采用多模光纤，其余
则采用超五类双绞线。
网络主干推荐采用经济、适用的交换式 1000M 的以太网技术，而从主干到桌面则采
用 100M 交换式以太网技术。
● 网络服务器
考虑到电厂对实时数据的需求，可采取双小型机作为实时数据库服务器。而一般的
事务处理可采用 PC Server 作为服务器。
● 网络操作系统
选用成熟的主流操作系统，系统使用 Windows 2003 Sever 和 UNIX 操作系统，以
便于建立网络应用数据库应用和 Internet/Intranet 应用的综合环境。
● 数据库管理系统
采用关系型数据库，数据库管理软件应具有较大的容量。我们推荐使用的数据库管
理系统是 Oracle 数据库管理系统。
● 数据备份系统
系统硬件采用大容量的磁带库，并配备相应的备份软件，对那些关键数据采用实时
备份，而对于一般数据则采用定时备份的方式。
● 不间断电源系统
不间断电源是保证服务器在非正常情况下安全关机的一个前提条件。使用具有智能
监控作用的 UPS，是保护服务器的有效手段。智能监控服务器除具有普通 UPS 系统的不
间断供电功能外，还可以自动执行服务器关机的操作，并具有定时开机和关闭服务器、
来电后自动重新启动服务器等功能。
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● 综合布线系统
热电厂 MIS 的网络布线系统，采用基于标准星型拓扑结构，具有适用性、灵活性、
可扩展性、模块化结构、开放性及经济性的特点，符合 EIA/TIA568A（商用建筑结构布
线标准）及 ISO 11801 标准的要求，同时，不限系统应支持数据应用和语音应用。由于
电厂内各主要建筑物相互之间距离较远、干扰强，因此，布线系统选择光纤和超五类双
绞线混合布线方案。各主要建筑物与主机房、综合办公楼各层至主设备间采用光缆连接。
e) MIS 与其它系统的接口设计
● MIS 与 SIS 的接口方式
按照安全和保密的要求，MIS 与 SIS 之间需要物理隔离，这样 MIS 与 SIS 系统应建
立各自独立的网络环境，为了向 MIS 系统提供实时数据，应以适当的方式建立一个从 SIS
系统向 MIS 系统单向传送数据的安全通道。
厂级监控信息系统（SIS）与其它专业系统的接口主要有热工自动化系统、电气自动
化系统、辅助车间和远动系统。这些控制系统的自动化程度越来越高，基本可以监控全
厂所有的设备。其信息采集方案是各系统内所需要采集的所有信息，均存放到实时数据
库服务器中，并把这台实时数据库服务器作为与电厂管理信息系统的接口，以便供厂内
管理信息系统调用所需的实时信息。
● 接口的工作方式
SIS 系统的数据是由各专业控制人员对其进行实时控制的，它向 MIS 系统传送的数
据是单向的，即 MIS 系统只能接收数据，而不能参与系统的控制。
● MIS 与报价系统的接口
MIS 与报价系统的接口采用网关加防火墙的方式进行单向数据传输，网调的报价系
统提供数据接口和设备接口，而 MIS 则提供连接的通道。
f) 投资估算
由于丹东金山热电厂属于新建电厂，在本方案中按照 2 台小型机和国产软件进行设
计，投资按 500 万元计列。
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热电厂管理信息系统
生产管理分系统
生产实时子系统
设备管理子系统
运行管理子系统
生产技术管理子系统
安全监督管理子系统
经营管理分系统
物资管理子系统
计划统计管理子系统
经营计划管理子系统
燃料管理子系统
财务管理子系统
办公事务分系统
办公自动化子系统
档案管理子系统
人事劳资管理子系统
教育培训管理子系统
综合信息查询子系统
基建管理分系统
项目管理
基建管理子系统
系统维护分系统
图 7.8-1 电厂管理信息系统功能及结构图
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2) 厂级监控信息系统(SIS)
为了提高电厂的整体管理水平和运行效率，增强电厂的市场竞争力，拟建立厂级监
控信息系统。该系统在单元机组的 DCS 及辅助车间的控制系统与 MIS 之间形成了一个重
要的管理控制一体化层面，完成对全厂实时过程的优化管理。
SIS 的主要功能是采集 DCS 等控制系统的数据来实现电厂运行优化、负荷调度分配
优化、经济性能分析、设备故障诊断及设备寿命管理等功能，对全厂的实时过程进行优
化管理，为电厂运行管理人员提供运行指导和决策依据，确保电厂在保证安全生产的基
础上通过最优化控制策略使整个电厂的设备潜能得到充分发挥，使整个生产保持在最佳、
最稳定、最经济的运行状态，用最少的成本带来最多的效益。
3) 全厂闭路电视监视系统(CCTV)
为了减少电厂的巡检人员和巡检次数，提高电厂运行人员对运行设备的监视和管理
水平，使运行设备的故障隐患被及早发现、排除，拟设置全厂闭路电视监视系统。主要
在主厂房、辅助车间、厂区大门等地点装设探头，在集中控制室、输煤控制室、锅炉补
给水控制室、除灰渣控制室、生产管理人员办公室等处设置彩色监示器。
7.8.4 单元机组控制系统
1) 单元机组控制系统的总体结构
DCS 是整个单元机组的主要监视和控制设备，包括集中控制室内的操作员站和电子
设备间机柜；它与作为后备和补充的常规控制仪表(主要包括安装在辅助操作台上的机、
炉、电紧急停机按钮、汽包水位监视电视、炉膛火焰监视电视等)、就地控制仪表(主要包
括就地仪表以及主设备制造厂配套供货的独立的就地控制系统等)有机结合构成了单元
机组整体控制系统，从而实现了对单元机组炉、机、电的集中统一监视和集中控制。
a) DCS 是以微处理器为基础的、按功能进行分级、分散的控制系统。在系统中，控
制功能是分散的，即由多个控制器来完成整个机组的监控功能；而监视和操作是集中的，
即由单元控制室内的人 — 机接口(MMI)来实现机组的监视和操作。
b) 当分散控制系统发生全局性或重大故障时(如：分散控制系统电源消失、通讯中断、
全部操作员站失去功能，以及重要控制站失去控制和保护功能等)为确保机组紧急安全停
机，将设置下列独立于 DCS 的总燃料跳闸(MFT)、发电机 — 变压器组跳闸、汽机紧急
跳闸等常规操作手段。
c) 由厂家配套供货的相对独立的锅炉吹灰控制系统、汽机盘车控制等，采用可编程
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序控制器(PLC)控制。通过通讯接口与 DCS 相连接，由 DCS 的操作员站完成对其工艺系
统的程序启/停、中断控制及单个设备的操作。
2) 热工自动化主要设备配置
a) 单元机组分散控制系统(DCS)
分散控制系统的选型遵守以下原则：
● 要有足够的覆盖面。
分散控制系统应尽可能覆盖单元机组各项控制系统，以减少系统之间的接口、更多
的实现信息共享，提高系统可靠性。
● 分散控制系统具有高可用性、可靠性、可操作性、可维护性和可扩展性。
● 有优越的性能价格比。
b) DCS 系统按功能主要由以下子系统组成：
● 数据采集和处理系统 DAS
● 模拟量控制系统 MCS
● 辅机顺序控制系统 SCS
● 炉膛安全监视及燃烧管理系统（BMS）
人机接口设备的配置(每台机组)：
操作员站(主机) 5套
操作员显示器(LCD) 5套
记录打印机 3台
彩色图形打印机 1台
工程师工作站 1套
DCS 系统中控制器、网络接口设备及其它重要模件均为冗余设置。DCS 数据通讯系
统将各分散处理单元、I/O 处理系统及人机接口和系统外部设备联接起来，保证各部分之
间的系统通讯，DCS 的通讯高速公路是冗余设置的。
3) 分散控制系统的功能特点
a) 数据采集及处理系统 (DAS)
DAS 主要是用于连续采集和处理所有与机组运行有关的重要测量信号及设备状态信
号，及时向操作人员提供有关的运行信息，实现机组安全经济运行。当机组发生任何异
常工况时，及时发出报警，提高机组的可利用率。
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b) 自动调节系统(MCS)
MCS 系统主要是用于热力过程参数的自动调节，根据过程要求保持这些参数为规定
值，使机组快速、稳定地满足负荷变化的要求，保持稳定、经济运行。
c) 顺序控制系统(SCS)
单元机组顺序控制系统的范围将包括锅炉、汽机及其辅机顺序控制系统 SCS(B/T)及
发电机—变压器和厂用电源的顺序控制系统 SCS(G/A)。控制方式将考虑设置机组级
(APS)、功能组\子功能组级和驱动级等控制方式。运行人员能够通过操作员站对 SCS 中
的单个设备进行启、停或开、关操作，也可以通过操作员站对功能组中相关的一组设备
进行顺序启、停，同时可使用 APS 断点操作实现机组自启停。SCS 中还考虑了系统及单
个设备的联锁和保护。
d) 炉膛安全监视及燃烧管理系统(BMS)
BMS 系统主要用于锅炉燃烧器的控制和炉膛安全监视，包括完整的连锁、保护和自
诊断功能，重要设备采用冗余设计，保证锅炉安全运行。
e) 汽轮机数字电液控制系统(DEH)
本期工程汽轮机数字电液控制系统 (DEH)由汽机厂供货并技术总负责，选用在同类
型机组有成功设计配套和运行经验的厂家。其电子部分的硬件尽量与 DCS 一致。
汽轮机数字电液控制系统(DEH)是汽轮机控制的主要环节，全面控制汽轮机的启停、
升速、带负荷以及抽汽的压力调整。
f) 汽机旁路控制系统(BPS)
旁路控制系统随主设备成套供货，控制系统采用 PLC，通过通讯接口或硬接线与 DCS
相连接，由 DCS 的操作员站完成对其工艺系统的程序启/停、中断控制及单个设备的操作。
g) 汽机危急遮断保护系统(ETS)
汽机危急遮断保护系统(ETS)是保护汽轮机正常运行的装置，一旦发生紧急情况，迅
速使汽轮机停机，保护设备安全。由汽机厂供货并技术总负责。
7.8.5 辅助车间及辅助系统的控制
辅助车间及辅助系统采用可编程序控制器(PLC)实现其监控功能，本期工程辅助车间
主要控制系统包括：除灰渣控制系统、凝结水精处理及再生控制系统、加药取样控制系
统、集中制冷及空调控制系统、燃油泵房、生活污水、石灰石输送(流化床炉方案)、除尘
器控制系统(详见电气部分)、输煤控制系统(详见电气部分)等。
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按照辅助车间及辅助系统适当合并的原则，根据工艺系统的划分及地理位置设置水、
煤、灰等就地集中控制室，可编程序控制器柜(PLC 柜)安装在就地控制室内。本期工程的
辅助车间及辅助系统的控制系统将接入全厂辅助车间监控网络。在集中控制室设全厂辅
助车间操作员站，对全厂辅助车间实行统一监控。同时全厂辅助车间集中监控系统将与
SIS 进行通讯，将全厂辅助车间实时信息送 SIS。
热网首站采用DCS进行监控，其控制设备采用与单元机组分散控制系统(DCS)相同的
硬件。根据热力网对供热介质参数的要求，组织调度热电厂热、电负荷，以阶段改变供
水温度的供热方式，来满足热负荷的需求。热网首站设置车间控制室，在控制室内设置
操作员站，由其完成对热网系统的监控。首站控制系统的抽汽切投信号通过硬接线的方
式送给DEH。热网监控系统纳入两台机组的公用网络，当条件成熟时，可分别由两台单
元机组DCS操作员站进行监视与操作(操作考虑闭锁)。
烟气脱硫控制系统(煤粉炉方案)采用独立的控制装置，随主设备成套供货。其控制设
备采用与单元机组分散控制系统(DCS)相同的硬件。两套脱硫系统采用一套分散控制系统
(DCS)。烟气脱硫系统其控制室设置在脱硫集控楼，在控制室内设置工程师站和操作员站，
对脱硫系统进行监控。脱硫电子设备间也设在烟气脱硫区域。当条件具备，系统运行稳
定时，在机组集中控制室内，运行人员可以通过两台单元机组 DCS 操作员站对脱硫系统
进行远方监控。
7.8.6 热工自动化设备选型
1) 分散控制系统
a) 分散控制系统应选用在同类型机组上有成功运行经验、适合电站特点、且性能/
价格比好的产品。
b) 分散控制系统应有足够的裕量，一般按：功能模件槽裕量15%；I/O点裕量15%；
系统电源裕量40%；处理器处理能力应有50%余量，操作站处理能力应有60%余量；处理
器数据存储器应有50%余量，外部数据存储器应有60%余量；系统的通讯总线应是1:1的
冗余设置，即两条通讯总线在任何时候都同时接受信息。总线负荷率不大于35%。
d) 可用率应大于99.9%。
2) 变送器
智能型；两线制，4～20mADC；零点可迁移，易于量程调整；差压变送器应具有单
向耐全压的能力。
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3) 执行器
重要电动执行器采用进口(如 Sipos、Auma、Rotork)；执行器应带有手轮并配有位置
发讯机构；气动执行器应在失去气源或气压信号时保持原位，并提供报警接点；需要联
锁动作的气动调节阀应配有电磁阀；一、二次风门采用进口气动执行器。
4) 一次元件
测量装置应有足够的精度；所有一次元件应适合使用环境的要求；热电偶、热电阻
的分度号应符合国际标准；一次元件应安装方便，易于维护；一次直接动作的开关量仪
表，要求动作可靠、结构牢固、便于调整、精度适合，选型原则为重要的开关量仪表进
口(SOR、UE)，其它采用性能优越的引进技术生产的产品。
5) 热控配电箱
选用抽屉式配电箱。
7.8.7 热工试验室
热工试验室布置在生产综合楼内，其面积约为 200m2。
按照《火力发电厂热工试验室设计标准》的规定，热工试验室的工作间按职能划分。
7.8.8 主机自动化技术条件
1) 锅炉
下列锅炉的自动化系统和设备由锅炉厂成套配供(煤粉炉方案)：
a) FSSS就地设备，包括：油抢、点火器/推进装置、就地点火实验箱等。
b) 炉膛火焰、汽包水位工业电视，包括：显示器、摄像头、冷却系统及控制装置等。
c) 吹灰程序控制装置，包括：PLC吹灰控制柜及动力柜等。
d) 炉膛出口烟温探针控制装置
e) 回转式空预器漏风检测及间隙调整装置
f) 锅炉厂配套的执行机构
2) 汽轮机
下列汽轮机的自动化系统和设备由汽轮机厂成套配供：
1) 汽轮机DEH系统
2) 汽轮机ETS系统
3) 汽轮机TSI系统
4) 汽轮机盘车控制设备
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7.9 主厂房布置
7.9.1 煤粉炉方案
主厂房布置采用汽机房、除氧间、煤仓间、锅炉房四列式布置。从汽机房向锅炉房
看右侧为扩建端。汽机房运转层采用大平台布置，两台汽轮发电机纵向顺列布置。汽机
房跨度 27m，汽动给水泵布置在运转层靠 B 列侧，电动给水泵、加热器及除氧器等布置
在除氧间内零米，除氧间跨度 9m。5 台中速磨煤机布置于煤仓间 0.00m，煤仓间跨度
11.5m，煤仓间输煤皮带从固定端上煤。锅炉为紧身封闭，岛式布置，锅炉房 0.00m 布置
送风机和一次风机、密封风机等设备，送风机和一次风机对称布置在锅炉本体两侧。锅
炉尾部依次布置静电除尘器、吸风机室和烟囱。锅炉最后一排钢柱距离 D 排 10m，作为
预留脱硝的空间，脱硝空间按照选择性催化脱硝工艺预留。两台机组合用一个集中控制
楼，布置在两炉之间。两台锅炉共用一座烟囱，烟囱出口内径为 7m，高为 190m。
主厂房柱距 9m。每台机组分别占用 7 个柱距，检修场地占一个 12m 柱距。厂房中
间设置一个 1.2m 伸缩缝。2 台机主厂房总长 136.2m。由 A 列至烟囱中心线距离 148.5m。
汽机房采用两台汽轮机头对头布置和两台汽轮机顺列布置两种方案进行比选。两台
汽轮机头对头布置有利于热网换热首站集中布置，热网换热首站集中布置对于抽汽管道
的布置、设备检修、维护都比较有利。两台汽轮机顺列布置机头朝向固定端，热网换热
首站分开布置，分别对应两台机组。推荐两台汽轮机头对头布置方案。主厂房主要尺寸
见表 7.9-1。
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主厂房主要尺寸
表 7.9-1
厂房 项 目 单 位 数 值
柱距 m 9
跨度(A－B) m 27
汽
机 汽机房长度 m 136.2
房
汽轮发电机组中心线距 A 列柱距离 m 12
运转层标高 m 12.6
行车轨顶标高 m 24.60
间 跨度(B－C) m 9
除
氧 除氧器层标高 m 22.50
跨度(C－D) m 11.5
煤
仓 给煤机层标高 m 12.6
间
皮带层标高 m 34
炉前距离(D－BE) m 6.5
锅
炉 锅炉深度(BE－BK) m 41.5
房
锅炉宽度 m 34
运转层标高 m 12.6
汽机房 A 列至烟囱中心线距离 m 148.5
主厂房布置图见 F189 K1-A02-17~21。
7.9.2 CFB 锅炉方案
主厂房布置采用汽机房、除氧煤仓间、锅炉房三列式布置。从汽机房向锅炉房看右
为扩建端，汽机房设备的布置方案同煤粉炉方案。除氧煤仓间跨度 10m，除氧器布置在
19.5m 层。给煤机布置在 28m 层。皮带层 47m。为了降低皮带层标高增加煤仓容积，对
应煤仓的柱距 10m，每台炉共 4 个柱距。锅炉为紧身封闭，岛式布置，锅炉房 0.00m 布
置一次风机和二次风机、高压流化风机等设备，一次风机和二次风机对称布置在锅炉尾
部两侧。锅炉尾部依次布置静电布袋复合除尘器、吸风机室和烟囱。两台机组合用一个
集中控制楼，布置在两炉之间。
两台锅炉共用一座烟囱，烟囱出口内径为 7m，高为 190m。
主厂房柱距采用不等柱距，固定端、扩建端分别设置 5 个 10m 柱距，中间 5 个柱距
为 9m。两机之间设置一个检修场地。每台机组分别占用 7 个柱距。厂房中间设置一个
1.2m 伸缩缝。2 台机主厂房总长 146.2m。由 A 列至烟囱中心线距离 164.24m。主厂房主
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要尺寸见表 7.9-2。
主厂房主要尺寸
表 7.9-2
厂房 项 目 单 位 数 值
柱距 m 10
跨度(A－B) m 27
汽
机 汽机房长度 m 146.2
房
汽轮发电机组中心线距 A 列柱距离 m 12
运转层标高 m 12.6
行车轨顶标高 m 24.60
跨度(B－C) m 10
除
氧 除氧器层标高 m 19.50
煤
仓 给煤机层标高 m 28.00
间
皮带层标高 m 47
锅 炉前距离(D－BE) m 6.5
炉
房 锅炉深度(BE－BK) m 68.01
锅炉宽度 m 40
汽机房 A 列至烟囱中心线距离 m 164.24
主厂房布置图见 F189 K1-A02-22、23。
7.10 土建部分
7.10.1 设计规模
一期工程为 2×300MW 机组，规划容量为 4×300MW 机组。
7.10.2 厂址自然条件和设计主要技术数据
7.10.2.1 工程地址和水文条件
拟建场地位于丹东市振安区同兴镇变电村，距丹东市约 5km，场地地形平坦开阔，
稍有起伏，北高南低，标高介于 10.00~15.20m，为山间冲积平原地貌。
厂区范围内及其附近无全新活动断裂、无不良地质作用、无地震液化地层、无可开
采矿藏、无采空区的影响、无古文物和重点化石群，厂址基本稳定。
在勘探深度内,由勘测资料可知，拟建场地地层较为简单，地层自上而下依次为杂填
土、耕土、粉质粘土、砾砂、石英砂岩，现自上而下分述如下：
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杂填土①：杂色，由粘性土、砂砾石、碎石、砖块、炉渣等组成，稍湿，稍密，厚
度多为 0.50~1.00m，局部地段达 2.00m。该层主要分布在各种道路、工厂厂区、宅院等
部位，其它部位均为耕土(黄褐色，以粘性土为主，含较多植物根系，层厚约 0.50m)。
粉质粘土②：黄褐色，含多量砂，很湿，可塑偏软，稍有光泽，无摇振稍反应，干
强度中等，韧性中等，层厚 0.50~2.00m。该层分布不均，北厚南薄，南部多缺失该层。
地基承载力特征值 fak=140~160kPa。
砾砂③：黄褐色，石英长石为主，饱和，中密，上部颗粒较细较均匀，下部颗粒较
粗，卵砾石含量逐渐增多，成分以结晶岩石为主，分选磨圆差，一般粒径 30~50mm,最大
径 100mm。层厚 1.50~4.00m。地基承载力特征值 fak=250~300kPa。
石英砂岩④：黄绿色，强风化，密实砂土状，岩体结构已完全破坏。层厚 2.50~6.50
米。地基承载力特征值 fak=400~500kPa。
石英砂岩⑤：灰~灰白色，成分以石英为主，砂质结构，硅质胶结，中等风化，节理
裂隙较发育。本次勘察未穿透此层。地基承载力特征值 fak=1500~2000kPa。
该厂址勘察期间地下水埋深为 1~3m，地下水类型为潜水~微承压水，该地下水对混
凝土和钢筋等建筑材料无腐蚀性。
7.10.2.2 主要技术数据
a) 抗震设防烈度：7 度
b) 设计基本地震加速度为：165.8cm/s2。
c) 基本雪压：0.40kPa
d) 基本风压：0.55kPa
e) 标准冻土深度：0.90m
f) 建筑场地类别：Ⅱ
7.10.2.3 建(构)筑物的抗震设防措施
本工程属于重要大型电厂，根据《火力发电厂土建结构设计技术规定》，抗震措施设
防烈度需提高一度(8 度)的建(构)筑物有：主厂房、集中控制楼、烟囱、烟道、碎煤机室、
转运站及输煤栈桥。
7.10.3 地基与基础
7.10.3.1 地基情况
根据厂区工程地质资料，拟建场地土层结构简单，分布均匀，如前所述，厂区地层
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除杂填土①、耕土外均可做天然地基，一般及辅助、附属建(构)筑物的持力层可选择粉质
粘土②及砾砂③层做持力层,采用天然地基，而对一些重大建(构)筑物及设备基础，由于
不能满足天然地基要求,因此主厂房、烟囱等主要建筑物选择石英砂岩层④层作为天然地
基持力层。
拟建场地内有许多民井和少量工业用水源井，在基础施工时需做回填处理。
7.10.3.2 基础选型
主厂房基础采用钢筋混凝土独立基础，局部联合或条形基础。基础埋深-6.0m。汽机
房内的汽机基座底板基础及锅炉房的磨煤机基础均采用钢筋混凝土大板式基础，锅炉炉
架基础采用钢筋混凝土柱下单独基础，条形基础或局部联合基础，基础埋深为-6.0m。
烟囱基础采用钢筋混凝土圆板基础，基础埋深为-6.0m。
其它附属及辅助建筑物，框、排架结构可采用柱下钢筋混凝土独立基础或钢筋混凝
土条形基础，运煤转运站当有地下部分时采用钢筋混凝土箱形结构，砖混结构可采用墙
下毛石条形基础或混凝土基础。
7.10.4 主厂房建筑
7.10.4.1 主厂房布置
按照生产工艺的布置要求，本期主厂房由汽机房、除氧间、煤仓间、锅炉房及集控
楼组成。主厂房布置根据燃烧制粉系统的不同，分为煤粉炉方案及循环流化床炉方案，
两个方案的布置概述如下：
1) 煤粉炉方案
a) 汽机房
柱距 9m，跨度 27m，总长度 136.2m。汽机房共分三层，分别为零米层(±0.000m)、
中间层(6.000m)及运转层(12.600m)。
地面层 8 轴和 9 轴之间为检修场地。吊车轨顶标高为 24.600m，屋架下弦为 28.510m，
汽轮发电机中心线距 A 轴为 12.000m。
b) 除氧间
柱距 9m，跨度 9m，总长度 136.2m。除氧间共分四层，分别为零米层(±0.000m)、6.000m
层、12.600m 层和 23.000m 层。除氧器设在 23.000m 层。
c) 煤仓间
柱距为 9m，跨度为 11.500m，总长度为 136.2m。煤仓间共分为五层，分别为零米层
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(±0.000m)、12.600m、29.650m、皮带层(34.000m)及皮带头部和除尘器小间(40.000m)。栈
桥入口设在 1～2 轴之间。
d) 炉前通道
轴线宽为 6.5m，总长度为 136.2m。
e) 锅炉房
横向总长度为 47.5000m，纵向总长度为 107.4m。锅炉房分为零米层(±0.000m)及运
转层(12.600m)。
炉后依次布置除尘器、引风机室、烟囱、脱硫装置等。引风机室、烟囱及脱硫装置顺
序布置方式，并预留脱硫场地。
2) 循环流化床炉方案
a) 汽机房
柱距 10m，跨度 27m，总长度 146.2m。汽机房共分三层，分别为零米层(±0.000m)、
中间层(6.000m)及运转层(12.600m)。
地面层 8 轴和 9 轴之间为检修场地。吊车轨顶标高为 24.600m，屋架下弦为 28.510m，
汽轮发电机中心线距 A 轴为 12.000m。
b) 除氧煤仓间
柱距 10m，跨度 10m，总长度 146.2m。除氧煤仓间共分七层，分别为零米层(±0.000m)、
6.000m 层、12.600m 层、19.500m 层、28.000m 层、皮带层(47.000m)及皮带头部和除尘
器小间(53.000m)。除氧器设在 19.500m 层，栈桥入口设在 1～2 轴之间。
c) 炉前通道
轴线宽为 6.5m，总长度为 146.2m。
d) 锅炉房
横向总长度为 68.01m，纵向总长度为 118.0m。设零米层(±0.000m)，每台炉设有一台
客货两用电梯。
7.10.4.2 集中控制楼布置
集中控制楼布置于两炉之间，共分为五层。标高分别为±0.000m、5.500m、10.000m、
12.600m 和 18.600m。
7.10.4.3 水平交通
1) 煤粉炉方案
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主入口位于煤仓间的固定端。汽机房内 B 轴处设有一条纵向检修通道，并结合汽轮
发电机机头、机尾布置横向通道，交通组织通畅。同时在煤仓间靠近 C 轴处设置有 4m
宽的磨煤机检修通道。在 固 定 端 和 扩 建 端 各 有 一 条 由 汽 机 房 通 向 锅 炉 房 的 横 向 通
道。
2) 循环流化床炉方案
汽机房底层各面均有疏散出口，B 轴处设有一条纵向检修通道，固定端与扩建端可
通行汽车，炉前零米层(±0.000m)设有可通汽车的纵向通道。在 固 定 端 和 扩 建 端 各 有 一
条 由 汽 机 房 通 向 锅 炉 房 的 横 向 通 道 。各层均设有适当宽度的纵向通道供操作检修用。
7.10.4.4 垂直交通
1) 煤粉炉方案
煤仓间的固定端和扩建端各布置一部封闭楼梯间，可到达各层楼面。此外，在主厂
房的中部布置一部钢筋混凝土楼梯，可到达主厂房的 6.000m，12.600m，23.000m 层及集
控楼的各层。皮带层设一部钢梯到达除氧间屋面，然后通过钢爬梯到达汽机房屋面，通
过煤仓间皮带头部除尘器小间的出口可到达煤仓间屋面。
2) 循环流化床炉方案
在除氧煤仓间的固定端和扩建端各布置一部封闭楼梯间，可到达各层楼面。中段设
有另一座钢筋混凝土楼梯，可到达主厂房的 6.000m，12.600m，23.000m 层及集控楼的各
层。在扩建端设有一座疏散楼梯。为便于屋面检修，所有屋面均分别设有检修钢梯或通
向邻近层室内的门。
7.10.4.5 采光和通风
主厂房采光为混合采光方式，天然采光不足之处辅以人工照明。汽机房采用下部开
窗进风，屋顶通风器自然排风方式。
7.10.4.6 卫生及生活设施
主厂房零米层及 12.600m 层分别布置男、女卫生间，满足运行、检修人员的需要。
并在汽机房及锅炉房零米层和运转层的适当位置布置清洁用洗池。
7.10.4.7 主厂房防排水
根据工艺清洁要求，除氧器层、皮带层楼面考虑冲洗要求设置排水坡度、地漏电气
建筑的屋顶(即上层楼面)设防水层。此外汽机房、锅炉房零米地面考虑水冲洗的可能。各
分区屋面采用有组织排水。
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7.10.4.8 围护结构
主厂房所有外墙 1.20m 窗台以下的外墙采用多孔砖墙。1.20m 以上采用金属压型保
温复合墙板。锅炉紧身封闭采用复合压型钢板。汽机房和锅炉房屋面为金属压型保温复
合屋面板。
7.10.4.9 装修标准
内装修按《火力发电厂建筑装修设计标准》设计。设备进出及检修用的大门采用电
动卷帘门，无特殊要求的门为彩色钢板保温门，窗采用单层双玻塑钢窗。锅炉房零米
(±0.000m)为水磨石地面，管道层、煤斗层为水泥楼面，23.00m 除氧器层、34.00m 皮带
层为水磨石楼面，12.60m 运转层采用铺地砖楼面。卫生间为防滑地砖，化学用房按需要
采用耐腐蚀的毛面花岗岩，其它部分均为水磨石楼地面。踢脚同地面材料，化学用房设
同材质墙裙高 1500mm。内墙面及顶棚为耐擦洗涂料。
主厂房室内装修详见表 7.10-1。
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主厂房室内装修一览表
表 7.10-1
建筑标高及房间 墙 裙
名称 序号 地 面 墙 面 踢 脚 天 棚 门 窗 备 注
名称 (H=1500)
白色内墙涂料 电动卷帘门及
1 ±0.000m 层 水磨石 油漆墙裙 同地面 白色内墙涂料 塑钢窗
保温金属墙板 钢门
汽
2 6.000m 层 水泥砂浆 保温金属墙板 同地面 白色内墙涂料 塑钢窗
机
保温金属屋面板
房 （钢结构）
3 12.600m 层 高级地砖 保温金属墙板 同地面 塑钢窗
白色内墙涂料
（混凝土结构）
白色内墙涂料
4 ±0.000m 水磨石 油漆墙裙 同地面 白色内墙涂料 防火门及木门 塑钢窗
保温金属墙板
除 白色内墙涂料
5 6.000m 层 水泥砂浆 油漆墙裙 同地面 白色内墙涂料 防火门
保温金属墙板
氧
白色内墙涂料
6 12.600m 层 高级地砖 浅色瓷砖 白色内墙涂料 防火门
间 保温金属墙板
白色内墙涂料
7 23.000m 层 水磨石 油漆墙裙 同地面 白色内墙涂料 防火门 塑钢窗
保温金属墙板
白色内墙涂料 电动卷帘门及
8 ±0.000m 混凝土地面 油漆墙裙 同地面 白色内墙涂料
保温金属墙板 防火门
12.600m 白色内墙涂料
9 水磨石 油漆墙裙 同地面 白色内墙涂料 防火门及木门 塑钢窗
煤 层（钢结构） 保温金属墙板
白色内墙涂料
仓 10 29.650 m 层 水泥砂浆 同地面 白色内墙涂料 防火门 塑钢窗
保温金属墙板
间 白色内墙涂料
11 34.500m(皮带层) 水磨石 白色瓷砖 白色内墙涂料 防火门 塑钢窗
保温金属墙板
40.000m 层(皮带
12 水磨石 保温金属墙板 同地面 白色内墙涂料 防火门 塑钢窗
头部)
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主厂房室内装修一览表
表 7.10-1（续）
建筑标高及房间 墙 裙
名称 序号 地 面 墙 面 踢 脚 天 棚 门 窗 备 注
名称 (H=1500)
炉前 白色内墙涂料 电动卷帘门及
13 ±0.000m 层 混凝土地面 油漆墙裙 同地面 白色内墙涂料
通道 保温金属墙板 钢门
及锅
14 锅炉房 12.600m 层 水磨石 保温金属墙板 同地面 保温金属屋面板
炉房
15 ±0.000m 蓄电池室 耐酸瓷砖 耐酸涂料 耐酸瓷砖 耐酸涂料 防火门
±0.000m 低压配电
16 水磨石 白色内墙涂料 同地面 白色内墙涂料 防火门
间
17 5.5 00m 化学房间 防腐地砖 白色内墙涂料 白色内墙涂料 木门
5. 500m 热工实验
18 水磨石 白色内墙涂料 同地面 白色内墙涂料 防火门
室
集中 10.000m 电 缆 夹
19 水泥砂浆 白色内墙涂料 同地面 白色内墙涂料 防火门
控制 层
楼
12.600m 电子设备 抗静电活
20 白色内墙涂料 同地面 矿棉板吊顶 铝合金门
间 动地板
12.600m 继电保护
21 水磨石 白色内墙涂料 同地面 白色内墙涂料 防火门
室
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主厂房室内装修一览表
表 7.10-1（续）
建筑标高及房间 墙 裙
名称 序号 地 面 墙 面 踢 脚 天 棚 门 窗 备 注
名称 (H=1500)
12.600m 集中控制
22 高级地砖 白色内墙涂料 同地面 矿棉板吊顶 白钢玻璃门
室
12.600m 走廊.交接
集中 23 班室.休息室.更衣 地砖 白色内墙涂料 同地面 矿棉板吊顶 木门 塑钢窗
控制 室.网控室
楼 (楼面防
24 18. 600m 空调机房 水泥砂浆 白色内墙涂料 同地面 白色内墙涂料 防火门及木门 塑钢窗
水)
(楼面防
25 18. 600m 制冷站 水泥砂浆 白色内墙涂料 同地面 白色内墙涂料 防火门及木门 塑钢窗
水)
29 厕所及淋浴 防滑地砖 墙壁砖 铝塑板吊顶 木门 塑钢窗
其它
30 楼梯间 地砖 白色内墙涂料 同地面 白色内墙涂料 防火门 塑钢窗
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7.10.4.10 立面设计
主厂房 1.2m 以下外墙饰面为浅灰色外墙面砖，1.2m 以上外墙(金属复合保温压型钢
板)采用浅淡柔和的色调，在墙面局部位置饰以鲜明的色带。在经济可行并充分保持整体
效果的同时形成一定的细部处理，体现出现代工业建筑简洁大方、色彩明快的风格。
7.10.4.11 防火防爆及安全运行措施
主厂房的结构应严格按照有关的防火规范，在有要求的部位，采取相应的防火措施，
如刷防火涂料，应根据《火力发电厂与变电所设计防火规范》第 2.0.4 条：“汽轮机头部
油箱及油管道附近的钢质构件应采取防火保护措施。非承重构件的耐火极限不小于 0.5h，
承重构件不小于 1.0h。”
主厂房运转层以下内墙为机制多孔砖墙。所有连接主厂房及集控楼的墙壁应有 4h
的耐火极限。非承重墙的耐火极限为 1h。封闭楼梯间的墙耐火极限为 2.5h，楼梯间的门
耐火极限为 0.9h。除氧间与煤仓间之间防火墙上的门耐火极限为 1.2h。集控楼内电缆夹
层及配电室的门的耐火极限不低于 0.6h。厂房内任何工作地点到外部出口和疏散楼梯的
距离均控制在 50m 以内。
为检修、运行安全，凡楼地面人孔、吊装孔等均加设活动盖板或栏杆。
7.10.5 主厂房结构
主厂房布置概述
1) 煤粉炉方案
汽机房跨度为 27m，柱距为 9m，伸缩缝为 1.2m，两台机总长为 136.2m。运转层标
高为 12.6m，屋架下弦标高为 28.51m，吊车轨顶标高为 24.6m，设置 75/20t 电动单梁桥
式吊车。
除氧间跨度为 9m，柱距为 9m，伸缩缝为 1.2m，共包括四层。全长为 136.2m。
煤仓间跨度为 11.5m，柱距为 9m，伸缩缝为 1.2m，共包括四层。两台机的煤仓间
中间用钢栈桥相连，栈桥一端与煤仓间纵向框架采用固定连接的方式，另一端采用滑动
连接。全长为 136.2m。
锅炉房大板梁顶标高为 69.080m，紧身封闭，其中炉前通道跨度为 6.5m。
2) 循环流化床炉方案
汽机房跨度为 27m，柱距为 10m，局部五跨为 9m，伸缩缝为 1.2m，两台机总长为
146.2m。运转层标高为 12.6m，屋架下弦标高为 28.51m，吊车轨顶标高为 24.6m，设置
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75/20T 电动单梁桥式吊车。
除氧煤仓间跨度为 10m，柱距为 10m，局部五跨为 9m，伸缩缝为 1.2m，共包括七
层。全长为 146.2m。
锅炉房大板梁顶标高为 60.28m，紧身封闭，其中炉前通道跨度为 6.5m。
7.10.5.1 主厂房结构型式确定
火力发电厂主厂房是工业建筑厂房中最为复杂的一种，其结构具有跨度大，层高高，
承受的荷重大、工艺布置复杂、体型特殊等特点。主厂房结构体系根据框架梁柱采用的
材料不同主要有三种：钢结构、钢筋混凝土结构、钢—混凝土组合结构。目前，在我国
火电厂主厂房结构中基本采用传统的钢筋混凝土结构。近十多年来，随着改革开放和电
力事业的蓬勃发展，采用全钢结构主厂房的工程日益增多。外包钢结构、钢管混凝土结
构具有混凝土结构和钢结构的一些优点，但其造价高于钢筋混凝土结构，施工工期又长
于钢结构，且设计和施工较繁琐，目前在电厂建设中也很少使用。结合本工程的特点和
工程实际情况(按照主厂房布置采用煤粉炉方案)，就可能采用的二种方案分别从技术和经
济方面比较如下：
1) 技术比较
a) 钢结构方案：钢结构的突出优点是轻质高强、安装速度快，不受气候影响，可缩
短工期，工厂化程度高，施工占用场地小。轻质高强可以减轻主厂房自重，可使主厂房
基础的钢筋混凝土用量减少，采用钢结构可节省大量的预埋铁件，方便设计，方便施工，
不影响工艺安装。地上部分钢结构厂房地震荷载明显减小，具有较好的延性和韧性，抗
震性能好，可减轻地质灾害的影响。且到设计使用寿命期后拆除费用低、钢材可回收利
用，符合国家可持续发展的能源发展战略。影响钢结构在实际工程中推广的因素主要有
两个：一是工程造价高(包括钢结构自身及防腐维护费用)；二是耐火极限低(钢结构自身
耐火极限仅为 0.25h)。另外，加工精度高、焊接工作量大，垂直及水平支撑体系经常与
工艺管道布置发生矛盾也是其不可避免的缺点。
b) 现浇钢筋混凝土结构方案：现浇钢筋混凝土结构是一种传统的结构形式，在工业
与民用建筑中被广泛采用。我国火力发电厂主厂房广泛采用此种结构，其优点是材料来
源范围广，可以就地取材，耐腐蚀性能好，维护工作量小，耐火性、耐久性好，设计、
施工单位非常熟悉且具有丰富的经验，施工精度要求较低；其缺点是结构自重大，受冬
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季施工的限制，施工工期较长且对周围环境有一定的污染。
2) 经济比较
因墙板及主厂房各层楼面结构各种类型在钢结构厂房和钢筋混凝土结构厂房中均可
采用，选定类型造价相同而在结构方案比较时不再考虑其投资。
a) 钢筋混凝土结构方案
汽机房扩建端山墙为方便下期拆除，采用钢结构；A 排、除氧、煤仓间框架、汽机
房固定端山墙均采用钢筋混凝土结构，除氧煤仓间各层楼面均为钢梁现浇钢筋混凝土楼
板。根据已有设备资料，结合工艺布置和以往工程经验。其材料用量见表 7.10-2。
主厂房混凝土结构主要材料表
表 7.10-2
主厂房土方（m3） 钢筋混凝土基础（m3） 钢屋架 (吨)
132860 9860 163
A 排柱（m3） A 排纵梁（m3） 框架柱（m3）
474 176 3225
框架梁（m3） 山墙（m3） 山墙（吨） 汽机平台柱（m3）
3735 105 68 300
b) 钢结构方案
汽机房边柱、除氧煤仓间框架、山墙结构梁柱均采用钢结构，除氧煤仓间各层楼面
均采用钢梁现浇钢筋混凝土板结构。主厂房柱均为焊接“H”型变截面钢柱。纵梁及支撑采
用轧制 H 型钢。 根据已有设备资料，结合工艺布置和以往工程经验，其材料用量见表
7.10-3。
主厂房钢结构材料用量
表 7.10-3
主厂房土方（m3） 钢筋混凝土基础（m3） 屋面钢梁 (t)
93000 6900 283
A 排柱（t） A 排纵梁及支撑（t） 框架柱（t）
207 132 1183
框架梁及支撑（t） 山墙（t） 汽机平台柱及支撑（t）
1842 136 230
通过对上述二个主厂房方案的工程量计算统计，并根据技经专业提资其比较结果如
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见表 7.10-4。
建筑工程单位概算表
表 7.10-4
序号 定额编号 项目名称 单位 数量 基价 人工费 合价 人工费合价
1 方案比较
1.1 钢混结构 29724841
1.1.1 钢筋混凝土结构 29724841
GT1-2 机械土方 主厂房 m3 #### 29.65 10.01 3939300 1329929
GT2-8 独立基础 钢筋混凝土 m3 9860 699.99 100.44 6901901 990338
GT5-1 钢屋架 27m 以内 t 168 8019.83 768.69 1347331 129140
GT5-4 钢屋架 刷防火材料 t 168 2438.22 442.07 409621 74268
GT7-1 现浇钢筋混凝土结构 主厂房 框架 m3 6960 981.09 177.68 6828387 1236653
GT7-2 现浇钢筋混凝土结构 主厂房 梁柱 m3 1055 1182.99 238.49 1248055 251607
GT7-17 钢结构、钢煤斗 主厂房 梁柱制作 t 68 5960.14 585 405290 39780
GT7-18 钢结构、钢煤斗 主厂房 梁柱安装 t 68 724.58 97.5 49271 6630
脚手架搭拆费 0 0 0 309417 49111
小 计 0 0 0 21438573 4107456
0 0 0 0 0
工资性津贴调整 % 136 210175 0 285838 285838
(一) 直接工程费 元 0 0 0 24436390 0
1. 基本直接费 元 0 0 0 21724411 0
2. 其它直接费 元 0 0 0 716048 0
(1) 冬雨季施工增加费 % 2.42 21438573 0 518813 0
(2) 夜间施工增加费 % 0.33 21438573 0 70747 0
(3) 施工工具用具使用费 % 0.59 21438573 0 126488 0
(4) 特殊工程技术培训费 0 0 0 0 0
3. 现场经费 元 0 0 0 1995931 0
(1) 临时设施费 % 4.97 21438573 0 1065497 0
(2) 现场管理费 % 4.34 21438573 0 930434 0
(二) 间接费 元 0 0 0 2544758 0
1. 企业管理费费 元 0 0 0 2034520 0
(1) 企业基本管理费 % 2.85 21438573 0 610999 0
(2) 职工基本养老保险和失业保险费 % 4.84 21438573 0 1037627 0
(3) 工会经费、教育经费和住房公积金 % 1.8 21438573 0 385894 0
2. 财务费用 % 1.2 21438573 0 257263 0
3. 施工机构转移费 % 1.18 21438573 0 252975 0
(三) 计划利润 % 6.5 26981148 0 1753775 0
(四) 税金 % 3.45 28734923 0 989918 0
合计 元 29724841 4393294
1.2 钢结构 45178574
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丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
建筑工程单位概算表
表 7.10-4
序号 定额编号 项目名称 单位 数量 基价 人工费 合价 人工费合价
1.2.1 钢结构以外部分 17901139
GT1-2 机械土方 主厂房 m3 #### 29.65 10.01 2757450 930930
GT2-8 独立基础 钢筋混凝土 m3 6900 699.99 100.44 4829931 693036
GT5-1 钢屋架 27m 以内 t 283 8019.83 768.69 2269612 217539
GT5-4 钢屋架 刷防火材料 t 553 2438.22 442.07 1348336 244465
GT7-17 钢结构、钢煤斗 主厂房 梁柱制作 t 230 5960.14 585 1370832 134550
GT7-18 钢结构、钢煤斗 主厂房 梁柱安装 t 230 724.58 97.5 166653 22425
脚手架搭拆费 179737 23616
小 计 12922551 2266561
0 0
工资性津贴调整 % 136 115918 157648 157648
(一) 直接工程费 元 14714902
1. 基本直接费 元 13080199
2. 其它直接费 元 431613
(1) 冬雨季施工增加费 % 2.42 12922551 312726
(2) 夜间施工增加费 % 0.33 12922551 42644
(3) 施工工具用具使用费 % 0.59 12922551 76243
(4) 特殊工程技术培训费 0
3. 现场经费 元 1203090
(1) 临时设施费 % 4.97 12922551 642251
(2) 现场管理费 % 4.34 12922551 560839
(二) 间接费 元 1533907
1. 企业管理费费 元 1226350
(1) 企业基本管理费 % 2.85 12922551 368293
(2) 职工基本养老保险和失业保险费 % 4.84 12922551 625451
(3) 工会经费、教育经费和住房公积金 % 1.8 12922551 232606
2. 财务费用 % 1.2 12922551 155071
3. 施工机构转移费 % 1.18 12922551 152486
(三) 计划利润 % 6.5 16248809 1056173
(四) 税金 % 3.45 17304982 596157
合计 元 17901139 2424209
1.2.2 钢结构部分 27277435
GT7-17 钢结构、钢煤斗 主厂房 梁柱制作 t 3500 5960.14 585 20860490 2047500
GT7-18 钢结构、钢煤斗 主厂房 梁柱安装 t 3500 724.58 97.5 2536030 341250
脚手架搭拆费 421137 42998
小 计 23817657 2431748
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丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
建筑工程单位概算表
表 7.10-4
序号 定额编号 项目名称 单位 数量 基价 人工费 合价 人工费合价
工资性津贴调整 % 136 124705 169599 169599
材料调差 元 6900696
机械调差 元 333318
(一) 基本直接费 元 23987256
(二) 综合取费 % 10 23817657 2381766
(三) 税金 % 3.45 26369022 908413
合计 元 27277435 2601347
由表 7.10-4 可见，现浇钢筋混凝土主厂房梁柱及屋面工程造价为 2951 万元，钢结构
主厂房梁柱及屋面工程造价为 4518 万元，钢结构主厂房比混凝土结构主厂房实际投资高
1567 万元。
钢结构与钢筋混凝土结构相比，具有强度高、安装简便，施工速度快，工厂化程度
高。且为满足工艺要求，其柱网的布置可以非常灵活，同一厂房甚至可以采用不同的柱
距。钢结构自重轻、延性大，抗震性能好等优点。且在可持续发展方面具有明显优势：
一是可干式施工，节约用水，施工中占用场地小，产生的噪音小、粉尘少；二是由于自
重减轻，基础施工取土量少；三是大量减少混凝土的使用，减少了城市周边的开山挖石；
四是结构拆除产生的固体垃圾少，废钢资源可以回收利用，符合现行国策。其缺点一是
造价高(包括钢结构自身及防腐维护费用)，二是耐火极限低；三是加工精度要求高、焊接
工作量大，垂直及水平支撑体系经常与工艺管道布置发生矛盾。
由于本工程建设场地动迁量较大，周围居民较多，施工场地紧张，为减少施工场地，
缩短施工工期，保证冬季可连续施工，减少施工过程对周围环境的影响，并从工程整个
使用期限即全寿命期的经济性出发，建议选用钢结构主厂房方案。如受建设资金条件限
制，宜可选用钢筋混凝土结构主厂房方案。投资按钢结构主厂房计列。
7.10.5.2 钢结构主厂房
1) 结构体系概述
a) 煤粉炉方案
主厂房布置依次为汽机房、除氧间、煤仓间及锅炉房四列式。汽机房及除氧间、煤
仓间组成铰接+支撑独立受力体系。锅炉房为钢结构，亦为独立受力体系，锅炉房炉前通
道平台梁与煤仓间滑动连接，采用梁沿轴向允许变位的支座，地震作用及风荷载均由各
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自体系独立承受。单元控制楼为现浇钢筋混凝土框架结构，与主厂房脱开。
主厂房结构体系是由纵横向框、排架和各层楼面及屋面联合组成的空间结构体系。
#1、#2 机各为一个结构单元。每个结构单元横向由除氧煤仓间与汽机房组成的铰接+支
撑的排架结构体系，纵向为有支撑的铰接结构体系。
b) 循环流化床炉方案
主厂房布置依次为汽机房、除氧煤仓间及锅炉房三列式。汽机房及除氧煤仓间组成
铰接+支撑独立受力体系。锅炉房为钢结构，亦为独立受力体系，主厂房与炉架之间的联
系采用滑动铰连接。抗震设计时不考虑其相互作用，各自为独立的抗震体系。单元控制
楼与主厂房脱开布置，自成独立框架结构体系。
主厂房结构体系是由纵横向框、排架和各层楼面及屋面联合组成的空间结构体系。
#1、#2 机各为一个结构单元。每个结构单元横向由除氧煤仓间与汽机房组成的铰接+支
撑的排架结构体系，纵向为有支撑的铰接结构体系。
2) 主厂房结构选型
本工程遵照安全运行、经济适用、节约钢材、方便施工的原则进行如下结构选型。
主厂房柱均为焊接“H”型变截面钢柱。
a) 汽机房
运转层采用大平台布置，与主厂房结构连接，平台为全铰接带支撑的钢结构体系。
汽机房内装设两台 75/20t 轻级工作制电动单梁桥式吊车，其吊车梁采用实腹钢梁。汽机
房的固定端山墙及扩建端山墙采用钢柱、汽轮发电机基座为构架式现浇钢筋混凝土结构，
与平台结构设缝脱开，基座底板采用现浇钢筋混凝土平板式结构。汽机房的固定端山墙
及扩建端山墙采用钢柱、钢抗风梁、金属保温墙围护结构，其中扩建端山墙考虑扩建时
拆除的可能性。
b) 除氧煤仓间
除氧煤仓间纵、横向采用有支撑的铰接排架结构，各层楼板均为钢梁现浇钢筋混凝
土楼板。
c) 主厂房屋盖及各层楼面结构
汽机房屋面为跨度 27m 的单坡钢梁，自防水带保温压型钢板(下设钢梁檩条)构成的
轻质屋面，减少了厂房的地震质量。除氧、煤仓间的楼面(屋面)及汽机平台采用钢梁现浇
板结构。楼面的水平刚度由钢筋混凝土楼板与钢梁间的抗剪连接件及局部水平支撑来保
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证。
d) 煤斗
煤斗采用钢结构圆筒仓，支承式布置。
e) 锅炉房
锅炉炉架为独立的钢结构体系，锅炉运转层为钢梁现浇板，锅炉炉架由锅炉厂设计
供货。
f) 锅炉房电梯井架
锅炉电梯井架采用钢结构，依附于锅炉各层平台上。围护结构封闭采用保温压型金
属墙板。机房楼面采用钢梁现浇板。
g) 集中控制楼
二台机设一个单元控制楼，集中控制楼布置在二台炉之间，与主厂房脱开布置，自
成独立体系，采用现浇钢筋混凝土框架结构体系，五层(包括一层夹层)建筑，楼面及屋面
采用钢梁现浇板。集中控制楼基础采用钢筋混凝土单独基础或局部联合基础。基础埋深
-6.00m。
7.10.5.3 钢筋混凝土结构主厂房方案
1) 主厂房结构体系概述
a) 煤粉炉方案
主厂房布置依次为汽机房、除氧间、煤仓间及锅炉房四列式。汽机房及除氧间、煤
仓间组成钢筋混凝土框排架结构，组成独立受力体系，锅炉房为钢结构，为独立受力体
系，锅炉房炉前通道平台梁与煤仓间滑动连接，采用梁沿轴向允许变位的支座，地震作
用及风荷载均由各自体系独立承受。单元控制楼为钢筋混凝土框架结构，与主厂房脱开。
主厂房横向为钢筋混凝土框、排架结构，除氧煤仓间为多层钢筋混凝土框架结构，
汽机房边柱通过屋面系统与除氧煤仓间铰接共同组成框、排架受力体系。纵向受力体系
为纵梁与柱刚接的纯框架结构。
b) 循环流化床炉方案
主厂房布置依次为汽机房、除氧煤仓间及锅炉房三列式。汽机房及除氧煤仓间组成
框排架受力体系。锅炉房为钢结构，亦为独立受力体系，主厂房与炉架之间的联系采用
滑动铰连接。抗震设计时不考虑其相互作用，各自为独立的抗震体系。单元控制楼与主
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厂房脱开布置，自成独立框架结构体系。
主厂房横向为钢筋混凝土框、排架结构，除氧煤仓间采用单框架结构，与汽机房外
侧柱组成框排架结构体系，纵向受力体系为纵梁与柱刚接的纯框架结构。
2) 主厂房结构选型
主厂房柱均为矩形断面。
a) 汽机房
运转层采用大平台布置，平台为钢筋混凝土柱，钢梁浇制板结构体系。汽机房内装
设两台 75/20t 轻级工作制电动单梁桥式吊车，其吊车梁采用实腹钢梁。汽轮发电机基座
为构架式现浇钢筋混凝土结构，与平台结构设缝脱开，基座底板采用现浇钢筋混凝土平
板式结构。汽机房固定端山墙采用钢筋混凝土框架结构，山墙柱中间以铰接的形式与汽
机平台梁相连，顶部与汽机房屋面钢桁架上、下弦节点铰接。扩建端山墙考虑扩建时拆
除方便，采用钢排架结构，山墙柱中间以铰接的形式与汽机平台梁相连，顶部与汽机房
屋面钢桁架上下弦节点铰接。
b) 主厂房屋盖及各层楼面结构
汽机房屋面为跨度 27m 的单坡钢屋梁，自防水带保温压型钢板(下设钢梁檩条)构成
的轻质屋面，除氧煤仓间的楼(屋面)及汽机平台采用钢梁现浇板结构。
c) 煤斗
煤斗采用钢结构圆筒仓，支承在下部煤斗大梁上。
d) 锅炉房
锅炉炉架为独立的钢结构体系，锅炉运转层为钢梁现浇板，锅炉炉架由锅炉厂设计
供货。
e) 锅炉房电梯井架
锅炉电梯井架采用钢结构，依附于锅炉各层平台上。围护结构封闭采用保温压型金
属墙板。机房楼面采用钢梁现浇板。
f) 集中控制楼
二台机设一个单元控制楼，集中控制楼布置在二台炉之间，与主厂房脱开布置，自
成独立体系，采用现浇钢筋混凝土框架结构体系，五层(包括一层夹层)建筑，楼面及屋面
采用钢梁现浇板。集中控制楼基础采用钢筋混凝土单独基础或局部联合基础。基础埋深
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-6.00m。
7.10.5.4 汽机房屋盖结构选型
电厂汽机房屋面承重结构主要有：钢屋架上铺钢筋混凝土大型屋面板或自防水带保
温压型钢板(下设钢梁檩条)构成的轻型屋面；钢网架上铺自带保温的轻型 GRC 网架板及
近年来采用的钢梁上铺自带防水带保温压型钢板(下设钢梁檩条)构成的轻型屋面；钢屋架
从 50 年代就开始应用于大跨度屋面，到目前为止仍广泛用于各电厂汽机房和锅炉房屋面。
其优点是结构受力合理、结构安全可靠，施工简单，工程造价较低。其缺点是钢屋架属
于平面受力体系，简支结构，空间整体刚度相对钢网架稍差，其在大跨度的结构中受到
制约。90 年代中期以后，随着空间技术的发展，钢网架开始逐渐运用于大跨度的电厂汽
机房和锅炉房屋面，其优点是结构整体性强，抗震性能较好，对变形有一定的适应性，
使整个建筑显得轻巧、美观、室内空间宽敞明亮，更具现代感。特别是大跨度屋盖采用
网架结构，其优越性是明显的。缺点是对施工队伍的专业技术要求较高，网架需要由专
业生产厂家加工制作、安装。而钢梁上铺复合保温屋面板结构具有了钢屋架及网架结构
的一些优点，他安装简便，施工速度快，节点连接简单可靠、受力明确，但由于钢材量
的增加，其造价相对较高。综合上述因素，且考虑到厂房柱距的影响，为减少厂房地震
质量，结合本工程的特点和工程实际情况，在主厂房采用钢结构方案中，使整个建筑显
的更具轻巧、美观，室内空间宽敞明亮及与厂房的协调性，汽机房屋盖推荐采用钢梁上
铺自防水带保温压型钢板(下设钢梁檩条)构成的轻质屋面结构。
7.10.6 其他主要生产建筑物
7.10.6.1 烟、尘、渣建筑
1) 引风机室
采用现浇钢筋混凝土框架结构，机制多孔砖墙围护。基础采用钢筋混凝土柱下单独
基础，引风机基础采用现浇钢筋混凝土大块式结构。
2) 电除尘器室
设备支架及本体均为厂家供货。采用柱下钢筋混凝土独立基础，彩色金属复合板围
护。
3) 烟囱选型
烟囱是火电厂的重要构筑物，同时也是锅炉设备不可缺少的组成部分。本期工程根
据工艺布置及环保要求，两台机组共用一座高度为 190m，出口直径为 7.0m 的烟囱，其
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除尘方式采用电除尘器静电除尘，并对烟气采用湿法脱硫工艺，设 GGH(换热器)装置。
安装脱硫设施后，经湿式脱硫塔中出来的烟气，水分含量高，湿度很大，虽然硫含量明
显降低，且烟气经 GGH(换热器)装置后，温度虽有所提高，但烟气密度较大，烟囱的自
抽吸能力降低，导致烟气呈正压运行，在此条件下，传统的单筒钢筋混凝土烟囱不能确
保内衬及保温层的致密，内壁的酸液由此而不可避免沿其缝隙向烟囱外壁渗透，从而直
接腐蚀烟囱筒壁，此外，由此对外壁产生的腐蚀在一般条件下很难检测和发现，且筒身
又无检修维护条件。而套筒式烟囱承重外筒与排烟筒脱开后，基本处于常温条件下工作，
其温度应力显著减少，避免了筒体由于温差过大造成裂缝的产生和腐蚀；排烟筒受烟气
影响，即使出现裂缝，遭到腐蚀破坏，不仅能及时发现，而且能进行检修维护，还可以
减少烟气对外筒的直接腐蚀，增加烟囱寿命，保证电厂的安全运行。虽然套筒式烟囱相
对于单筒式烟囱造价较高，但是这对于从根本上解决烟囱裂缝和腐蚀问题，消除安全隐
患，从被动防腐转变为主动防腐设计，还是值得采用的。
排烟筒可采用①耐酸胶泥砌筑耐酸砖内筒；②耐侯钢(耐硫酸露点)内筒，内涂防腐涂
料或③Q235 钢+发泡玻璃砖等几种形式。本工程抗震设防烈度为 7 度，地震动峰值加速
度为 165.8cm/s2。经技术经济比较，烟囱采用钢筋混凝土套筒式砖内筒形式较其它形式
经济。因此排烟筒建议采用①耐酸胶泥砌筑耐酸砖内筒。其结构型式是将钢筋混凝土承
重外筒与砖内筒(排烟筒)功能分开，排烟内筒采用分段支撑结构形式，排烟筒支撑平台由
钢筋混凝土环梁、钢斜撑及钢平台梁压型钢板底模现浇钢筋混凝土板组成，内外筒之间
留有检修空间。排烟筒采用耐酸胶泥砌筑耐酸砖，外表面作耐酸水泥封闭层和保温保护
层，保护层采用岩棉或超细玻璃丝棉毡。烟囱基础为钢筋混凝土圆板式基础。
4) 空压机室
采用现浇钢筋混凝土框架结构，机制多孔砖墙围护，钢筋混凝土柱下单独基础。
5) 灰库风机房
采用砖混结构，钢筋混凝土屋面梁，预应力钢筋混凝土屋面板，370mm 厚砖墙围护，
毛石条形基础。
6) 渣仓
支架及本体均为厂家供货，采用柱下钢筋混凝土独立基础。
7) 灰库
采用现浇钢筋混凝土筒体结构，现浇钢筋混凝土楼面，钢筋混凝土板式基础。
2006 年 07 月 - 146 - 辽宁电力勘测设计院
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7.10.6.2 输煤建筑
1) 翻车机室
地下部分为现浇钢筋混凝土箱形结构,地上采用现浇钢筋混凝土框架结构，钢屋架上
铺自防水带保温压型钢板(下设钢梁檩条)构成的轻质屋面，机制多孔砖墙围护。
2) 转运站(半地下)
地下部分为钢筋混凝土箱形结构，地上部分为钢筋混凝土框架结构 370mm 厚砖墙围
护。
3) 转运站及驱动间(地上)
采用现浇钢筋混凝土框架结构，370mm 厚砖墙护钢筋混凝土柱下单独基础。
4) 碎煤机室及驱动间
采用现浇钢筋混凝土框架结构，370mm 厚砖墙围护，混凝土柱下单独基础。
5) 运煤廊道、运煤栈桥
运煤地下部分设净宽 7.5m，净高 3.0m 的双皮带廊道，廊道为钢筋混凝土箱形结构，
采用刚性防水。
运煤栈桥为钢结构或钢筋混凝土结构。栈桥侧面采用钢桁架，钢桁架刷防火保护层；
复合压型钢板封闭。栈桥底板采用预制钢筋混凝土走道板；屋面采用复合压型钢板；支架柱
为钢筋混凝土结构或钢结构。钢筋混凝土独立基础，廊道与转运站接口处均应设止水带。
6) 贮煤筒仓
其结构形式为现浇钢筋混凝土筒体结构，仓顶屋面板为现浇钢筋混凝土梁板结构。
7) 贮煤场
挡墙采用钢筋混凝土结构，钢筋混凝土条形基础，屋面为网架结构上铺彩色自防水
压型钢板(下设钢梁檩条)构成的轻质屋面。
8) 斗轮机基础
钢筋混凝土条形基础。
9) 推煤机库
其结构型式为现浇钢筋砼框架结构，370mm 厚砖墙围护，钢筋混凝土柱下单独基础。
7.10.6.3 电气建筑
1) 网控楼
三层建筑。采用现浇钢筋混凝土框架结构，机制多孔砖墙围护，钢筋混凝土柱下单独
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基础。
2) 输煤脱硫、除尘控制楼
两层建筑，现浇钢筋混凝土框架结构，机制多孔砖墙围护，钢筋混凝土柱下单独基
础。
3) 翻车机配电室
采用现浇钢筋混凝土框架结构，机制多孔砖墙围护，钢筋混凝土柱下单独基础。
4) A 列外场地构筑物
变压器基础均采用钢筋混凝土大块式基础，变压器基础间设钢筋混凝土防火墙。
出线架构采用带端撑的离心杆人字柱，组合钢桁架梁，钢筋混凝土杯口基础。设备支
架采用格构式钢结构或钢筋混凝土离心杆，钢筋混凝土独立基础。
7.10.6.4 化学建筑
1) 化学水处理车间与化学综合楼为联合建筑，采用现浇钢筋混凝土框排架结构，钢
筋混凝土梁板式屋面结构，370mm 厚砖墙围护，钢筋混凝土柱下单独基础。
2) 化学加药间采用现浇钢筋混凝土框架结构，钢筋混凝土梁板式屋面结构，370mm
厚砖墙围护，钢筋混凝土柱下单独基础。
7.10.6.5 燃油建筑
1) 油泵房
单层砖混结构，屋面采用钢筋混凝土屋面梁，大型预应力屋面板，370mm 厚砖墙围
护，采用毛石条形基础。
2) 启动锅炉房及配电室
单层钢筋混凝土框排架结构，钢筋混凝土柱下单独基础，370mm 厚砖墙围护。锅炉
房采用跨度 21m 的双坡钢屋架，自防水带保温压型钢板(下设钢梁檩条)构成的轻质屋面，
配电室屋面采用现浇钢筋混凝土梁板结构。
7.10.6.6 热网建筑
热网首站与主厂房毗邻，厂房采用钢结构，屋面为跨度12m的单坡钢梁，上铺自防水
带保温压型钢板(下设钢梁檩条)构成的轻型屋面，金属保温复合墙板围护，钢筋混凝土柱
下单独基础。平台分6m中间层及12.6m运转层二层布置，平台为全铰接带支撑的钢结构
体系。
7.10.7全厂主要建(构)筑物一览表
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全厂主要建(构)筑物一览表
表7.10-5
编 建筑面积或体
建(构)筑物名称 结 构 尺 寸（m） 结 构 形 式
号 积（m2、m3）
一 主厂房建筑
纵、横向采用有支撑的铰
1 主厂房汽机间 27×136.2m，屋架下弦28.510m，多层 11499.7 m2
接排架结构
9.0×136.2m，屋面板顶标高38.5m.， 纵、横向采用有支撑的铰
2 主厂房除氧间 4951.4 m2
多层 接排架结构
11.5×54.0×2m ， 屋 面 板 顶 标 高 纵、横向采用有支撑的铰
3 主厂房煤仓间 5298.3 m2
46.0m.，多层 接排架结构
4 主厂房锅炉间 51.5×53.7×2m，锅炉紧身封闭 钢结构 13036.8 m2
纵、横向采用有支撑的铰
5 热网首站 12.0×64.2m，屋架下弦23.0m，多层 2484.4 m2
接排架结构钢结构
6 集中控制楼 17.0×45.0m，高为24.0m，多层 钢筋混凝土框架结构 4140.0 m2
烟、尘、渣建（构）
二
筑物
1 引风机室 18.0×42.0×2m，高为14.0m，单层 钢筋混凝土框架结构 1593.6 m2
2 灰 库 Φ12m，高21m，三座 现浇钢筋混凝土圆形结构
3 空压机室 12.0×30.0m，高7m，单层 钢筋混凝土框架结构 399.7 m2
钢支架(设备厂家带) 土建做基础及 钢筋混凝土独立基础, 彩
4 电除尘器室
围护结构 色复合钢板封闭
5 灰库风机房 9.0×18.0m，高5.2m 砖混结构 175.6 m2
Φ7.6m，四座。封闭9.0×18.0m，钢支
钢筋混凝土独立基础, 彩
6 渣 仓 架(设备厂家带) 土建做基础及围护
色复合钢板封闭
结构
三 电气建筑
1 除尘控制楼 多层钢筋混凝土框架结构 890.0 m2
2 输煤、脱硫控制楼 多层钢筋混凝土框架结构 855.0 m2
3 网控楼 多层钢筋混凝土框架结构 1794.0 m2
翻车机配电室(厂
4
外)
四 燃料建（构）筑物
1 翻车机室（厂外）
Φ15.5m，仓顶高32m，顶部栈桥高 现浇钢筋混凝土圆形结
2 贮煤筒仓
5.5m，四座 构，钢筋混凝土箱形基础
地下为钢筋混凝土箱形结
18.0×19.0m， 地 下 为 4.0m， 地 上 为 地下1861.6 m3
3 1号转运站 构，地上为钢筋混凝土框
11.0m 地上532.0 m2
架结构
2号转运站及驱动
4 12.0×27.0m，高为15.0m，多层 钢筋混凝土框架结构 754.0 m2
间
2006 年 07 月 - 149 - 辽宁电力勘测设计院
丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
编 建筑面积或体
建(构)筑物名称 结 构 尺 寸（m） 结 构 形 式
号 积（m2、m3）
5 3号转运站 9.0×12.0m，高为37.0m，多层 钢筋混凝土框架结构 1430.0 m2
地下为钢筋混凝土箱形结
地下901.3 m3
6 4号转运站 10.0×12.0m，地下为5.0m，地上为5m 构，地上为钢筋混凝土框
地上143.0 m2
架结构
地下为钢筋混凝土箱形结
地下1375.6 m3
7 5号转运站 12.0×16.0m，地下为5.0m，地上为5m 构，地上为钢筋混凝土框
地上221.0 m2
架结构
地下为钢筋混凝土箱形结
地下1375.6 m3
8 6号转运站 12.0×16.0m，地下为5.0m，地上为5m 构，地上为钢筋混凝土框
地上221.0 m2
架结构
碎煤机室及驱动
9 18.0×43.0m，高为26.0m，多层 钢筋混凝土框架结构 2470.0 m2
间
10 运煤地道 长度为197.0m， 钢筋混凝土箱形结构
支架采用现浇钢筋混凝土
框架结构（局部钢结构）
栈桥梁采用钢桁架。栈桥
11 运煤栈桥 长度为320.0m
底板采用预制钢筋混凝土
走道板，围护结构为彩色
金属复合板
挡墙采用钢筋混凝土结
构，屋面为网架结构上铺
12 贮煤场 90.0×150.0m 彩色自防水压型钢板(下
设钢梁檩条)构成的轻质
屋面。
13 推煤机库 9.0×30.0m，高为8.0m 钢筋混凝土框架结构 308.0 m2
五 化学建筑
化学水处理车间
1 22.2×69.0m，高为11.7m 钢筋混凝土框排架结构 2465.0 m2
及化验楼
2 化学加药间 12.0×18.0m，高为8.0m，单层 钢筋混凝土框架结构 243.6 m2
油区及启动锅炉
六
房
1 油泵房 9.0×28.0m，高为6.3m，单层 砖混结构 288.0 m2
2 启动锅炉房 21.0×48.0m，高为17.5m 钢筋混凝土排架结构 1150.0 m2
附属及生活福利
七
建筑
1 综合办公楼 多层 钢筋混凝土框架结构 3900.0 m2
2 材料库、汽车库 多层 钢筋混凝土框架结构 3500.0 m2
3 检修维护间 14.0×50.0m，多层 钢筋混凝土框架结构 2700.0 m2
4 主入口警卫室 单层 砖混结构 60.0 m2
5 次入口警卫室 单层 砖混结构 30.0 m2
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7.11 采暖通风与空气调节
7.11.1 设计原始条件
7.11.1.1 室外设计条件
冬季采暖室外计算温度 -14℃
冬季通风室外计算温度 -8℃
冬季空调室外计算温度 -17℃
极端最低温度 -28℃
日平均温度低于+5℃的天数 151d
最冷月平均相对湿度 58%
冬季室外平均风速 3.8m/s
冬季室外主导风向及频率 NNW/19%
冬季室外大气压力 102.37KPa
最大冻土层深度 88cm
夏季通风室外计算温度 27℃
夏季空调室外计算温度 29℃
空气调节日平均温度 26℃
极端最高温度 34.3℃
最热月平均相对湿度 86%
夏季室外平均风速 2.5m/s
夏季室外主导风向及频率 C/19% S/15%
夏季室外大气压力 100.53KPa
年平均温度 8.5℃
采暖期平均温度 -3℃
7.11.1.2 室内设计条件
冬季各建筑物供暖室内计算温度按《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规定》
执行。空调各房间的温湿度及其他参数如表 7.11-1 所示。
2006 年 07 月 - 151 - 辽宁电力勘测设计院
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主要建筑物及房间的室内设计条件
表 7.11-1
冬 季 夏 季
房间名称 系 统
温度℃ 相对湿度% 温度℃ 相对湿度%
锅炉电子设备间 18±1 50±10% 25±1 50±10% 空调
单元控制室 18±1 50±10% 25±1 50±10% 空调
电气继电保护 18±1 50±10% 25±1 50±10% 空调
汽水取样间 1530 不控制 2628 不控制 空调
7.11.2 采暖热源
根据气象资料，电厂处于集中采暖地区，按规定作集中采暖设计。火力发电厂厂区
生产、辅助、附属、福利建筑的供暖热负荷按热指标估算。
1) 蒸汽采暖系统
主厂房、输煤系统采用蒸汽采暖。汽源取自电厂汽轮机抽汽，蒸汽压力为 0.292MPa，
温度为 211℃。
在采暖换热站内设有分汽缸，从分汽缸分向各供暖用户，分汽缸设有安全阀及压力
表、温度计等，蒸汽温度控制在 160℃以内。
2) 热水采暖系统
主厂房及辅助生产、附属生活建筑采用热水采暖系统。参数为 95/70℃热水，由采暖
换热站引出，送到本期各建筑物作为采暖热媒。
7.11.3 主厂房采暖通风空调
7.11.3.1 主厂房采暖
主厂房采暖按维持室内+5℃计算，计算时不考虑设备散热量。
主厂房采暖采用 0.292MPa 蒸汽为热媒，采用钢制散热器，散热器散热量不足部分
采用暖风机及热风幕作补充，保证在冬季主厂房内温度大于 5℃，采暖凝结水均回收利用。
7.11.3.2 主厂房通风
本工程所在地区的夏季通风室外计算温度为 27℃，汽机房和除氧煤仓间全封闭。为
有效地排除汽机房的设备散热与散湿量，夏季汽机房采用自然通风方式，室外空气通过
底层和运转层侧窗进入室内，进风消除余热、余湿后，经汽机房的屋顶通风器和除氧间
2006 年 07 月 - 152 - 辽宁电力勘测设计院
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侧窗排至室外。在发电机组上方屋面上设排氢筒形风帽。
锅炉房为全封闭式，为排除室内设备散热量，室外空气从锅炉房底层侧窗、运转层
侧窗进入室内，消除余热后，经锅炉房屋面上设置的屋顶通风器排出室外。
7.11.3.3 主厂房空调
火力发电厂各类控制室、计算机室、室内各种仪表、控制元件等电气设备，对室内
空气参数有一定的要求。为了确保这些设备的安全、可靠地运行，必须保持室内空气温
度、湿度、风速、清洁度等。为此，设置空气调节系统，以满足这些房间对空气参数的
要求。
本工程空调冷源采用集中制冷方式。离主厂房较远、分散的空调房间采用空冷分体
柜式空调机。
主控制室、电子计算机室、电子设备间设置中央空调系统。
汽水取样间、除灰控制室、循环水泵房电子设备间均设置分体式空调器。
7.11.4 锅炉房真空清扫
锅炉房内设计选用真空清扫系统，设置 1 台移动式真空吸尘车，通过管路引至各需
要清扫的地点以方便清扫。
7.11.5 输煤系统采暖通风除尘
输煤系统采暖采用 0.292MPa 蒸汽为热媒，散热器采用钢制散热器，凝结水均回收
经设在输煤系统的凝结水回收器送至主厂房内的总凝结水回收器。
输煤系统各转运站及碎煤机室的除尘均采用湿式除尘器，每路皮带每个落煤点均设
置一台。煤仓间、筒仓设置布袋除尘器，煤仓间每个仓安装一台。筒仓每路皮带安装一
台。保证作业地点及排放符合环保要求。
7.11.6 各电气间的通风
1) 220kV 屋内配电装置室通风
220kV 屋内配电装置室通风换气量按每小时换气次数不少于 10 次计算。通风采用自
然进风，机械排风方式。事故排风机设在低部，排风机设在顶部，采用屋顶风机排风。
2) 电除尘配电间通风
电除尘配电间通风系统采用机械送风、机械排风的通风方式。送风量大于排风量以
保持室内正压，防止室外灰尘进入。送风采用带过滤段的新风机组，布置在电除尘配电
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间的通风机室内，布置在房间外墙上的轴流风机将室内热风排至室外。选择两台新风机
组(2×50%)，2 台轴流风机。通风系统与消防系统连锁，有火灾报警信号时通风机的电源
能自动切断，事故风机兼做通风机。
7.11.7 附属建筑采暖通风空调
主厂房内设置一个采暖换热站，热源蒸汽为 0.292MPa 蒸汽，加热供回水温度为 95℃
／70℃。厂内附属建筑的采暖均采用热水为采暖热媒。
7.12 供、排水系统
7.12.1 循环水量及补给水量
本工程新建 2×300MW 燃煤亚临界机组，规划容量按 4×300MW 机组容量考虑，根
据厂址和水源等条件，供水系统采用以自然通风冷却塔为冷却设备的循环供水系统。单
机在纯凝工况下凝汽量为 572m3/h，采暖期在最小热负荷(抽汽)工况下凝汽量为 383m3/h，
机组循环水用水量见表 7.12-1。
循环水量表
表 7.12-1 单位：m3/h
运行 机组凝汽量 凝汽器冷却用水量 辅机 循环水量合计
序 机组
冷却
号 工况 编号 非采暖期 采暖期 非采暖期 采暖期 非采暖期 采暖期
用水量
1 1 572 572 31460 18876 1810 33270 20686
纯
2 2 572 572 31460 18876 1810 33270 20686
凝
3 合计 1144 1144 62920 37752 3620 66540 41372
4 1 572 383 31460 12639 1810 33270 14449
抽
5 2 572 383 31460 12639 1810 33270 14449
汽
6 合计 1144 766 62920 25278 3620 66540 28898
注：表中凝汽量为汽轮机和小汽轮机凝汽量之和。
1) 煤粉炉方案
机组非采暖期补给水量约为 1698.32m3/h；采暖期在最小热负荷(抽汽工况)下约为
864.73m3/h，全年耗水量约为 945.70×104m3。其各项用水量详见表 7.12-2 及表 7.12-3。
电厂本工程发电耗水率非采暖期为 0.767m3/s.GW，采暖期为 0.297m3/s.GW (不包括
中水深度处理、供热及脱硫用水量)。
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2×300MW 机组非采暖期补给水量表(煤粉炉方案)
表 7.12-2 单位：m3/h
序号 用 水 项 目 用水量 回收量 消耗量 备 注
1 冷却塔蒸发损失 998.1 0 998.1 消 耗
2 冷却塔风吹损失 66.54 0 66.54 消 耗
回收用于脱硫、除灰及
3 冷却塔排水损失 432.5 199 233.5
服务水
回收至中水深度处理装
4 化学水车间用水 102.7 79.61 23.09
置及锅炉补水
5 锅炉补给水 58.69 12 46.69 部分回收补入循环水
6 空调系统补给水 20 20 0 回收补入循环水
7 运煤系统喷雾抑尘用水 8 0 8 利用服务水
8 生活污水处理站自用水 1 0 1 消 耗
9 工业废水处理站自用水 1 0 1 消 耗
10 除灰系统补水 65 0 65 利用循环水排水
11 运煤系统冲洗用水 12 9 3 利用服务水
12 煤场喷洒用水 5 0 5 利用服务水
13 运煤系统除尘器用水 15 12 3 利用服务水
14 煤水处理系统自用水 3 2 1 利用服务水
15 道路喷洒用水 1 0 1 利用服务水
16 汽车冲洗用水 1 0 1 利用服务水
17 地面冲洗用水 4 0 4 利用服务水
18 脱硫用水 120 12 108 利用循环水排水
19 未预见用水 95.73 17.28 78.45 按用水总量的 5%计
20 中水深度处理装置自用水 62.17 11.22 50.95 按用水总量的 3%计
21 合 计 2072.43 374.11 1698.32
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丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
2×300MW 机组采暖期补给水量表(煤粉炉方案)
表 7.12-3 单位：m3/h
序号 用 水 项 目 用水量 回收量 消耗量 备 注
1 冷却塔蒸发损失 288.98 0 288.98 消 耗
2 冷却塔风吹损失 28.9 0 28.9 消 耗
3 冷却塔排水损失 115.6 115.6 0 回收用于脱硫补水
回收至中水深度处理
4 化学水车间用水 331.7 256.35 75.35
装置、锅炉及热网补水
5 锅炉补给水 86.69 14 72.69 回收补入循环水
6 热网补水 120 0 120 消 耗
7 运煤系统喷雾抑尘用水 8 0 8 利用服务水
8 生活污水处理站自用水 1 0 1 消 耗
9 工业废水处理站自用水 1 0 1 消 耗
10 除灰用水 65 0 65 部分利用脱硫排水
11 运煤系统冲洗用水 12 9 3 利用服务水
12 煤场喷洒用水 3 0 3 利用服务水
13 运煤系统除尘器用水 15 13 2 利用服务水
14 煤水处理系统自用水 3 2 1 利用服务水
15 汽车冲洗用水 1 0 1 利用服务水
16 地面冲洗用水 4 0 4 利用服务水
17 脱硫用水 120 12 108 部分利用循环水排水
18 未预见用水 84.34 29.47 54.87 按用水总量的 7%计
19 中水深度处理装置自用水 39.87 13.93 25.94 按用水总量的 3%计
20 合 计 1329.08 464.35 864.73
2) 循环流化床炉(CFB)方案
机组非采暖期补给水量约为 1698.32m3/h；采暖期在最小热负荷(抽汽工况)下约为
776.05m3/h，全年耗水量约为 919.83×104m3。其各项用水量详见表 7.12-4 及表 7.12-5。
电厂本工程发电耗水率非采暖期为 0.767m3/s.GW，采暖期为 0.236m3/s.GW (不包括
中水深度处理及供热用水量)。
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2×300MW 机组非采暖期补给水量表(CFB 方案)
表 7.12-4 单位：m3/h
序号 用 水 项 目 用水量 回收量 消耗量 备 注
1 冷却塔蒸发损失 998.1 0 998.1 消 耗
2 冷却塔风吹损失 66.54 0 66.54 消 耗
3 冷却塔排水损失 432.5 86 346.5 回收用于除灰及服务水
回收至中水深度处理装
4 化学水车间用水 102.7 79.61 23.09
置及锅炉补水
5 锅炉补给水 58.69 12 46.69 部分回收补入循环水
6 空调系统补给水 20 20 0 回收补入循环水
7 运煤系统喷雾抑尘用水 8 0 8 利用服务水
8 生活污水处理站自用水 1 0 1 消 耗
9 工业废水处理站自用水 1 0 1 消 耗
10 除灰系统补水 65 0 65 利用循环水排水
11 运煤系统冲洗用水 12 9 3 利用服务水
12 运煤系统除尘器用水 15 12 3 利用服务水
13 煤水处理系统自用水 3 2 1 利用服务水
14 道路喷洒用水 1 0 1 利用服务水
15 汽车冲洗用水 1 0 1 利用服务水
16 地面冲洗用水 4 0 4 利用服务水
17 未预见用水 89.48 11.03 78.45 按用水总量的 5%计
18 中水深度处理装置自用水 58.11 7.16 50.95 按用水总量的 3%计
19 合 计 1937.12 238.8 1698.32
2006 年 07 月 - 157 - 辽宁电力勘测设计院
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2×300MW 机组采暖期补给水量表(CFB 方案)
表 7.12-5 单位：m3/h
序号 用 水 项 目 用水量 回收量 消耗量 备 注
1 冷却塔蒸发损失 288.98 0 288.98 消 耗
2 冷却塔风吹损失 28.9 0 28.9 消 耗
3 冷却塔排水损失 115.6 85 30.6 回收用于除灰及服务水
回收至中水深度处理
4 化学水车间用水 331.7 256.35 75.35
装置、锅炉及热网补水
5 锅炉补给水 86.69 14 72.69 回收补入循环水
6 热网补水 120 0 120 消 耗
7 运煤系统喷雾抑尘用水 8 0 8 利用服务水
8 生活污水处理站自用水 1 0 1 消 耗
9 工业废水处理站自用水 1 0 1 消 耗
10 除灰用水 65 0 65 部分利用脱硫排水
11 运煤系统冲洗用水 12 9 3 利用服务水
12 运煤系统除尘器用水 15 12 3 利用服务水
13 煤水处理系统自用水 3 2 1 利用服务水
14 汽车冲洗用水 1 0 1 利用服务水
15 地面冲洗用水 4 0 4 利用服务水
16 未预见用水 75.73 26.48 49.25 按用水总量的 7%计
17 中水深度处理装置自用水 35.8 12.52 23.28 按用水总量的 3%计
18 合 计 1193.4 417.35 776.05
7.12.2 节水措施
由于我国水资源非常匮乏，电厂作为用水大户及排水大户，合理利用水资源，一水
多用，重复利用，减少外排及达标排放，节约用水和保护环境都是非常必要的。根据电
厂各用水点的水量和水质要求，对电厂的排水进行不同方式的处理后，分梯级重复利用。
全厂排水按水质分为生活排水及工业废水。具体措施如下：
a) 全厂的工业用水尽量利用污水处理厂排放的中水，减少地表水的用量；
b) 凝汽器冷却用水采用二次循环冷却系统，自然通风冷却塔内设除水器，减少风吹
损失；
c) 除灰渣系统采用干式除灰、湿式除渣方式，排水循环使用，可大大降低了电厂耗
2006 年 07 月 - 158 - 辽宁电力勘测设计院
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水率；
d) 锅炉排污水经锅炉排污降温池冷却后，作为循环水系统的补充水；
e) 生活污水在生活污水处理站内经过二级生化处理合格后，用于厂区绿化、美化环
境用水；
f）循环水系统排水用于脱硫系统(煤粉炉方案)、运煤系统冲洗等用水的补水；
g) 运煤系统冲洗废水，由水泵回收至煤尘水处理室，经过煤尘水处理设施处理后，
重复利用；
h）化学水车间的超滤排水排回中水深度处理设施，EDI 及二级反渗透排水重复利用；
i) 各种水箱水池均设有液位控制装置，避免水箱及水池的溢流。
j) 加强水务管理，在各供水系统的出水干管及主要用水支管上安装水量计量装置，
并设调节和控制流量的装置，根据用水的需要量调整供水量，避免浪费。。
全厂水量平衡图见 F189 K1-A02-27、30。
7.12.3 供水系统的选择及布置
7.12.3.1 供水系统的选择
电厂本期供水系统采用以自然通风冷却塔为冷却设备的扩大单元制循环供水系统。
每台机组配 1 座自然通风冷却塔，1 条压力进水管，1 条压力排水管，设 2 台循环水泵，
2 台汽轮机组在冷却塔前合建 1 座循环水泵房，每座冷却塔至循环水泵房段采用 2 条回水
沟。考虑到运行及检修的灵活性以及冷却塔在冬季防冻的要求，在 2 台机组循环水进水
管上及排水管上设联络管，2 座冷却塔水池之间设联络沟，在循环水排水管上设有 1 条通
往冷却塔贮水池的旁路管。
循环水由冷却塔经循环水沟、平板滤网井、进入吸水井,由设在循环水泵房内的循环
水泵提升后经压力管道送入凝汽器，热交换后再由循环水压力管道送入冷却塔冷却进行
冷却。
辅机冷却水从循环水给水管上吸取，经过辅机闭式冷却系统进行热交换后，再由压
力管道送入冷却塔进行冷却。
7.12.3.2 循环水系统优化设计
1) 优化原则
按照《火力发电厂水工设计技术规定》(NDGJ5—88)的规定，循环水系统的优化计
2006 年 07 月 - 159 - 辽宁电力勘测设计院
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算采用年费用最小法，其计算公式为：
i (1 + i ) n
NF = Z +u
( 1 + i ) n 1
此方法指将投资成本按规定的回收率分摊到每一年中，再加上一年的水泵耗电费，
微增出力变化引起的发电量增减的电费以及折旧、大修费等为年费用，其值最小时，说
明此方案最为经济。
其中 Z 为折算到第 m 年的总投资
m
Z = ∑ Z t (1 + i ) m t
t =1
式中：t－从投资开工这一年起到计算年的年数；
m－包括工程部分投产年度在内的施工年数；
Zt－第 t 年的基建投资；
i－投资利润率。
u 为折算年运行费用
i (1 + i ) n m m+ n
ut
u= ∑ u t (1 + i ) m t + ∑ t m
(1 + i ) 1 t =t "
n
t = m +1 (1 + i )
式中：u－年运行费；
n－工程经济使用年限。
2) 原始数据
汽轮机组在不同工况下热力数据见表 7.12-6。
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汽轮机组不同工况热力数据表
表 7.12-6
序号 项 目 单位 THA 工况 TRL 工况 TMCR 工况 VWO 工况
1 发电机端功率 MW 300.003 303.088 318.841 336.307
2 主汽温度 ℃ 537 537 537 537
3 主汽压力 MPa 16.67 16.67 16.67 16.67
4 主汽排气量 m3/h 540 576 573.1 604.57
5 小汽机排汽量 m3/h 32 41 35 37.66
6 总排汽量 m3/h 572 617 608.1 642.23
7 平均排汽焓差 kj/kg 2200 2210.2 2196.3 2193.4
8 设计排汽压力 kPa 4.9 11.8 4.9 4.9
凝汽器冷却面积选择 17400m2、18000m2、18750m2 共三种方案。凝汽器管材采用
TP316 不锈钢管，清洁系数 0.85。
冷却倍率选择 50、55、60 共三种方案。
冷却塔面积选择 4000m2、4500m2 、5000m2 共三种方案。
填料采用塑料填料，填料高度 1.0m。
循环水管径，按干管直径为 DN 2400、DN2200 共二种方案。支管采用 DN 1800，管
道材料采用钢筒混凝土管。
投资年固定费用率为 16%。年维修费用率 1.4%。
发电成本为 0.276 元/kWh。
年运行小时数 5500h。
电厂经济使用年限：20a
丹东地区气象条件见表 7.12-7。
气象条件表
表 7.12-7
序号 项目时间 湿球温(℃) 干球温度(℃) 相对湿度(%) 大气压力 100Pa
1 夏季频率 10％ 24.3 25.4 91 1008.7
2 夏季平均(6、7、8 月) 21.9 85 1005.2
3 春秋季平均（4、5、9、10 月） 13.2 71.5 1013.4
4 冬季平均（11、3 月） 2.1 61.5 1020.7
5 寒冬季平均（1、2、12 月） -2.6 57.3 1025.3
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丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
3) 优化结果
冷却塔热力计算采用“冷却塔热力计算程序”(电力规划设计总院通过鉴定的程序)进
行计算，凝汽器的热力、水力计算均采用美国 HEI 的计算方法。冷却塔各季节平均出水
温度见表 7.12-8 (冷却塔出水温度低于 15℃时按 15℃计算)。循环水系统优劣分析见表
7.12-9～7.12-11。
冷却塔各季节平均出水温度
表 7.12-8
淋水面积 4000m2 淋水面积 4500m2 淋水面积 5000m2
时 间
50 55 60 50 55 60 50 55 60
夏季平均
27.123 28.22 28.69 26.79 27.30 27.124 26.25 26.68 27.1
(6.7.8 月)
春秋季平均
21.35 21.85 22.33 20.18 20.72 21.18 19.56 20 20.43
(4.5.9.10 月)
冬季平均
15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00
(3.11 月)
寒冬平均
15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00
(1.2.12 月)
年平均 20.03 20.59 20.87 19.67 19.98 20.25 19.33 19.59 19.84
频率 10％ 30.55 31.04 31.50 29.69 30.18 30.61 29.22 29.62 30.03
经过上述多方案的优化比较，同时为了电厂的安全运行留有适当的裕度，推荐循环
水系统主要设计参数如下：
凝汽器冷却面积 18000m2
冷却塔淋水面积 4500m2
夏季设计冷却倍率 55 倍
循环水干管直径 DN2400
循环水沟断面 4.4×2.5m2
夏季频率为 10％的凝汽器进水温度为 30.18℃，凝汽器背压为 6.488 kPa。
7.12.3.3 供水系统的布置
根据供水系统的优化结果，供水系统布置如下：
1) 循环水管、沟的布置
本工程每台机组设 1 根压力进水管，1 根压力排水管，管道直径为 DN2400。由于本
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丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
工程循环水考虑远期利用经过污水处理厂处理后的中水，中水对管道具有腐蚀性，因此
本工程循环水管道材料采用耐腐蚀材料。
每座冷却塔至循环水泵房段各采用 2 条 2.2m×2.5m 钢筋混凝土回水沟连接，在回水
沟上设检修闸门井和放空溢流井及滤网井。
2) 循环水泵的选择
本工程 2 台汽轮机组合建 1 座循环水泵房，泵房内安装 4 台循环水泵，循环水泵采
用卧式双吸泵，每台机组设 2 台循环水泵，共 4 台，循环水泵夏季同时运行，不设备用，
循环水泵性能参数如下：
单泵流量 16524m3/h
单泵扬程 0.23MPa
电机功率 1600kW
电机电压 6000V
为了系统运行的灵活性，本工程供水系统采用扩大单元制，根据不同季节循环水量
的变化，调整循环水泵的运行数量，通过绘制并联曲线，循环水泵的运行调度见表 7.12-12。
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循环水系统优劣分析表 1
表 7.12-9
优 劣 冷 却 凝 汽 器 冷 却 塔 循 环 循 环 水 沟 年 总 优 劣
名 次 倍 数 面 积 面 积 水 管 径 宽 高 费 用 名 次
(m2) (m2) (m) (m) (m) (万元)
1. 55 18000.00 4500.00 2.4/ 1.8 4.40 2.50 937.40 1.
2. 60 18750.00 4000.00 2.4/ 1.8 4.40 2.50 941.92 2.
3. 55 18000.00 4000.00 2.4/ 1.8 4.40 2.50 945.84 3.
4. 55 18750.00 4500.00 2.4/ 1.8 4.40 2.50 947.92 4.
5. 55 18750.00 4000.00 2.4/ 1.8 4.40 2.50 948.76 5.
6. 60 18000.00 4000.00 2.4/ 1.8 4.40 2.50 949.57 6.
7. 55 18750.00 4000.00 2.2/ 1.8 4.40 2.50 949.91 7.
8. 55 17400.00 4000.00 2.4/ 1.8 4.40 2.50 951.45 8.
9. 55 17400.00 4500.00 2.4/ 1.8 4.40 2.50 952.48 9.
10. 60 17400.00 4000.00 2.4/ 1.8 4.40 2.50 953.76 10.
11. 60 18000.00 4500.00 2.4/ 1.8 4.40 2.50 954.10 11.
12. 60 18750.00 4500.00 2.4/ 1.8 4.40 2.50 954.62 12.
13. 50 18750.00 4000.00 2.4/ 1.8 4.40 2.50 954.97 13.
14. 60 17400.00 4500.00 2.4/ 1.8 4.40 2.50 955.76 14.
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循环水系统优劣分析表 2
表 7.12-10
优 劣 冷 却 凝 汽 器 冷 却 塔 循 环 循 环 水 沟 年 总 优 劣
名 次 倍 数 面 积 面 积 水 管 径 宽 高 费 用 名 次
(m2) (m2) (m) (m) (m) (万元)
15. 50 18750.00 4500.00 2.4/ 1.8 4.40 2.50 956.24 15.
16. 50 18000.00 4500.00 2.4/ 1.8 4.40 2.50 957.96 16.
17. 55 18000.00 4000.00 2.2/ 1.8 4.40 2.50 958.36 17.
18. 60 18750.00 4000.00 2.2/ 1.8 4.40 2.50 958.77 18.
19. 50 18000.00 4000.00 2.4/ 1.8 4.40 2.50 958.80 19.
20. 55 18750.00 4500.00 2.2/ 1.8 4.40 2.50 960.43 20.
21. 55 18000.00 4500.00 2.2/ 1.8 4.40 2.50 961.28 21.
22. 50 17400.00 4500.00 2.4/ 1.8 4.40 2.50 961.36 22.
23. 50 18750.00 4000.00 2.2/ 1.8 4.40 2.50 963.85 23.
24. 50 17400.00 4000.00 2.4/ 1.8 4.40 2.50 963.89 24.
25. 55 17400.00 4000.00 2.2/ 1.8 4.40 2.50 963.96 25.
26. 55 17400.00 4500.00 2.2/ 1.8 4.40 2.50 964.99 26.
27. 50 18750.00 4500.00 2.2/ 1.8 4.40 2.50 965.13 27.
28. 60 18000.00 4000.00 2.2/ 1.8 4.40 2.50 966.42 28.
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循环水系统优劣分析表 3
表 7.12-11
优 劣 冷 却 凝 汽 器 冷 却 塔 循 环 循 环 水 沟 年 总 优 劣
名 次 倍 数 面 积 面 积 水 管 径 宽 高 费 用 名 次
(m2) (m2) (m) (m) (m) (万 元)
29. 50 18000.00 4500.00 2.2/ 1.8 4.40 2.50 966.84 29.
30. 50 18000.00 4000.00 2.2/ 1.8 4.40 2.50 967.68 30.
31. 50 17400.00 4500.00 2.2/ 1.8 4.40 2.50 970.24 31.
32. 60 17400.00 4000.00 2.2/ 1.8 4.40 2.50 970.61 32.
33. 60 18000.00 4500.00 2.2/ 1.8 4.40 2.50 970.95 33.
34. 55 17400.00 5000.00 2.4/ 1.8 4.40 2.50 971.10 34.
35. 60 18750.00 4500.00 2.2/ 1.8 4.40 2.50 971.46 35.
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循环水泵运行调度一览表
表 7.12-12
序号 项 目 凝汽量(m3/h) 循环水量(m3/h) 水泵运行数量
夏季纯凝 2 台机组 1144 66540 4台
1
工况 1 台机组 572 33270 2台
春、秋季 2 台机组 1144 55100 3台
3
纯凝工况 1 台机组 572 27550 2台
采暖期最小 2 台机组 766 28898 2台
4
热负荷工况 1 台机组 383 14449 1台
采暖期 2 台机组 566 22298 1台
5
平均工况 1 台机组 283 11149 1台
采暖期最大 2 台机组 348 15104 1台
6
热负荷工况 1 台机组 174 7557 1台
7.12.4 补给水系统
本工程供水水源为拟建的丹东北环城市污水处理厂的再生水。丹东北环城市污水处
理厂设计规模近期为 15×104m3/d，污水处理厂出水量按处理量的 80％计，则近期污水处
理厂出水量为 12×104m3/d。
本工程 2×300MW 机组用水量为 1698.32m3/h，日用水量为 4.08×104m3/d，污水处理
厂排水量大于电厂本工程用水量，电厂本工程生产用水是有保证的。
厂外补给水管线敷设路径为：污水处理厂——黄海大街——胜利大街——胜利桥
——五道河右岸——电厂。管线全长约 5436m，其中需要过河 2 处，过铁路 1 处。
本工程在厂内建有一套中水深度处理设施、中水调节水池及给水泵房，调节水池用
于储存经过中水深度处理设施处理后的中水。
为了热电厂的生产安全，本工程拟采用鸭绿江水作为全厂生产用水的备用水源。
本工程拟在鸭绿江边建取水泵站，推荐的取水泵站位于月亮岛前鸭绿江主流段，即
五道河河口，五道河桥西侧，距离防洪墙 20m，距离检察院大楼 26m。电厂位于五道河
变电桥左岸，距离五道河桥 4.2km。管线基本沿河岸河堤和现有公路布置，全长 4 km。
管线沿五道河右岸铺设至胜利桥后与中水管线平行交汇后，其中与中水管道连接的江水
管道从河底穿越过五道河，然后沿五道河左岸铺设至电厂；另 1 条江水管道与中水管道
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连接沿五道河右岸输水至电厂。补给水系统设计范围为厂外 1m。
厂内建有 1 座生产蓄水池及 1 座综合给水泵房，水源来水存储于生产水池内，由生
产水泵将水升压后送至各个工业用水用户，供各用水户使用。
综合给水泵房内安装 4 台生产水泵，3 台运行，1 台备用，对应的生产水泵性能参数
如下：
单泵流量 354～726m3/h
单泵扬程 0.51～0.40MPa
7.12.5 冷却水系统的选择
7.12.5.1 冷却设施的选择
本工程采用二次循环母管制供水系统，冷却塔采用自然通风冷却塔，设计计算汽轮
机凝汽器的冷却水温度在夏季频率为 10%的气象条件下，冷却塔出水温度满足机组正常
运行要求。
根据汽轮机厂提供的凝汽量资料及当地的气象条件等资料，本工程冷却塔考虑采用 2
座淋水面积为 4500m2 的逆流式自然通风冷却塔的方案，在丹东地区频率为 10％的气象
条件下，冷却塔的出水温度为 30.18℃，凝汽器背压为 6.488kPa。
7.12.5.2 冷却塔的工艺布置
本工程采用 4500m2 逆流式自然通风冷却塔，其工艺布置拟采用如下方案：
a) 淋水装置采用 PVC 塑料填料，填料为阻燃型；
b) 为了节约用水，在冷却塔内采用阻燃型改性 PVC 塑料收水器；
c) 喷嘴采用 ABS 工程塑料。
为了避免冷却塔在冬季结冰、冻坏，采取以下防冻措施：
a) 二座冷却塔水池间相连接；
b) 在冷却塔的进风口上檐处设有防冻水管；
c) 在冷却塔水池上设旁路管。
7.12.5.3 冷却塔主要尺寸
a) 淋水面积 4500m2
b) 塔高 105m
c) 水池顶面半径 41.37m
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d) 填料材质 PVC
e) 进风口高 7.80m
f) 填料高度 1.00m
g) 水池深度 2.2m
h) 喉部高度 81.00m
i) 喉部半径 21.90m
j) 出口半径 23.477m
7.12.6 生产、生活给水系统
电厂给水系统主要分为生产给水、生活给水和服务水三个子系统。
1) 生产给水系统
主要包括循环水补水、锅炉补水及热网补水等，主要由丹东北环城市污水处理厂供
给。
2) 生活给水系统
a) 生活用水量
电厂生活用水由丹东市自来水公司供给。本工程生活用水只考虑饮用水、洗涤水、
冲洗水、淋浴用水等，输煤系统冲洗水重复利用，本工程生活用水总量约为 66.94m3/d，
其各项用水量详见表 7.12-13。
生活用水量表
表 7.12-13
日平均用水量 最大时用水量
用 水 量 备 注
(m3/d) m3/d l/s
生活用水 15.75 3.94 1.094 包括饮用、洗涤、冲洗
淋浴用水 27.00 21.60 7.50 淋浴时间每班 1 h
食堂用水 26.20 6.75 4.50 每日三餐，每餐 2 h
未预见用水 13.39 7.120
总 计 66.94 38.48
注：1) 最大班人数按定员人数的 80%计；
2) 生活用水标准为 35l/人班，小时变化系数取 2.5；
3) 淋浴用水标准为 60l/人班，其延续时间为 1h。
2006 年 07 月 - 169 - 辽宁电力勘测设计院
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4) 生活用水平均用水量为 2.79 m3/h。
b) 生活给水系统
电厂生活水拟利用丹东市自来水公司供给，电厂用水从丹东市自来水公司供水干管
上引出 2 根管道，进入厂内，管道埋地敷设。
厂内综合给水泵房内安装有 1 套变频生活给水设施，包括 2 台生活水泵，生活水泵 1
台运行，1 台备用，并设有 1 座生活蓄水池。自来水公司来水通过管道送入生活蓄水池内，
生活水再通过生活给水设施升压后，供各生活用水点用水。生活水泵性能参数如下：
单泵流量 35～60m3/h
单泵扬程 0.53～0.46MPa
7.12.6.3 服务水系统
为了节约用水，将厂内各用水点用后能够再利用的排水收集起来，供厂内地面冲洗，
喷洒等用水，厂内设有二套服务水系统。
1) 中压服务水系统
厂内建有 1 套服务水系统，设有 1 座服务水调节池。服务水泵安装在煤尘水处理室
内，安装有 1 套变频给水设施，设有 3 台服务水泵。服务水泵 2 台运行，1 台备用。
服务水的水源主要为循环水排污水和经工业废水处理室、煤水处理室处理后的回收
水，经设在服务水泵房内的服务水泵升压后供服务水系统用水。中压服务水泵性能参数
如下：
单泵流量 60～120m3/h
单泵扬程： 0.87～0.68MPa
本期工程的中压服务水在厂区布置成枝状管网，主要用于运煤系统用水、煤场喷洒、
地面冲洗等。运煤系统的冲洗和除尘水等回水进煤尘水处理室，经过处理后，再排入服
务水调节池。
2) 低压服务水系统
本工程低压服务水干管，在循环水泵出口干管引出，采用分散供水的方式，沿主厂
房固定端埋地敷设至炉后，分别供化学水车间、锅炉排污降温池等用水，并作为服务水
调节池的补水。
7.12.7 消防给水系统
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本工程消防设计遵循《中华人民共和国消防法》、《建筑设计防火规范》、《火力
发电厂与变电所设计防火规范》、《自动喷水灭火系统设计防火规范》、《水喷雾灭火
系统设计规范》、《建筑灭火器配置设计规范》等规范，贯彻“预防为主，消防结合”的
方针，立足自防自救。消防系统的设计满足有关消防规范的要求，针对不同建(构)筑物和
设施，采取多种有效消防措施。
火警以“同一时间内的火灾次数为 1 次”为准则的有关规定配备消防水的水源设施。
电厂消防系统分为消火栓消防与特殊消防两部分，特殊消防系统包括自动水消防灭
火消防系统、泡沫灭火消防系统、气体灭火消防系统。
本工程设置独立的消火栓系统和自动水消防灭火系统， 套消防给水系统合建 1 座消
防泵房。消火栓消防系统安装 1 台电动消防水泵、1 台柴油消防水泵，电动消防水泵运行、
柴油消防水泵备用(消防水泵流量为 288m3/h，扬程为 1.0MPa)；2 台电动稳压水泵，稳压
水泵 1 台运行，1 台备用(稳压水泵流量为 18m3/h，扬程为 1.00MPa)；1 个稳压水罐；(稳
压水罐有效容积为 500l)。自动水消防系统安装 1 台电动消防水泵、1 台柴油消防水泵，
电动消防水泵运行、柴油消防水泵备用(消防水泵流量为 360m3/h，扬程为 1.0MPa)；2 台
电动稳压水泵，稳压水泵 1 台运行，1 台备用(稳压水泵流量为 18m3/h，扬程为 1.00MPa)；
1 个稳压水罐(稳压水罐有效容积为 500l)。本工程设置 1 座 1000m3 的消防贮水池。
消火栓给水系统及自动水消防灭火系统分别设置独立的供水管网。消火栓系统担负
着主厂房室内、运煤系统及厂区其它建筑物的室内、外消火栓消防。自动水消防灭火系
统担负着主厂房的各油箱、锅炉燃烧器及运煤系统的所有室内、外的自动水消防。泡沫
消防系统担负着油罐区消防。气体消防系统担负着主厂房和集中控制楼及网控楼等的气
体灭火。
根据《建筑灭火器配置设计规范》中的有关规定，在主厂房、集中控制楼、配电装
置室、运煤系统、油区等建筑物室内外，分别根据火灾种类的不同设置不同类型移动式
灭火器。
7.12.8 排水系统
7.12.8.1 排水量
电厂本工程排水主要包括循环水系统、化学水系统、地面冲洗排水及生活排水等。
煤粉锅炉方案其各项排水量详见表 7.12-14、表 7.12-15；循环流化床锅炉方案其各项
2006 年 07 月 - 171 - 辽宁电力勘测设计院
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排水量详见表 7.12-16、表 7.12-17。
2×300MW 机组非采暖期排水量表(煤粉锅炉方案)
表 7.12-14 单位：m3/h
序
排 水 项 目 排水量 其中回收量 其中排放量 备 注
号
回收用于除灰、脱硫
1 冷却塔排水 432.50 199.00 233.50
及服务水
回收至中水深度处理设
2 化学水车间排水 44.01 20.92 23.09
施及超滤水箱等
3 汽车冲洗用水 0.60 0 0.60 经工业废水处理站处理
4 生活排水 1.56 1.56 0 回收用于浇洒绿地
5 生活污水处理站排水 1.00 1.00 0 回收用于浇洒绿地
6 地面冲洗排水 3.00 0 3.00 经工业废水处理站处理
7 工业废水处理站排水 1.00 0 1.00
8 合 计 483.67 222.48 261.19
2×300MW 机组采暖期排水量表(煤粉锅炉方案)
表 7.12-15 单位：米 3/时
序号 排 水 项 目 排水量 其中回收量 其中排放量 备 注
1 冷却塔排水 115.60 115.60 0 回收用于脱硫水
回收至中水深度处理设
2 化学水车间排水 125.01 49.66 75.39
施及超滤水箱等
3 汽车冲洗用水 0.6 0 0.6 经工业废水处理站处理
4 生活排水 1.56 0 1.56 经生活污水处理站处理
5 生活污水处理站排水 1.00 0 1.00 经生活污水处理站处理
6 地面冲洗排水 3.00 0 3.00 经工业废水处理站处理
7 工业废水处理站排水 1.00 0 1.00
8 合 计 247.77 165.26 82.51
2006 年 07 月 - 172 - 辽宁电力勘测设计院
丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
2×300MW 机组非采暖期排水量表(CFB 方案)
表 7.12-16 单位：m3/h
序
排 水 项 目 排水量 其中回收量 其中排放量 备 注
号
1 冷却塔排水 432.50 86.00 346.50 回收用于除灰及服务水
回收至中水深度处理设
2 化学水车间排水 34.50 0 34.50
施及超滤水箱等
3 汽车冲洗用水 0.60 0 0.60 经工业废水处理站处理
4 生活排水 1.56 1.56 0 回收用于浇洒绿地
5 生活污水处理站排水 1.00 1.00 0 回收用于浇洒绿地
6 地面冲洗排水 3.00 0 3.00 经工业废水处理站处理
7 工业废水处理站排水 1.00 0 1.00
8 合 计 474.26 88.56 385.60
2×300MW 机组采暖期排水量表(CFB 炉方案)
表 7.12-17 单位：m3/h
序号 排 水 项 目 排水量 其中回收量 其中排放量 备 注
1 冷却塔排水 115.60 85.00 30.60 回收用于除灰及服务水
回收至中水深度处理设
2 化学水车间排水 116.70 0 116.70
施及超滤水箱等
3 汽车冲洗用水 0.6 0 0.6 经工业废水处理站处理
4 生活排水 1.56 0 1.56 经生活污水处理站处理
5 生活污水处理站排水 1.00 0 1.00 经生活污水处理站处理
6 地面冲洗排水 3.00 0 3.00 经工业废水处理站处理
7 工业废水处理站排水 1.00 0 1.00
8 合 计 239.46 85.00 154.46
电厂厂区排水采用分流制，即生活污水排水系统、工业废水排水系统及雨水排水系
统。
7.12.8.2 生活污水排水系统
本工程设置独立的生活污水管网。各建筑物生活污水通过厂内的生活污水排水管网，
2006 年 07 月 - 173 - 辽宁电力勘测设计院
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排至电厂生活污水处理站。生活污水经过沉淀、曝气、澄清、消毒等工艺处理，达到国
家现行《污水综合排放标准》一级标准，可用于厂区绿化、美化环境。
7.12.8.3 工业废水排水系统
为了更多地节约用水，降低全厂用水量，提高水的重复利用率，将各种冲洗排水回
收至工业废水处理站，经处理后的工业废水水质达到中水水质标准后用于全厂服务水系
统，即运煤系统冲洗、煤场喷洒等用水。
运煤系统冲洗的含煤废水经回收至煤水处理室，经处理后的废水再用于运煤系统冲
洗及煤场喷洒。
脱硫系统排水(煤粉锅炉方案)经脱硫废水处理系统处理后，其排水用于除灰系统补
水。
7.12.8.4 雨水排水系统
厂内雨水包括各建筑物屋面、地面径流雨水等，厂内雨水采取有组织的排水方式，
雨水通过设在道路上的雨水口排入厂区雨水排水管网，通过厂区的排水管网汇至综合排
水泵房。
煤场的雨水排水通过煤场雨水沉淀池处理后，排入雨水排水管网，汇至综合排水泵
房。
所有雨水由设在综合排水泵房内的雨水泵排至厂外排水沟内。
丹东地区暴雨强度公式如下：
1221(1 + 0.668 lg P)
q=
(t + 7)0.605
q－ 暴雨强度，单位 l/s.hm2
P－ 重现期，单位 a
t－ 历时，单位 min
7.12.9 生产、生活污水处理设施
本工程在厂内新建如下生产、生活污水处理设施：
a) 生活污水处理站
厂内建有 1 座生活污水处理站，生活污水处理站内设有 1 套一体化生活污水处理设
施，包括沉淀、曝气、澄清、消毒等设施，并设有排水泵，经过化粪池初步处理后的生
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丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
活排水再经过生活污水处理站处理后回用。
b) 工业废水处理站
厂内建有 1 座工业废水处理站，室内设有沉淀池、空气曝气装置、罗茨鼓风机、废
水提升泵、气浮设备、自动反冲洗过滤器、过滤水泵、污泥脱水机、污泥泵、消毒装置、
油水分离器、钢带式刮油机等设施，厂内的部分工业排水及含有污油，经过工业废水处
理站处理后回用或排放。
c) 煤尘水处理室
厂内建有 1 座煤尘水处理室，室内设有沉淀池、水泵、加药装置、净水器、刮泥机、
抓斗起重机等，经处理后的排水排入服务水调节池内，供重复利用。
d) 锅炉排污降温池
厂内建有 1 座锅炉排污降温池，锅炉排水排入锅炉排污降温池内，与循环水混合，
水温降至不超过 40℃后，通过水泵排入循环水沟内，作为循环水系统的补水。
e) 脱硫废水处理设施(煤粉锅炉方案)
本工程脱硫装置排出一定量的废水，脱硫废水的水质和水量由脱硫工艺、烟气成分、
灰及吸附剂等多种因素确定。废水中的杂质除了大量的可溶性氯化钙(CaCl2)之外，还包
括：氟化物、亚硝酸盐及重金属离子如砷、铅、镉、铬离子等，还有不可溶的硫酸钙及
细尘等。脱硫废水中主要的超标项目是悬浮物、PH 值、汞、铜等多种属于第一类污染物
的重金属离子，必须经过处理后达到排放标准才能排入污水管网。
本工程设置 1 套脱硫废水处理系统，包括以下三个分系统：脱硫废水处理系统、加
药系统及污泥处理废水处理系统，用以处理脱硫装置排出的废水，去除其中的重金属、
悬浮物等，调节 PH 值至允许范围，以达到国家排放标准后排放。
f) 煤场雨水沉淀池(煤粉锅炉方案)
厂内在煤场排水的最低点，建有 1 座煤场雨水沉淀池，用以汇集贮煤场的雨水，贮
煤场的雨水经过沉淀池的沉淀后，排入雨水排水管网内。
g) 综合排水泵房
在厂内排水管网的末端建有 1 座综合排水泵房，泵房内设有 3 台生产、生活排水泵
及 3 台雨水泵，将达到排放标准的生产、生活排水及雨水排出厂外。
7.12.10 冷却塔
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7.12.10.1 结构形式
本工程新建 2 座淋水面积为 4500m2 的钢筋混凝土双曲线自然通风冷却塔。冷却塔
塔高 105.0m，进风口高 7.8m，进风口上沿半径为 38.74m，±0.00m 处半径为 41.37m，淋
水装置架构为预制钢筋混凝土构件，冷却塔内设一个中央竖井，配水方式采用管式配水,
为减少冷却塔漂滴对周围环境的影响及减少循环冷却水的风吹损失，在淋水装置上方装
设除水器。
7.12.10.2 基础结构形式及地基处理
冷却塔塔筒基础形式采用环板型基础，淋水装置支柱采用独立基础。
本工程拟建场地地层较为简单，地层自上而下依次为杂填土、耕土、粉质粘土、砾
砂、石英砂岩，具体分布情况如下：
杂填土①：杂色，由粘性土、砂砾石、碎石、砖块、炉渣等组成，稍湿，稍密，厚
度多为 0.50~1.00m，局部地段达 2.00m。
粉质粘土②：黄褐色，含多量砂，很湿，可塑偏软，稍有光泽，无摇振稍反应，干
强度中等，韧性中等，层厚 0.50~2.00m。该层分布不均，北厚南薄，南部多缺失该层。
fak=140~160kPa。
砾砂③：黄褐色，石英长石为主，饱和，中密，上部颗粒较细较均匀，下部颗粒较
粗，卵砾石含量逐渐增多，成分以结晶岩石为主，分选磨圆差，一般粒径 30~50mm,最大
径 100mm，层厚 1.50~4.00m。fak=250~300kPa。
石英砂岩④：黄绿色，强风化，密实砂土状，岩体结构已完全破坏。层厚 2.50~6.50m。
fak= 400~500kPa。
石英砂岩⑤：灰~灰白色，成分以石英为主，砂质结构，硅质胶结，中等风化，节理
裂隙较发育。本次勘察未穿透此层。fak=1500~2000kPa。
根据以上地质条件，冷却塔采用天然地基，砾砂③层做持力层。
7.12.11 水工构筑物
本期新建主要水工建(构)筑物见表 7.12-18。
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水工主要建(构)筑物一览表
表 7.12-18
编号 水工建(构)筑物 结构尺寸 结构形式 备注
厂内部分：
1 自然通风冷却塔 淋水面积 4500m2 塔高 105.0m 钢筋混凝土结构 2座
42.0×15.0m2、地上高 13.0m、 地上部分为框架结构，地下部
2 循环水泵房 1座
地下深 8.0m 分为钢筋混凝土箱型结构。
36.0×6.6m2、地上高 6.0m、 地上部分为砖混结构，地下部
3 消防水泵房 1座
地下深 3.5m 分为钢筋混凝土箱型结构。
2
地上部分 21.0×9.0m 、高 4.5m；地 地上部分为砖混结构，地下部
4 生活污水处理站 1座
下部分 12.0×8.0m2、深 5.0m 分为钢筋混凝土箱型结构。
5 挡风板库 24.0×12m2、地上高 4.5m 砖混结构 1座
地上部分 30.0×15.0m2，高 7.0m； 地上部分为框架结构，地下部
6 煤尘水处理室 1座
地下部分 18.0×6.0m2，深 4.5m 分为钢筋混凝土箱型结构。
42.0×9.0m2、地上高 6.0m、 地上部分为砖混结构，地下部
7 生产、生活水泵房 1座
地下深 4.0m 分为钢筋混凝土箱型结构。
15.9×3.9m2、地上高 6.0m、 地上部分为砖混结构，地下部
8 阀门间 2座
地下深 4.0m 分为钢筋混凝土箱型结构。
9 煤场雨水沉淀池 20.0×10.0m2、地下深 5.0m 钢筋混凝土结构 1座
10 贮水池 5000 m3 钢筋混凝土结构 1座
11 贮水池 1000 m3 钢筋混凝土结构 1座
12 联络阀门井 9.0×6.0m2、地下深 6.0m 钢筋混凝土结构 1座
51.0×15.0m2、地上高 7.0m 地上部分为框架结构，地下部
13 生产废水处理站 1座
地下深 6.0m 分为钢筋混凝土箱型结构。
30.0×9.0m2、地上高 6.0m 地上部分为砖混结构，地下部
15 综合排水泵房 1座
地下深 12.0m 分为钢筋混凝土箱型结构。
16 泡沫消防水泵房 9.0×6.0m2、地上高 5.0m 砖混结构结构。 1座
17 废水调节水池 27.0×8.0m2、地下深 4.0m 钢筋混凝土结构 1座
灰场部分：
1 生活办公室 15×9.6m2、地上高 6.0m（二层） 砖混结构 1座
2 灰场设备库 54×9.6m2、地上高 5.4m 砖混结构 1座
7.13 贮灰场
7.13.1 主要设计原则
1) 灰场贮灰方式为干式贮灰，灰渣采用汽车至灰场内。
2) 根据《火力发电厂设计技术规程》规定，灰场周围设截洪沟，设计标准按十年一
2006 年 07 月 - 177 - 辽宁电力勘测设计院
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遇洪水设计。
3）灰场上游冲沟内设钢筋混凝土排洪管线。
4) 灰场堆灰方式为将灰渣分层铺平，洒水碾压，达贮灰限制标高后及时覆土，以防
止飞灰对大气环境污染。
5) 灰场征地按贮灰 5 年考虑。
7.13.2 挡灰坝
干灰场运行过程中是把电厂排放的灰渣经水调湿后经碾压堆放。在下游沟口处建一
较低的石渣挡灰坝，对堆灰下游坡起到支挡作用，同时作为透水体排泄上游灰渣内的渗
透水。
本工程在灰场下游距沟口 200m 处设挡灰坝，该处两侧山体向前突出，沟口狭窄，
在此建坝其筑坝工程量较小，并能获得最大的贮灰库容。
挡灰坝坝顶标高 62.00m，坝轴线长度 250m，最大坝高 18.5m，顶宽 5.0m，上游边
坡为 1:2.0，下游边坡为 1:2.75，在下游坝坡设土工布反滤层，以防灰渣渗漏对下游造成
污染。
筑坝材料采用石渣，分层碾压，筑坝材料在上游库区山坡上开采。在坝体施工前应
进行清基，将沟底和坝肩的腐植土清除掉，同时将池塘内的软土也清除掉。
7.13.3 灰场防洪
偏岭灰场坝轴线上游流域面积为 0.602 km2，雨季洪水流量较大，根据《火力发电厂
设计技术规程》规定，当干贮灰场四周有汇水流量时，应在干贮灰场四周设截洪沟，将
汇水流量截流排至下游，不得将汇集雨水流入干灰场内。本次设计在灰场两侧山坡沿高
程 72.00m 等高线设截洪沟，截洪沟可将灰场全流域 64％的洪水截流排至下游，截洪沟
以下进入灰场内的洪水用排水斜槽排至灰场下游。
1) 截洪沟上游防洪
截洪沟防洪标准按十年一遇洪水设计，过水面积为 4.0~6.0m2，长 2200m，平均坡降
为 0.003。由于山坡出露风化岩强度较高，向下挖沟较困难，为便于施工，截洪沟采用如
下结构形式：在山坡上开挖宽 4.0m 的马道，在马道外侧采用浆砌石砌筑 1.0~1.5m 高的
挡水墙，内侧水泥砂浆抹面，沟底铺 100mm 厚素混凝土。经计算截洪沟的过水能力为
8~12m3 /s。该截洪沟平时可作为灰场检修道路。
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2) 截洪沟下游防洪
截洪沟上游的洪水通过截洪沟排至灰场下游，截洪沟下游的洪水进入灰场内，根据
水文资料，进入灰场内的洪水 10 年一遇洪水总量为 4.3 万 m3，当堆灰灰面达坝体顶标高
62.00m 时，灰面面积为 12 万 m2，若降雨量较大，时间较短，洪水来不及渗透到灰渣内，
灰场内水深为 0.3m。
为排泄灰场内的洪水，在库区内设排水系统，在灰场西侧山坡设排水斜槽，斜槽断
面 1.0×1.2m2，下连排水管，考虑到施工方便，排水管采用矩形断面，尺寸为 1.2×1.4m2，
壁厚 300mm，在挡灰坝下游坝脚设一座消力池，洪水经消力池消能后，排入下游河道。
灰场初期工程把排水斜槽修到标高 72.00m，上扣活动盖板，当汛期库内积水较深，面积
较大时，可将盖板开启，排泄洪水。当库内积水较少时不要开启盖板，以免浑浊的灰水
污染下游。灰场在运行过程中，要以斜槽为中心，灰面向斜槽倾斜，坡度控制在 1:25~1:30
之间。
排水系统采用现浇混凝土结构形式，斜槽长 68m，排水管长 420m，连接井 1 座，
坝下消力池 1 座。
7.13.4 灰场贮灰
灰场贮灰采用分区分块运行方式，在灰场东部山谷区域设专用的石膏堆放场，实现
灰渣与石膏分别贮存。
灰场内堆灰先从冲沟开始逐渐向库区延伸当灰场贮灰标高超过挡灰坝高度后，分层
洒水碾压，每层碾压厚度不大于 0.5m。干灰场的堆筑碾压作业分两部分进行。一是永久
性灰坡部分，二是灰场库区部分。
1) 永久性灰坡部分
该区为灰渣压实区，在初期坝前进行，要求振动压路机平行坝轴线碾压，每层碾压
厚度不大于 0.5m，碾压搭接宽度为 0.5m 以上，不得漏压和欠压，碾压质量严格按设计
要求进行，应定期进行灰渣干密度检测，灰渣压实区的范围应不小于 100m，堆灰下游边
坡为 1:3.0，并采用块石护坡。每隔 5.0m 高设一台阶，考虑汽车通行，台阶宽 5.0m。灰
场贮灰至一定标高后应及时覆土，在灰场运行过程中对灰渣下游坝坡要及时防护，采用
块石护坡，厚度不小于 300mm。
2) 灰场库区部分
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该区为一般碾压区不需进行灰渣干密度检测，只要表面平整，不飞灰。该区在贮灰
过程中主要是防止飞灰，灰渣洒水碾压后形成的灰面要防止机械或人为践踏，破坏上部
板结层，引起飞灰。
7.13.5 灰场防渗
根据场区地质资料分析，灰场底部黄土状粉质粘土渗透系数为 10—5cm/s～10—6cm/s，
不满足《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》(GB18599-2001)规定的渗透系
数小于 10—7cm/s 的要求。因此，为防止灰场灰水污染地下水，本工程在贮灰场库区底部
进行防渗处理，具体做法是：在沟底沿山坡铺设土工膜，铺设范围按贮灰 2 年考虑，到
标高 62m，铺设面积 12 万 m2。
7.13.6 灰场道路
除灰系统为气力除灰，灰库设在厂区内，灰库下来的灰加水调湿后用汽车运至灰场，
渣由厂内脱水仓集中，脱水后用汽车运至灰场，。
从厂址至灰场运灰道路总长 4.5km，其中利用原有市区公路 3.7km，新修进场道路
0.8km，新修运灰道路宽 7m，混凝土路面。
7.13.7 灰场征地
按本期装机容量 2×300MW 机组贮灰 5 年考虑，灰场及运灰道路征地 24hm2，征地标
高 72.00m。(包括库区占地，坝轴线下游 80m 范围内和新建运灰道路)。
7.13.8 灰场工程量
2006 年 07 月 - 180 - 辽宁电力勘测设计院
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灰场工程量一览表
表 7.13-1
序号 项 目 单位 工程量 备 注
一 挡灰坝
1 清基 m3 8350
3
2 石渣 m 166500
2
3 土工布 m 15000
4 干砌石 m3 4200
3
5 砂砾石 m 2000
二 截洪沟
1 风化岩开挖 m3 21000
3
2 土方开挖 m 3000
3
3 土石方填筑 m 5000
4 C10 混凝土 m3 1100
3
5 浆砌石 m 1000
三 道路
1 风化岩开挖 m3 2000
2 土方开挖 m3 2000
3
3 土方填筑 m 500
4 浆砌石 m3 200
四 排水系统
1 C25 混凝土 m3 970
3
2 开挖土石方 m 6200
五 灰场征地
1 面积 hm2 24
六 灰场防渗
1 土工膜 m2 120000
7.13.9 灰场管理与环境保护
随着人们环保意识的提高，迫切要求有一个无污染舒适的生活环境。干灰场最大的
污染就是飞灰对周围环境的污染。电厂对灰场的管理稍有疏忽，就可能成为一个大污染
源，使灰场周围村庄受到危害，因此在灰场运行过程中要配备一定数量的运行人员，专
用车辆及设备，严格管理，控制飞灰。灰场配备设施如表 7.13-2。
贮灰场平、断面布置图见 F189 K-A02-33~36。
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灰场管理设施
表 7.13-2
序号 项目 单位 数量 备 注
1 管理站 m2 800
2 围墙 m 200
3 推土机 台 2
4 振动碾 台 2
5 自动洒水车 台 2
6 装载机 台 2
7 自缷汽车 台 2
干灰场的环境保护措施如下：
1) 灰场运行过程中应对整个干灰场合理规划，分期分块使用。
2) 灰场运行期间灰面通过洒水、碾压减少飞灰。灰面经洒水碾压后，在灰体内的氧
化钙的水解胶结作用下，在灰表面形成一层保护薄壳，抗风能力增强，飞灰减少。
3) 暴露时间稍长的临时灰面可用库区内土进行覆盖，防止飞灰。在大风天要对裸露
在外的灰面进行洒水防尘。
4) 为防止灰场灰水污染地下水，在贮灰场库区底部沿山坡铺设土工膜进行防渗处
理。
5) 要对灰场内运灰道路进行合理规划，压实整平后的灰面尽量避免践踏。当进行灰
渣综合利用时，应按管理人员安排取灰，以保证压实的灰面不被破坏。
8 烟气脱硫
按国家环境保护“十五”计划的要求，为严格控制 SO2 排放对环境的影响，对本工程 SO2
的排放实施总量控制，锅炉排烟系统设置烟气脱硫措施。本工程针对煤粉炉方案，将设置 100%
烟气脱硫装置。
8.1 设计依据
1)《火力发电厂设计技术规程》(DL5000-2000)。
2)《火力发电厂环境保护设计规定》(DLGJ102-91)(试行)。
3)《火力发电厂可研报告内容深度规定烟气脱硫部分暂行规定》(DLGJ138-1997)。
4) 国务院国函(1998)5 号文《关于酸雨控制区和二氧化硫污染控制区划分有关问题的
批复》。
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5) 国家环境保护总局、国家发展计划委员会、科技部环发(2002)26 号《燃煤二氧化
硫排放污染防治技术政策》。
6) 国家环境保护总局、国家发展计划委员会、国家经济贸易委员会、财政部环发
(2001)210 号《国家环境保护“十五”计划》。
8.2 脱硫工艺系统选择
1) 确定脱硫效率
为保护人类生存的环境，保证经济可持续发展，国家制定了环保政策，提出了
严格的环境污染控制要求，为使本期工程 2 台 300MW 燃煤机组建成后，其 SO2 的排
放能最大限度地降低对环境的影响，本期工程对锅炉排放的全部烟气进行脱硫处理，
烟气中 SO2 去除率为 95%以上。
2) 工艺系统选择
为保证发电及脱硫装置的安全可靠运行，本期工程 2 台 300MW 机组的脱硫工艺选
择原则为：
a) 对本期工程的全部烟气进行脱硫处理，采用烟气换热器处理前的高温烟气加热脱
硫处理后的低温烟气；
b) 工艺成熟，可用率高，有较多业绩；
c) 脱硫效率需达到 95%以上；
d) 投资和运行费用合理；
e) 副产物可综合利用，不会造成二次污染；
f) 脱硫吸收剂廉价，有可靠的来源。
目前中外大型燃煤电厂应用较普遍的烟气脱硫方法有：简易湿法、电子束法、氨法、
双碱法、喷雾干燥法和石灰石–石膏法等。根据国内外应用较多有烟气脱硫技术的发展现
状以及本电厂所在地区所能提供的较廉价的脱硫吸收剂，同时考虑当地脱硫副产物的综
合利用市场，并避免造成二次污染等各方面因素，本期工程推荐采用湿式石灰石—石膏
法进行烟气脱硫。
8.3 主要设计原则
1) 按照环境保护的有关要求，确定 2 台 300MW 机组的脱硫效率均为 95%。
2) 每台 300MW 机组配一套脱硫装置，处理全部烟气，石膏制备或抛弃部分及其它
脱硫辅助部分为两炉公用。
2006 年 07 月 - 183 - 辽宁电力勘测设计院
丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
3) 采用烟气换热器，用处理前的高温烟气加热脱硫后的低温烟气，换热器出口排烟
温度约为 80℃左右。
4) 脱硫装置用水、用电及用汽等由厂内公用部分统一考虑。
5) 脱硫设施均布置在炉后(新建烟囱外侧)。
6) 吸收剂采用购进石灰石粉。
8.4 脱硫系统主要组成及主要设施
1) 烟气脱硫系统主要组成
a) 吸收剂制备储存及浆液制备部分。
b) 吸收部分。
c) 烟气部分。
d) 石膏制备及抛弃部分。
e) 其它辅助部分。
2) 主要设备设施
本期工程烟气脱硫系统的设备及设施主要有：FGD 升压风机、烟气热交换器、吸收塔、
吸收塔浆液循环泵、氧化风机、石膏浆液排出泵、工业水升压水泵、除雾器冲洗泵、石膏浆
液旋流器、真空带式脱水机、石膏库、石膏输送皮带、废水旋流器、给料泵、废水旋流器、
废水输送泵、流化风机、石灰石储仓、石灰石磨机、石灰石粉仓、石灰石给料机、石灰石输
送机、石灰石浆池、石灰石浆液泵等。
8.5 脱硫系统采购
目前国内火电厂烟气脱硫系统一般采取由国外或国内公司成套供货两种方式。就国
内公司成套供货而言，其系统中关键设备和材料亦由国外进口，同时整个系统的技术及
性能仍依靠国外供应商。但由于其余设备和材料在国内采购，则降低了设备和材料的采
购费用，另外，人力和关税等其它费用也比由国外成套购进时有所降低。因此，由国内
成套采购，整个烟气脱硫系统的投资将大幅度低于国外公司成套。综上所述，本期工程
烟气脱硫系统推荐由国内公司成套供应。
8.6 吸收剂的运输与加工
吸收剂从当地加工厂购进 250 目石灰石粉，用量为 4.07t/h，全年耗量约 2.26×104t，
用罐车运至电厂。
本工程脱硫用石灰石粉由丹东第二水泥有限公司供给，该公司年产石灰石 10×104t
2006 年 07 月 - 184 - 辽宁电力勘测设计院
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以上，内部使用 6×104t，剩余部分承诺供给电厂使用 3×104t，供应粒径为 250 目以下的
石灰石粉。
石灰石主要成分分析如下：
CaO 50.99% SiO2 2.63% AL2O3 1.04%
Fe2O3 0.12% MgO 1.62% COSS 42.14%
8.7 脱硫副产物及废水处置
本期工程脱硫系统产生的脱水石膏为 5.87 t/h(含水 10%)，全年约 3.25×104t。首先立
足于综合利用。但当某种原因不能综合利用时，可将脱水石膏装车外运至灰场存放。
本期工程脱硫系统消耗水量约为 120t/h，产生的脱硫废水约 30t/h，拟排至电厂生产
废水处理站统一进行处理，达标后回收用于除灰系统冲灰水。
8.8 系统布置
本工程 2 台机组的脱硫装置均紧凑布置在烟囱后部，以烟囱中心线为中心呈对称布
置，依次为烟道、增压风机、换热器、吸收塔及石灰石浆液循环泵房、石灰石浆池、石
灰石仓。公用部分：脱硫系统电子设备间和控制室、供水泵房布置在两套脱硫装置之间。
各类泵及石膏脱水系统布置在厂房内，其他如吸收塔、烟道、管道、石灰石粉贮仓、石
膏贮仓及其他设备均露天布置，布置在厂房外的设备均采取防雨措施，相应的管道均采
取保温措施，以保证脱硫装置经济、安全的运行。
脱硫工艺原则性系统图、总平面布置图见 F189 K1-A02-24、25。
9 环境保护
9.1 厂址所在地区的环境现状
9.1.1 气象特征
丹东市位于辽宁省的东部，是中国最大的边境城市，位于辽东半岛经济开放区东南
部鸭绿江与黄海的汇合处，处于东北亚经济圈的中心地带，东与朝鲜民主主义人民共和
国的新义洲市隔江相望，南临黄海，西界鞍山、营口，西南与大连市毗邻，北与本溪市
接壤。
该地区处于欧亚大陆东岸中纬度地带，属北温带季风海洋性气候。年平均降水量为
988mm，降水量年际、年内变化极不均匀，6～9 月降水量占全年的 70%以上，大洪水多
发生在 7～8 月份。一次天气过程的暴雨历时仅 1～3 天，且大暴雨有 70%的雨量集中于
2006 年 07 月 - 185 - 辽宁电力勘测设计院
丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
一天。多年平均蒸发量为 1259mm 左右。多年平均气温 为 8.8℃，极端最高气温 35.5℃，
极端最低气温为-28.0℃。多年平均相对湿度 70%，多年平均风速 3.0m/s，地区常年主导
风向为东北风。年最大冻土深度 0.88m。
9.1.2 区域环境质量现状
1) 环境空气质量现状
2004 年丹东市环境保护监测站的监测及评价结果见表 9-1、表 9-2。
2004 年丹东市区各季度污染物污染综合指数、污染负荷系数统计表
表 9-1
降尘 总悬浮颗粒物 二氧化硫 一氧化碳 二氧化氮
季节 P
P1 F1 P2 F2 P3 F3 P4 F4 P5 F5
一季 1.30 0.32 1.04 0.26 0.83 0.20 0.49 0.12 0.40 0.10 4.06
二季 1.18 0.34 1.06 0.30 0.52 0.15 0.41 0.12 0.35 0.10 3.52
三季 0.51 0.29 0.47 0.27 0.21 0.12 0.43 0.25 0.12 0.07 1.73
四季 1.11 0.38 0.76 0.26 0.38 0.13 0.46 0.16 0.24 0.08 2.96
全年 1.03 0.33 0.83 0.27 0.49 0.16 0.45 0.15 0.28 0.09 3.07
从污染物时间分布特征来看：降尘污染较为严重，采暖期超标 0.28 倍，从总体上看，
各项污染物在一季度均值普遍偏高，污染较重，从二季度开始呈下降趋势，三季度污染
最轻，四季度又有所升高。
2006 年 07 月 - 186 - 辽宁电力勘测设计院
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2004 年丹东市区各点位污染综合指数表
表 9-2
监测 P P P P P
P1 P2
点位 降尘 总悬浮颗粒物 二氧化硫 一氧化碳 二氧化氮
卫生学校
1.14 0.93 0.41 0.48 0.39 2.21 3.35
工业区
二排泵站
1.12 0.96 0.35 0.53 0.32 2.15 3.27
居民区
射线集团
1.08 0.93 0.44 0.51 0.35 2.23 3.32
交通区
手表公司
0.77 0.63 0.23 0.33 0.20 1.39 2.16
清洁区
工业园
0.71 1.0 0.39 0.13 2.22
自动站
全市区 1.03 0.83 0.49 0.45 0.28 2.04 3.07
从污染物空间分布特征来看：若降尘一项不参与统计，射线集团点位(交通区)污染
较重，其次是工业园点位(自动站)。若降尘一项参与统计，则卫生学校(工业区)污染较重，
其次是射线集团点位(交通区)。降尘、二氧化氮在卫生学校(工业区)点位污染较重，二氧
化硫在工业园点位(自动站)污染较重，总悬浮颗粒物、一氧化碳在二排泵站(居民区)点位
污染较重。
影响丹东市区环境空气主要污染物为降尘，污染负荷系数为 0.33，其次是总悬浮
颗粒物、二氧化硫、氮氧化物，污染负荷系数分别为 0.27、0.16、0.15、0.09。降尘年均
值超过省定标准，月均值超标率为 41.7%；总悬浮颗粒物、二氧化硫、一氧化碳、氮氧
化物监测年均值均达到《环境空气质量标准》GB3095—96 中的二级标准，环境空气处
于较好水平。
2) 水环境质量现状
2004 年鸭绿江(丹东段)下游水质状况较好，Ⅱ、Ⅲ类水域各监测断面各项污染物年
均值全部达到国家地表水Ⅱ类水质标准，水质状况为优。主要污染物为高锰酸盐指数、
化学需氧量、五日生化需氧量和氨氮，主要污染类型为有机污染。
2004 年爱河、蒲石河水质状况为优，各项污染因子年均值全部达到国家地表水Ⅱ
类水质标准。
3) 声环境质量现状
2004 年丹东市区功能区噪声监测均值 4 类区夜间超标 4.1dB(A)，4 类区昼间、其
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它功能区昼间河夜间均达标。
道路交通噪声等效声级为 68.5dB(A)，到达国家标准的 70dB(A)。
9.2 环境影响评述
9.2.1 设计依据和环保标准
a) 国务院 1998 年第 253 号令《建设项目环境保护管理条例》；
b) 国务院国函(1998)5 号文《关于酸雨控制区和二氧化硫污染控制区划分有关问题
的批复》；
c) 国家环境保护总局、国家发展计划委员会、科技部环发(2002)26 号《燃煤二氧
化硫排放污染防治技术政策》；
d) 国家环境保护总局、国家发展和改革委员会环发【2003】159 号《关于加强燃煤
电厂二氧化硫污染防治工作的通知》；
e) 《火力发电厂设计技术规程》(DL 5000—2000)；
f) 《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2003)；
g) 《火力发电厂环境保护设计规定》DLGJ102—91；
h) 《环境空气质量标准》GB3095—96；
i) 《污水综合排放标准》GB8978—1996；
j) 《辽宁省污水与废气排放标准》DB21—60—89(污水部分)；
k) 《城市区域环境噪声标准》GB3096—93；
l) 《工业企业厂界噪声标准》GB12348—90；
m) 《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》(GB18599-2001)；
n) 《火电行业环境监测管理规定》(电计【1996】280 号)；
o) 《火电厂环境监测技术规范》(DL414－2004)；
p) 《辽宁省建设项目环境管理排污总量控制暂行规定》。
9.2.2 本期工程概况
9.2.2.1 建设规模
方案一：安装 2×300MW 亚临界一次中间再热抽汽供热机组配 2 台 1025t/h 煤粉锅
炉(规划容量为 4×300MW 亚临界一次中间再热抽汽供热机组配 4 台 1025t/h 煤粉锅炉)，
烟气采用湿法脱硫系统。
方案二：安装 2×300MW 亚临界一次中间再热抽汽供热机组配 2 台 1025t/h 循环流
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化床锅炉(规划容量为 4×300MW 亚临界一次中间再热抽汽供热机组配 4 台 1025t/h 循环
流化床锅炉)。
设计燃煤来源为内蒙古霍林河煤矿褐煤和黑龙江双鸭山煤矿烟煤组成的混煤。供
水系统水源为丹东北环城市污水处理厂排放的再生水，采用丹东市鸭绿江水作为全厂生
产用水的备用水源。
9.2.2.2 热电厂污染源及污染物排放
本期工程热电厂污染物主要为烟气、灰渣、污水及噪声。其中空气污染物主要是
锅炉燃煤排放的烟尘、SO2、NOX；废水主要是化学废水、输煤系统排水、锅炉排污水、
生活污水、含油污水、冲灰水等。污水中的主要污染物有 BOD5、COD、悬浮物、石油
类等。
本期工程产生噪声的主要设备和部位有：汽轮机、发电机、各种泵、风机及锅炉
排气装置等，其噪声值在 78—110dB(A)。
固体废物主要是锅炉燃煤排放的废渣、除尘器收集的飞灰、脱硫副产品石膏。
9.3 污染防治措施
9.3.1 烟气污染防治
9.3.1.1 烟气污染防治措施
烟气污染物主要为烟尘和二氧化硫、氮氧化物，为保护环境，减少污染物排放，本
期工程采取以下烟气污染防治措施。
1) 脱硫、除尘
a) 煤粉炉方案
本期工程安装除尘效率可达 99.7%以上的除尘器，同时采用石灰石－石膏湿法烟气
脱硫对烟尘还有 50%的脱除效率，合计对烟尘的脱除率可达到 99.85%；烟尘经除尘器
处理后，其排放值可控制在允许标准之内。
电厂用煤的设计煤质含硫量为 0.40%，含氮量为 0.63%；校核煤质含硫量为 0.42%，
含氮量为 0.62%。采用脱硫效率为 95%以上石灰石－石膏湿法脱硫设施，同时采用分级
燃烧、均等配风等低氮燃烧技术来控制氮氧化物形成，并预留了脱氮的空间。
b) 循环流化床炉方案
采用除尘效率可达 99.81%以上的除尘器。
锅炉采用循环流化床锅炉，用石灰石作为脱硫剂，选择在掺烧石灰石条件下，脱
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硫效率可达 90%的循环流化床锅炉。采用石灰石粉直接喷入锅炉炉膛脱硫，这种炉型最
大的优点，通过添加石灰石可脱去烟气中的硫分，通过低温燃烧，抑制 NOx 的生成，减
少 SO2 和 NOX 有害气体的排放，减少环境污染。选用的循环流化床锅炉在炉温为 860℃
恒温时，脱硫效率达到最佳，在 Ca/S 为 2.2 时，脱硫效率可达 90%。本工程设计按锅炉
脱硫效率 80%计算。二氧化硫的排放利用高架点源稀释扩散和大气本身的自净能力可满
足环保要求。
循环流化床锅炉采用低温燃烧，温度范围在 800～870℃之间，在这个温度下燃烧，
空气中 N2 比较稳定，不会生成热力型的氮氧化物，同时分段燃烧可抑制燃料中的氮转
化为 NOx，并使部分已生成的 NOx 得到还原，抑制燃料型氮氧化物形成，这是该炉工艺
固有的低氮氧化物排放的主要原因。
2) 本期两台炉的烟气用一座 190m 高的烟囱排放，烟尘、二氧化硫和氮氧化物的
排放利用高架点源稀释扩散和大气本身的自净能力可满足环保要求。
3) 烟气连续监测装置
本期工程拟安装烟气连续监测装置，测得的数据进入电厂环境检测站，以便于保
证大气污染物排放满足总量控制要求。同时该系统还可进入市环境监测中心站在线监测
网，以确保其污染物的连续稳定达标排放。
9.3.1.2 对环境空气影响
烟气污染物防治的主要设计指标(设计煤质)
表 9-3
序号 项目 单位 方案一 方案二
1 锅炉小时燃煤量 t/h 323.5 331.52
2 燃料受到基硫 % 0.40
3 燃料受到基氮 % 0.63
4 燃料受到基灰分 % 19.84 掺烧石灰石折算灰分 21.28%
5 除尘器型式 — 电除尘器
6 除尘效率 % 99.7（合计效率 99.85%） 99.81
7 脱硫装置型式 石灰石－石膏湿法脱硫 循环流化床锅炉
8 低氮燃烧技术 分级燃烧、均等配风等 低温燃烧、分级燃烧
9 脱硫效率 % 95 90
10 烟囱几何高度 m 190
2006 年 07 月 - 190 - 辽宁电力勘测设计院
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烟气污染物防治的主要设计指标(校核煤质)
表 9-4
序号 项目 单位 方案一 方案二
1 锅炉小时燃煤量 t/h 348.9 357.5
2 燃料受到基硫 % 0.42
3 燃料受到基氮 % 0.62
4 燃料受到基灰分 % 20.63 掺烧石灰石折算灰分 22.14%
5 除尘器型式 — 电除尘器
6 除尘效率 % 99.7（合计效率 99.85%） 99.81
7 脱硫装置型式 石灰石－石膏湿法脱硫 循环流化床锅炉
8 低氮燃烧技术 分级燃烧、均等配风等 低温燃烧、分级燃烧
9 脱硫效率 % 95 90
10 烟囱几何高度 m 190
根据火电厂大气污染物排放标准，按城市地区大气稳定度采用帕斯奎尔分类法、
按 B 级对 190m 烟囱所排放的烟尘、二氧化硫及氮氧化物进行计算，结果见表 9-5、表
9-6、表 9-7、表 9-8。
2×300MW 烟气污染物排放表(设计煤质)
表 9-5
国家及地 实际占标准百分比%
序
项 目 单位 方案一 方案二 方允许排
号
放限值 方案一 方案二
1 烟尘小时排放量 kg/h 89.6 85.6
2 烟尘排放浓度 mg/Nm3 39.6 43.8 50 79.2 87.6
3 二氧化硫小时排放量 kg/h 115.0 232.4 10500 1.1 2.2
4 二氧化硫排放浓度 mg/Nm3 50.8 119.0 400 12.7 29.8
5 氮氧化物排放浓度 mg/Nm3 <450 <350 450
需要环保
6 二氧化硫年排放量 t/a 1243 1868
部门给定
需要环保
7 烟尘年排放量 t/a 497 475
部门给定
2006 年 07 月 - 191 - 辽宁电力勘测设计院
丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
规划 4×300MW 烟气污染物排放表(设计煤质)
表 9-6
国家及地 实际占标准百分比%
序
项目 单位 方案一 方案二 方允许排
号
放限值 方案一 方案二
1 烟尘小时排放量 kg/h 179.2 171.2
2 烟尘排放浓度 mg/Nm3 33.9 43.8 50 79.2 87.6
3 二氧化硫小时排放量 kg/h 230 464.8 10500 2.2 4.4
4 二氧化硫排放浓度 mg/Nm3 50.8 119.0 400 12.7 29.8
5 氮氧化物排放浓度 mg/Nm <450 <350 450
需要环保
6 二氧化硫年排放量 t/a 2486 3736
部门给定
需要环保
7 烟尘年排放量 t/a 994 950
部门给定
2×300MW 烟气污染物排放表(校核煤质)
表 9-7
国家及地 实际占标准百分比%
序
项目 单位 方案一 方案二 方允许排
号
放限值 方案一 方案二
1 烟尘小时排放量 kg/h 100.0 95.4
2 烟尘排放浓度 mg/Nm3 44.0 47.7 50 88.0 95.4
3 二氧化硫小时排放量 kg/h 130.2 263.2 10500 1.2 2.5
4 二氧化硫排放浓度 mg/Nm3 57.2 131.6 400 14.3 32.9
5 氮氧化物排放浓度 mg/Nm3 <450 <350 450
需要环保
6 二氧化硫年排放量 t/a 1407 2115
部门给定
需要环保
7 烟尘年排放量 t/a 555 529
部门给定
2006 年 07 月 - 192 - 辽宁电力勘测设计院
丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
规划 4×300MW 烟气污染物排放表(校核煤质)
表 9-8
国家及地 实际占标准百分比%
序
项 目 单位 方案一 方案二 方允许排
号
放限值 方案一 方案二
1 烟尘小时排放量 kg/h 200.0 190.8
2 烟尘排放浓度 mg/Nm3 44.0 47.7 50 88.0 95.4
3 二氧化硫小时排放量 kg/h 260.4 526.4 10500 2.4 5.0
4 二氧化硫排放浓度 mg/Nm3 57.2 131.6 400 14.3 32.9
5 氮氧化物排放浓度 mg/Nm <450 <350 450
需要环保
6 二氧化硫年排放量 t/a 2814 4230
部门给定
需要环保
7 烟尘年排放量 t/a 1110 1058
部门给定
由表中可见，电厂排出的废气经高效电除尘器处理，再经高烟囱稀释扩散，污染物
排放满足环保要求。其中二氧化硫排放量和排放浓度及烟尘和氮氧化物的排放浓度均满足
《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2003)Ⅲ时段标准限值的要求，对地区环境空
气的污染贡献较小。
本期 2 台锅炉按年利用小时 5541h 计算，煤粉炉方案采用脱硫效率达 95%以上的湿
法脱硫装置，装置的可用率为 95%以上，二氧化硫年排放量约为 1407t，烟尘年排放量约
为 555t；循环流化床炉方案二氧化硫年排放量约为 2115t，烟尘年排放量约为 529t。
本期工程投产后主要污染物排放总量是否满足丹东市总量控制指标要求，需建设单
位尽快完成项目的环境影响评价和申报污染物总量控制指标工作后进行确定。
9.3.1.3 煤尘治理
本工程煤粉炉方案采用封闭煤场储煤加小筒仓混煤方式，循环流化床方案采用全部
筒仓储煤方式。
运煤系统各栈桥、转运站、碎煤机室地面采用水力清扫，冲洗水由冲洗水泵房提供，
冲洗后的污水经积水坑由排污泵排入煤泥沉淀池处理。各转运站带式输送机落料点、贮煤
筒仓、煤仓间原煤斗上口设置除尘设备。翻车机室设置喷水抑尘设施。采用以上措施可减
轻运煤系统二次扬尘对环境的影响。
2006 年 07 月 - 193 - 辽宁电力勘测设计院
丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
9.3.2 灰渣治理及综合利用
本期工程除灰渣系统拟采用灰渣分除方式，飞灰采用干式气力除灰方式，煤粉炉方
案采用湿式机械除渣方式，循环流化床锅炉方案采用干式机械除渣方式，渣采用水力输送
和汽车运输的方式；飞灰采用气力浓相输送和汽车运输的方式。
煤粉炉方案每台锅炉排渣量为 3.318t/h，排灰量为 29.739t/h，总排灰渣量为 33.057t/h，
排石子煤量为 0.809t/h，排石膏量为 2.935t/h。年排放灰渣总量为 36.63×104t，排石子煤量
为 0.90×104t，排石膏量为 3.25×104t。
循环流化床炉方案每台锅炉排渣量为 15.249t/h，排灰量为 22.846t/h，总排灰渣量为
38.095t/h。全厂年排放灰渣量为 42.22×104t。
锅炉排灰渣量详见表 7.5-1、表 7.5-2。
我国灰渣综合利用的情况近几年发展迅速。从 94 年国务院六部委联合下发的《粉煤
灰综合利用管理办法》(国经贸节[1994]14 号)开始，粉煤灰综合利用的发展进入了一个崭
新的阶段。财政部、国家税务总局也相继出台了优惠政策，很多大、中城市也推出了适合
本地区市场情况的粉煤灰综合利用管理条例，有的城市还专门成立了粉煤灰综合利用管理
办公室。这些极大的促进了粉煤灰综合利用技术和粉煤灰综合利用产品的发展。目前南方
的很多城市粉煤灰的综合利用率达到了 100％，甚至一些地区火力发电厂的粉煤灰已经供
不应求。不但大大降低了电厂的成本负担，也大大降低了环境污染，符合国家建设节约型
社会和发展循环经济的要求。
目前粉煤灰的开发利用已经从低技术水平的应用，如用于回填、筑路等方面发展到
用于各种建筑材料、改良土壤、复合肥料等中等技术水平的应用上来。而且很多科研院所
正致力于开发附加值更高的产品，如提炼金属。国家也为不同的粉煤灰产品制定了国家标
准、行业标准以及相关的技术规程、规范。
从现在粉煤灰制品的应用情况看，较多的应用在建筑材料上。建筑材料主要应用在
如下几方面：
a) 生产水泥的原料及混合材。
b) 生产粉煤灰粘土烧结砖和陶粒。
c) 生产蒸压粉煤灰加气混凝土、蒸压粉煤灰砖及蒸养粉煤灰硅酸盐砌块。
d) 从粉煤灰中提取漂珠、微珠等物质。
e) 利用漂珠、微珠制作轻质隔热耐火材料及填充料。
2006 年 07 月 - 194 - 辽宁电力勘测设计院
丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
在以上几种建筑材料中，粉煤灰作为水泥的原料掺合量较少，而且受当地水泥制造
企业生产规模和粉煤灰品质的限制。混凝土和粉煤灰砖及砌块的掺合量较大，根据资料显
示有的粉煤灰掺合量能达到 80％。
决定粉煤灰利用的程度主要是粉煤灰的品质。需要说明的是，锅炉炉型的不同对粉
煤灰的利用并没有太大的影响。有影响的是灰的细度，由于循环流化床锅炉的旋风分离器
能将大的颗粒捕捉下来，再通过除尘器能够获得较小的细度。粉煤灰的品质根据国家标准
分三个等级，不同品质的粉煤灰都可以应用在不同的领域；但是适当提高粉煤灰的品质，
不仅可以有利于增加粉煤灰的利用率，还可以提高电厂的经济效益。这主要是由于粉煤灰
细度的大小、烧失量的大小直接影响粉煤灰的品质。按照国家Ⅰ级灰的标准，要求细度
(0.055mm 方孔筛筛余)≤12％，烧失量≤5％。达到Ⅰ级灰标准的粉煤灰市场非常好，利用
率 100％，可以直接作为商品灰销售。提高粉煤灰细度的手段很多，这些手段包括粉磨、
筛分和空气分类，也可根据粉煤灰颗粒密度对粉煤灰进行分级的处理手段。烧失量的大小
决定于锅炉的燃烧效率，从目前循环流化床锅炉运行情况看，有的电厂灰的含碳量高达
15％，尤其对于燃烧烟煤的锅炉。国外有采用飞灰回燃的技术来降低飞灰含碳量，国内电
厂也有运用但效果并不很理想。
影响粉煤灰品质的因素还包括灰的理化指标，主要有 Fe2O3、SiO2、SO3、CaO 的含
量。国家标准中要求所有三个等级中 SO3 的含量≤3％，Fe2O3 的含量过高也不易于在建筑
材料中的应用。本期工程设计煤种灰的理化指标(见表 4-1)较好，具备Ⅰ级灰的基本条件。
另外影响粉煤灰品质的因素是灰的含水量，国家标准明确规定含水量≤1％。这个数
值对于干除灰的电厂来说基本都能达到。
还有其它重要的影响因素如需水量比、28 天抗压强度，需要具体的试验才能确定。
国内粉煤灰产品的生产企业众多，生产规模也大小不等。在我国的江苏、浙江、河
北等省份粉煤灰的综合利用情况较好。粉煤灰产品生产线的制造商也很多，有国内的也有
国外的，造价水平差别很大。河北西柏坡电厂引进国外生产线生产粉煤灰粘土砖，生产规
模较大，获得了很好的经济效益和社会效益。
本期工程投产后，2 台锅炉最大年排灰渣量约 37.62×104t，电厂已与丹东长城水泥集
团公司、丹东市天源新型建材有限公司、辽东实业集团有限公司签定了灰渣综合利用协
议，年最大用量可达 40×104t。
考虑北方地区季节性变化及市场波动将影响粉煤灰的销量，为保证热电厂的正常运
2006 年 07 月 - 195 - 辽宁电力勘测设计院
丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
行，减少粉煤灰对环境的污染，本工程粉煤灰综合利用量按电厂全部灰渣量的 100%考虑，
故障情况下由汽车外运至厂外设置事故贮灰场。
本期工程拟选用偏岭灰场为第一场址，范家沟灰场为备选场址。两处场址均能满足
火力发电厂技术规程要求的灰场贮灰库容要求。
随着人们环保意识的提高，迫切要求有一个无污染舒适的生活环境。贮灰场对环境
的污染，一为飞灰污染，二为地下水污染。电厂对灰场的管理稍有疏忽，就可能成为一个
大污染源，使灰场周围村庄受到危害，因此在灰场运行过程中要配备一定数量的具有一定
专业知识的运行人员进行管理，配置专用车辆及设备，严格管理，控制飞灰。应保证灰场
内的灰面及时覆盖、临时灰面洒水抑尘并分层碾压，在灰场周围设置绿化带，最大程度的
防止飞灰对周围环境的影响。
干灰场的环境保护措施如下：
a）灰场运行过程中应对整个干灰场合理规划，分期分块使用。
b）灰场运行期间灰面通过洒水、碾压减少飞灰。灰面经洒水碾压后，在灰体内的氧
化钙的水解胶结作用下，在灰表面形成一层保护薄壳，抗风能力增强，飞灰减少。
c）暴露时间稍长的临时灰面可用库区内土进行覆盖，防止飞灰。在大风天要对裸露
在外的灰面进行洒水防尘。
d）为防止灰场灰水污染地下水，在贮灰场库区底部沿山坡铺设土工膜进行防渗处理。
e）要对灰场内运灰道路进行合理规划，压实整平后的灰面尽量避免践踏。当进行灰
渣综合利用时，应按管理人员安排取灰，以保证压实的灰面不被破坏。
9.3.3 废水处理
9.3.3.1 水源
为了节约宝贵的淡水资源，电厂本工程利用的城市污水处理厂的中水作为生产用水
源，同时为了电厂的生产安全，拟采用丹东市鸭绿江水作为全厂生产用水的备用水源，采
用城市的自来水作为生活用水水源。
9.3.3.2 节水措施
由于我国水资源非常匮乏，电厂作为用水大户及排水大户，合理利用水资源，一水
多用，重复利用，减少外排及达标排放，节约用水和保护环境都是非常必要的。根据电厂
各用水点的水量和水质要求，对电厂的排水进行不同方式的处理后，分梯级重复利用。全
厂排水按水质分为生活排水及工业废水。
2006 年 07 月 - 196 - 辽宁电力勘测设计院
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本工程采取的节约用水措施为：
a）全厂的工业用水尽量利用污水处理厂排放的中水，减少地表水的用量；
b）凝汽器冷却用水采用二次循环冷却系统，自然通风冷却塔内设除水器，减少风吹
损失；
c）除灰系统采用干除灰的方式，与水力除灰相比，可大大节约用水量，排水循环使
用，可大大降低了电厂耗水率；
d）锅炉的排污水在锅炉排污降温池内与冷水混和降温后，作为循环水系统的补水；
e）运煤系统冲洗废水由水泵回收至煤尘水处理室，经过煤尘水处理设施处理后，重
复利用；
f）生活污水在生活污水处理站内经过二级生化处理合格后，用于厂区绿化、美化环
境用水；
g）煤粉锅炉方案循环水系统排水用于脱硫系统、运煤系统冲洗等用水的补水；
h）各种水箱水池均设有液位控制装置，避免水箱及水池的溢流。
i）加强水务管理，在各供水系统的出水干管及主要用水支管上安装水量计量装置，
并设调节和控制流量的装置，根据用水的需要量调整供水量，避免浪费。
9.3.3.3 生产、生活污水处理设施
本工程在厂内新建如下生产、生活污水处理设施：
1) 生活污水处理站
厂内建有 1 座生活污水处理站，生活污水处理站内设有 1 套一体化生活污水处理设
施，包括沉淀、曝气、澄清、消毒等设施，并设有排水泵，经过化粪池初步处理后的生活
排水再经过生活污水处理站处理后回用。
2) 工业废水处理站
厂内建有 1 座工业废水处理站，室内设有沉淀池、空气曝气装置、罗茨鼓风机、废
水提升泵、气浮设备、自动反冲洗过滤器、过滤水泵、污泥脱水机、污泥泵、消毒装置、
油水分离器、钢带式刮油机等设施，厂内的部分工业排水及含有污油，经过工业废水处理
站处理后回用或排放。
3) 煤尘水处理室
厂内建有 1 座煤尘水处理室，室内设有沉淀池、水泵、加药装置、净水器、刮泥机、
抓斗起重机等，经处理后的排水排入服务水调节池内，供重复利用。
2006 年 07 月 - 197 - 辽宁电力勘测设计院
丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
4) 锅炉排污降温池
厂内建有 1 座锅炉排污降温池，锅炉排水排入锅炉排污降温池内，与循环水混合，
水温降至不超过 40℃后，通过水泵排入循环水沟内，作为循环水系统的补水。
5) 脱硫废水处理设施
脱硫废水的水质和水量由脱硫工艺、烟气成分、灰及吸附剂等多种因素确定。废水
中的杂质除了大量的可溶性氯化钙(CaCl2)之外，还包括：氟化物、亚硝酸盐及重金属离子
如砷、铅、镉、铬离子等，还有不可溶的硫酸钙及细尘等。脱硫废水中主要的超标项目是
悬浮物、PH 值、汞、铜等多种属于第一类污染物的重金属离子，必须经过处理后达到排
放标准才能排入污水管网。
本工程设置 1 套脱硫废水处理系统，包括以下三个分系统：脱硫废水处理系统、加
药系统及污泥处理废水处理系统，用以处理脱硫装置排出的废水，去除其中的重金属、悬
浮物等，调节 PH 值至允许范围，以达到国家排放标准后排放。
6) 煤场雨水沉淀池
煤粉锅炉方案厂内在煤场排水的最低点，建有 1 座煤场雨水沉淀池，用以汇集贮煤
场的雨水，贮煤场的雨水经过沉淀池的沉淀后，排入雨水排水管网内。
7) 综合排水泵房
在厂内排水管网的末端建有 1 座综合排水泵房，泵房内设有 3 台生产、生活排水泵
及 3 台雨水泵，将达到排放标准的生产、生活排水及雨水排出厂外。
9.3.3.4 排水系统
电厂排出的废水主要为生产废水、化学酸碱废水、输煤系统排水、锅炉排污水、生活
污水、含油污水、冲灰水及其它较清洁的废水。其各项排水量详见表 9-9、表 9-10、表 9-11、
表 9-12。本期工程的排水采用分流制排水系统，即生活污水排水系统、工业废水排水系统
及雨水排水系统。各项排水均采用相应处理措施进行处理，本着节约用水的原则，尽可能
回用于生产，减少外排。
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丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
2×300MW 机组煤粉炉方案非采暖期排水量表
表 9-9 单位：m3/h
序
排 水 项 目 排水量 其中回收量 其中排放量 备 注
号
回收用于除灰、脱硫
1 冷却塔排水 432.50 199.00 233.50
及服务水
回收至中水深度处理设
2 化学水车间排水 44.01 20.92 23.09
施及超滤水箱
3 汽车冲洗用水 0.60 0 0.60 经工业废水处理站处理
4 生活排水 1.56 1.56 0 回收用于浇洒绿地
5 生活污水处理站排水 1.00 1.00 0 回收用于浇洒绿地
6 地面冲洗排水 3.00 0 3.00 经工业废水处理站处理
7 工业废水处理站排水 1.00 0 1.00
8 合 计 483.67 222.48 261.19
2×300MW 机组煤粉炉方案采暖期排水量表
表 9-10 单位：m3/h
序
排 水 项 目 排水量 其中回收量 其中排放量 备 注
号
1 冷却塔排水 115.60 115.60 0 回收用于脱硫水
回收至中水深度处理设
2 化学水车间排水 125.01 49.66 75.35
施及超滤水箱
3 汽车冲洗用水 0.6 0 0.6 经工业废水处理站处理
4 生活排水 1.56 0 1.56 经生活污水处理站处理
5 生活污水处理站排水 1.00 0 1.00 经生活污水处理站处理
6 地面冲洗排水 3.00 0 3.00 经工业废水处理站处理
7 工业废水处理站排水 1.00 0 1.00
8 合 计 247.77 165.26 82.51
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丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
2×300MW 机组 CFB 方案非采暖期排水量表
表 9-11 单位：m3/h
序
排 水 项 目 排水量 其中回收量 其中排放量 备 注
号
1 冷却塔排水 432.50 86.00 346.50 回收用于除灰及服务水
回收至中水深度处理设
2 化学水车间排水 34.50 0 34.50
施及超滤水箱等
3 汽车冲洗用水 0.60 0 0.60 经工业废水处理站处理
4 生活排水 1.56 1.56 0 回收用于浇洒绿地
5 生活污水处理站排水 1.00 1.00 0 回收用于浇洒绿地
6 地面冲洗排水 3.00 0 3.00 经工业废水处理站处理
7 工业废水处理站排水 1.00 0 1.00
8 合 计 474.26 88.56 385.60
2×300MW 机组 CFB 方案采暖期排水量表
表 9-12 单位：m3/h
序
排 水 项 目 排水量 其中回收量 其中排放量 备 注
号
1 冷却塔排水 115.60 85.00 30.60 回收用于除灰及服务水
回收至中水深度处理设
2 化学水车间排水 116.70 0 116.70
施及超滤水箱等
3 汽车冲洗用水 0.6 0 0.6 经工业废水处理站处理
4 生活排水 1.56 0 1.56 经生活污水处理站处理
5 生活污水处理站排水 1.00 0 1.00 经生活污水处理站处理
6 地面冲洗排水 3.00 0 3.00 经工业废水处理站处理
7 工业废水处理站排水 1.00 0 1.00
8 合 计 239.46 85.00 154.46
1) 生活污水排水系统
本工程设置独立的生活污水管网，各建筑物生活污水，通过厂内的生活污水排水
管网，排至电厂生活污水处理站。生活污水经过沉淀、曝气、澄清、消毒等工艺处理，
达到国家现行《污水综合排放标准》一级标准，可用于厂区绿化、美化环境。
2) 工业废水排水系统
为了更多地节约用水，降低全厂用水量，提高水的重复利用率，将各种冲洗排水
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回收至工业废水处理站，经处理后的工业废水水质达到中水水质标准后用于全厂服务水
系统，即运煤系统冲洗、煤场喷洒等用水。
运煤系统冲洗的含煤废水经回收至煤水处理室，经处理后的废水再用于运煤系统
冲洗及煤场喷洒。
锅炉酸洗水、空气预热器冲洗废水收集排至工业废水处理站，经处理后用于运煤
系统冲洗和煤场喷洒。
3) 雨水排水系统
厂内雨水包括各建筑物屋面、地面径流雨水等，厂内雨水采取有组织的排水方式，
雨水通过设在道路上的雨水口排入厂区雨水排水管网，通过厂区的排水管网汇至综合排
水泵房。
煤场的雨水排水通过煤场雨水沉淀池处理后，排入雨水排水管网，汇至综合排水
泵房。
所有雨水由设在综合排水泵房内的雨水泵排至厂外排水沟内。
综上所述，电厂生产废水和生活污水均有相应处理措施，满足《污水综合排放标
准》GB8978－1996 的要求。在正常情况下，不会对地表水造成影响。
9.3.4 噪声防治
电厂内产生噪声的主要设备和部位有：锅炉、汽轮机、发电机、碎煤机、磨煤机、
各种风机和水泵、冷却塔、主变压器、锅炉排汽等，其噪声值在 78~110dB(A)。
为降低噪声对周围环境的影响，主要从噪声源、传播途经和受声体三方面采取措
施：
a）首先从声源上加以控制，选择低噪声和符合国家噪声标准的设备，对声源上无
法根治的噪声在设计上采用有效的隔声、吸声和消声措施。
b）对噪声较大的设备加隔音罩,锅炉点火排汽管、锅炉安全门排汽管、风机入口加
装消音器。
c）控制室选择性能良好的围护结构，室内表面采用吸声处理，设密封门窗，在运
行人员经常巡视的工作地点装设有隔音值班室。
d）在厂区总平面布置上，根据各类建(构)筑物的噪声水平和要求，按功能分区并
加以绿化。
采取以上措施后，电厂噪声对环境的影响可得到有效控制，一般不会对电厂外环
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境产生较大影响。
9.4 厂区绿化
对厂区进行绿化，不但可以改善厂区工作条件，美化环境，而且可以在一定程度
上净化空气，减少和控制厂区有害粉尘及噪声对环境的污染，达到文明生产的效果。
绿化应在保证安全生产的条件下进行，对于粉尘源、噪声源，绿化要起到隔声、
降尘的作用；树种的选择要适应当地的土壤及气候条件，以确保植物的存活及绿化的效
果。
本工程充分利用有限的厂区空间，采用平面和立体绿化相结合的方式，增加绿地
面积，提高绿化率。本期工程绿化率为 18%，绿化面积为 64700m2。充分利用厂区建筑
物的空闲场地、选择适应当地气候条件的乡土树、草种及在当地绿化中已使用过的树、
草种，统一规划，合理布置。
9.5 环保管理和环境监测机构
本期工程应设置环境监测站和劳动保护基层站，两站一并考虑并配备仪器设备以
满足环境监测和安全生产工作的需要，同时配备烟气连续监测设备，随时监测污染物排
放现状。
1) 环境保护管理监测机构设置
随着电力环境保护事业的发展，电厂设置环境保护管理机构是十分重要的。本期
工程设立环境保护管理机构及环保监测站，配备相应的试验设备与仪器，并应设有专门
的管理及监测人员。
2) 烟气连续监测系统
按《火电厂环境保护监测条例》要求，考虑本工程实际情况,在烟道尾部安装烟气
连续监测系统，以便在日常工作中，随时掌握烟气污染物的治理状况。
9.6 热电联产集中供热的环境效益
丹东金山热电厂建成后，可实现热电联产集中供热，用大型热电厂取代大量的小锅
炉房，对改善丹东市的环境具有十分重要的作用。
1) 采用容量大、效率高的锅炉，煤耗明显降低，必然减少污染物的排放量，同时也
减少了煤、灰的运输量；
2) 选用高效率除尘器及脱硫装置，可以减少烟尘及二氧化硫的排放量，减轻大气污
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染；
3) 采用高烟囱，有利于污染物的扩散并降低污染物的落地浓度；
4) 灰渣集中贮放，有利于灰渣的综合利用，减少二次污染；
5) 选用先进设备材料，采用良好的减振和防噪声措施，可以降低噪声对环境的污染；
6) 废污水集中治理后再排放，使废水排放符合《污水综合排放标准》；
经核算，丹东金山热电厂全部建成投产后，丹东市每年供暖可节约标煤约 15.2×104t，
减少灰渣排放量约 5.1×104t，减少硫化物排放量 1498t，减少烟尘排放量 3177t。
9.7 环保投资费用
与环境保护有关的设备及设施的投资见表 9-11。
环保治理投资估算
表 9-11
序号 治理措施 投资(万元)
1 烟囱 1326
2 烟气脱硫系统 12012
3 除尘设备 3868
4 除灰、渣系统费 6834
5 绿化费 42
6 生活污水处理站 94
7 工业废水处理站 700
8 锅炉排污降温池 37
9 输煤污水处理系统 90
10 煤尘治理 5702
11 烟气连续监测系统 140
12 噪声防治 200
13 灰场 1366
14 环境保护管理机构及环保监测站 96
15 本期工程环保投资费用 32450
16 本期工程总投资 258847
17 本期工程环保投资占总投资的百分比 12.53%
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10 劳动安全及工业卫生
10.1 编制依据
1) 《中华人民共和国职业病防治法》；
2) 《安全生产法》；
3) 1996 年劳动部令第 3 号《建设项目(工程)劳动安全卫生监察规定》
4) 《火力发电厂设计技术规程》DL5000-2000；
5) 《火力发电厂与变电所设计防火规范》GB 50229-1996；
6) 《工业企业设计卫生标准》GBZ1-2002；
7) 《工作场所有害因素职业接触限值》GBZ2-2002；
8) 《工业企业噪声控制设计规范》GBJ87-85；
9) 《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》DL5053-1996。
10.2 危害、危险因素分析
本期工程安装 2X300MW 亚临界一次中间再热供热机组，配 2 台 1025t/h 煤粉炉或循
环流化床炉。
10.2.1 本期工程中存在的危害、危险因素分析
1) 易燃易爆的部位有锅炉系统、烟气系统等；
2) 易危及人身安全的场所有屋内、屋外的配电装置和电厂内所有带电的设备；
3) 易产生机械伤害的部位及场所有各类转动机械设备外露部分和运输胶带机等；
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) 易产生粉尘的部位及场所主要是输煤系统、除灰系统；
6) 易产生噪声的设备及场所有锅炉点火排汽、安全门排汽、汽轮机、发电机、各
种水泵、风机等；
7) 易产生振动的设备及场所有各种风机、水泵等；
8) 属于高温场所主要是主厂房；
9) 易出现潮湿的场所主要是输煤系统地下建筑。
针对上述危险、危害的因素，为贯彻“安全第一，预防为主”的方针及保障劳动者在
其劳动过程中的人身安全及健康，遵照国家和行业的有关标准、规范、规程和规定的要求，
设计要采取有效的防护设施和防范措施。
10.2.2 厂址安全
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电厂厂址位于丹东市区中部以西约 3km 的振兴区与振安区交界处的五道沟地区，厂
址西北据同兴镇约 3km，该厂址左右均为低山丘陵地带及山前冲洪积平地上。该厂址距鸭
绿江约 4km，由于其与鸭绿江之间有低山丘陵的阻隔，在地势高程上也要高于鸭绿江河道
近 6~8m，几乎受不到鸭绿江洪水的影响。厂址的西南侧临五道沟河，鸭绿江洪峰五道沟
河洪峰错峰时差为 55h，不产生对该厂址回水的影响。厂址百年一遇洪水位采用 11.20m。
10.2.3 厂区总平面布置
厂区总平面布置除满足工艺流程及功能分区外，还考虑安全、卫生和交通运输以及风
向、日照方位等因素。本工程厂区功能分区主要分燃料卸储区、主厂房区、冷却塔区、室
外配电装置区、化学水处理及污水处理区、厂前区。
厂区内主厂房等各功能分区周围均设有环行干道，厂区南侧设厂区主要出入口，主要
用于热电厂行政车辆及人流的交通联系，厂区北侧设生产车辆出入口，主要满足运灰渣车
辆、运酸碱车辆等生产车辆的要求。厂内道路的宽度、路面结构、转弯半径均可以充分满
足厂内、外交通运输和消防的要求。
为了解决厂区南侧出口与五道沟河的交叉问题，在厂区主出入口南侧设一座公路桥，
连接厂内、外公路。
厂内道路做到了人车分流，保证消防车辆出入的顺畅。
10.3 劳动安全和工业卫生措施
10.3.1 防火、防爆
对发电厂的防火防爆工作，除了在设计中要周密考虑，采取各种必要且有效的措施
外，在生产中，还必须制定和执行严格的安全操作规程和管理措施，从根本上杜绝火灾及
爆炸事故发生。
1) 防火
对建(构)筑物的防火遵照《建筑设计防火规范》、《建筑内部装修设计防火规范》及《火
力发电厂设计技术规程》规定，建(构)筑物在生产过程中的火灾危险性及最低耐火等级根
据《火力发电厂设计技术规程》DL5000－2000 执行。各建(构)筑物之间的最小间距均满
足设计规程要求。
根据《火力发电厂与变电所设计防火规范》确定的各建筑物与构筑物的火灾危险性
及耐火等级见表 10-1。
2006 年 07 月 - 205 - 辽宁电力勘测设计院
丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
建筑物与构筑物的灾危险性及耐火等级表
表 10-1
序号 建(筑)物名称 火灾危险性 最低耐火等级
1 主厂房(汽机房、煤仓间、锅炉房、集中控制室) 丁 二
2 引风机室 丁 二
3 除尘构筑物 丁 二
4 烟囱 丁 二
5 室内卸煤装置 丙 二
6 碎煤机室、转运站 丙 二
7 运煤栈桥、运煤隧道 丙 二
8 点火油罐和供、卸油泵房 丙 二
9 控制楼 戊 二
10 变压器室 丙 一
11 除灰建、构筑物 戊 二
12 生产、生活、消防水泵房 戊 二
13 冷却塔 戊 三
14 化学水处理车间 戊 三
15 排水、排污泵房 丙 二
16 电缆隧道 丙 二
17 材料库 丙 二
主厂房主体结构及维护结构采用阻燃材料，主厂房楼梯为独立的封闭结构，通至各层
平台门采用防火门，主厂房内各个控制室采用阻燃材料，耐火极限不小于 1h。辅助及附
属生产建筑物除其本身满足消防要求外，在建筑物室外设通至屋面的消防钢梯。电缆沟及
电缆隧道在进出主厂房、控制楼、配电装置室时，在建筑物外墙处均按规范设置防火墙。
厂房疏散楼梯和每层出口平台均采用不燃烧材料制作，其耐火极限不小于 0.25h。在楼梯
2m 范围内的墙面上，除疏散门外,无其他门窗洞口。主厂房室外疏散楼梯净宽为 0.8m，坡
度为 45°，楼梯的栏杆高度为 1.1m。配电装置室、发电机出线小室、电缆夹层、电缆竖井
以及主厂房各车间隔墙上的门均采用丙级防火门。主厂房及其它建(构)筑物的疏散门均向
疏散方向开启。配电装置室中间隔墙上门采用双向弹簧门。
对有火灾危险的房间，如电缆隧道、配电室等设防火门。对穿墙电缆和电缆隧道，采
用防火隔断、与易燃易爆隔离等措施。电缆选型中，对长期经受高温作用的场所不选用普
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通塑料电缆；对高压重要回路不选用充油电缆。对 6kV 厂用回路电缆选用交联聚乙烯电
缆，在靠近锅炉等部位选用难燃交联聚乙烯电缆。在电缆敷设中，在易燃易爆场所不采用
架空敷设方式。在电缆敷设的路径选择上，尽量避开火灾易发生区。
2) 防爆
对有爆炸和火灾危险的场所其电气设备均符合《爆炸和火灾危险环境电力装置设计
规范》的要求。对有易燃易爆危险的工作场所及地点设置防爆型通风设备，蓄电池采用防
酸防爆式，照明灯具采用防爆型。
火力发电厂的爆炸危险主要存在于压力容器及易爆气体发生和存在场合。对这些系统
或设备的爆炸潜在危险采取以下预防措施：
a) 锅炉燃烧系统及相关部位设有相应的防爆门。系统中设有锅炉安全监控系统等。
b) 对生产流程中的压力容器，如高、低压加热器，疏水扩容器及其工艺系统的压力
容器的设计选型，符合国家有关规定。
c) 对有爆炸和火灾危险的场所其电气设备均符合《爆炸和火灾危险场所电力装置设
计规范》的要求。对有易燃易爆危险的工作场所及地点(如油泵房等处)设置防爆型通风设
备，采用防爆型照明灯具。
d) 在油区必须认真执行用火制度，火、电焊必须符合《燃油设备的电火焊作业安全
措施》的要求。
10.3.2 防尘、防毒及防化学伤害
电厂运行中产生粉尘的场所主要是输煤系统，在煤的输送、转运及煤斗落煤过程中
易产生粉尘。本期工程输煤系统各转运站及碎煤机室均采用湿式除尘器，每路皮带每个落
煤点均设置一台。在煤仓间、筒仓设置布袋除尘器，煤仓间每个仓安装一台，筒仓每路皮
带安装一台。采取以上防尘措施后，空气中含尘浓度不大于 6mg/m3，呼吸性矽尘浓度不
大于 3.5mg/m3，除尘系统向室外排放浓度不大于 120mg/m3，有效预防矽肺病发生。
对散发有害气体的房间如化学车间、水处理室、药品库、化验室、蓄电池室等均设
有机械通风系统，有害气体浓度符合《工作场所有害因素职业接触限值》(GBZ2-2002)的
要求。在上述车间按各自的换气次数及换气量选择通风机车间均采用负压通风方式，排风
口标高按各种有害气体的比重确定。在施工和检修作业期间，要对涂漆、铅封等工序采取
临时劳动保护措施，包括通风换气和穿着防护用具。
10.3.3 防电伤、防机械伤害、防坠落及其它伤害
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1) 防电伤
发电厂的防电伤设计符合现行的《高压配电装置设计技术规程》、《电力设备接地设
计技术规程》、《工业与民用电力装置接地设计规范》、《交流电气装置的过电压保护和绝缘
配合》及《火力发电厂和变电所照明设计技术规定》等有关规定。
厂内的带电设备、变压器、开关柜等设备的布置满足现行有关标准的要求，安全净
距不小于规程规定的最小值。为防止过电压危及人身安全，接地网符合有关标准要求。配
电装置室采取有效的绝缘、屏护和间距，以防止人体触电、短路、故障接地等电气事故。
电厂照明根据厂房的工艺要求，分别采用防爆灯、防水灯、荧光灯等。厂内配有直
流系统的事故照明，在重要工作场所设有应急灯。
低压开关柜采用具有自锁功能的抽屉柜。
采取上述措施后，可以防止因误操作造成的电弧伤人和设备损坏。
2) 防机械伤害及防坠落伤害
对各种机器设备的危险部位、所有转动机械的外露部分均设有防护罩。阀门、孔板
等需维护操作部位均设置检修维护平台。
对厂内各种楼梯、平台、坑池和孔洞等周围设置栏杆或盖板，所有钢梯台板及钢制
通道均采用花纹钢板，操作平台及扶梯应按国家有关标准、规范的要求进行设计。
为防止检修、起吊作业时可能发生的起重伤害，在设备选型时要选用有生产许可证
的制造厂。
3) 防其它伤害
对主厂房和各生产建筑物及厂内道路设计有足够的照明，以防夜间操作维护时造成
意外伤害。对开关柜、变压器等处设置安全警示标志。
10.3.4 防噪声防振动
1) 防噪声措施
发电厂的噪声主要来源于各种机械设备的运转，主要声源为汽轮机、发电机、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，首先要
从声源上加以控制，选择低噪声和符合国家噪声标准的设备，设备订货时，要向主辅机制
造厂提出设备噪声限制条件。对声源上无法根治的噪声在设计上采用有效的隔声、吸声和
消声措施。噪声标准见表 10-2、表 10-3。
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工作地点噪声声级的卫生限值
表 10-2
日接触噪声时间(h) 卫生限值[dB(A)]
8 85
4 88
2 91
1 94
1/2 97
1/4 100
1/8 103
最高不得超过 115[dB(A)]
非噪声工作地点噪声声级的卫生限值
表 10-3
地点名称 卫生限值 dB(A) 工效限值 dB(A)
噪声车间办公室 75
非噪声车间办公室 60
不得超过 55
会议室 60
计算机室、精密加工室 70
2) 防振动措施
主机设备、辅助设备的基础及平台的防振动设计按现行的《作业场所局部振动卫生
标准》和《动力机器基础设计规范》执行。在设备选型时要求制造厂家提供符合国家规定
振动标准的设备。对于汽轮机、发电机等基础，通过动力基础计算达到减振目的，以满足
规范要求，动载大的机械设备基础采用减振垫层，以降低振幅达到防振目的。
管道设计中考虑防振措施，合理选择支吊架型式，合理布置，降低气流和振动噪声。
特别是两向流管道更要注意减振固定。
10.3.5 防暑、防寒及防潮
火力发电厂是个热源比较集中的工作场所，设计中对防暑降温按照《工业企业设计
卫生标准》和《小型火力发电厂设计规范》中有关要求以及现行的《采暖通风与空气调节
设计规范》进行设计。设计中对有些管道和设备均采用保温材料与外界隔开,保温层外表
温度不大于 50℃，即防止热量损失，又提高了电厂运行的经济性,同时达到了防暑降温的
目的。
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主厂房、输煤系统采用蒸汽采暖，辅助生产、附属生活建筑采用热水采暖系统，采
用钢制散热器。
主厂房采用自然通风的通风方式，排出余热余湿。为有效地排除汽机房的设备散热
与散湿量，夏季汽机房采用自然通风方式，室外空气通过底层和运转层侧窗进入室内，进
风消除余热、余湿后，经汽机房的屋顶通风机和除氧间侧窗排至室外。在发电机组上方屋
面上设排氢筒形风帽。
锅炉房为全封闭式，为排除室内设备散热量，室外空气从锅炉房底层侧窗、运转层
侧窗进入室内，消除余热后，经锅炉房屋面上设置的屋顶通风器排出室外。
220kV 屋内配电装置室通风换气量按每小时换气次数不少于 10 次计算。通风采用自
然进风，机械排风方式。事故排风机设在低部，排风机设在顶部，采用屋顶风机排风。电
除尘配电间通风系统采用机械送风、机械排风的通风方式。送风量大于排风量以保持室内
正压，防止室外灰尘进入。
火力发电厂各类控制室、计算机室、室内各种仪表、控制元件等电气设备，对室内空
气参数有一定的要求。为了确保这些设备的安全、可靠地运行，必须保持室内空气温度、
湿度、风速、清洁度等。为此，设置空气调节系统，以满足这些房间对空气参数的要求。
本工程空调冷源采用集中制冷方式。离主厂房较远、分散的空调房间采用空冷分体柜式空
调机。主控制室、电子计算机室、电子设备间设置中央空调系统。汽水取样间、除灰控制
室、循环水泵房电子设备间均设置分体式空调器。
10.3.6 劳动安全和工业卫生机构及设施
本期工程设置环境监测站和劳动保护基层站，两站一并考虑并增加仪器设备以满足
环境监测和安全生产工作的需要。
10.3.7 劳动安全及工业卫生投资
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劳动安全及工业卫生投资估算表
表 10-4
序号 措 施 投资(万元)
1 火灾自动报警装置 145
2 消防系统 1178
3 除尘、采暖、通风设施 923
4 隔音防噪设施 200
5 厂区绿化 42
6 总 计 2488
10.3.8 综合评价
为使电厂能够安全、经济运行，并符合劳动安全和工业卫生的要求，本设计结合火
电行业的生产工艺系统及流程特点，力图做到减少事故，尽可能将危害职工健康的各种因
素控制到最小或最低程度，相应采取了各种技术设施和防范措施，以期有效地改善职工的
劳动条件，保护职工的安全与健康。安全卫生工程与主体工程同时施工，同时投入使用。
为更好的完善劳动安全和工业卫生的设计，本工程应尽快开展“安全预评价”和“职业
病危害预评价”工作，以便在下阶段设计中进一步落实。
11 电厂消防
11.1 概述
本工程厂址位于丹东市区中部以西约 3km 的振兴区与振安区交界处的五道沟地区，
厂址西北据同兴镇约 3km，本工程建设 2 台 300MW 汽轮发电机组。
11.1.1 本工程依据的主要法律、规范和规定
a)《中华人民共和国消防法》；
b)《火力发电厂设计技术规程》(DL5000-2000)；
c)《建筑设计防火规范》(GBJ16-87)(2001 年版)；
d)《火力发电厂与变电所设计防火规范》(GB50229-96)；
e)《水喷雾灭火系统设计规范》(GB 50219-95)；
f)《自动喷水灭火系统设计规范》(GB 50084-2001) (2005 年版)；
g)《火灾自动报警系统设计规范》(GB50116-1998)；
h)《建筑灭火器配置设计规范》(GBJ140-90)(1997 年版)；
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i) 《气体灭火系统设计规范》（GB 50370-2005）；
j)《火力发电厂生活、消防给水和排水设计规定》(DLGJ24-91)。
11.1.2 主要设计原则
a) 惯彻“预防为主、消防结合”的方针，严格执行国家现行的有关消防设计规范和规
程，采取防火措施，防止和减少火灾危害，保障安全，方便使用，经济合理。
b) 根据周围环境和不同的服务对象以及电厂工艺流程特点，在设备与器材的选择及
布置时均考虑预防为主的措施，预防火灾的发生与阻止火灾的蔓延。
c) 对重要的建筑物及设备安装火灾监测自动报警装置和自动灭火设施。对容易发生
火灾的部位除上述措施外，还考虑了分隔、封堵等阻燃措施，防止火灾向邻近蔓延。
d) 厂区消防主要的灭火手段是消火栓灭火系统。建筑物室内消防主要的灭火手段是
消火栓灭火系统和移动式灭火器。建筑物室内主要功能房间及重要设备采用自动喷水灭
火系统、水喷雾灭火系统和气体灭火系统。
e) 消防设计将符合中华人民共和国有关消防标准和规范、规定的要求。
f) 由于电厂占地面积小于 100hm2，厂内人数少于 1.5 万人，因此按消防设计规范，
火警以“同一时间内的火灾次数为一次”为准则的有关规定配备消防水的水源设施。
11.1.3 设计范围
1) 电厂本期工程的消防设计。
2) 该电厂位于丹东市区，在市区消防范围内，因此电厂本期工程消防设计不考虑电
厂自行设置消防站，只配备 2 辆消防车。
11.1.4 消防系统的组成部分
电厂的消防系统由以下几部分组成：
a) 常规水消防(消火栓)灭火系统；
b) 自动喷水灭火系统；
c) 水喷雾灭火系统；
d) 气体灭火系统；
e) 泡沫灭火系统；
f) 移动式灭火器；
g) 火灾探测报警系统。
11.2 总平面布置及交通要求
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11.2.1 总平面布置
在满足工艺、消防、安全、卫生及方便运行的前提下，对本期工程所需的工艺系统
按其功能要求分区布置。
厂区功能分区主要分燃料区、主厂房区、冷却塔区、室外配电装置区、化学水处理
及污水处理区、行政办公区。
厂区自北向南为四列式布置，依次为燃料区、主厂房区、冷却塔区和室外配电装置
区。
燃料区位于厂区西北部，厂外输煤栈桥由厂区西北角平行于厂区西侧的围墙由北向
南入厂，入长后向东进入折返式封闭煤场。输煤栈桥由煤场西端转运站向南引出后在煤
场西南角向东进入折返式混煤筒仓，由筒仓混煤后，由筒仓西侧的转运站向南跨过煤场
环形道，再向东进入碎煤机室，由碎煤机室向南约 200m 进入煤仓间。
燃料区南部是主厂房区，主厂房区位于厂区中部偏北的位置，包括主厂房、除灰渣
装置、综合控制楼、脱硫装置等，主厂房汽机间向南、固定端向西，向东预留扩建端，
主厂房汽机间 A 列外布置了换热站和主变、厂用变、启备变等电气装置，主厂房炉后布
置了空压机室、除尘控制室、锅炉降温池等生产辅助设施。主厂房长度 136.20m，汽机
间 A 轴至烟囱中心线 148.50m，换热站长度 64.20m，跨度 12m。
冷却塔区布置在主厂房区南侧主厂房区与室外配电装置区之间，冷却塔中心距离换
热站轴线 154m。冷却塔区包括自然通风冷却塔两座，循环水泵房 1 座和附属的吸水井、
阀门井、联络井、挡风板库、循环水加药间等建、构筑物。冷却塔布置在汽机间 A 列外
是所有总布置方式中循环水管沟最短捷的方式，可以减少管道投资、降低运行费用，并
且有利于以单元制形式与主厂房一起连续扩建。
室外配电装置区位于厂区南侧，主要包括室外配电装置、网控楼及电气出线钢塔。
本期的 220kV 电气出线由主变向南以高架线塔的形式引入室外配电装置区。因为丹东一
次变位于厂区西南方向，因此室外配电装置布置在厂区最南侧使厂区电气出线的方向合
理、方便。
在主厂房区的西侧固定端由北向南依次布置了点火油区及启动锅炉房、锅炉水处理
装置区及生产生活消防水泵房、中水预处理装置区及生产污水处理装置、制氢站等。中
水预处理装置靠近厂区西围墙，便于由厂外引接补给水管线。
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冷却塔区西侧固定端布置了污水处理装置、排水泵房、汽车库材料库、综合办公楼
等生产辅助及生活附属建筑。排水泵房布置在靠近厂区南端较低的区域并临近围墙布置，
利于汇集场内污水和排向场外污水管道。
220kV 室外配电装置的固定端布置了网控楼。
11.2.2 建筑物的防火间距及消防车道
厂区内主厂房等各功能分区周围均设有环行干道，厂区南侧设厂区主要出入口，主
要用于热电厂行政车辆及人流的交通联系，厂区北侧设生产车辆出入口，主要满足运灰
渣车辆、运酸碱车辆等生产车辆的要求。厂内道路的宽度、路面结构、转弯半径均可以
充分满足厂内、外交通运输和消防的要求。
为了解决厂区南侧出口与五道沟河的交叉问题，在厂区主出入口南侧设 1 座公路桥，
连接厂内、外公路。
厂内道路做到了人车分流，保证消防车辆出入的顺畅。
11.3 建筑物与构筑物要求
根据《火力发电厂与变电所设计防火规范》确定的各建筑物与构筑物的火灾危险性
及耐火等级见表 11-1。
建筑物与构筑物的灾危险性及耐火等级表
表 11-1
序号 建(筑)物名称 火灾危险性 最低耐火等级
1 主厂房(汽机房、煤仓间、锅炉房、集中控制室) 丁 二
2 引风机室 丁 二
3 除尘构筑物 丁 二
4 烟囱 丁 二
5 室内卸煤装置 丙 二
6 碎煤机室、转运站 丙 二
7 运煤栈桥、运煤隧道 丙 二
8 点火油罐和供、卸油泵房 丙 二
9 集控楼 戊 二
10 变压器室 丙 一
11 除灰建、构筑物 戊 二
12 生产、生活、消防水泵房 戊 二
13 冷却塔 戊 三
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14 化学水处理车间 戊 三
15 排水、排污泵房 丙 二
16 电缆隧道 丙 二
17 材料库 丙 二
1) 主厂房主体结构及维护结构采用阻燃材料，主厂房楼梯为独立的封闭结构，通至
各层平台门采用防火门，主厂房内各个控制室采用阻燃材料，耐火极限不小于 1h。
2) 辅助及附属生产建筑物除其本身满足消防要求外，在建筑物室外设通至屋面的消
防钢梯。
3) 电缆沟及电缆隧道在进出主厂房、控制楼、配电装置室时，在建筑物外墙处均按
规范设置防火墙。
4) 厂房疏散楼梯和每层出口平台均采用不燃烧材料制作，其耐火极限不小于 0.25h。
在楼梯 2m 范围内的墙面上，除疏散门外，无其他门窗洞口。
5) 主厂房室外疏散楼梯净宽为 0.8m，坡度为 45°，楼梯的栏杆高度为 1.1m。
6) 配电装置室、发电机出线小室、电缆夹层、电缆竖井以及主厂房各车间隔墙上的
门均采用丙级防火门。
7) 主厂房及其他建(构)筑物的疏散门均向疏散方向开启。配电装置室中间隔墙上门
采用双向弹簧门。
11.4 消防给水和电厂各系统的消防系统
11.4.1 消防给水系统
1) 消防用水量
本期工程主要建(构)筑物有主厂房、贮煤场、油区、变压器、控制楼等，其各项用水
量见表 11-2。
由表 11-2 中可以看出，消火栓系统一次消防用水量最大的为主厂房，其用水量为
540m3；自动水消防系统一次消防用水量最大的为煤仓间，其用水量为 288m3。
2) 消防给水系统
根据国家现行的《火力发电厂与变电所设计防火规范》(GB50229—96)及结合本工
程实际，本期工程的电厂各系统的消防措施配置情况如下：
a) 消火栓灭火系统
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在主厂房、贮煤场周围及油区等重要建筑物周围设置环状消防水管网，并配备室外
地下消火栓。
在主厂房等重要建筑物室内设置环状消防水管网。主厂房顶层设消防水箱，消防水
箱满足室内 10min 消防流量要求。主厂房的零米层和运转层、除氧煤仓间各层、碎煤机
室等处均设有消火栓。消火栓的布置满足消防时同层相邻两消火栓的水枪充实水柱，同
时到达室内任何部位，主厂房屋顶设有试验用消火栓，并在主厂房的消火栓及主要通道
处设置直接启动消防水泵的消防按钮，在主厂房室外设置消防水泵结合器，与室内消防
给水管网相连。
主要建物筑一次消火栓消防用水量表
表 11-2
火灾延 火灾延续时间 备
序 保护 消防用水量
灭 火 型 式 续时间 内用水总量
号 对象
l/s m3/h h m3 注
室外消火栓灭火系统 40 144 2 288
主
室内消火栓灭火系统 35 123 2 252
消火栓室内、外最大用水量 75 267 2 550
1 厂
自动喷水灭火系统(煤仓间) 60 216 1 216
水喷雾灭火(锅炉燃烧器) 60 216 0.5 108
房
自动喷水系统最大用水量 60 216 1 216
变压器本体水喷雾灭火系统 100 360 0.4 144
变
2 压 变压器周围消火栓灭火系统 20 72 2 144
器
自动喷水系统最大用水量 120 360 144
着火罐冷却 22.75 81.90 4 327.6
相邻罐冷却 1.895 6.822 4 27.29
油
3 油罐灭火 30.08 108.28 0.5 54.14
罐
扑灭流散火灾 15.04 54.14 0.17 9.204
油罐用水量合计 418
4 贮煤场消火栓灭火系统 20 72 3 214
辅 助 室外消火栓灭火系统 10 36 2 72
5
建筑物 室内消火栓灭火系统 10 36 2 72
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b) 自动喷水灭火系统
自动喷水灭火系统及水喷雾灭火系统设置独立的消防管网，在主厂房、运煤栈桥室
内、外设置环状消防水管网。在主厂房顶层设消防水箱，消防水箱满足室内 10min 消防
流量要求，在主厂房室外设置消防水泵结合器，与室内消防给水管网相连。
自动喷水灭火系统包括湿式喷水灭火系统、水喷雾灭火系统、预作用喷水灭火系统
和消防水幕系统。
湿式喷水灭火系统主要由湿式报警阀组、水流指示器、信号阀、末端试水装置、管
道和闭式喷头等组成。该系统在湿式报警阀组前后管道内均经常充满压力水，由高压消
防给水管网系统供水。发生火灾时，由于闭式喷头周围的温度升高达到额定值时使得闭
式喷头感温释放器自动开启、喷水、灭火，同时，系统发出电信号，启动高压消防水泵
供水，消防控制器同时接到信号。该系统主要用于保护运煤栈桥(地道和主厂房煤仓间。
预作用喷水灭火系统主要由预作用阀组、Y 型过滤器、水流指示器、安全信号阀、
末端试水装置、火灾探测报警系统、管道和闭式喷头等组成。该系统在预作用阀组前管
道内经常充满压力水，由高压消防给水管网系统供水，在预作用阀组后管道内经常无水，
充气。发生火灾时，火灾探测报警系统发出信号，可自动或手动开启预作用阀组，开启
排气阀，向预作用阀组后管道内充水，当闭式喷头周围的温度升高达到额定值时使得闭
式喷头感温释放器自动开启、喷水、灭火，同时自动启动高压消防水泵供水，消防控制
器同时接到信号。该系统主要用于保护电气控制楼电缆夹层。
消防水幕系统主要由控制阀组、Y 型过滤器、安全信号阀、火灾探测报警系统、管
道和水幕喷头等组成的阻火、隔火喷水系统。该系统是自动喷水灭火系统中唯一的不以
灭火为主要直接目的的一种系统。控制阀可以是雨淋阀组、电磁阀或手动闸阀。发生火
灾时，火灾探测报警系统发出信号，可自动或手动开启控制阀组，或当闭式喷头周围的
温度升高达到额定值时使得闭式喷头感温释放器动作自动开启控制阀组，系统通过水幕
喷头喷水，进行阻火、隔火，同时自动启动高压消防水泵供水，消防控制器同时接到信
号。该系统主要用在主厂房煤仓间、转运站、碎煤机室与运煤栈桥(地道)接口处。
c) 水喷雾灭火系统
水喷雾灭火系统主要由雨淋阀组、Y 型过滤器、信号阀、火灾探测报警系统、管道
和水雾喷头等组成。该系统在雨淋阀组前管道内均经常充满压力水，由高压消防给水管
网系统供水，在雨淋阀组后为干式管网。发生火灾时，火灾探测报警系统发出信号，可
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丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
自动或手动开启雨淋阀组，向保护对象喷射水雾进行灭火和防护冷却。同时，系统发出
电信号，启动高压消防水泵供水，消防控制器同时接到信号。该系统主要用于保护主变
压器、锅炉本体燃烧区、汽机房汽机油管路、给水泵润滑油箱、润滑油储存油箱和汽机
主油箱等。
d) 气体灭火系统
气体灭火系统主要灭火剂储存装置、容器阀、电磁阀启动器、选择阀、灭火控制器、
火灾探测报警系统、管道和喷嘴等组成。发生火灾时，火灾探测报警系统发出信号，可
自动、手动或机械开启系统，向保护对象喷射气体进行灭火。同时，系统发出电信号，
消防控制器同时接到信号。该系统主要用于保护集中控制楼控制室、电子设备间、继电
器室和网控室。
f) 油罐区消防系统
电厂本期工程点火及助燃油为 0# ~－10# 轻柴油，其闪点为 65℃。
油罐周围设有环状消防水管网，消防水管网上设有消火栓，用于油罐着火时冷却油
罐用。
油罐周围设有环状泡沫灭火管网，泡沫灭火管网上设有泡沫枪，用于扑灭流散液体
火灾，油罐上设有泡沫产生器。
本工程建 1 座泡沫消防泵房，泵房内设有 1 套压力式胶囊空气泡沫比例混合装置，
包括泡沫液贮罐及压力式空气泡沫比例混合器，压力式空气泡沫比例混合器上设有 2 根
泡沫管道与油罐周围的环状泡沫灭火管网相连接。
3) 消防水泵房及消防贮水池
本工程自动水消防系统新建 1 座独立的消防水泵房及 1 座消防水贮水池。消防水泵
房采用半地下式，泵房内安装 2 套消防水泵。泵房内设有值班室，并设有通讯、采暖等
设施，消防水管道上设有压力表、安全阀等，水泵吸水方式采用正压进水，每台水泵都
设有单独的进水管。
a) 消火栓消防系统
本工程在消防水泵房内安装 1 台电动消防水泵、1 台柴油消防水泵，电动消防水泵
运行、柴油消防水泵备用；2 台电动稳压水泵，稳压水泵 1 台运行，1 台备用；1 个稳压
水罐。
消防水泵性能参数如下：
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单泵流量 288m3/h
单泵扬程 1.00MPa
稳压水泵性能参数如下：
单泵流量 18m3/h
单泵扬程 1.10MPa
稳压水罐有效容积 500L
该系统用于满足主厂房锅炉房皮带层及以下区域的室内消火栓消防系统、室外消防
系统及其它建筑物的室内、外消火栓消防系统。
b) 自动水消防系统
本工程安装 1 台电动消防水泵、1 台柴油消防水泵，电动消防水泵运行、柴油消防
水泵备用；2 台电动稳压水泵，稳压水泵 1 台运行，1 台备用；1 个稳压水罐。
消防水泵性能参数如下：
单泵流量 360m3/h
单泵扬程 1.00MPa
稳压水泵性能参数如下：
单泵流量 18m3/h
单泵扬程 1.00MPa
稳压水罐有效容积 500L
该系统用于满足全厂自动水消防灭火系统需要系统。
c) 消防贮水池
消防贮水池容积满足一次火灾延续时间内最大消防用水总量的要求，新建 1 座
1000m3 的消防专用贮水池。消防贮水池采用半地下式，贮水池有防冻措施，并设有水位
尺，水池利用阎水源地来的工业水进行补水，其补水时间不超过 48h。
11.4.2 电气设施的消防系统
在电缆选型中，对长期经受高温作用的场所避免选用普通塑料电缆；对高压重要回
路避免选用充油电缆，对 6kV 厂用回路电缆选用交联聚乙烯电缆，在靠近锅炉等部位选
用难燃交联聚乙烯电缆。
在电缆敷设中，在易燃易爆场所不采用架空敷设方式；在电缆敷设的路径选择上,尽
量避开火灾易发生区。
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在沟、隧道中设置防火门，阻火隔墙或阻火段。
主厂房架空敷设的电缆与汽机设备、管道布置等统筹考虑。蒸汽管道与控制电缆的
净距不小于 500mm，与动力电缆的净距不小于 1000mm，与油管道的净距也尽可能增大，
对途经油箱附近的电缆采用阻燃型或封闭耐火槽盒。为防止桥架上电缆着火后引起的延
燃，在桥架上每隔一定距离加装 4m 左右长的耐火槽盒段。
对控制室等电缆夹层内的电缆，惯穿楼板、墙孔、电气柜、盘、箱内的电缆，惯穿
底板或顶盖板孔洞以及电缆竖井惯穿楼板处和隧道电缆孔洞均采用防火密封阻燃堵料，
进行有效的封堵处理，堵料的耐火极限不小于 1h。
11.4.3 运煤系统消防
落煤斗、落煤管壁与水平面夹角大于 600，运煤系统电动机的防护等级不低于 IP54,
带式输送机设置速度信号、防偏、防堵和拉线开关等保护措施，运煤系统采用水冲洗抑
尘，转运站碎煤机室设置除尘设备，储煤场采用水喷淋抑尘。
11.4.4 点火及助燃油系统的消防措施
a) 油罐的进、出口管道在靠近油罐处和防火堤外面各设置一道防火阀。
b) 油罐的进油管从油罐的下部接入。
c) 当管道穿过防火堤时采用不燃烧材料封堵。
d) 油管道尽量采用架空敷设。当油管道与热力管道敷设在同一地沟时，油管道布置
在热力管道的下方。
e) 油管道及阀门均采用钢制材料。除必须采用法兰与设备和部件连接外, 油管道段
均采用焊接连接。不采用填料式补偿器。
f) 燃烧器油枪接口与固定油管道之间采用带金属编织网套的波纹管连接。
g) 每台锅炉的供油总管上设置快速切断和手动关断阀。
h) 油系统的设备及管道的保温材料采用不燃烧材料。
11.4.5 汽轮发电机的消防措施
a) 汽轮机主油箱上设置排油烟机，排油烟管道引至主厂房外无火源处。
b) 汽轮机主油箱、油泵及冷油器等设备尽量集中布置在汽机房底层靠外墙一侧。
c) 在汽机房外设置密封的事故排油箱(坑)，其布置高程和排油管道满足事故时排油
通畅的需要。其油箱(坑)容积满足一台最大机组油系统的量。
d) 压力油管道采用无缝钢管及钢制阀门，并按高一级压力选用。除必须采用法兰与
2006 年 07 月 - 220 - 辽宁电力勘测设计院
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设备和部件连接外, 油管道段均采用焊接连接。
e) 在油管道与汽轮机前轴封箱的法兰连接处设置事故防护槽，并设置排油管道，将
漏油引至安全处。
f) 在油系统管道的阀门、法兰及其他可能漏油处敷设有热管道或其他载热体时，载
热体管道外面包裹严密的保温层，保温层外面采用镀锌铁皮作保护层。
g) 油管道法兰接合面采用质密、耐油和耐热的垫料，不采用塑料或橡胶垫料。
11.4.6 移动消防系统
在主厂房、控制楼、配电装置室、运煤系统、油区等建筑物室内外，分别根据火灾
种类的不同设置不同类型移动式灭火器：
a) 扑救 A 类型的火灾选用水型、泡沫、磷酸铵盐干粉灭火器；
b) 扑救 B 类型的火灾选用干粉、泡沫、二氧化碳灭火器；
c) 扑救 C 类型的火灾选用干粉或二氧化碳灭火器；
d) 扑救带电火灾选用磷酸胺盐干粉或二氧化碳灭火器；
e) 扑救 A、B、C 类型的火灾和带电火灾选用磷酸胺盐干粉灭火器。
在同一灭火器配置场所，尽量选用同一类型、操作方法相同的灭火器；当必须选用
不同类型的灭火器时，要选用灭火剂相容的灭火器。
11.5 火灾报警及控制系统
本工程设置一套总线制火灾报警系统，采用集中报警方式，在集控室设后台机。分
别按每台机组及输煤系统、油罐区、220kV 网控系统等设置区域报警器。火灾报警系统
实现三级控制和报警，即就地报警控制、区域报警器控制、单元控制室集中报警屏控制。
火灾报警后，为便于火灾报警、疏散和指挥，设置火警电话系统、主厂房消火栓按钮直
接起泵系统及声光报警系统，并启动全厂广播呼叫系统。
在电缆比较集中、布置有重要设备的集控楼、电缆缆沟及电缆夹层等处装设一套具
有早期预报功能的分布式温度监测系统或空气吸入式火灾报警系统，以提高对火灾的早
期预报功能，防患于未然。主要建(构)筑物和设备火灾探测报警与灭火系统配置见表 11-3。
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主要建(构)筑物和设备火灾探测报警与灭火系统配置表
表 11-3
灭火介质及系统
编号 建(构)筑物名称 火灾探测器类型 报警控制方式
型式
一 控制楼
线型感温和感烟
1 电缆夹层 自动报警，自动灭火 预作用
型组合
感温型和感烟型 自动报警，自动灭火或人工确认后
2 控制室 气体灭火
组合 手动灭火
感温型和感烟型 自动报警，自动灭火或人工确认后
3 单控电子设备间 气体灭火
组合 手动灭火
感温型和感烟型 自动报警，自动灭火或人工确认后
4 配电间 气体灭火
组合 手动灭火
网控电子设备室 感 温 型 和 感 烟 型 自动报警，自动灭火或人工确认后
5 气体灭火
室 组合 手动灭火
二 汽机房
自动报警，自动灭火或人工确认后
1 汽机主油箱 感温型 水喷雾
手动灭火
自动报警，自动灭火或人工确认后
2 润滑油储存油箱 感温型 水喷雾
手动灭火
自动报警，自动灭火或人工确认后
3 给水泵润滑油箱 感温型 水喷雾
手动灭火
自动报警，自动灭火或人工确认后
4 氢密封油装置 感温型 水喷雾
手动灭火
5 汽机轴承 感温型 自动报警，人工确认后手动灭火
6 汽机油管路 感温型 自动报警，自动灭火 水喷雾
汽机房架空电缆
7 线型感温 自动报警
处及隧道
自动报警，自动灭火或人工确认后
8 电液装置 感温型 水喷雾
手动灭火
三 锅炉房
1 锅炉本体燃烧区 防爆感温型 自动报警，人工确认后手动灭火 水喷雾
2 磨煤机润滑油箱 感温型 自动报警，人工确认后手动灭火 水喷雾
锅炉房架空电缆
3 线型感温 自动报警
处
四 变压器
自动报警，自动灭火或人工确认后
1 主变压器 线型感温 水喷雾、消火栓
手动灭火
自动报警，自动灭火或人工确认后
2 启动备用变压器 线型感温
手动灭火
厂用高压工作变 自动报警，自动灭火或人工确认后
3 线型感温
压器 手动灭火
五 运煤系统
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灭火介质及系统
编号 建(构)筑物名称 火灾探测器类型 报警控制方式
型式
湿式喷水、水
1 运煤栈桥(地道) 线型感温 自动报警，人工确认后手动灭火
幕、消火栓
湿式喷水、水
2 卸煤沟 线型感温 自动报警，人工确认后手动灭火
幕、消火栓
3 转运站 线型感温 自动报警，人工确认后手动灭火 消火栓、水幕
4 碎煤机室 线型感温 自动报警，人工确认后手动灭火 消火栓、水幕
主厂房 湿式喷水、水
5 线型感温 自动报警，人工确认后手动灭火
煤仓间 幕、消火栓
感温型和感烟型组 自动报警，自动灭火或人工确认后
6 控制及配电室
合 手动灭火
六 其它
1 点火油罐 线型感温 自动报警 泡沫灭火
2 主要电缆沟、遂道 线型感温 自动报警
3 综合楼 感烟型 自动报警
4 柴油发电机室 感烟感温组合 自动报警 预作用喷水
11.6 消防供电
11.6.1 电厂建有一座消防水泵房，泵房内安装 2 台电动消防水泵、2 台柴油消防水泵，电
动消防水泵运行、柴油消防水泵备用；4 台电动稳压水泵，稳压水泵 2 台运行，2 台备用。
同时，在锅炉房消防水箱间内安装 2 台电动消防水泵，1 台运行，1 台备用；2 台电动稳
压水泵，1 台运行，1 台备用。消防水泵供电负荷为Ⅰ类负荷。电源从 380/220V 厂用保
安段引接。
11.6.2 电厂的应急照明采用蓄电池直流供电。应急照明与正常照明同时运行，正常时由厂
用电源供电，事故时能自动切换到蓄电池直流母线供电；主控制室的应急照明，正常时
不运行。远离主厂房的重要工作场所的应急照明采用应急灯。
11.6.3 采用双电源供电的消防设备，在最末一级配电箱切换。
11.7 采暖通风与空气调节设施的防火
11.7.1 采暖
11.7.1.1 运煤建筑采暖散热器为 GGZ 型，该散热器为钢制，表面光滑，易清扫，散热器
表面温度不超过 160℃。
11.7.1.2 主厂房及运煤建筑物均采用蒸汽采暖,蓄电池室采暖散热器采用焊接光面管散热
器，室内不设置法兰、丝扣接头及阀门。采暖管道不穿过蓄电池室楼板。
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11.7.1.3 室内采暖管道的保温均采用不燃烧材料。
11.7.2 电器设备间通风
屋内配电装置均采用玻璃钢轴流风机排风，自然进风的通风方式。换气次数不小于
15 次/时，排风机兼作事故风机。火灾时切断通风机的电源,防酸防爆蓄电池室采用防爆
轴流风机。
11.7.3 空气调节设施的防火
11.7.3.1 电子计算机室、控制室、电子设备间设置排烟设备，空气调节系统设置防火设施。
空气调节系统的送、回风主风道穿过空调机房的隔墙及楼板处,每层空气调节送、回风水
平风道与垂直风道的交接处均设防火阀。
11.7.3.2 空气调节系统的送、回风机与消防系统连锁，当出现火警时，风机立刻停运。空
气调节系统的电加热器与风机连锁,设超高温断电保护信号。
11.7.3.3 空气调节系统的风道及附件均采用钢板制作，风道及冷水管道的保温材料、消声
材料及其粘结剂采用不燃烧材料或难燃材料。
11.7.4 油系统通风
油泵房通风采用玻璃钢轴流风机排风系统，采用防爆型电机，风机与电机直接连接。
12 节约和合理利用能源
12.1 节煤节电
本工程设计选用供热机组，可实现集中供热，热电联产。当机组投运后可替代供热
区域内原有效率低、污染严重的小型锅炉，不仅大大降低了发电煤耗，还大大改善城市
的环境状况。
选用亚临界机组，机组效率较高。除氧器采用滑压运行，避免了抽汽节流损失，提
高了热效率。热力系统中设置了本体疏水扩容器、连续排污扩容器，从而提高了机组的
热经济性。
采用优质高效率辅机，为适应负荷变化，给水泵采用 2 台 50%汽动给水泵配 1 台 30%
容量电动泵，给煤机采用变频调速电机，送风机采用动叶可调轴流风机，吸风机采用静
叶可调轴流风机。
热电厂投产后，每年可增加发电量 33×106kWh、供电量 30.6×106kWh，热电厂年均
发电煤耗 0.252kg/kWh，低于国内亚临界机组平均 0.295kg/kWh 标准。相比电网平均煤耗
2006 年 07 月 - 224 - 辽宁电力勘测设计院
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水平(约 0.355kg/kWh)低近 0.103kg/kWh，同等电量年可节省标煤约 34×104t。
本工程投产后，每年可供热 7.0×106GJ，用以替代分散锅炉房供热，电厂供热煤耗率
37.89kg/GJ，分散小锅炉供热煤耗率按 59.24kg/GJ 计算，则每年可节省标煤 14.9×104t。
故本工程建成后，节煤节电效果是十分显著的。
12.2 节水
本工程的设计本着节约用水、合理利用水资源的原则，根据电厂各用水点的水量和
水质要求，对电厂的排水进行不同方式的处理后，分梯级重复利用。
a) 全厂的工业用水尽量利用污水处理厂排放的中水，减少地表水的用量；
b) 凝汽器冷却用水采用二次循环冷却系统，自然通风冷却塔内设除水器，减少风吹
损失；
c) 除灰渣系统采用干式除灰、水力除渣方式，排水循环使用，可大大降低了电厂耗
水率；
d) 锅炉排污水，经锅炉排污降温池冷却后，作为循环水系统的补充水；
e) 生活污水在生活污水处理站内经过二级生化处理处理合格后，用于厂区绿化、美
化环境用水；
f) 循环水系统排水用于脱硫系统(煤粉锅炉方案)、运煤系统冲洗等用水的补水；
g) 运煤系统冲洗废水，由水泵回收至煤尘水处理室，经过煤尘水处理设施处理后，
重复利用；
h) 各种水箱水池均设有液位控制装置，避免水箱及水池的溢流。
h）化学水车间的超滤排水排回中水深度处理设施，EDI 及二级反渗透排水重复利用；
i) 各种水箱水池均设有液位控制装置，避免水箱及水池的溢流;
j) 蒸汽采暖系统设有凝结水回收装置，减少厂内汽水损失；
k) 加强水务管理，在各供水系统的出水干管及主要用水支管上安装水量计量装置，
并设调节和控制流量的装置，根据用水的需要量调整供水量，避免浪费。
通过上述节水措施，对于煤粉炉方案，机组非采暖期补给水量约为 1698.32m3/h；采
暖期在最小热负荷(抽汽工况)下约为 864.73m3/h，全年耗水量约为 973×104h3。发电耗水
率非采暖期为 0.767m3/s.GW，采暖期为 0.297m3/s.GW (不包括中水深度处理、供热及脱
硫用水量)。对于循环流化床炉方案，机组非采暖期补给水量约为 1698.32m3/h；采暖期在
最小热负荷(抽汽工况)下约为 776.05m3/h，全年耗水量约为 919.83×104h3。发电耗水率非
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采暖期为 0.767m3/s.GW，采暖期为 0.236m3/s.GW (不包括中水深度处理及供热用水量)。
12.3 采用高效节能产品
1) 汽水管道、烟风道和所有热力设备的保温均采用新型保温材料，以减少热损失。
2) 优先选用低损耗的主变压器和厂用高压变压器，辅机设备采用高效节能设备，电
动机采用节能系列电机，以节约电能。
12.4 加强计量监视仪表管理
炉前采用称重式计量给煤机，便于电厂经济核算；在电气系统和厂用电系统，装设
足够数量的电度表和各种测量表计，以便合理计算电量和监视考核运行指标。
13 劳动组织及定员
13.1 编制原则及依据
根据国家电力公司 1998 年 4 月颁发的《火力发电厂劳动定员标准》(试行)以及《热
电联产项目可行性研究报告技术规定》中的要求，本着精简、高效的原则，为适应电力
工业改革与发展的需要，建立现代企业的管理制度，使用人水平达到国内先进水平，并
逐步与国际先进水平接轨以提高企业劳动效率和经济效益。
在《标准》中规定了新型火力发电厂和常规火力发电厂的定员标准，其中新型火力
发电厂是指：
1) 机组单机容量为 200MW 以上；
2) 主机实现了计算机集散控制系统，各辅助生产系统实现了集中监控；
3) 实现了现代化管理方式组织生产经营的火力发电厂。
本工程为 2 台 300MW 机组配 2 台 1025 t/h 煤粉锅炉，控制系统采用了先进的 DCS
集中控制系统，达到了新型火力发电厂 A 类机组标准。依据以上确定的原则，本工程定
员标准参照《标准》A 类机组标准编制。
电厂的运行人员按四班配备。
电厂内尽量少设检修维护人员，检修主要依靠社会专业检修公司完成。因此，本期
电厂内不设大、中修人员，仅配备少量的维护人员。
13.2 电厂定员配置
根据国家电力公司 1998 年 4 月颁发的《火力发电厂劳动定员标准》(试行)，本工程
电厂定员测算汇总表详见表 13-1。
全厂定员测算汇总表
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表 13-1
项 目 定 员 备 注
合计 404
一、生产人员 311
(一) 机组运行 102
1、集控室 55
2、除灰、除尘 11
3、脱硫 17
4、化学 19
①化学运行 11
②化验 8
(二) 机组维修 114
1、热机 52
2、电气 30
3、热控 32
(三) 燃料系统 81
1、运行 44
2、检修 24
3、燃料管理 13
(四) 其他 14
1、仓库 6
2、车辆 8
二、管理人员 80
三、党群工作人员 7
四、服务性管理人员 6
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14 工程项目实施条件和轮廓进度
14.1 工程项目的实施条件
丹东金山热电厂一期建设规模拟选用 2×300MW 亚临界一次中间再热抽汽机组，规
划容量 4×300MW 亚临界一次中间再热抽汽机组。
丹东市交通发达，在东边道建成后，推荐厂址五道沟厂址周围的铁路、公路交通条
件较好，由于东边道同兴站的展坪高程比厂区整平标高高了 36m，因此，在同兴站进行
大件卸车可能存在问题，本阶段工程的设备大件拟采用铁路运输至丹东南站，再采用大
型拖车顺公路进入厂区。在下阶段工作中，待设备型号和厂家确定后，再由专业运输部
门进行大件运输的方案优化，采取经济合理的方式运输进场。
五道沟厂址附近的施工场地条件较好，按照《火力发电工程施工组织设计导则》规
定，电厂本期工程 2x300MW 机组施工用地合计需要 31hm。以现有的施工技术、现场条
件和设备条件，20hm可以满足施工用地需要。按照现有五道沟厂址附近的场地条件，按
照现有五道沟厂址附近的场地条件，厂址东侧的场地具有距离厂址近、场地平整、动迁
量小等优势，适于作为施工用地，因此，本期工程拟厂区以东的约 19.20hm场地作为施
工用地。
热电厂建设所需电力由厂区附近的变电所就近引接，施工用水拟临时引接丹东城市
用水，所需蒸汽由先期建设的启动锅炉房提供。
厂区内施工平面布置图见 F189 K1-A01-38。
14.2 工程项目实施的轮廓进度
按照《火力发电工程施工组织设计导则》规定，结合《丹东市中心城区热电发展规
划(2005~2020 年)》本工程施工轮廓进度如表 14-1。
初步、施工图设计 11 个月；
现场施工准备 3 个月；
主厂房开工至安装开始 6 个月；
安装开始至 1 号机组投产 17 个月；
1 号机组投产至 2 号机组投产 4 个月；
主厂房开工至 1 号机组投产 23 个月；
主厂房开工至 2 号机组投产 27 个月。
2006 年 07 月 - 228 - 辽宁电力勘测设计院
丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
工程综合进度安排表
表 14-1
2006 年 2007 年 2008 年 2009 年
项 目
3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4
初步、施工图设计
施工准备
主厂房开工至安
装开始
安装开始至 1 号机
组投产
1 号机组投产至 2
号机组投产
15 投资估算及经济评价
15.1 投资估算
15.1.1 编制原则及依据
1) 定额采用中华人民共和国国家经济贸易委员会 2002 年 15 号文颁布的《电力建设
工程概算定额》(2001 年修订本)共三项定额标准。
2) 费用构成及计算标准执行中华人们共和国国家经济贸易委员会二 00 二年第 16 号
文“公布《火电、送变电工程建设预算费用构成及计算标准》(2002 年版)”。
3) 工资：建筑工程人工费单价 19.50 元/工日，安装工程人工费单价 21.00 元/工日。
工资性津贴补差执行原东北电力集团公司电建定字[1996]17 号文，辽宁地区工资性津贴
补差 1.36 元/工日，只计取税金。
4) 中国电力企业联合会文件中电联技经[2002]74 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”。
5) 材料价格：安装材料价格执行国家电网公司东北电力建设定额站东电定额
[2002]07 号文颁发的《东北地区电力建设工程装置性材料综合信息价格》的通知。建筑
工程材料价格执行《辽宁省工程造价信息》2005 年第 7 期“丹东地区材料价格”计列。定
额材料与机械费调整执行东电定额[2005]06 号文“关于发布东北地区火电、送变电定额材
料与机械费调整办法的通知”。
6) 辽宁省人民政府文件辽政发[2001]24 号“关于印发《辽宁省完善城镇企业职工基
2006 年 07 月 - 229 - 辽宁电力勘测设计院
丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
本养老保险制度实施办法(试行)》的通知”，辽政发[2001]26 号“关于印发《辽宁省失业保
险管理办法(试行)》的通知”。
7) 调试费执行中国电力企业联合会文件中电联技经[2002]48 号“关于发布《电力建
设工程预算定额第六册调试》2002 年修订本的通知”。
8) 建设期贷款利息根据中国人民银行发布“自 2004 年 10 月 29 日起上调金融机构存
贷款基准利率”的通知，中长期贷款利率取 6.39%。
9）本工程可研阶段设计资料及设备材料清册。
15.1.2 投资概况
本工程新建 2×300MW 燃煤供热机组，采用煤粉炉方案工程静态投资 258847 万元，
单位投资 4314 元/kW，其中脱硫工程投资 12012 万元，单位投资 200 元/kW，工程建设
期贷款利息 9295 万元，工程动态投资 268142 万元，铺底流动资金 1811 万元，取引水工
程 8510 万元，热网工程 72630 万元，建设项目计划总投资 351093 万元。
采用循环流化床炉方案工程静态投资 270918 万元，单位投资 4515 元/kW，工程建设
期贷款利息 9698 万元，工程动态投资 280616 万元，铺底流动资金 1820 万元，取引水工
程 8510 万元，热网工程 72630 万元，建设项目计划总投资 363576 万元。
15.1.3 有关问题说明
1) 本工程静态投资估算为 2005 年水平。
2) 主要设备及辅机价格参照同类工程设备价格。煤粉炉 15000 万元/台，循环流化
床锅炉 25000 万元/台，汽轮机 7300 万元/台，发电机 4450 万元/台。
3) 针对本工程具体情况，以下费率进行调整，勘察设计费下浮 20％，工程监理费
率由 1.44％调至 1％，生产职工培训费及提前进厂费由 2.32％调至 1.25％，基本预备费按
4.5％计取。
15.1.4 投资分析
本工程推荐煤粉炉方案，静态投资 258847 万元，单位造价 4314 元/kW，其中建筑
工程费 62386 万元，占静态投资的 24.1%；设备购置费 111583 万元，占静态投资的 43.11%；
安装工程费 42254 万元，占静态投资的 16.32%；其他费用 42625 万元，占静态投资的
16.47%。从投资构成上看，其他费比例略高，主要原因建设场地划拨及清理费用偏高，
动迁量较大，其他各部分比例基本合理。
与限额设计指标对比，电力规划总院编制的《火电、送电、变电工程限额设计参考
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丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
造价指标》(2005 年水平)中，2×300MW 亚临界机组新建工程千瓦造价 4596 元/kW，本
工程静态投资千万造价为 4314 元/kW，单位造价减少 282 元/kW，投资减少 16920 万元。
主要原因详见 “ 限额设计调整模块表 ” 及 “ 丹东金山投资估算与限额设计调整模块对比
表”(表 15-1、表 15-2)。
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丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
限额设计调整模块表
表 15-1 单位金额：万元
技术条件及造价比较
费用差 单位投资
限额设计基本模块 限额设计调整模块
序号 项目及费用名称
技术条件 费用 技术条件 费用 元/KW
1 2 3 4 5 6 7=6-4
一 基本造价（元/kW） 4596
二 热力系统
1 锅炉封闭情况 A：露天 B：紧身封 1227 1227 20.5
2 供热 A：纯凝机组 22807 B：供热机组 34429 11622 193.7
三 水处理系统 0.0
1 反渗透系统 A：无反渗透系统 891 B：反渗透系统 1449 558 9.3
电厂循环水加氯系
-1.3
2 统处理 A：加液氯系统 75 A：无加液氯系统 -75
B：石灰石凝聚、澄清、过滤
3 城市污水深度处理 A：无中水处理 处理 3409 3409 56.8
四 电气系统 0.0
1 系统二次 A：电厂 220kV 出线 4 回 1633 A：电厂 220kV 出线 4 回 1633 0 0.0
五 地基处理 A：25m 左右钢筋混凝土桩 6201 无地基处理 0 -6201 -103.4
六 灰场 A：山谷灰场 3526 B：供热机组灰场 368 -3158 -52.6
以上小计 35133 42515 7382 123.0
本工程限额设计指
4596 4719
标（元/KW）
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丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
投资估算与限额设计调整模块对比表
表 15-2 单位：万元
限额设计调整模块 丹东金山可研 单位造价
序号 项目及费用名称 增加费用
费用 费用 元/kW
技术条件 技术条件
1 2 3 4 5 6 7=6-4
控制指标（元
一 /KW） 4719
二 热力系统
1 煤种 A：烟煤 A：烟煤
70482 66272 -4210 -70
2 供热 B：供热机组 B：供热机组
34429 33390 -1039 -17
3 烟囱 A：210m 钢筋混凝土单套筒烟囱 1536 A：190m 钢筋混凝土套筒烟囱 1441 -95 -2
三 燃料供应系统 A：铁路运输，翻车机。 A：铁路运输，翻车机。
9722 13319 3597 60
单车翻车机及调车系统 1 套 单车翻车机及调车系统 2 套
带式给煤机 2 台 环式给煤机 4 台，
斗轮堆取料机 1500/1000t/h.30,2 台 斗轮堆取料机 DQ1000/1500.35 共 1 台
皮带输送机 B=1400mm，L=900m， 皮带输送机 B=1400mm，L=1800m，
Q=1500t/h Q=1500t/h
15 天耗煤量煤厂 直径&15m/2000t 筒仓 4 座，10 天封闭煤厂
四 除灰渣系统
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投资估算与限额设计调整模块对比表
表 15-2 单位：万元
限额设计调整模块 丹东金山可研 单位造价
序号 项目及费用名称 增加费用
费用 费用 元/kW
技术条件 技术条件
1 2 3 4 5 6 7=6-4
A：灰渣分除，干除灰集中（部分关 A：灰渣分除，干除灰集中（部分关键设备
1 厂内除灰 键设备进口）机械除渣至渣仓,灰斗 进口）机械除渣至渣仓，全厂空压机集中布
2*32 个 2816 置 2119 -697 -12
2 厂内除渣 A：机械除渣直接至渣仓 A：机械除渣直接至渣仓
1541 1466 -75
3 厂外除灰 A：汽车运灰渣 851 A：利用社会汽车运灰渣，运灰渣公路 1.0km 74 -777 -13
五 水处理系统 0
1 反渗透系统 B：反渗透系统 1449 B：反渗透系统加凝聚、澄清等系统 1363 -86 -1
2 循环水处理 A：加药处理 70 A：加药处理 172 102 2
3 凝结水精处理 A：2×50％H/OH 型混床 998 A：2×50％粉末树脂覆盖过滤器系统 1064 66 1
六 供水系统 0
1 供水 A：二次循环 A：二次循环
46104 32847 -13257 -221
2 座 5000 ㎡冷却塔塔，18km 补给水
管 2 座 4500 ㎡冷却塔塔，5km 补给水管 0
七 电气系统 0
A：电厂 220kV 出线 4 回，配电装置 A：220kV 屋外中型配电装置，配电装置规
1 配电装置
规模为 10 个间隔 1633 模为 7 个间隔 1113 -520 -9
0
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投资估算与限额设计调整模块对比表
表 15-2 单位：万元
限额设计调整模块 丹东金山可研 单位造价
序号 项目及费用名称 增加费用
费用 费用 元/kW
技术条件 技术条件
1 2 3 4 5 6 7=6-4
2 系统二次 A：电厂 220kV 出线 2 回 A：电厂 220kV 出线 2 回
858 624 -234 -6
八 热工控制系统
0
生产期 MIS A：小型机 A：小型机
1 750 534 -216 -4
九 附属生产工程
0
1 暖通及启动锅炉 A：集中采暖区 3171 A：集中采暖区 856 -2315 -39
B：铁路运输，厂外 10km、厂内 B：铁路运输，厂外 5km、输煤廊道 1km；
十 交通运输工程
2.7km。 10810 厂外公路桥 45m。 12057 1247 21
厂区及施工区土 A：平原电厂，土石方挖 3.4 万方，填 25.8
A：平原电厂，土石方 60 万 m3
十一 石方 1351 万方 766 -585 -10
十二 灰场 B：供热机组灰场 368 山谷干灰场、5 年贮量。 1484
十三 石灰石湿法脱硫 18381 12012 -6369 -106
0 0
小计 207320 182973 -24347 -406
本工程单位投资
（元/KW） 4719 4313
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15.2 经济效益分析
15.2.1 编制原则及依据
1) 经济评价依据国家发展计划委员会、建设部计投资[1993]530 号文关于颁发《建
设项目经济评价方法与参数的通知》(第二版)。
2) 原电力部电力规划总院电规经(1994)2 号文关于《电力建设项目经济评价方法实
施细则(试行)》等文件的通知进行编制。
3) 国务院文件国发[1996]35 号“关于固定资产投资项目试行资本金制度的通知”。
4) 评价采用原电力规划设计总院 2000 年 11 月推荐发行的《电力建设项目经济评价
软件》(DLPJ-2.0 版)。
15.2.2 资金来源及投资计划
本工程注册资金占 20%，分别由沈阳金山热电股份有限公司负责注资 55%，丹东东
方新能源有限公司负责注资 45%；其余 80%的投资按银行贷款考虑，其贷款利率按 6.12%
计算。
本工程计划开工为 2007 年 4 月，建设周期 27 个月，第三年 2 月第 1 台机组投产，
第三年 6 月第 2 台机组投产。资金分三年投入，第一年投入 25%，第二年投入 50%，第
三年投入 25%。
贷款偿还期为 15 年，其中宽限期为 2 年，还款方式为本息等额还款。
15.2.3 经济效益指标计算
计算基础数据见表 15-3。
以基准收益率为 7.5%，热价 23.30 元/GJ，测算上网电价如下：
煤粉炉方案当注册资本金内部收益率为 8%时，不含税上网电价为 272.09 元/MWh，
含税上网电价为 317.89 元/MWh。当注册资本金内部收益率为 10%时，不含税上网电价
为 280.97 元/MWh，含税上网电价为 328.25 元/MWh。
循环流化床炉方案在注册资本金内部收益率为 8%时，不含税上网电价为 279.46 元
/MWh，含税上网电价为 326.5 元/MWh。当注册资本金内部收益率为 10%时，不含税上
网电价为 288.76 元/MWh，含税上网电价为 337.36 元/MWh。
以注册资本金内部收益率为 8%、10%作为基本方案，测算经济评价结果见基本报表
及辅助报表。
2006 年 07 月 - 236 - 辽宁电力勘测设计院
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基础数据一览表
表 15-3
序号 名 称 单 位 数 值
1 折旧年限 年 15
2 固定资产形成率 ％ 100
3 残值率 ％ 5
4 大修率 % 2.5
5 发电厂用电率 % 5.623
6 供热厂用电率 kwh/GJ 8.38
7 发电标准煤耗 kg/MWh 251.5(1+3%)
8 供热标准煤耗 kg/GJ 37.89(1+3%)
9 标煤价（不含税） 元/吨 436.3
10 水费 元/MWh 5.73
11 脱硫成本 元/吨 3.64
12 排污费 万元/年 626
13 平均材料费 元/MWh 6.0
14 平均其他费 元/MWh 12
15 电厂定员 人 404
16 年人均工资 万元/人年 5.0
17 福利费系数 % 60
18 所得税率 % 33
19 城市建设维护税 % 7
20 教育附加税 % 3
21 增值税 ％ 17
22 计算期 年 20
23 法定公积金 ％ 10
24 公益金 ％ 5
25 流动资金、短期贷款利率 ％ 5.85
26 基准收益率 ％ 7.5
27 设备年利用小时数 h 5500
28 年发电量 GWh 3300
4
29 年供热量 10 GJ 700
15.2.4 敏感性分析
以煤价、热价、固定资产投资、电量、热量几个要素作为项目财务评价的敏感性分
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丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
析因素，测算单因素变化 10%时，对上网电价的影响，采用煤粉炉方案其结果见表 15-4。
敏感性分析表
表 15-4
内部收益率% 内部收益率% 上网电价
变化因素
（全部投资） （自有资金） （元/MWh）
投资-10％ 8.72 12.70 259.69
投资 0％ 8.73 12.74 272.09
投资 10％ 8.74 12.78 284.49
煤价-10％ 8.73 12.75 256.16
煤价 0％ 8.73 12.73 272.07
煤价 10％ 8.72 12.73 288.01
电量-10％ 8.73 12.76 286.41
电量 0％ 8.73 12.74 272.09
电量 10％ 8.72 12.72 260.40
热量-10％ 8.73 12.75 273.53
热量 0％ 8.73 12.74 272.09
热量 10％ 8.73 12.73 270.66
上述分析计算结果表明：本工程项目抗风险能力较强。在煤价、固定资产投资、电
量、热量几个因素分别变化±10%时，上网电价都不超过 288.01 元/MWh(不含税)，低于
辽宁电网燃煤机组(含脱硫)上网电价，电价在竞价上网中有一定的竞争能力。
15.2.5 评价结论
15.2.5.1 盈利能力
本工程经营期预计 20 年，通过项目财务评价，在保证企业盈利和清偿能力的前提下，
测算出煤粉炉方案，经营期不含税平均上网电价为 272.09 元/MWh，此时项目全部投资
的内部收益率是 8.73%，注资的内部收益率是 8.0%；全部投资的净现值 20254.73 万元，
注资的净现值 3635.64 万元，均大于零，表明项目在财务上是满足电力行业现行的财务内
部收益率要求的；全部投资的投资回收期是 10.71 年，注资的投资回收期是 17.32 年，表
明投资能及时回收。
如采用循环流化床炉方案测算，经营期不含税平均上网电价为 279.46 元/MWh，此
时项目全部投资的内部收益率是 8.73%，注资的内部收益率是 8.0%；全部投资的净现值
21186.77 万元，注资的净现值 3791.78 万元，均大于零，表明项目在财务上是满足电力行
2006 年 07 月 - 238 - 辽宁电力勘测设计院
丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
业现行的财务内部收益率要求的；全部投资的投资回收期是 10.71 年，注资的投资回收期
是 17.32 年，表明投资能及时回收。
因此，本项目两个方案在财务上均具有较强的盈利能力。
15.2.5.2 清偿能力
本工程在计算期内，按照贷款条件要求进行还贷。还贷资金由还贷折旧和还贷利润
组成。
从资产负债表中可以看出，该项目各方案流动比率和速动比率较高，说明项目具有
较强的清偿能力。
综上所述，丹东金山热电厂新建工程项目财务评价的各项指标均能满足电力行业基
本要求，同时该项目也具有一定的市场竞争能力。通过经济评价说明该项目建设是可行
的。
16 结论及建议
16.1 丹东金山热电厂(2×300MW)新建工程一期工程建设规模为 2 台 300MW 亚临界抽汽
凝汽式供热机组，规划容量为 4 台 300MW 亚临界抽汽凝汽式供热机组。厂址推荐五道
沟厂址，贮灰场推荐偏岭场址。
16.2 丹东金山热电厂(2×300MW)新建工程建设，符合国家热电联产产业政策，是贯彻实
施“发展循环经济、建设节约型社会”的战略方针、落实科学发展观、从实际出发、以人
为本的具体体现。符合城市热电发展规划要求，改善丹东市城区环境污染状况，提高居
民供暖质量，促进地方循环经济发展。
1) 满足丹东市部分城区的集中供热需要
本期工程安装 2×300MW 机组，冬季可外供采暖热量 661MW；规划远期再建 2 台
300MW 机组，届时热电厂最大供热量约为 1322MW，符合《丹东市中心城区热电发展总
体规划(2005~2020 年)》要求，可满足大热电供热区规划供热面积 2010 年 1823×104m2，
2020 年 3220×104m2 要求。
2) 改善了丹东市城区的环境状况
随着城市的发展和供热面积的增加，燃料的消耗量逐年增加，致使大气污染日趋严
重。本工程建成后，对丹东市中心城区可以实现集中供热，用大型热电厂高效热源取代
大量的小锅炉房，对改善丹东市的环境具有十分重要的作用。①采用容量大、效率高的
2006 年 07 月 - 239 - 辽宁电力勘测设计院
丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
高参数锅炉，煤耗明显降低，必然减少污染物的排放量，同时也减少了煤、灰的运输量。
②选用高效率除尘器及烟气脱硫装置，可以减少烟尘及二氧化硫的排放量，减轻大气污
染。③采用高烟囱，有利于污染物的扩散并降低污染物的落地浓度。④有利于灰渣的综
合利用，减少二次污染。⑤选用先进设备材料，采用良好的减振和防噪声措施，可以降
低噪声对环境的污染。⑥采用城市污水处理厂的再生水作为生产补充水，符合国家产业
政策，并可促进地方循环经济的发展。
经计算，丹东金山热电厂一期工程投产后，可减少小锅炉台数 150 台，拆除烟囱 135
根，每年可以节约标煤约 15.2×104t、减少灰渣排放量约 5.1×104t，减少硫化物排放量 1498t，
减少烟尘排放量 3177t。
3) 提高城市供暖质量
丹东金山热电厂为区域性大型火力发电厂，即要满足地方供暖需要，又要为地方电
网连续不断的输送电力。运行稳定，供暖质量高，并且 24h 不间断，可最大限度的改变
丹东市目前供暖状况。
4) 推动地方循环经济发展，创建节约型社会
丹东金山热电厂(2×300MW)新建工程建成后，可充分利用城市污水处理厂再生水资
源，减少污水排放量，节约淡水资源；对锅炉粉煤灰进行综合利用生产建筑材料，节约
土地资源；可实现热、电、冷联供，节约能源；城市污水处理厂固体废料经过处理，可
作为锅炉混合燃料等，可大力推动地方循环经济发展，符合创建节约型社会的发展方向。
16.3 本工程作为供热机组，锅炉的可用率是保证热电厂城市供热的重要条件，通过比较
煤粉炉方案和循环流化床炉方案，考虑煤粉炉技术成熟，具有运行安全、稳定等优势，
本期工程推荐煤粉炉方案。
16.4 本工程建设项目总投资为 268142 万元，全部投资内部收益率为 8.73%，不含税上网
电价 0.272 元/kwh，热价 23.30 元/GJ，投资回收期 10.71 年。在煤价、热价、固定资产投
资、设备利用小时数几个因素分别变化 10%时，不含税上网电价都不超过 0.288 元/kwh。
因此，该项目建成后具有一定的市场竞争能力。
16.5 电厂主要技术经济指标
本工程推荐方案主要技术经济指标一览表 16-1。
2006 年 07 月 - 240 - 辽宁电力勘测设计院
丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
主要技术经济指标一览表
表 16-1
指 标 备 注
序号 项 目 单 位
煤粉炉 流化床炉
1 总投资 万元 268142 280616
2 单位千瓦造价 元/kWh 4469 4677
3 机组年利用小时数 h 5500 5500
4 年发电量 kWh 3.3×109 3.3×109
5 年供电量 kWh 3.086×109 3.086×109
6 年供热量 GJ 6.999×106 6.999×106
7 供热年标准煤耗率 kg/GJ 37.89 38.10
8 发电年平均标准煤耗率 kg/kWh 251.5 257
9 供电年平均标准煤耗率 kg/kWh 272 294
综合 % 7.4 7.93
10 厂用电率 发电 % 5.623 6.01
供热 kWh/GJ 8.38 8.454
11 全厂年均热效率 % 56.30 55.68
12 采暖期热电比 % 106 106
本期 22.27 17.22
13 厂区占地面积 hm2
规划 33.29 28.43
厂区建筑用地 本期 102690 80420
14 m2
面积 规划 146500 128500
挖方 72000 59000
15 土石方量 m3
填方 275000 197500
不含税 272.09 279.46
16 电价 元/MWh
含税 317.89 326.5
17 不含税热价 元/GJ 23.30 23.30
18 投资回收年限 年 10.71 10.71
19 投资利润率 % 3.82 3.81
20 投资利税率 % 7.0 6.94
21 内部收益率(全部投资) % 8.73 8.73
22 全厂人员指标 人 404 387
2006 年 07 月 - 241 - 辽宁电力勘测设计院
丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程 可行性研究报告(送审稿)
16.4 存在问题及建议
1) 中国人民解放军空军关于丹东金山热电厂新建工程空管净空高度意见还没有出
具正式函件，建议项目单位尽快办理。
2) 本工程烟尘、SO2 排放总量指标丹东市环保局还没有明确，建议项目单位尽快办
理。
3) 东边道铁路通车时间与城市热电发展规划要求丹东金山热电厂投产时间不同步，
建议项目单位尽快与铁路主管部门进行沟通。
4) 电厂环评、水资源论证、水土保持方案论证报告还没有进行评审，建议业主抓紧
上述分项报告评审工作。
5) 电厂接入电力系统可研报告已通过辽宁省电力有限公司审查，电厂接入系统方案
已经明确，建议业主取得报告审查意见后，抓紧办理国家电网公司批复文件。
2006 年 07 月 - 242 - 辽宁电力勘测设计院
非公开发行股票募集资金使用的可行性分析报告
（修订稿）
一、募集资金使用计划
本次非公开发行的计划募集资金净额（扣除发行费用后）不超过12亿元，
将用于以下项目：
单位：万元
序号 项目名称 项目总投资额 项目资本金 拟投入募集资金
丹东金山2×30万千瓦热电
1 275,000 55,000 45,000
联产项目
收 购 白 音 华 金 山 30% 的 股
2 42,000 -- 42,000
权
3 偿还金融机构贷款 -- -- 33,000
合计 -- 120,000
以上为本次非公开发行募集资金的全部用途，若本次非公开发行募集资金不
能满足相应项目的资金需要，公司将利用自筹资金解决不足部分；若本次非公开
发行募集资金超出相应项目的资金需要，公司将用于补充流动资金。公司董事会
可根据项目的实际需求，提请股东大会授权在上述募集资金投资项目范围内，对
上述项目的募集资金投入顺序、金额及具体方式等事项进行适当调整。
为满足项目开展的需要，本次非公开发行募集资金到位之前，公司可根据相
应项目进度的实际情况以自筹资金先行投入，并在募集资金到位之后予以置换。
二、募集资金投资项目的基本情况与发展前景
（一）丹东金山2×30万千瓦热电联产项目
1、项目基本情况
随着国家振兴东北老工业基地建设战略的实施，东北地区经济复苏，经济发
非公开发行股票募集资金使用的可行性分析报告 1
展和城市建设步伐加快，用电和用热需求旺盛。
辽宁省发改委以辽发改能源[2006]835号文批复了《丹东市中心城区热电发
展总体规划（2005~2020）》。丹东金山热电有限公司2×30万千瓦热电联产项
目的建设，符合丹东市热电发展总体规划，是落实丹东热电联产总体规划的主要
工程项目。推进大型热电联产项目的建设，“上大压小”，减少小锅炉污染，有助
于改善边境城市环境质量、发展循环经济、保证城市集中供热的需要和缓解辽宁
省供电紧张的局面。
国家发改委以发改能源[2008]2109号文《国家发展改革委关于辽宁丹东金山
热电“上大压小”新建工程项目核准的批复》对丹东金山热电有限公司2×30万千瓦
热电联产项目给予了核准。
本项目总装机容量为60万千瓦，建设安装2×30万千瓦亚临界一次中间再热
汽轮发电机组和2台1,025吨/小时亚临界一次中间再热煤粉锅炉配套烟气脱硫装
置。项目总投资为27.5亿元，其中资本金为5.5亿元，其余通过银行贷款解决。
项目通过公司向丹东金山热电有限公司增资的方式，由丹东金山热电有限公司组
织实施，丹东金山热电有限公司成立于2007年，是公司的全资子公司。
该项目于2009年9月开工建设，截至2010年12月31日，该项目累计已投入
资金139,518万元，其中资本金10,000元，具体如下：
单位：万元
项目名称 投资总额 已投入资金 已投入资本金 尚需投入资本金
丹东金山2×30万千瓦
275,000 139,518 10,000 45,000
热电联产项目
本次非公开发行拟安排不超过4.5亿元募集资金用于该项目的后续建设，目
前工程建设正在有序进行中。如果募集资金及时到位，该项目于2012年5月底将
投产发电。
2、项目发展前景
本项目符合国家热电联产的产业政策，是国家鼓励发展的循环经济项目，具
有良好的社会效益和经济效益。
3、项目经济评价
非公开发行股票募集资金使用的可行性分析报告 2
项目建成后，年发电量约为22亿千瓦时，上网电量约为20亿千瓦时，年供
热量约为670万吉焦。据可行性研究报告测算，全部投资内部收益率为9.21%，
回收期为10.44年。
4、结论
丹东金山热电有限公司2×30万千瓦热电联产项目，是落实丹东热电联产总
体规划的主要工程项目，具有较好的市场前景、良好的经济效益和较佳的社会效
益，全部机组投产后，将对丹东地区的经济和社会发展提供有力支持。
（二）收购白音华金山30%的股权
1、白音华金山发电有限公司的基本情况
公司名称： 白音华金山发电有限公司
注册资本： 83,032万元
实收资本： 54,972万元
法定代表人： 陈必成
注册地址： 内蒙古自治区锡林郭勒盟西乌珠穆沁旗巴拉嘎尔高勒镇巴
拉格尔街
办公地址： 内蒙古自治区锡林郭勒盟西乌珠穆沁旗巴拉嘎尔高勒镇巴
拉格尔街
经营范围： 火力发电、供电、供热、供汽；电力工程技术咨询、火力
发电设备检修、粉煤灰及石膏综合利用、石灰粉加工与销
售；保温材料、运输、电力物资采购和经营。
白音华金山发电有限公司成立于2006年，截至本预案公告日，白音华金山
发电有限公司的股权结构为：本公司持有31%的股权，丹东东方新能源有限公司
持有30%的股权，辽宁能源投资（集团）有限公司持有30%的股权，阜新矿业（集
团）有限责任公司持有9%的股权。白音华金山发电有限公司章程中不存在可能
对本次股权收购产生重大影响的内容。本公司尚未有对股权受让完成后白音华金
山发电有限公司的管理层重新安排的计划。
2、白音华金山发电有限公司的业务情况
非公开发行股票募集资金使用的可行性分析报告 3
白音华矿区煤炭储量丰富，该地区已被国家列为六大煤电基地之一，成为东
北地区能源基地的扩展地。白音华金山发电有限公司是依托白音华矿区并利用四
号露天矿原煤建设的坑口电厂，开展煤电联营，规划装机容量为4×60万千瓦，
一期工程为新建2×60万千瓦空冷发电机组，一期项目已于2010年9月竣工投产，
所发电力送入东北电网。本项目属于国家资源综合利用项目，是经济转型的重点
工程，符合国家的能源政策和产业政策，享受国家和地方一系列优惠政策，有着
良好的发展前景和广阔的发展空间。
3、白音华金山发电有限公司主要资产权属情况、对外担保和主要债务情况
截至本预案公告日，白音华金山发电有限公司股权权属清晰，不存在质押、
冻结等限制股权转让的情形。截至本预案公告日，该公司的对外担保主要是与中
国建设银行沈阳城内支行签订的电费收费权质押贷款合同, 贷款金额12.88亿
元。截至2010年12月31日和2011年3月31日，该公司负债总计分别为408,940.82
万元和408,160.35万元，主要为长期借款。
4、财务情况
中瑞岳华依据中国注册会计师独立审计准则对白音华金山的一年一期财务
报表及附注进行了审计，并出具了“中瑞岳华专审字[2011]第1345号”标准无保留
意见的审计报告。根据审计报告，截至2010年12月31日和2011年3月31日，白
音华金山总资产分别为496,151.50万元和502,203.45万元，所有者权益分别为
87,210.68万元和94,043.09万元。一期项目已于2010年9月竣工投产，当年实现
营业收入35,463.58万元，净利润2,538.68万元。2011年1~3月，白音华金山实
现营业收入28,236.10万元，净利润2,345.81万元。
5、资产评估情况
根据中同华资产评估有限公司出具的“中同华评报字（2011）第238号” 《白
音华金山发电有限公司股权转让项目资产评估报告书》，评估机构主要采用收益
法和市场法两种方法对白音华金山全部主业资产进行评估，其中收益现值法的评
估结论为12亿元，较账面价值增值27.60%，市场法的评估结论为12.59亿元，较
账面价值增值33.87%。
非公开发行股票募集资金使用的可行性分析报告 4
评估师最终选取收益法的评估结果作为评估结论，即12亿元。选取收益法
的理由如下：收益法是从未来收益的角度出发，以被评估企业现实资产未来可以
产生的收益，经过风险折现后的现值和作为被评估企业股权的评估价值，因此收
益法对企业未来的预期发展因素产生的影响考虑比较充分；市场法则是根据与被
评估企业相同或相似的对比公司近期交易的成交价格，通过分析对比公司与被评
估企业各自特点分析确定被评估企业的股权评估价值，市场法的理论基础是同
类、同经营规模并具有相同获利能力的企业其市场价值是相同的（或相似的），
该方法对企业预期收益的考虑仅局限于目前的增长率对未来的发展趋势的影响，
因此与收益法相比存在差异；目前国内股市波动比较大，不排除对比公司股票价
格存在特殊因素，因此我们认为收益法估算出来的结论有更大的可信度。根据以
上分析，本次评估采用收益法结论作为最终评估结论比较合理。
6、需要说明的其他事项
本次评估的结果已经国务院国资委备案。根据国有资产管理的相关规定，白
音华金山30%股权交易需要采取进场交易的方式。目前公司已经通过上海联合产
权交易所产权转让方式，与转让方东方新能源签署了《股权转让合同》。本次白
音华金山30%股权交易的金额为4.2亿元。
（三）偿还金融机构贷款
随着公司业务结构的不断拓展和投资规模的逐步扩张，公司借款规模不断扩
大，公司资产负债率持续处于高位水平，且逐年上升。2008年末、2009年末、
2010年末和2011年6月30日，公司资产负债率（合并口径）分别为74.79%、
77.71%、82.88%和84.09%，公司抗财务风险的能力较弱；其次，借款规模的
持续扩大为公司带来了高额的财务费用，2008~2010年公司财务费用支出（合并
口径）分别为1.97亿元、2.42亿元和2.76亿元，对公司盈利能力产生了较大影响；
此外，高额的期末短期借款加大了公司的偿债压力，截至2011年6月30日，公司
的短期借款余额（合并口径）为18.17亿元，母公司银行借款金额为9.85亿，2011
年6月30日公司的流动比率仅为0.18，公司的流动性不足。
综上，本次非公开发行拟安排不超过3.3亿元募集资金用于偿还金融机构贷
款，将适当降低公司的资产负债率，并在一定程度上减少财务费用、缓解偿债压
非公开发行股票募集资金使用的可行性分析报告 5
力，有利于公司稳健经营和长远发展。
三、《股权转让合同》（内容摘要）
本公司与东方新能源于2011年7月31日签订了《白音华金山发电有限公司
30%股权产权交易合同》（简称《股权转让合同》），以4.2亿元的作价收购东
方新能源持有的白音华金山30%的股权，合同内容摘要如下：
（一）产权转让的标的
东方新能源将所持有的白音华金山发电有限公司30%股权有偿转让给本公
司。
（二）产权转让的价格
东方新能源将上述产权以人民币4.2亿元（大写：肆亿贰仟万元整）转让给
本公司。
（三）产权转让的方式
上述产权经资产评估备案后，通过上海联合产权交易所公开发布产权转让公
告（挂牌号：G311SH1005528），截至挂牌期满只产生一家意向受让方，即本
公司。根据国有产权转让的有关规定，现采用协议转让的方式，确定了受让人以
及转让价格，由东方新能源与本公司双方签署本产权交易合同，实施产权交易。
（四）产权转让涉及的企业职工安置
本项目不涉及企业职工安置问题。
（五）产权转让涉及的债权、债务的承继和清偿办法
本项目不涉及债权、债务的承继和清偿问题。
（六）产权转让中涉及的资产处置
本项目不涉及资产处置问题。
（七） 经双方约定，产权转让总价款的支付方式、期限和付款条件，采取
分期付款的方式：
非公开发行股票募集资金使用的可行性分析报告 6
本公司应向东方新能源支付产权转让总价款，共计人民币4.2亿元（大写：
肆亿贰仟万元整）。本公司前期已向上海联合产权交易所指定银行账户支付的保
证金人民币1.26亿元自动转为履约的部分价款，由上海联合产权交易所在出具产
权交易凭证后三个工作日内支付至东方新能源指定账户。
鉴于双方为同一实际控制人的，已向上海联合产权交易所提出场外结算交易
价款的申请。双方就交易价款的支付方式约定如下：
在本协议签署后三个工作日内，本公司须将成交价格30%的交易价款支付至
东方新能源指定账户（包含已缴纳的保证金，若此时保证金尚未自上海联合产权
交易所划出，也计为受让方已缴纳该部分价款），剩余70%交易价款应于2011
年12月31日前付清，并按照同期银行贷款利率向东方新能源支付延期付款期间
的利息。
（八）产权交割事项
经双方约定，交易基准日为2011年3月31日，股权交割日为2011年7月31日。
由交易基准日起至股权交割日止，期间白音华金山发电有限公司产生的盈利或亏
损及风险由本公司享有和承担。自本公司向东方新能源支付价款之日起，东方新
能源应在两个工作日内，将标的企业的资产、控制权、管理权移交给本公司，由
本公司对标的企业实施管理和控制。
（九）权证的变更
经双方协商和共同配合，由本公司在15个工作日内完成所转让产权的权证
变更手续。
（十）产权转让的税收和费用
产权转让中涉及的有关税收，按照国家有关法律规定缴纳。
产权转让中涉及的有关费用，经双方当事人共同协商约定，由双方各自承担。
（十一）违约责任
1、任何一方发生违约行为，都必须承担违约责任。如东方新能源违约致使
本合同不能履行，保证金应返还本公司；如本公司违约致使本合同不能履行，则
非公开发行股票募集资金使用的可行性分析报告 7
无权请求返还保证金。
双方协商一致解除合同的，东方新能源应将保证金退还给本公司。
2、东方新能源未能按期完成产权转让的交割，或本公司未能按期支付产权
转让的总价款，每逾期一天，应按总价款的0.2%向对方支付违约金。
3、经双方协商，也可约定其他赔偿方式。
（十二）争议的解决方式
双方在履行本合同过程中若发生争议，可协商解决；可向上海联合产权交易
所或上海市产权交易管理办公室申请调解；可依法向甲方所在地人民法院起诉。
四、董事会关于资产定价合理性的讨论与分析
（一）公司董事会关于评估机构的独立性、评估假设前提和评估结论的合
理性、评估方法的适用性的意见
公司董事会认为：针对本次非公开发行股票募集资金拟收购的股权，东方新
能源聘请了具有资产评估资质的评估机构北京中同华资产评估有限公司（以下简
称“中同华”），就拟收购目标股权中的相关资产进行了评估，中同华出具了“中同
华评报字（2011）第238号”《白音华金山发电有限公司股权转让项目资产评估报
告书》。中同华及其项目人员与本次交易各方没有现存或者预期的利益关系，与
相关当事方没有现存或者预期的利益关系，对相关当事方不存在偏见，评估机构
具备独立性；评估报告之假设条件符合评估相关法规的规定、遵循了市场的通用
惯例或准则，符合评估对象的实际情况，评估假设前提具有合理性；评估机构针
对评估对象的实际情况，所选用的评估方法符合评估目的的要求，与评估目的相
关；资产的评估结论合理、评估价值公允，不存在损害上市公司及中小股东利益
的情况。
（二）公司董事会关于本次股权收购交易的方式合理性的意见
按照国有资产管理的相关规定，本次股权交易采用的是进场交易的方式。股
权交易的价格形成机制公开、公平和公正，符合公司和全体股东的利益，没有损
害中小股东的利益。
非公开发行股票募集资金使用的可行性分析报告 8
五、本次非公开发行对公司经营业务和财务状况的影响
（一）本次非公开发行对公司经营业务的影响
本次发行募集资金投资及收购项目符合国家产业政策、证券监管政策以及行
业整合趋势。上述收购及投资项目完成后，公司大容量火力发电机组占比将得以
提高，电源结构将得到进一步优化，有利于落实公司“以大代小”替代计划，进一
步降低能耗水平。通过收购白音华金山30%的股权，公司将进一步消除同业竞争，
完善公司治理，开展煤电联营，有利于增强抵御行业周期性波动风险的能力，对
实现公司长期可持续发展具有重要的战略意义。
（二）本次非公开发行对公司财务状况的影响
1、降低公司资产负债率，缓解短期偿债压力，提高公司抵御风险能力
近年来，伴随着燃料价格的高涨和投资规模的持续扩大，公司资产负债率处
于较高水平，2011年6月30日公司资产负债率（合并口径）为84.09%，2011年6
月30日短期借款的余额（合并口径）为18.17亿元。持续较高的资产负债率和短
期借款余额加大了财务风险，不利于公司经营的安全性。
本次非公开发行完成后，公司偿还3.3亿银行贷款，有利于优化公司资产负
债结构，可以将公司的资产负债率（合并口径）降为80.42%，从而降低财务风
险，为公司未来发展所需要的后续债务融资提供良好的保障。
2、提升公司的营业收入与盈利能力
本次发行募集资金收购及投资项目各项经济指标良好，具有较强的盈利能
力。项目实施后，可有效提高公司控股装机容量，增强发电能力，公司的主营业
务收入和盈利水平将得到进一步提高。
综上所述，本次发行完成后，公司资产及业务结构将得到优化，资产负债率
降低、盈利能力提高，发展潜力将大为增强，公司核心竞争能力将得到有效提升。
募集资金的用途合理、可行，符合公司稳健经营和长远发展的战略目标。
非公开发行股票募集资金使用的可行性分析报告 9
共壹册 第壹册
白音华金山发电有限公司
股权转让项目
资产评估报告书
中同华评报字（2011）第 238 号
报告日期：2011 年 5 月 26 日
地址：北京市西城区金融大街 35 号国际企业大厦 B 座 18 层
邮编：100140 电话：010-88091200 传真：010-88091205
白音华金山发电有限公司股权转让项目资产评估报告书目录
白音华金山发电有限公司
股权转让项目
资产评估报告书目录
注册资产评估师声明 .................................................. 1
资产评估报告书摘要................................................... 2
资产评估报告书....................................................... 4
一、委托方、被评估单位和业务约定书约定的其他评估报告使用者....................4
二、评估目的................................................................................................................6
三、评估对象和评估范围............................................................................................6
四、价值类型及其定义................................................................................................7
五、评估基准日............................................................................................................8
六、评估依据................................................................................................................8
七、评估方法..............................................................................................................10
八、评估程序实施过程和情况..................................................................................11
九、评估假设..............................................................................................................12
十、评估结论..............................................................................................................13
十一、特别事项说明..................................................................................................15
十二、评估报告使用限制说明..................................................................................16
十三、评估报告日......................................................................................................16
资产评估报告书附件.................................................. 18
北京中同华资产评估有限公司 i
白音华金山发电有限公司股权转让项目注册资产评估师声明
白音华金山发电有限公司
股权转让项目
注册资产评估师声明
丹东东方新能源有限公司：
受贵公司委托，我们对白音华金山发电有限公司于评估基准日2011年3月31日的股
东全部权益价值进行评估，并作如下声明：
1.我们在执行本资产评估业务中，遵循相关法律法规和资产评估准则，恪守独立、
客观和公正的原则；根据我们在执业过程中收集的资料，评估报告陈述的内容是客观
的，并对评估结论合理性承担相应的法律责任。
2.评估对象涉及的资产、负债清单由被评估单位申报并经其签章确认；所提供资
料的真实性、合法性、完整性，恰当使用评估报告是委托方和相关当事方的责任。
3.我们与评估报告中的评估对象没有现存或者预期的利益关系；与相关当事方没
有现存或者预期的利益关系，对相关当事方不存在偏见。
4.我们已对评估报告中的评估对象及其所涉及资产进行现场调查；我们已对评估
对象及其所涉及资产的法律权属状况给予必要的关注，对评估对象及其所涉及资产的
法律权属资料进行了查验，并对已经发现的问题进行了如实披露，且已提请相关当事
方完善产权以满足出具评估报告的要求。
5.我们出具的评估报告中的分析、判断和结论受评估报告中假设和限定条件的限
制，评估报告使用者应当充分考虑评估报告中载明的假设、限定条件、特别事项说明
及其对评估结论的影响。
北京中同华资产评估有限公司 第1页
白音华金山发电有限公司股权转让项目资产评估报告书摘要
白音华金山发电有限公司
股权转让项目
资产评估报告书摘要
中同华评报字（2011）第 238 号
丹东东方新能源有限公司：
北京中同华资产评估有限公司（以下简称“中同华”或我公司）接受贵公司的委
托，根据有关法律、法规和资产评估准则、资产评估原则，采用收益法、市场法两种
评估方法，按照必要的评估程序，对贵公司拟转让所持白音华金山发电有限公司股权
行为，涉及的白音华金山发电有限公司股东全部权益在2011年3月31日的市场价值进行
了评估。现发表评估结论专业意见如下：
于评估基准日，委估股东全部权益在持续经营假设前提下的市场价值评估值为
120,000.00万元，较审计后账面净资产增值25,956.90万元，增值率为27.60%。评估结
论见下表：
资产评估结果汇总表
金额单位：人民币万元
账面价值 评估价值 增减值 增值率%
项 目
A B C=B-A D=C/A×100
流动资产 1 32,761.62
非流动资产 2 469,441.83
其中：固定资产 3 465,429.04
在建工程 4 1,335.08
工程物资 5 1,937.97
无形资产 6 736.67
其中：土地使用权 7 736.67
递延所得税资产 8 3.08
资产总计 9 502,203.45
流动负债 10 67,810.35
非流动负债 11 340,350.00
北京中同华资产评估有限公司 第2页
白音华金山发电有限公司股权转让项目资产评估报告书摘要
负债总计 12 408,160.35
净资产（所有者权益） 13 94,043.10 120,000.00 25,956.90 27.60
本评估报告结论的使用有效期原则上为自评估基准日起一年。如果资产状况、市
场状况与评估基准日相关状况相比发生重大变化，委托方应当委托评估机构执行评估
更新业务或重新评估。
本评估报告仅供委托方为本评估报告所列明的评估目的以及报送有关资产评估主
管机关审查使用。委托方应按本评估报告载明的评估目的使用，任何不正确或不恰当
地使用本评估报告所造成的不便或损失，将由评估报告使用者自行承担责任。下列行
为，但不仅限于此，均被认为是没有正确地使用本评估报告：
1.将本评估报告用于其他目的经济行为；
2.除国家法律、法规规定外，未经中同华书面同意将本评估报告或其中部分内容
公开发布、用于任何报价或其他文件中。
以上内容摘自资产评估报告正文，欲了解本评估项目的详细情况和合理理解评估
结论，应认真阅读资产评估报告正文并特别关注本报告特别事项说明部分。
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白音华金山发电有限公司股权转让项目资产评估报告书正文
白音华金山发电有限公司
股权转让项目
资产评估报告书
中同华评报字（2011）第 238 号
丹东东方新能源有限公司：
北京中同华资产评估有限公司（以下简称“中同华”或我公司）接受贵公司的委
托，根据有关法律、法规和资产评估准则、资产评估原则，采用收益法、市场法两种
评估方法，按照必要的评估程序，对贵公司拟转让所持白音华金山发电有限公司股权
行为，涉及的白音华金山发电有限公司股东全部权益在2011年3月31日的市场价值进行
了评估。现将资产评估情况报告如下：
一、委托方、被评估单位和业务约定书约定的其他评估报告使用者
本次资产评估项目的委托方为：丹东东方新能源有限公司，被评估单位为白音华
金山发电有限公司，业务约定书约定的其他评估报告使用者为法律法规规定的使用者。
（一）委托方概况
1．注册登记情况
名 称：丹东东方新能源有限公司（以下简称“丹东新能源”）
住 所：丹东市边境经济合作区 I 区 B 座 102 室
法定代表人：邱国民
注册资本：人民币伍亿零柒佰玖拾伍万叁仟玖佰伍拾元整
企业类型：有限责任公司（法人独资）
经营范围：电力及热力开发及销售；新能源开发利用；发供电设备及材料、节能、
环保设备、现代化办公设备、电力电子产品的销售；房屋及电力设备租赁。
2．公司概况
丹东新能源前身为 2000 年 6 月 1 日组建的股份合作制企业丹东东方新能源开发中
心。丹东东方新能源开发中心初始注册资本为人民币 10,372.00 万元。2005 年 3 月 15
日丹东东方新能源开发中心改制为丹东东方新能源有限公司，同时注册资本金增加到
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白音华金山发电有限公司股权转让项目资产评估报告书正文
50,795.395 万元。2009 年 10 月，华电金山能源有限公司收购丹东新能源 100%股权，
至此，丹东新能源成为华电金山能源有限公司全资子公司。
丹东新能源主要从事对外股权投资，截至评估基准日其被投资单位包括：丰满松
花江水电有限公司、沈阳金山能源股份有限公司、沈阳沈海热电有限公司、白音华金
山发电有限公司、丹东东辰经贸有限公司、元宝山发电有限责任公司、内蒙古元通发
电有限责任公司、丹东福瑞德酒店有限公司，其中沈阳金山能源股份有限公司为国内
A 股上市公司，股票代码：600396，股票简称：金山股份。
（二）被评估单位概况
1．注册登记情况
企业名称：白音华金山发电有限公司
住 所：巴拉嘎尔高勒镇巴拉格尔街
法定代表人：陈必成
注册资本：83032 万元人民币
实收资本：54972 万元人民币
公司类型：有限责任公司
经营范围：火力发电、供电、供热、供汽；电力工程技术咨询、火力发电设备检
修、粉煤灰及石膏综合利用、石灰粉加工与销售；保温材料、运输、电力物资采购和
经营。***国家法律、法规规定应经审批的，未获审批前不得从事生产经营。经营期限：
2006 年 3 月 7 日至 2036 年 3 月 6 日。
白音华发电公司系由沈阳金山能源股份有限公司、阜新矿业（集团）有限责任公
司、丹东东方新能源有限公司、 辽宁能源投资（集团）有限责任公司出资于 2006 年
3 月 7 日成立的有限责任公司。其中沈阳金山能源股份有限公司占 31%，辽宁能源投资
（集团）有限责任公司占 30%，丹东东方新能源有限公司占 30%，阜新矿业（集团）有
限责任公司占 9%。现企业法人营业执照注册号为 152526000002116 号。
白音华发电公司采取董事会领导下的总经理负责制，现有员工 255 人，内部机构
设置包括经理工作部、财务资产部、发电运行部、计划营销部、人力资源部、生产技
术部、物资供应部等。
2．企业概况
白音华发电公司工程概况如下：工程项目位于内蒙古锡林盟本乌珠穆沁旗白音华
苏木，东距霍林河 120 公里，西距锡林浩约 240 公里，距西乌珠穆沁旗（巴彦乌兰镇）
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约 85km，距白音华 4 号煤田（4 号露天矿）约 3km。规划装机容量为 4 台 600MW 机组，
一期亚临界空冷发电工程建设规模为 2×600MW，已获得国家发改委的核准，年需燃煤
量 475 万砘，全年取水量 364 万立方米。白音华发电公司一期工程于 2006 年 8 月 8
日开工建设，一号机组已于 2010 年 8 月 8 日并网发电，二号机组已于 2010 年 9 月 1
日并网发电。一期工程概算总投资 50.81 亿元。二期工程 2 台 660MW 超临界空冷机组
现正在做前期工作。
3. 资产、财务、经营状况
近两年及评估基准日企业的资产、财务、负债状况和经营业绩如下表：
金额单位：万元
项目 2009 年 12 月 31 日 2010 年 12 月 31 日 2011 年 3 月 31 日
流动资产 5,530.83 24,010.52 32,761.62
非流动资产 441,066.91 472,140.98 469,441.83
资产总计 446,597.74 496,151.50 502,203.45
流动负债 166,225.74 76,390.82 67,810.35
非流动负债 212,700.00 332,550.00 340,350.00
负债合计 378,925.74 408,940.82 408,160.35
净资产 67,672.00 87,210.68 94,043.10
项目 2009 年 2010 年 2011 年 1 至 3 月
营业收入 0.00 35,463.58 28,236.10
营业成本 0.00 25,986.60 19,888.11
营业利润 0.00 2,548.68 3,138.22
利润总额 0.00 2,538.68 3,138.22
净利润 0.00 2,538.68 2,345.81
4.委托方和被评估单位之间的关系。
白音华发电公司为丹东新能源的子公司。
二、评估目的
根据资产评估业务约定书，本评估报告的评估目的是为丹东新能源股权转让行为
提供价值参考依据。
三、评估对象和评估范围
本次资产评估对象为白音华发电公司的股东全部权益价值，涉及的范围为白音华
发电公司申报的于评估基准日经中瑞岳华会计师事务所专项审计后的资产和负债，具
体资产类型和审计后账面价值见下表：
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金额单位：人民币元
科目名称 账面价值
一、流动资产合计 327,616,171.93
货币资金 119,431,927.05
应收票据 33,200,000.00
应收账款 115,648,425.00
预付款项 7,162,284.18
其他应收款 1,463,908.96
存货 48,434,119.74
其他流动资产 2,275,507.00
二、非流动资产合计 0.004,694,418,300.69
固定资产 4,654,290,374.74
其中：建筑物类 978,281,356.00
设备类 3,676,009,018.74
在建工程 13,350,769.45
工程物资 19,379,684.97
递延所得税资产 30,817.53
三、资产总计 0.005,022,034,472.62
0.00
四、流动负债合计 678,103,531.56
短期借款 50,000,000.00
应付账款 151,312,461.57
预收账款 209,336.41
应付职工薪酬 4,345,950.20
应交税费 21,545,990.67
其它应付款 311,189,792.71
一年内到期的非流动负债 139,500,000.00
五、非流动负债合计 3,403,500,000.00
长期借款 3,403,500,000.00
0.00
六、负债合计 04,081,603,531.56
0.00
七、净资产（所有者权益） 0.00 940,430,941.06
（一）经审核，委托评估对象和评估范围与本次评估目的所对应经济行为涉及的
评估对象和评估范围一致。
（二）白音华发电公司2011年3月财务数据已经会计师事务所审计，并出具了无保
留意见审计报告。
（三）白音华发电公司申报的土地使用权有1宗出让地，在无形资产科目核算，宗
地位置位于西乌旗巴彦花镇阿拉坦兴安嘎查，土地面积为383332平方米，该块地已办
理土地使用证。本次清查未发现其他未记录的无形资产情况。
（四）白音华发电公司本次没有申报表外资产项目。
（五）本评估报告不存在引用其他机构出具的报告结论情况。
四、价值类型及其定义
本次评估是为股权转让双方提供价值参考，一般为公开、公平市场条件下的价值，
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因此采用持续经营前提下的市场价值作为选定的价值类型，具体定义如下：
市场价值是指自愿买方和自愿卖方在各自理性行事且未受任何强迫的情况下，评
估对象在评估基准日进行正常公平交易的价值估计数额。
持续经营在本报告中是指被评估单位的生产经营活动会按其现状持续下去，并在
可预见的未来，不会发生重大改变。
五、评估基准日
根据资产评估业务约定书之约定，本次评估的评估基准日为2011年3月31日。
本次评估工作中所采用的价格及其他参数均为评估基准日的标准。
以2011年3月31日作为评估基准日，是委托方根据实现经济行为的需要确定的。
六、评估依据
（一）经济行为依据
丹东新能源与中同华签订的《资产评估业务约定书》。
（二）法律法规依据
1. 中华人民共和国主席令第 42 号《中华人民共和国公司法》2005 年 10 月 27 日）；
2. 国务院 91 号令《国有资产评估管理办法》（1991 年 11 月 16 日）；
3. 原国家国有资产管理局 国资办发[1992]36 号《国有资产评估管理办法施行细
则》（1992 年 7 月 18 日）；
4. 财政部令第 14 号《国有资产评估管理若干问题的规定》（2001 年 12 月 31 日）；
5. 国务院国有资产监督管理委员会、财政部令第 3 号《企业国有产权转让管理暂
行办法》（2003 年 12 月 31 日）；
6. 国务院国有资产监督管理委员会令第 12 号《企业国有资产评估管理暂行办法》
（2005 年 8 月 25 日）；
7. 国务院国有资产监督管理委员会 关于《加强企业国有资产评估管理工作有关
问题》的通知（国资委产权[2006]274 号，2006 年 12 月 12 日）；
8. 原国家国有资产管理局 国资办发[1996]23 号《资产评估操作规范意见(试行)》
（1996 年 5 月 7 日）；
9. 第十届全国人民代表大会常务委员会第二十九次会议修订 中华人民共和国
主席令第 72 号《中华人民共和国城市房地产管理法》（2007 年 8 月 30 日）；
10. 第十届全国人民代表大会常务委员会第十一次会议修订 中华人民共和国主
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席令第 28 号《中华人民共和国土地管理法》（2004 年 8 月 28 日）；
11. 中华人民共和国国务院令第 483 号《中华人民共和国城镇土地使用税暂行条
例》（国务院第 163 次常务会议通过修订，2006 年 12 月 31 日）；
12. 第十届全国人民代表大会第五次会议通过《中华人民共和国企业所得税法》
（2007 年 3 月 16 日）；
13. 其他与资产评估相关的法律、法规等。
（三）准则依据
1. 财政部关于印发《资产评估准则－基本准则》和《资产评估职业道德准则－基
本准则》的通知（财企[2004]20 号，2004 年 2 月 25 日）；
2. 中国注册会计师协会关于印发《注册资产评估师关注评估对象法律权属指导意
见》的通知（会协[2003]18 号，2003 年 1 月 28 日）；
3. 中国资产评估协会关于印发《企业价值评估指导意见（试行）》的通知（中评协
[2004]134 号，2004 年 12 月 30 日）；
4. 中国资产评估协会关于印发《资产评估准则—评估报告等 7 项资产评估准则》
的通知（中评协[2007]189 号，2007 年 11 月 28 日）；
5. 中国资产评估协会关于印发《企业国有资产评估报告指南》的通知 （中评协
[2008]218 号，2008 年 11 月 28 日）；
6. 财政部颁布的国内企业会计准则体系。
（四）权属依据
1. 国有土地使用权证；
2. 机动车辆行驶证；
3. 设备购置合同、建筑安装工程施工合同等；
4. 被评估单位提供的其他权属证明文件。
（五）取价依据
1. Wind 资讯及有关上市公司的财务报告和沪、深股票交易市场的股价交易数据；
2.中国人民银行目前最新的贷款利率；
3.被评估单位提供的上网电量销售合同、煤炭买卖合同、脱硫材料采购合同、项
目可研报告及 2011 年预算等；
4.被评估企业提供的设备购置合同、工程承包合同、工程结算资料、收口概算等
有关资料；
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5.评估师现场察看和市场调查取得的与估价相关的资料。
（六）其他依据
1. 被评估单位提供的各类《资产评估申报明细表》；
2. 被评估单位提供的 2009 年、2010 年及 2011 年 3 月 31 日审计报告、会计报表、
会计凭证、财务经营方面的资料、银行对账单及余额调节表，以及有关协议、合同书、
发票等财务资料；
3. 被评估单位相关人员访谈记录；
4. 被评估单位提供的其他有关资料。
七、评估方法
（一）评估方法的选择
企业价值评估的基本方法包括收益法、市场法和成本法。成本法评估的思路是在
基准日重新购置企业所付出的成本，一般不考虑投资回报。相反收益法则恰恰是从投
资回报角度估算企业价值。市场法则是根据与被评估企业相同或相似的对比公司近期
交易的成交价格，通过分析对比公司与被评估企业各自特点分析确定被评估企业的股
权评估价值。根据本次评估的特性及目的，确定主要采用收益法和市场法进行评估。
（二）评估方法简介
1.收益法
企业价值评估中的收益法，是指通过将被评估企业预期收益资本化或折现以确定
评估对象价值的评估思路。收益法的基本公式为：
E = BD （1）
式中：
E：被评估企业的股东全部权益价值
B：被评估企业的企业价值
D：评估对象的付息债务价值
B = P + ∑ Ci （2）
P：被评估企业的经营性资产价值
ΣCi：被评估企业基准日存在的长期投资、其他非经营性或溢余性资产的价值
n
Ri Rn +1
P=∑ + （3）
i =1 (1 + r ) i r (1 + r ) n
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式中：
Ri：被评估企业未来第 i 年的预期收益（自由现金流量）
r：折现率
n：评估对象的未来预测期。
2.市场法
市场法是根据与被评估单位相同或相似的对比公司近期交易的成交价格，通过分
析对比公司与被评估单位各自特点分析确定被评估单位的股权评估价值，市场法的理
论基础是同类、同经营规模并具有相同获利能力的企业其市场价值是相同的（或相似
的）。
本次评估主要采用市场法中的对比公司方式（Guideline Company Method），所谓
市场法中的对比公司方式是通过比较与被评估单位处于同一行业的上市公司的公允市
场价值来确定委估企业的公允市场价。这种方式一般是首先选择与被评估单位处于同
一行业的并且股票交易活跃的上市公司作为对比公司，然后通过交易股价计算对比公
司的市场价值。另一方面，再选择对比公司的一个或几个收益性和/或资产类参数，如
EBIT，EBITDA、NOIAT 或总资产、净资产等作为“分析参数”，最后计算对比公司市场
价值与所选择分析参数之间的比例关系---称之为比率乘数（Multiples），将上述比率
乘数应用到被评估单位的相应的分析参数中从而得到委估对象的市场价值。
（三）评估结论确定的方法
根据国资委产权[2006]274 号文件精神，在对白音华发电公司以持续经营为前提
采用收益法和市场法进行评估后，对两种评估方法形成的评估结果进行认真对比，分
析差异原因并针对本次评估目的和白音华发电公司自身经营特点选取其中一种评估方
法的结论作为评估报告的使用结果。本次取收益法结论作为最终评估结果。
八、评估程序实施过程和情况
本次评估程序主要分四个阶段进行。
(一) 评估准备阶段
与委托方洽谈，明确评估业务基本事项，对自身专业胜任能力、独立性和业务风
险进行综合分析和评价，接受委托，签订资产评估业务约定书；确定项目负责人，组
成评估项目组，编制评估计划；辅导被评估单位填报资产评估申报表，准备评估所需
资料。
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(二) 现场调查及收集评估资料阶段
根据此次评估业务的具体情况，按照评估程序准则和其他相关规定的要求，评估
人员通过询问、函证、核对、监盘、勘查、检查、抽查等方式进行实地调查，从各种
可能的途径获取评估资料，核实评估范围，了解评估对象现状，关注评估对象法律权
属。
(三) 评定估算阶段
对收集的评估资料进行必要分析、归纳和整理，形成评定估算的依据；根据评估
对象、价值类型、评估资料收集情况等相关条件，选择适用的评估方法，选取相应的
公式和参数进行分析、计算和判断，形成初步评估结果。
(四) 编制和提交评估报告阶段
根据评估小组的初步评估结果，编制相关评估说明，在核实确认相关评估说明具
体资产项目评估结果准确无误，评估工作没有发生重复和遗漏情况的基础上，依据各
资产评估说明进行资产评估汇总分析，确定最终评估结论，撰写资产评估报告书；根
据相关法律、法规、资产评估准则和评估机构内部质量控制制度，对评估报告及评估
程序执行情况进行必要的内部审核；与委托方或者委托方许可的相关当事方就评估报
告有关内容进行必要沟通；按资产评估业务约定书的要求向委托方提交正式资产评估
报告书。
九、评估假设
1．被评估单位的经营活动和提供的服务符合国家的产业政策，各种经营活动合法，
并在未来可预见的时间内不会发生重大变化。
2．本次评估的未来预测是基于现有的市场情况对未来的一个合理的预测，不考虑
今后市场会发生目前不可预测的重大变化和波动。如政治动乱、经济危机、恶性通货
膨胀等。
3．本次预测是基于现有的国家法律、法规、税收政策以及金融政策，不考虑今后
的不可预测的重大变化。
4．本次评估以持续经营为前提。持续经营在此是指被评估单位的生产经营业务可
以按其现状持续经营下去，并在可预见的未来，不会发生重大改变。本次评估的价值
类型是市场价值，不考虑本次评估目的所涉及的经济行为对企业经营情况的影响。
5． 本次评估以本资产评估报告所列明的特定评估目的为基本假设前提；
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6．本次评估的各项资产均以评估基准日的实际存量为前提，有关资产的现行市价
以评估基准日的国内有效价格为依据；
7．委托方提供的相关基础资料和财务资料真实、准确、完整；
8．评估人员所依据的对比公司的财务报告、交易数据等均真实可靠；
9．本次评估，除特殊说明外，未考虑被评估企业相关资产可能承担的抵押、担保
事宜对评估价值的影响，也未考虑国家宏观经济政策发生变化以及遇有自然力和其它
不可抗力对资产价格的影响；
10．评估范围仅以被评估企业提供的评估申报表为准。
当出现与前述假设条件不一致的事项发生时，本评估结果一般会失效。
十、评估结论
本次评估分别采用收益法和市场法两种方法对白音华发电公司股东全部权益价值
进 行 评 估 。 白 音 华 发 电 公 司 经 审 计 后 资 产 账 面 价 值 为 502,203.45 万 元 ， 负 债 为
408,160.35万元，净资产为94,043.10万元。
1. 收益法评估结果
在持续经营假设条件下，白音华发电公司股东全部权益评估价值为120,000.00万
元，较审计后账面净资产增值25,956.90万元，增值率为27.60%。
收益法评估结果见下表：
资产评估结果汇总表（收益法）
金额单位：人民币万元
账面价值 评估价值 增减值 增值率%
项 目
A B C=B-A D=C/A×100
流动资产 1 32,761.62
非流动资产 2 469,441.83
其中：固定资产 3 465,429.04
在建工程 4 1,335.08
工程物资 5 1,937.97
无形资产 6 736.67
其中：土地使用权 7 736.67
递延所得税资产 8 3.08
资产总计 9 502,203.45
流动负债 10 67,810.35
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非流动负债 11 340,350.00
负债总计 12 408,160.35
净资产（所有者权益） 13 94,043.10 120,000.00 25,956.90 27.60
收益法评估结论详细情况见收益法评估明细表。
2.市场法评估结果
采用市场法确定的白音华发电公司股东全部权益评估价值为125,900.00万元，较
审计后账面净资产增值31,856.90万元，增值率为33.87%。
资产评估结果汇总表（市场法）
金额单位：人民币万元
账面价值 评估价值 增减值 增值率%
项 目
A B C=B-A D=C/A×100
流动资产 1 32,761.62
非流动资产 2 469,441.83
其中：固定资产 3 465,429.04
在建工程 4 1,335.08
工程物资 5 1,937.97
无形资产 6 736.67
其中：土地使用权 7 736.67
递延所得税资产 8 3.08
资产总计 9 502,203.45
流动负债 10 67,810.35
非流动负债 11 340,350.00
负债总计 12 408,160.35
净资产（所有者权益） 13 94,043.10 125,900.00 31,856.90 33.87
市场法评估结论详细情况见市场法评估明细表。
3.评估结论
本次评估，我们分别采用收益法和市场法两种方法，通过不同途径对委估对象进
行估值，两种方法的评估结果差异5,900万元，差异率4.9%。
我们认为，两个评估结果的差异率是在合理误差范围内的。收益法是从未来收益
的角度出发，以被评估企业现实资产未来可以产生的收益，经过风险折现后的现值和
作为被评估企业股权的评估价值，因此收益法对企业未来的预期发展因素产生的影响
北京中同华资产评估有限公司 第 14 页
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考虑比较充分。
市场法则是根据与被评估企业相同或相似的对比公司近期交易的成交价格，通过
分析对比公司与被评估企业各自特点分析确定被评估企业的股权评估价值，市场法的
理论基础是同类、同经营规模并具有相同获利能力的企业其市场价值是相同的（或相
似的）。该方法对企业预期收益的考虑仅局限于目前的增长率对未来的发展趋势的影
响，因此与收益法相比存在差异。目前国内股市波动比较大，不排除对比公司股票价
格存在特殊因素，因此我们认为收益法估算出来的结论有更大的可信度。
根据以上分析，我们认为，本次评估采用收益法结论作为最终评估结论比较合理。
本次评估未考虑流通性对评估结论的影响，也未考虑少数股权产生的折价或溢价
对评估结论的影响。
十一、特别事项说明
本评估报告存在如下特别事项，提请报告使用者予以关注：
1. 本评估报告的评估结论是反映委托评估对象在持续经营、外部宏观经济环境不
发生变化等假设前提下，于评估基准日所表现的本报告所列明的评估目的下的价值。
2. 本评估报告是在委托方及相关当事方提供基础文件数据资料的基础上做出的。
提供必要的资料并保证所提供的资料的真实性、合法性、完整性是委托方及相关当事
方的责任；注册资产评估师的责任是对评估对象在评估基准日特定目的下的价值进行
分析、估算并发表专业意见。
3. 本评估结论不应当被认为是对评估对象可实现价格的保证。
4. 本评估结论未考虑评估值增减可能产生的纳税义务变化。
5. 委托方及相关当事方对所提供的评估对象法律权属等资料的真实性、合法性和
完整性承担责任；注册资产评估师的责任是对该资料及其来源进行必要的查验和披露，
不代表对本次委估资产的权属提供任何保证。
6. 因白音华发电公司投产时间不长，目前尚未办理竣工决算，委估房屋建筑物尚
未办理房产证，白音华发电公司已就尚未办理房屋所有权证的情况作出了相关的承诺
与说明。
7. 白音华发电公司与国家开发银行辽宁省分行签订了电费收费权质押合同，贷款
金额为 20.35 亿元，贷款期限为 2008 年 11 月 13 日至 2023 年 11 月 12 日止；与中国
建设银行沈阳城内支行签订电费收费权质押贷款合同，贷款金额 12.88 亿元，贷款期
北京中同华资产评估有限公司 第 15 页
白音华金山发电有限公司股权转让项目资产评估报告书正文
自 2008 年 6 月 27 日至 2023 年 12 月 31 日止。
8. 截止评估基准日，白音华发电公司账面所反映的实收资本为 89,158.60 万元，
其中沈阳金山能源股份有限公司注资 26,100 万元，占 29.275%，辽宁能源投资（集团）
有限责任公司注资 26,000 万元，占 29.16%，丹东新能源注资 30,486.6 万元，占
34.195%，阜新矿业（集团）有限责任公司注资 6,572 万元，占 7.37%。而营业执照所
登记的注册资本为 83,032 万元人民币，实收资本为 54,972 万元人民币，目前营业执
照尚未进行变更。
十二、评估报告使用限制说明
本评估报告有如下使用限制：
1. 本评估报告只能由评估报告载明的评估报告使用者使用，且只能用于本评估报
告载明的评估目的和用途。评估报告使用者应按有关法律、法规，以及资产评估业务
约定书的要求正确、恰当地使用本评估报告，任何不正确或不恰当地使用报告所造成
的不便或损失，将由报告使用者自行承担责任。
2. 未征得我公司书面同意，本评估报告的内容不得被摘抄、引用或披露于公开媒
体。
3. 本评估报告结论的使用有效期原则上为自评估基准日起一年。如果资产状况、
市场状况与评估基准日相关状况相比发生重大变化，委托方应当委托评估机构执行评
估更新业务或重新评估。
十三、评估报告日
本评估报告正式提出日期为2011年5月26日。
北京中同华资产评估有限公司 第 16 页
白音华金山发电有限公司股权转让项目资产评估报告书正文
[此页无正文]
评估机构法定代表人授权人：赵 强
中国注册资产评估师： 管伯渊
中国注册资产评估师： 李 斌
北京中同华资产评估有限公司
二〇一一年五月二十六日
北京中同华资产评估有限公司 第 17 页
白音华金山发电有限公司股权转让项目资产评估报告书附件
白音华金山发电有限公司
股权转让项目
资产评估报告书附件
目 录
附件一：评估基准日专项审计报告正文及所附财务报表（复印件）
附件二：委托方、被评估单位法人营业执照（复印件）
附件三：评估对象涉及的主要权属证明资料（复印件）
1. 国有土地使用权证；
2. 机动车辆行驶证；
3. 其他产权证明资料。
附件四：委托方、被评估单位承诺函（原件）
附件五：签字注册资产评估师承诺函（原件）
附件六：评估机构资格证书（复印件）
附件七：评估机构法人营业执照副本（复印件）
附件八：签字注册资产评估师资格证书（复印件）
附件九：评估机构法定代表人授权书（复印件）
附件十：资产评估业务约定书（复印件）
北京中同华资产评估有限公司 第 18 页
共壹册 第壹册
白音华金山发电有限公司
股权转让项目
资产评估说明
中同华评报字（2011）第 238 号
报告日期：2011 年 5 月 26 日
地址：北京市西城区金融大街 35 号国际企业大厦 B 座 18 层
邮编：100140 电话：010-88091200 传真：010-88091205
资产评估说明目录
资产评估说明目录
第一部分 关于资产评估说明使用范围的声明 ...................... 1
第二部分 关于进行资产评估有关事项的说明 ...................... 2
第三部分 评估对象与评估范围说明 .............................. 3
第四部分 资产核实情况总体说明 ................................ 6
第五部分 评估技术说明 ........................................ 9
第六部分 评估结论及分析 ..................................... 45
北京中同华资产评估有限公司
第一部分 关于资产评估说明使用范围的声明
第一部分 关于资产评估说明使用范围的声明
本评估说明仅供企业国有资产评估项目监管单位备案或核准评估项
目使用、评估业务监管机关检查评估机构工作之用。除法律法规规定外，
材料的全部或者部分内容不得提供给其他任何单位和个人，也不得见诸于
公开媒体。
北京中同华资产评估有限公司
二〇一一年五月二十六日
北京中同华资产评估有限公司 第 1 页
第二部分 关于进行资产评估有关事项的说明
第二部分 关于进行资产评估有关事项的说明
（由委托方及被评估单位提供，原件附后）
第 2 页
第三部分 评估对象与评估范围说明
第三部分 评估对象与评估范围说明
一、评估对象与评估范围内容
本次资产评估对象为白音华金山发电有限公司（以下简称“白音华发电公司”）
的股东全部权益价值，涉及的范围为白音华发电公司申报的于评估基准日经中瑞岳华
会计师事务所专项审计后的资产和负债，具体资产类型和审计后账面价值见下表：
金额单位：人民币元
科目名称 账面价值
一、流动资产合计 327,616,171.93
货币资金 119,431,927.05
应收票据 33,200,000.00
应收账款 115,648,425.00
预付款项 7,162,284.18
其他应收款 1,463,908.96
存货 48,434,119.74
其他流动资产 2,275,507.00
二、非流动资产合计 0.004,694,418,300.69
固定资产 4,654,290,374.74
其中：建筑物类 978,281,356.00
设备类 3,676,009,018.74
在建工程 13,350,769.45
工程物资 19,379,684.97
递延所得税资产 30,817.53
三、资产总计 0.005,022,034,472.62
0.00
四、流动负债合计 678,103,531.56
短期借款 50,000,000.00
应付账款 151,312,461.57
预收账款 209,336.41
应付职工薪酬 4,345,950.20
应交税费 21,545,990.67
其它应付款 311,189,792.71
一年内到期的非流动负债 139,500,000.00
五、非流动负债合计 3,403,500,000.00
长期借款 0.03,403,500,000.000
六、负债合计 0.00 04,081,603,531.56
0.00
七、净资产（所有者权益） 0 940,430,941.06
（一）经审核，委托评估对象和评估范围与本次评估目的所对应经济行为涉及的
评估对象和评估范围一致。
（二）白音华发电公司 2011 年 3 月财务数据已经会计师事务所审计，并出具了无
保留意见审计报告。
北京中同华资产评估有限公司 第3页
第三部分 评估对象与评估范围说明
二、实物资产分布情况及特点
实物资产主要包括存货、房屋建筑物、机器设备、土地使用权、在建工程及工程
物资等。
1．存货：白音华发电公司的存货主要为原材料及在库低值易耗品，主要为燃料、
辅助材料、备品备件等，分布在厂区内的仓库里，仓库格局布置合理，企业年末进行
一次全面盘点，平时进行一些小规模的抽查。
2．房屋建筑物：建筑物主要有主厂房、材料库、电控综合楼、输煤综合楼、办公
楼、公寓楼、宾馆、食堂等，构筑物主要有烟囱、转运站、输煤廊道、道路、围墙、
管沟等。建构筑物主要为钢筋混凝土框(排)架结构和砖混结构，普通装修，安装部分
上下水，电气及暖气齐全。房屋建筑物大部分在 2009 年－2010 年建成，施工质量较
好，现场勘测未发现基础不均匀沉陷及墙体开裂风化等现象，总体看使用情况较好。
3．机器设备：主要为发电设备，一期工程建设 2 台 60 万千瓦亚临界直接空冷燃
煤机组，其中锅炉为北京巴布科克威尔科克有限公司生产，一次中间再热，平衡通风，
固态排渣，紧身封闭，全钢构架悬吊结构，亚临界压力，控制循环汽包锅炉。汽轮机
为哈尔滨汽轮机有限责任公司的机型，为单轴、三缸四排汽、亚临界、 一次中间再热、
直接空冷、凝汽冲动式汽轮机。发电机为哈尔滨电机股份有限公司生产的水氢氢冷却
汽轮发电机，采用静态励磁。
除上述主要设备外，还有与之配套的附属设备、行政办公设备，如运输车辆、电
子设备等。
4．土地使用权：土地使用权为白音华发电公司所属的位于内蒙古自治区西乌旗巴
彦花镇阿拉坦兴安嘎查的土地，为出让性质的工业用地。土地面积为 383332 平方米，
该块地已办理《国有土地使用证》，证号为“西乌国用(2008)第 9350 号”。上述土地
使用权在“无形资产”科目核算。
5．在建工程：在建工程主要为二期 2 台 660MW 超临界空冷机组工程，目前尚处
于项目前期阶段，另外还有部分一期工程未完工项目。
6．工程物资：主要为一期工程剩余物资，其中主要为胶带机等。
三、企业申报的账面记录或者未记录的无形资产情况
白音华发电公司申报的无形资产为土地使用权。本次清查未发现其他未记录的无
形资产情况。
北京中同华资产评估有限公司 第4页
第三部分 评估对象与评估范围说明
四、企业申报的表外资产（如有申报）的类型、数量
白音华发电公司本次没有申报表外资产项目。
五、引用其他机构出具的报告的结论所涉及的资产类型、数量和账面金额（或者
评估值）
本评估报告不存在引用其他机构出具的报告结论情况。
北京中同华资产评估有限公司 第5页
第四部分 资产核实情况总体说明
第四部分 资产核实情况总体说明
一、资产核实人员组织、实施时间和过程
白音华发电公司成立于 2006 年 3 月 7 日，系由沈阳金山能源股份有限公司、阜新
矿业（集团）有限责任公司、丹东东方新能源有限公司、 辽宁能源投资（集团）有限
责任公司出资组建，截至 2011 年 3 月底，总资产 50.22 亿元，装机容量为 120 万千瓦。
由于本次评估方法未采用成本法，因此也未按成本法评估的要求对每项资产进行
核查，评估人员仅对主要、关键资产的现状、使用、维护情况进行了勘察和了解，以
及对非经营性资产进行了核查。
为了搞好清查工作，评估人员分为三个小组，即收益法小组、市场法小组、非经
营资产小组。现场清查工作于 2011 年 5 月 4 日开始至 2011 年 5 月 13 日基本完成，通
过对评估范围内的资产及产权进行清查核实，在中瑞岳华会计师事务所审定基础上对
以下项目进行相应的调整：
1．非经营性资产、负债
（1）非经营性资产
非经营性资产在这里是指对主营业务没有直接“贡献”的资产。
根据企业提供的评估基准日的经审计的资产负债表，发现企业存在非经营性资产
情况为：
①货币资金
截止评估基准日，白音华发电公司货币资金账面余额 11,943.19 万元，扣除企业周
转所需资金外，剩余 3,000 万元作为非经营性资产。
②其他应收款
其他应收款中应收西乌电力有限公司（施工电费）30.14 万元，应收内蒙古海州露
天煤矿有限公司代垫电费 76.66 万元，与企业生产经营无关，为非经营性资产。
③在建工程
截止评估基准日，白音华发电公司在建工程账面值共计 1,335.08 万元，其中与二
期工程相关的费用为 296.08 万元，界定为非经营性资产。
（2）非经营性负债
所谓非经营性负债是指企业承担的债务不是由于主营业务的经营活动产生的负
北京中同华资产评估有限公司 第6页
第四部分 资产核实情况总体说明
债，而是由于与主营业务没有关系或没有直接关系的其他业务活动如对外投资，基本
建设投资等活动所形成的负债。
根据企业提供的评估基准日的经审计的资产负债表和评估申报明细表，未发现企
业存在非经营性负债。
2．负息负债
所谓负息负债是指那些需要支付利息的负债，包括银行借款、发行的债券、融资
租赁的长期应付款等。负息负债还应包括其他一些融资资本，这些资本本应该支付利
息，但由于是关联方或由于其他方面的原因而没有支付利息，如应付账款、其他应付
款中部分款项等，因此根据白音华发电公司评估基准日的资产负债表和评估申报明细
表，我们认定的负息负债包括：
银行借款（含长、短期借款） 359,300.00 万元
应付账款—工程款、设备款等 6,575.36 万元
其他应付款—质保金、保证金等 30,073.06 万元
合计 395,948.41 万元
有关被评估企业的负息负债详细情况，请参见收益法附表。
二、影响资产核实的事项及处理方法
1．白音华发电公司所建 2 台 60 万千瓦亚临界直接空冷燃煤机组所分别于 2010 年
8 月、9 月投产发电，目前尚未办理工程竣工决算，其已建成的房屋建筑物未办理房产
证，白音华发电公司已就上述房屋所有权证的情况作出了相关的承诺与说明。
2．截止评估基准日，白音华发电公司账面所反映的实收资本为 89,158.60 万元，
其中沈阳金山能源股份有限公司注资 26,100 万元，占 29.275%，辽宁能源投资（集
团）有限责任公司注资 26,000 万元，占 29.16%，丹东新能源注资 30,486.6 万元，占
34.195%，阜新矿业（集团）有限责任公司注资 6,572 万元，占 7.37%。而营业执照
所登记的注册资本为 83,032 万元人民币，实收资本为 54,972 万元人民币，目前营业
执照尚未进行变更。
3．白音华发电公司与国家开发银行辽宁省分行签订了电费收费权质押合同，贷
款金额为 20.35 亿元，贷款期限为 2008 年 11 月 13 日至 2023 年 11 月 12 日止；与
中国建设银行沈阳城内支行签订电费收费权质押贷款合同，贷款金额 12.88 亿元，
贷款期自 2008 年 6 月 27 日至 2023 年 12 月 31 日止。
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第四部分 资产核实情况总体说明
除上述事项外，评估人员未发现其他影响资产核实的事项。
三、核实结论
核实情况表明：
经核实，白音华发电公司经营性资产、非经营性资产、经营性负债、非经营性负
债评估申报明细表和账面记录一致，申报明细表与实际情况吻合。
北京中同华资产评估有限公司 第8页
第五部分 评估技术说明
第五部分 评估技术说明
北京中同华资产评估有限公司（以下简称“中同华”或我公司）接受丹东东方新
能源有限公司的委托，对白音华发电公司于评估基准日的股东全部权益，在持续经营
前提下于评估基准日所表现的市场价值进行了评估。根据“国资委产权[2006]274 号”
文件，本次采用收益法和市场法进行评估，说明如下。
一、对比公司财务报告分析、调整
与被评估企业一样我们同样需要将对比公司的非经营性资产、非经营性负债和负
息负债进行确认和分析调整。
(一) 非经营性资产的确认
对于对比公司非经营性资产和负债的确认，我们是根据对比公司的财务报告及评
估申报明细表分析确认的。我们认为对比公司非经营性资产主要应该包括：
交易性金融资产
应收股利
可供出售金融资产
持有至到期投资
长期股权投资
投资性房地产
在建工程
工程物资
(二) 负息负债的确认
对比公司的负息负债主要应该包括：
短期借款
交易性金融负债
应付利息
一年内到期的长期负债
长期借款
北京中同华资产评估有限公司 第9页
第五部分 评估技术说明
二、对比公司的选择
由于被评估企业是一家非上市公司，因此不能直接确定其市场价值，也无法直接
计算其风险回报率等重要参数。为了能估算出该企业的市场价值、经营风险和折现率，
我们采用在国内上市公司中选用对比公司并通过分析对比公司的方法确定委估企业的
经营风险和折现率等因素。对比公司的选取过程如下：
在本次评估中对比公司的选择标准如下：
对比公司近年为盈利公司；
对比公司必须为至少有两年上市历史；
对比公司只发行人民币A股；
对比公司所从事的行业或其主营业务主要为发电收入。
根据上述四项原则，我们选取了以下 4 家上市公司作为对比公司：
对比公司一：皖能电力
安徽省皖能股份有限公司，股票简称：皖能电力，股票代码：000543。
安徽省皖能股份有限公司（以下简称“皖能电力”）是经安徽省人民政府政秘（1993）
第 165 号文件批准，由安徽省电力开发总公司（现更名为安徽省能源集团有限公司）
作为唯一发起人，将其拥有的国有资产合肥电厂 3 号机组、铜陵电厂 1 号机组、2 号
机组作为国有法人股入股，并经中国证监会证监发审字（1993）29 号文复审同意，按
照社会募集方式设立的股份有限公司。皖能电力于 1993 年 12 月 13 日设立，人民币普
通股票（A 股）于同年 12 月 20 日在深圳证券交易所挂牌上市。皖能电力现注册资本
为 77,300.88 万元，注册地址为安徽省合肥市马鞍山路 99 号皖能。2010 年 1 月 5 日，
四川省电力公司持有皖能电力 65,069,997 股股份，占皖能电力总股本的 20.07%，成为
其第一大股东。
皖能电力主要经营范围：电力、节能及相关项目；兼营：与电力相关的原材料开
发、房地产经营、高新技术和出口创汇项目的开发、投资和经营。
对比公司二：上海电力
上海电力股份有限公司，股票简称：上海电力，股票代码：600021。
上海电力股份有限公司（以下简称“上海电力”）是经国家体改委体改生[1998]42
号文批准，由上海市电力公司和中国华东电力集团公司作为发起人共同发起设立，并
于 1998 年 6 月 4 日在上海市工商行政管理局登记注册，领取了注册号为 3100001005356
北京中同华资产评估有限公司 第10页
第五部分 评估技术说明
的企业法人营业执照。2003 年 10 月 29 日，本公司股票在上海证券交易所上市。现注
册资本 213,973.93 万元，现主要股东股权比例分别为：中国电力投资集团公司持有上
海电力 44.74%的股份，中国电力国际发展有限公司持有本公司 25%的股份，中国长江
电力股份有限公司持有 10%的股份。注册地址为上海市中山南路 268 号。
上海电力主要经营范围：电力的开发、建设、经营及管理；组织电力、热力生产、
销售；电力企业内部电力人员技能培训；合同能源管理；电力工程施工总承包；机电
安装工程施工总承包；新能源与可再生能源项目开发及应用；煤炭经销；招投标代理；
电力及相关业务的科技开发与咨询服务；整体煤气化联合循环发电项目的技术开发与
技术咨询服务；自有物业管理；电力及合同能源管理相关的设备、装置、检测仪器及
零部件等商品的进出口和自有技术的出口（国家限定公司经营或禁止进出口的商品和
技术除外）；承包境外工程和境内国际招标工程；对外派遣境外工程及境外电站运行
管理及维护所需的劳务人员；仓储。
对比公司三：国电电力
国电电力发展股份有限公司，股票简称：国电电力，股票代码：600795
国电电力系 1992 年经辽宁省经济体制改革委员会批准，于 1992 年 12 月 31 日以
定向募集方式设立的股份有限公司，设立时名称为大连东北热电发展股份有限公司。
1997 年 3 月 18 日，公司在上海证券交易所挂牌上市，上市时股本总额为 5100 万股，
2000 年年初，国家电力公司入主该公司，成为公司的第一大股东，公司名称由“大连
东北热电发展股份有限公司”变更为“国电电力发展股份有限公司” ，股票简称自
2000 年 2 月 15 日起由“东北热电”变更为“国电电力”。国电电力现注册资本为
1,539,457.06 万元，注册地址：辽宁省大连市经济技术开发区黄海西路 4 号。
经营范围：电力、热力生产、销售；煤炭产品经营；新能源与可再生能源项目、
高新技术、环保节能产业的开发及应用；多晶硅开发与应用；信咨询，电力技术开发
咨询、技术服务；写字楼及场地出租；发、输、变电设备检修、维护；通讯业务；水
处理及销售（后三项仅限于支机构）。
对比公司四：吉电股份
吉林电力股份有限公司，股票简称：吉电股份，股票代码：000875
吉林电力股份有限公司（以下简称“吉电股份”）是 1993 年 4 月经吉林省经济体
制改革委员会【吉改股批（1993）第 47 号】文批准，由吉林省能源交通总公司作为主
发起人与吉林省电力有限公司（原吉林省电力公司）、交通银行长春分行、吉林省信托
北京中同华资产评估有限公司 第11页
第五部分 评估技术说明
投资公司、吉林华能发电公司共同发起，以定向募集方式设立的股份有限公司。吉电
股份设立时注册资本为 126,000 万元。 1993 年 4 月 28 日吉电股份在吉林省工商行政
管理局注册登记，具有法人资格。企业法人营业执照注册号：2200001004185；注册地
址：吉林省长春市工农大路 3088 号。 2002 年 9 月，经吉林省人民政府以【吉政函
[2002]79】号文批准，中国证券监督管理委员会以【证监发行字[2002]97 号】文核准，
吉电股份 3.8 亿股普通股在深圳证券交易所挂牌上市流通，股票代码为 000875。 2005
年 7 月 18 日，中国电力投资集团公司成为吉电股份控股股东吉林省能源交通总公司的
母公司，因此中国电力投资集团公司成为吉电股份的实际控制人。吉电股份现注册资
本为 83,910.00 万元。
吉电股份经营范围：火电、水电、供热、工业供气、运输服务、电力项目科技咨
询、新能源的开发、投资、建设、生产与销售；电站检修及服务业；煤炭的采购与销
售；油页岩的勘探、开发、销售，油页岩油的炼制、销售、储运，客房、餐饮、租赁
（由分支机构凭许可证经营）。
对于上述对比公司我们进行了 t 检验，相关 t 检验数据和结论如下：
对比公司名称 股票代码 自由度(n-2) t 检验统计量 t 检验结论
皖能电力 000543.SZ 55 7.9 通过
上海电力 600021.SH 58 7.2 通过
国电电力 600795.SH 58 5.4 通过
吉电股份 000875.SZ 58 7.0 通过
三、 对比公司、被评估企业经营/财务指标分析
公司经营/财务指标的好坏是影响公司整体价值的重要因素，一般认为公司经营/
财务的指标可以分为盈利能力指标、成长能力指标、营运能力指标和偿债能力指标四
类。
（一）盈利能力指标
企业盈利能力指标是衡量一个企业经营盈利能力的指标，经常被采用的盈利能力
指标包括销售毛利率、资产净利率（ROA）和净资产收益率(ROE)等，本次评估我们综
合分析后确定采用上述三种财务指标作为衡量盈利能力指标。
（二）成长能力指标
成长能力指标是衡量被评估企业经营发展的成长能力的指标。经综合分析后，本
北京中同华资产评估有限公司 第12页
第五部分 评估技术说明
次评估我们确定采用主营业务收入同比增长率、主营业务利润同比增长率和总资产同
比增长率作为衡量成长能力的指标。
（三）营运能力指标
营运能力指标实际上是衡量被评估企业经营管理能力的一项指标。本次评估我们
采用营业周期、净资产周转率和总资产周转率作为营运能力衡量指标。
（四）偿债能力指标
偿债能力指标是衡量企业偿还到期债务能力的指标，我们分别采用流动比率、资
产负债率、产权比率和已获利息倍数作为企业偿债能力的指标。
（五）各项能力指标的计算
我们分别在市场法附表给出了 4 家对比公司的各类能力指标的计算数据。
四、市场法简介
市场法是根据与被评估单位相同或相似的对比公司近期交易的成交价格，通过分
析对比公司与被评估单位各自特点分析确定被评估单位的股权评估价值，市场法的理
论基础是同类、同经营规模并具有相同获利能力的企业其市场价值是相同的（或相似
的）。
本次评估主要采用市场法中的对比公司方式（Guideline Company Method），所谓
市场法中的对比公司方式是通过比较与被评估单位处于同一行业的上市公司的公允市
场价值来确定委估企业的公允市场价。这种方式一般是首先选择与被评估单位处于同
一行业的并且股票交易活跃的上市公司作为对比公司，然后通过交易股价计算对比公
司的市场价值。另一方面，再选择对比公司的一个或几个收益性和/或资产类参数，如
EBIT，EBITDA、NOIAT 或总资产、净资产等作为“分析参数”，最后计算对比公司
市场价值与所选择分析参数之间的比例关系---称之为比率乘数（Multiples），将上述比
率乘数应用到被评估单位的相应的分析参数中从而得到委估对象的市场价值。
通过计算对比公司的市场价值和分析参数，我们可以得到其收益类比率乘数和资
产类比率乘数。但上述比率乘数在应用到被评估单位相应分析参数中前还需要进行必
要的调整，以反映对比公司与被评估单位之间的差异。
（一） 比率乘数的选择
市场比较法要求通过分析对比公司股权（所有者权益）和/或全部投资资本市场价
值与收益性参数、资产类参数或现金流比率参数之间的比率乘数来确定被评估单位的
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第五部分 评估技术说明
比率乘数，然后，根据委估企业的收益能力、资产类参数来估算其股权和/或全投资资
本的价值。因此采用市场法评估的一个重要步骤是分析确定、计算比率乘数。比率乘
数一般可以分为三类，分别为收益类比率乘数、资产类比率乘数和现金流比率乘数。
根据本次被评估单位的特点以及参考国际惯例，本次评估我们选用如下比率乘数：
（1） 收益类比率乘数
用对比公司股权（所有者权益）和全投资资本市场价值与收益类参数计算出的比
率乘数称为收益类比率乘数。收益类比率乘数一般常用的包括：
全投资资本市场价值与税息前收益比率乘数；
全投资资本市场价值与税息折旧/摊销前收益比率乘数；
股权市场价值与税前收益（利润总额）比率乘数。
通过分析，我们发现对比公司和被评估单位在资本结构方面存在着较大的差异，
也就是对比公司和被评估单位可能会支付不同的利息。这种差异会使我们的“对比”
失去意义。为此我们必须要剔除这种差异产生的影响。剔除这种差异影响的最好方法
是采用无负债指标。所谓无负债指标包括税息前收益（EBIT）、税息折旧摊销前收益
（EBITDA）和税后净经营收益 NOIAT，上述指标摈弃了由于资本结构不同对收益产
生的影响。无负债比率乘数使用全投资资本（即股权+债权）除以恰当的收益参数来计
算，然后再在全投资资本中减去债权即可得股权（所有者权益）价值。
EBIT 比率乘数
全投资资本的市场价值和税息前收益指标计算的比率乘数最大限度地减少了由于
债务结构和所得税造成的影响。
EBITDA 比率乘数
全投资资本市场价值和税息折旧摊销前收益可以最大限度地减少由于企业折旧/
摊销政策不同所可能带来的税收等方面的影响。
NOIAT 比率乘数
税后净经营收益可以最大限度地减少由于企业不同折现率及税率等方面的影响。
我们计算了上述三种收益类比率乘数，所有比率乘数的计算详见市场法评估计算
表。
（2） 资产类比率乘数
用对比公司股权（所有者权益）和全投资资本市场价值与资产类参数计算出的比
率乘数称为资产类比率乘数。资产类比率乘数一般常用的包括：
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全投资资本市场价值与总资产比率乘数；
股权市场价值与净资产比率乘数。
在上述指标中，我们认为由于对比公司和被评估单位可能存在较大的资本结构差
异，会导致股权市场价值（净资产资产市场价值）比率乘数缺乏“对比”意义。全投
资资本市场价值与总资产比率乘数可以更好地反映企业价值与资产之间的关系，因此，
我们选取该指标为资产类指标的主要考虑因素，其他指标我们也列示于市场法评估计
算表中。
（3） 全投资与总资产比率乘数
全投资可以有效地避免企业资本结构所产生的影响，并且全投资与总资产在分析
口径上也是一致的。
（4） 股权与净资产比率乘数
与全投资及总资产比率乘数相比，全投资与净资产比率乘数，虽然全投资可以避
免企业资本结构的影响，但净资产仍含有部分资本结构的影响，另外，净资产与全投
资在分析口径上也不完全一样。
（二）比率乘数的计算时间
根据以往的评估经验，我们认为在计算比率乘数时限时选用计算 5 年数据即可，
根据本次评估的需要和目前可以得到的上市公司的数据，我们计算了对比公司 2007、
2008、2009、2010 年和至 2011 年第 1 季度最近 12 个月的比率乘数。
（三） 比率乘数的调整
由于被评估单位与对比公司之间存在经营风险的差异，包括公司特有风险等，因
此需要进行必要的修正。我们以折现率参数作为被评估单位与对比公司经营风险的反
映因素。
另一方面，被评估单位与对比公司可能处于企业发展的不同期间，对于相对稳定
期的企业未来发展相对比较平缓，对于处于发展初期的企业可能会有一段发展相对较
高的时期。另外，企业的经营能力也会对未来预期增长率产生影响，因此我们需要进
行相关修正。
我们进行的相关修正方式如下：
我们知道采用单期间资本化模型得到企业市场价值的方式为：
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DCF
市场价值 FMV =
rg
市场价值FMV
因此 = 1
DCF rg
市场价值FMV
实际上 就是我们要求的比率乘数。
DCF
因此我们可以定义
1
比率乘数 =
rg
式中：r 为折现率；
g 为预期增长率。
对于 r-g 实际就是资本化率，或者准确的说是对于现金流 DCF 的资本化率。如果
r 是 WACC，也就是对应全部投资资本的折现率，则 DCF 应该是全投资资本形成的现
金流，如 NOIAT 等。因此我们有如下公式：
市场价值FMV 1
=
NOIAT WACC g (A)
另一方面销售收入、EBITDA、EBIT、总资产和净资产参数都是税前的参数，因
此应该要求折现率也应该是税前的，即 WACC 应该是税前的加权资金成本：
E Re D
WACC = + Rd
D + E 1T D + E
因此我们可以分别得出 EBIT、EBITDA、NOIAT、总资产和净资产比率乘数的修
整系数如下：
(1) EBIT 比率乘数修整系数
我们定义：
NOIAT
λ= (B)
EBIT
则： NOIAT = EBIT×λ
如果将上式代入(A)式中，可以得到下式：
全投资市场价值FMV 1
= ，可以进一步得到：
EBIT × λ WACC g
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全投资市场价值FMV λ
=
EBIT WACC g
从上式的左边可以得到就是相应于 EBIT 的比率乘数，因此我们可以得到：
λ
EBIT 比率乘数=
WACC g
因此，将对比公司 EBIT 比率乘数修正到被评估单位 EBIT 比率乘数修正系数为：
λ1
WACC1 g1
EBIT 比率乘数修正系数 P =
λ2
WACC2 g 2
式中：WACC1 ：被评估单位 WACC
g1 ：被评估单位 NOIAT 预期增长率
NOIAT
λ1 ：被评估单位的
EBIT
WACC2 ：对比公司 WACC
g2 ：对比公司 NOIAT 预期增长率
NOIAT
λ2 ：对比公司的
EBIT
(2) EBITDA 比率乘数修整系数
全投资市场价值FMV 1
根据 =
EBITDA WACC g
则可以得到
1
WACC1 g1
EBITDA 比率乘数修整系数 P =
1
WACC2 g 2
式中：WACC1 ：被评估单位 WACC；
g1 ：被评估单位 EBITDA 预期增长率；
WACC2 ：对比公司 WACC；
g2 ：对比公司 EBITDA 预期增长率。
(3) 总资产比率乘数修正系数
我们定义：
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NOIAT
ω= (C)
总资产
则： NOIAT= 总资产×ω
将上式代入(A)式中得到：
全投资市场价值FMV 1
= ，可以进一步得到：
总资产 × ω WACC g
全投资市场价值FMV ω
=
总资产 WACC g
从上式的左边可以得到就是相应于总资产的比率乘数，因此我们可以得到：
ω
总资产比率乘数=
WACC g
因此，将对比公司总资产比率乘数修正到被评估单位总资产比率乘数修正系数为：
ω1
WACC1 g1
总资产比率乘数修正系数 P =
ω2
WACC2 g 2
式中：WACC1 ：被评估单位 WACC
g1 ：被评估单位 EBITDA 预期增长率
NOIAT
ω1 ：被评估单位的
总资产
WACC2 ：对比公司 WACC
g2 ：对比公司 EBITDA 预期增长率
NOIAT
ω2 ：对比公司的
总资产
(4) 净资产比率乘数修正系数
我们定义：
利润总额 + 折旧 / 摊销
ψ = (D)
净资产
则： 利润总额+折旧/摊销 = 净资产×ψ
将上式代入(A)式中得到：
股权市场价值FMV 1
= ，可以进一步得到：
净资产 × ψ CAPM g
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股权市场价值FMV ψ
=
净资产 CAPM g
从上式的左边即为净资产的比率乘数，因此我们可以得到净资产比率乘数
ψ
= CAPM g
因此，将对比公司净资产比率乘数修正到被评估单位净资产比率乘数修正系数为：
ψ1
CAPM1 g1
净资产比率乘数修正系数 P = ψ2
CAPM 2 g 2
式中：CAPM1 ：被评估单位股权投资回报率；
g1 ：被评估单位利润预期增长率；
利润总额 + 折旧 / 摊销
ψ1 ：被评估单位的
净资产
CAPM2 ：对比公司股权投资回报率；
g2 ： 对比公司利润预期增长率；
利润总额 + 折旧 / 摊销
ψ2 ：对比公司的
净资产
分别采用上述的比率乘数修正系数修正被评估单位的相应比率乘数后可以通过以
下方式得到被评估单位的股权价值：
对比公司市场价值
对比公司比率乘数 =
对比公司分析参数 对比公司
被评估单位比率乘数 = 对比公司比率乘数×修正系数 P
被评估单位市场价值 =被评估单位比率乘数×被评估单位相应分析参数。
（四） 对比公司比率乘数修正系数确定
我们计算出了四个对比公司的两类 5 种比率乘数，他们分别是税息前收益 EBIT
比率乘数、税息折旧/摊销前收益 EBITDA 比率乘数、税后净经营收益 NOIAT、总资
产比率乘数和净资产比率乘数。但由于对比公司和被评估单位存在经营风险和未来收
益预期增长率等方面的影响，因此需要对对比公司的上述两类 5 项比率乘数进行适当
修正，因此我们分别采用不同的修正系数对对比公司的比率乘数进行修正：
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第五部分 评估技术说明
折现率 r 的估算
由于对比公司全部为上市公司，因此其市场价值可以非常容易确定，因此我们可
以通过其加权资金成本估算其折现率，对于被评估单位的折现率我们采用收益法评估
中估算的折现率。有关对比公司折现率和被评估单位折现率的估算，请详见市场法估
算。
预期长期增长率 g 的估算
所谓预期长期增长率就是对比公司评估基准日后的长期增长率，我们知道对于企
业未来的增长率应该符合一个逐步下降的一个趋势，也就是说其增长率应该随着时间
的推移，增长率逐步下降，理论上说当时间趋于无穷时，增长率趣于零，其关系可以
用以下图示：
12.0000
10.0000
8.0000
6.0000
4.0000
2.0000
0.0000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
我们根据对比公司评估基准日前 4 年的历史数据和和被评估单位最近一年数据为
基础分别分析预测其今后 5 年和 5 年之后收益的合理增长率并得出上述增长率的平均值
作为预期增长率 g。有关 4 家对比公司和被评估单位 g 的估算请详见市场法评估表
（五） 市场法评估结论的分析确定
（1） 关于比率乘数计算时间的确定
我们分别采用最近 12 个月数据和前 4 年平均值数据分别计算 5 种比率乘数，请详
见市场法评估表。
由于某一年度的数据的偶然误差较大，为了最大程度消除这种误差，本次评估选
用基准日前 4 年的数据的平均值作为选定的比率乘数。
（2） 关于比率乘数种类的确定
我们分别计算了税息前收益 EBIT 比率乘数、税息折旧/摊销前 EBITDA 比率乘数、
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第五部分 评估技术说明
总资产比率乘数和净资产比率乘数等 5 种比率乘数，下面我们分别说明各比率乘数的
选取过程及分析理由。
总资产比率乘数
总资产比率乘数是反映企业总资产账面价值与其全投资市场价值之间关系的一个
比率乘数，根据我们的了解，目前电力企业资产大量为实物资产，企业的总资产账面
价值、规模与其全投资市场价值之间关系较为密切，故总资产比率乘数适合本次评估。
且由于企业投产时间至评估基准日不到一年，故选用最近 12 个月总资产比率乘数。
净资产比率乘数
净资产比率乘数是反映企业净资产与股权（所有者权益）市场价值之间关系的一
个比率乘数。由于该比率乘数存在非流动资产账面价值差异问题，因此该比率乘数不
适合本次评估。
税息前收益 EBIT 比率乘数/税息折旧/摊销前收益 EBITDA 比率乘数/税后净经
营收益 NOIAT
EBIT 比率乘数、EBITDA 比率乘数及税后净经营收益 NOIAT 都是反映企业获利
能力与全投资市场价值之间关系的比率乘数，这种比率乘数直接反映了获利能力和价
值之间的关系，但是实际上上述比率乘数忽略了运营资本（日常运营所需资金）的变
化和公司仍需要增加资金重新购置或对设备进行升级所需要的现金流出。鉴于这种情
况，我们认为上述比率乘数不适合本次评估。
（3）市场法评估结论的分析确定
根据上述分析，我们选定总资产比率乘数作为本次评估市场法采用的比率乘数。
利用如下公式：
被评估单位比率乘数 = 对比公司比率乘数×修正系数 P
被评估单位全投资市场价值 =被评估企业总资产×总资产比率乘数
根据上式计算得出被评估单位全投资市场价值后，我们通过如下公式最终得到股
权的评估价值：
被评估单位股权市场价值 = 全投资市场价值 - 负息负债+非经营性资产净值
根据上式我们得到，于评估基准日，在持续经营假设条件下，采用市场法确定的
白音华发电公司股东全部权益的评估值为人民币 125,900 万元，详见市场法评估计算
表。
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五、收益法简介
收益法是基于一种普遍接受的原则。该原则认为一个企业的整体价值可以用企业
未来现金流的现值来衡量。收益法评估中最常用的为折现现金流模型，该模型将资产
经营产生的现金流用一个适当的折现率折为现值。
企业价值评估中的收益法，是指通过将被评估企业预期收益资本化或折现以确定
评估对象价值的评估思路。收益法的基本公式为：
E = BD
式中：E－被评估企业的股东全部权益价值；D－评估对象的付息债务价值；B－
被评估企业的企业价值：
B = P + ∑ Ci
式中：ΣCi－被评估企业基准日存在的长期投资、其他非经营性或溢余性资产的
价值；P－被评估企业的经营性资产价值：
n
Ri Rn+1
P=∑ +
i =1 (1 + r ) i r (1 + r ) n
式中：Ri－被评估企业未来第 i 年的预期收益(自由现金流量)；r－折现率；n－评
估对象的未来预测期。
对于全投资资本，上式中 Ri＝主营业务收入－主营业务成本－期间费用＋其他业
务利润－所得税＋折旧/摊销＋所得税调整后的利息－营运资金增加－资本性支出
六、收益法估算过程及结论说明
（一）被评估企业概况
1. 白音华发电公司简介
1）注册登记情况
企业名称：白音华金山发电有限公司
住 所：巴拉嘎尔高勒镇巴拉格尔街
法定代表人：陈必成
注册资本：83032 万元人民币
实收资本：54972 万元人民币
公司类型：有限责任公司
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第五部分 评估技术说明
经营范围：火力发电、供电、供热、供汽；电力工程技术咨询、火力发电设备检
修、粉煤灰及石膏综合利用、石灰粉加工与销售；保温材料、运输、电力物资采购和
经营。***国家法律、法规规定应经审批的，未获审批前不得从事生产经营。经营期限：
2006 年 3 月 7 日至 2036 年 3 月 6 日。
白音华发电公司系由沈阳金山能源股份有限公司、阜新矿业（集团）有限责任公
司、丹东东方新能源有限公司、 辽宁能源投资（集团）有限责任公司出资于 2006 年
3 月 7 日成立的有限责任公司。其中沈阳金山能源股份有限公司占 31%，辽宁能源投
资（集团）有限责任公司占 30%，丹东东方新能源有限公司占 30%，阜新矿业（集团）
有限责任公司占 9%。现企业法人营业执照注册号为 152526000002116 号。
白音华发电公司采取董事会领导下的总经理负责制，现有员工 255 人，内部机构
设置包括经理工作部、财务资产部、发电运行部、计划营销部、人力资源部、生产技
术部、物资供应部等。
2．企业概况
白音华发电公司工程概况如下：工程项目位于内蒙古锡林盟本乌珠穆沁旗白音华
苏木，东距霍林河 120 公里，西距锡林浩约 240 公里，距西乌珠穆沁旗（巴彦乌兰镇）
约 85km，距白音华 4 号煤田（4 号露天矿）约 3km。规划装机容量为 4 台 600MW 机
组，一期亚临界空冷发电工程建设规模为 2×600MW，已获得国家发改委的核准，年
需燃煤量 475 万砘，全年取水量 364 万立方米。白音华发电公司一期工程于 2006 年 8
月 8 日开工建设，一号机组已于 2010 年 8 月 8 日并网发电，二号机组已于 2010 年 9
月 1 日并网发电。一期工程概算总投资 50.81 亿元。二期工程 2 台 660MW 超临界空冷
机组现正在做前期工作。
3．资产、财务、经营状况
近两年及评估基准日企业的资产、财务、负债状况和经营业绩如下表：
金额单位：万元
项目 2009 年 12 月 31 日 2010 年 12 月 31 日 2011 年 3 月 31 日
流动资产 5,530.83 24,010.52 32,761.62
非流动资产 441,066.91 472,140.98 469,441.83
资产总计 446,597.74 496,151.50 502,203.45
流动负债 166,225.74 76,390.82 67,810.35
非流动负债 212,700.00 332,550.00 340,350.00
负债合计 378,925.74 408,940.82 408,160.35
净资产 67,672.00 87,210.68 94,043.10
项目 2009 年 2010 年 2011 年 1 至 3 月
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营业收入 0.00 35,463.58 28,236.10
营业成本 0.00 25,986.60 19,888.11
营业利润 0.00 2,548.68 3,138.22
利润总额 0.00 2,538.68 3,138.22
净利润 0.00 2,538.68 2,345.81
4．白音华发电公司主要资产概况
白音华发电公司的固定资产账面原值为 473,988.71 万元，净值为 465,429.04 万元。
其中，房屋建筑物账面原值为 98,538.30 元，净值为 97,828.14 万元；机器设备账面原值
为 375,450.41 万元，账面净值为 367,600.90 万元。
在建工程包括设备安装工程，账面值为 1,335.08 万元。
无形资产包括土地使用权，账面值为 736.67 万元。
相关资产的状况请详见《资产、负债清查调整情况表》。
5．人力资源状况
目前，白音华发电公司现有员工 255 人。其中一线工人 188 人，后勤服务人员 3
人，技术管理人员 9 人，行政管理人员 23 人，中层管理人员 25 人，高级管理人员 4
人。
6．公司税赋情况
白音华发电公司为一般纳税人，需要按照 17%的税率缴纳增值税；所得税为 25%，
同时据财税[2008]170 号《关于全国实施增值税转型改革若干问题的通知》，自 2009 年
1 月 1 日起购置设备所取得的进项税可以从企业销项税额中抵扣。
企业适用的主要税种、税率情况 金额单位： 元
项目 行次 税率
增值税 1 17%
营业税 2 5%
所得税 3 25%
房产税 4 1.20%
车船使用税 5 按载客或载重量
土地使用税 6 2 元/平米
个人所得税 7 9 级超额累进
印花税 8 按合同性质
城市维护建设税 9 5%
教育费附加 10 3%
地方教育费附加 11 2%
水利建设基金 12 1‰
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（二）市场需求和竞争分析
● 2010 年我国宏观经济现况
1．2010 年宏观经济形势
2010 年全年国内生产总值 397,983 亿元，按可比价格计算，比上年增长 10.3%，
增速比上年增长 1.1 个百分点。其中，2010 年第四季度国内生产总值同比增长 9.8%。
全年规模以上工业增加值比上年增长 15.7%，增速比上年加快 4.7 个百分点。
2010 年全年居民消费价格比上年上涨 3.3%。其中，城市上涨 3.2%，农村上涨 3.6%。
12 月份，居民消费价格同比上涨 4.6%，环比上涨 0.5%。
全年全社会固定资产投资 278,140 亿元，比上年增长 23.8%，增速比上年回落 6.2
个百分点。扣除价格因素，实际增长 19.5%。
（1）内需增长从政策推动向市场驱动转变。
投资增长动力实现市场接替。2009 年我国经济能迅速扭转增速下滑势头，主要得
益于一揽子经济刺激计划。其中，政府主导的投资快速扩张发挥了关键作用。自去年
四季度以来，政府主导的投资增长逐步下降，市场驱动的投资成为增长的主要动力。
在今年 1—8 月份固定资产投资中，政府预算内资金和国有企业投资仅增长 11.5%和
20．33%，而去年同期则高达 82．7%和 49.72%；内资企业中非国有企业投资增长
29．63%，仅略低于去年同期水平（30.5%）；主要依靠市场驱动的房地产开发投资增
长 36．7%，远远高于去年同期 12.5%的增速。前 8 个月，固定资产投资增长 24.8%，
主要来源于房地产开发投资和民间投资的高速增长。
消费增长依然强劲。在应对危机过程中，我国政府实施的诸多刺激消费的政策效
果显著。在汽车、家电、家具、旅游等消费热点的带动下，2009 年社会消费品零售总
额剔除商品零售价格因素之后实际增长 16.9%，达到历史最高水平。今年以来，政策
刺激力度和效应有所减弱，社会保障和就业、医疗卫生等民生性财政支出增速同比降
幅较大，消费实际增长有所回落，但居民自主消费动力依然较强。2 月份以来，社会
消费品零售总额实际增速稳定在 15.2%左右的较高水平。
（2）出口恢复快速增长，占全球比重进一步提高
在世界经济复苏、外部需求恢复较快增长的拉动下，今年以来我国出口增长超出
预期。2 月份以后单月出口值达到 1,100 亿美元，前 8 个月累计出口 9,897 亿美元，同
比增长 35.45%，高出金融危机发生前的 2008 年同期 504 亿美元。我国出口占全球比
重不断提高。2008 年我国出口占比为 8.9%。2009 年出口受到严重冲击，但降幅低于
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第五部分 评估技术说明
全球平均水平，占比不降反升，达到 9.7%。今年有望突破 10%，接近德国、日本曾经
占全球出口比重的峰值。
我国出口恢复高速增长、出口规模占全球比重进一步提高，主要原因，一是占我
国出口市场 50%以上的新兴经济体和发展中国家，受金融危机冲击较小，经济复苏较
快，进口增速高于发达经济体；二是民营企业国际市场竞争力提升明显，今年以来以
民营企业为主的其他性质企业出口增速显著高于国有企业和外资企业；三是我国政府
采取的上调出口退税率、增加出口信贷、为出口企业提供资金支持等多种政策措施，
减轻了金融危机对外向型企业生产能力的冲击，多数企业生产恢复迅速，部分订单转
移到我国。
● 2010年电力供求情况分析
2010 年，电力行业企业继续加大结构调整力度，在经受多重困难和严峻考验的情
况下，保障了电力经济平稳运行，全社会用电量经历了高位运行后的稳步回落，全年
用电量突破 4 万亿千瓦时；基建新增装机连续 5 年超过 9000 万千瓦，年底发电装机容
量达到 9.6 亿千瓦，供应能力总体充足；电网规模五年实现总体翻倍；电源结构继续
优化，水电装机容量突破 2 亿千瓦，非化石能源发电装机容量所占比重持续提高；电
力技术应用继续实现突破，电力行业节能减排成效显著；煤价持续高位并继续攀升导
致火电厂经营困难、经营压力加大。
电力消费情况
1．全社会用电量继续增长，但各月增速持续回落
2010 年，电力消费需求总体保持旺盛，全年全国全社会用电量 41923 亿千瓦时，
“十一五”期间年均增长 11.09%。国家宏观调控作用显现，全社会用电量呈现一季度高
速增长、4-8 月份回稳、9 月份以后回落的态势。
2．第二产业用电增速下滑带动全社会用电量增速快速回落，第三产业和城乡居民
生活用电受天气影响明显
2010 年，第一产业用电量 984 亿千瓦时， “十一五”期间年均增长 5.44%；第二产
业受国家宏观调控政策影响显著，用电增速下降幅度较大，是全社会用电量下半年增
速回落的最主要动力，全年用电量 31318 亿千瓦时，“十一五”期间年均增长 10.91%；
第三产业及城乡居民生活用电量总体保持稳定增长，但受天气影响明显，全年用电量
分别为 4497 亿千瓦时和 5125 亿千瓦时，“十一五”期间年均分别增长 12.25%和 12.65%。
与 2005 年比较，第二产业用电比重略有下降，第三产业与城乡居民生活用电比重有所
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第五部分 评估技术说明
上升。
3．重工业用电量回落快于轻工业
2010 年，全国工业用电量 30887 亿千瓦时。其中，全国轻、重工业用电量分别为
5187 亿千瓦时和 25699 亿千瓦时，轻工业各月用电量增长相对平稳，重工业回落明显。
“十一五”期间，轻、重工业用电量年均分别增长 7.01%和 11.77%，轻工业用电增长明
显低于重工业用电增长，轻工业用电量占工业用电量的比重从 2005 年的 20.05%持续
下降到 2010 年的 16.80%。
4．四大行业月度用电量增速持续下降，全年制造业用电量增长较快
2010 年，化工、建材、钢铁冶炼、有色金属冶炼四大行业用电量增速从年初的近
30%持续下降至 11、12 月份的负增长；四大行业合计用电量占全社会用电量的比重呈
波动下降趋势，从 2010 年 2 月份的 35.45%下降到 12 月份的 29.20%。其中，黑色金
属冶炼行业用电量 11、12 月份增速为负，有色金属冶炼行业用电增速在四季度回落最
为明显。
受投资、消费和出口贸易拉动，2010 年我国制造业用电量增长较快，月度用电量
自上年四季度起其规模屡创历史最高水平，全年累计增速高于全社会用电量增速 2.5
个百分点。
电力供应情况
1．新增装机连续 5 年超 9000 万千瓦，非化石能源装机比重持续上升
2010 年，全国基建新增发电生产能力 9127 万千瓦。“十一五”期间我国累计新增
装机 48610 万千瓦，超过 2010 年底全国发电装机总容量的一半；水电、核电、风电等
非火电发电装机发展迅速，累计新增装机 12030 万千瓦，是 2010 年底同类型能源发电
装机容量的 47.07%，火电新增装机所占比重从 2005 年的 81.00%下降到 2010 年的
64.34%。
2010 年底，全国发电设备容量 96219 万千瓦。“十一五”期间，全国电力装机连续
跨越 6 亿、7 亿、8 亿、9 亿千瓦大关，年均增长 13.22%，快速扭转了“十五”期间全国
电力大范围缺电局面，满足了经济发展对电力的强劲需求。在此期间，电源结构调整
效果明显，火电装机容量增速逐年下降，风电装机容量年均增长 96.68%，水电、核电、
风电等非化石能源装机比重从 2005 年的 24.23%提高到 2010 年的 26.53%。
2．全国发电市场总体旺盛，火电发电量比重明显下降
2010 年，全国全口径发电量 42280 亿千瓦时，但增速自二季度起高位回落。水电
北京中同华资产评估有限公司 第27页
第五部分 评估技术说明
发电量全年总体保持较好形势，但春季持续负增长；各月火电发电量增速自二季度起
呈持续下降趋势，全年所占比重比上年下降 1.05 个百分点；核能发电保持稳定；风力
发电持续保持高速增长。“十一五”期间，风电发电量所占比重从 2005 年的 0.07%上升
到 2010 年的 1.18%，水电、核电和风电等清洁能源发电量比重明显提升。
3．月度发电设备利用小时总体呈现缓慢减少的趋势，但全年发电设备利用小时同
比有所提高
2010 年，各月度发电设备利用小时总体呈现缓慢减少的趋势，但全年 6000 千瓦
及以上电厂发电设备累计平均利用小时达到 4660 小时，比上年增加 114 小时，是自
2004 年发电设备利用小时持续下降后的首次回升。水电、火电设备累计平均利用小时
分别为 3429 小时、5031 小时，分别比上年提高 101 小时和 166 小时。
4．全国火电厂燃料供应总体平衡，一、四季度供需平衡偏紧，电煤价格同比上升
且高位波动
2010 年，全国火电厂燃料供应总体平衡，全国电煤市场价格高位波动。一季度供
需比较紧张，国内电煤消费快速增加；二季度消耗总量有所减少，库存持续提高；迎
峰度夏期间耗煤量增加较多，供耗基本平衡；四季度供需偏紧，电煤库存高位回落。
电网输送情况
截至 2010 年底，全国电网 220 千伏及以上输电线路回路长度、公用变设备容量分
别为 44.27 万千米、19.74 亿千伏安，分别比 2005 年底增加 18.90 万千米、11.31 亿千
伏安，实现了变配电能力的翻倍增长。“十一五”期间全国电网增加±800 千伏特高压直
流以及 1000 千伏特高压交流电压等级，年底线路长度分别为 3282 千米、640 千米。
2010 年，全国电网建设重大成果继续显现，云南至广东以及向家坝至上海±800
千伏特高压直流输电工程顺利投产，将我国直流输电技术提升到新台阶；±500 千伏呼
伦贝尔至辽宁直流输电工程、±660 千伏宁东至山东直流极Ⅰ系统以及新疆与西北 750
千伏联网等一批跨区跨省重点工程建成投运，进一步提升了电网对能源资源大范围优
化配置的能力；青藏电网联网工程开工建设。
2010 年，各月跨区送电基本保持平稳较快增长，全年全国跨区送电量完成 1492
亿千瓦时，比上年增长 21.71%；三峡电厂在全年没有新增产能的情况下，全年送出 834
亿千瓦时，同比增长 5.51 %；受西南水电出力不足等因素影响，南方电网区域“西电东
送”负增长；京津唐电网输入输出电量及跨省输出电量保持平稳增长；进口电量比上年
明显下降，出口电量比上年增加。
北京中同华资产评估有限公司 第28页
第五部分 评估技术说明
电源电网投资均有所下降，非化石能源发电投资比重继续提高
2010 年，全国电力工程建设累计完成投资 7051 亿元，其中电源、电网工程建设
分别完成投资 3641 亿元、3410 亿元，分别比上年降低 4.26%和 12.53%。“十一五”期
间全国电力工程建设累计完成投资 3.2 万亿元，电网工程建设年均投资 2949 亿元，五
年累计完成投资所占比重上升到 46.05%。
“十一五”期间，电源工程建设投资向非化石能源发电领域倾斜，水电、核电、风
电等能源发电投资占电源投资的比重从 2005 年的 29%持续提高到 2010 年的 64%，火
电投资完成额由 2005 年的 2271 亿元快速减少到 2010 年的 1311 亿元。
电力行业节能降耗工作继续推进，成效继续显现
2010 年，全国供电标准煤耗 335 克/千瓦时，比上年下降 5 克/千瓦时，“十一五”
累计下降超过 35 克/千瓦时；全国电网输电线路损失率 6.49%，比上年下降 0.23 个百
分点，“十一五”累计下降 0.72 个百分点。全国供电煤耗、输电线损率已处于世界先进
水平。
2011 年，全国电力消费需求将保持总体旺盛，全年用电量预计在 4.7 万亿千瓦时
左右，增速比 2010 年有所回落；电力供应能力进一步增强，全年预计新增装机 9000
万千瓦左右，年底全国装机容量超过 10.4 亿千瓦，电源结构继续优化，清洁能源发展
继续加速。综合各种因素分析，全国电力供需总体平衡，但个别地区在冬、夏季受电
煤、来水和气温影响，供需结构性矛盾依然存在，导致局部地区电力供需不平衡；全
国发电设备利用小时与上年基本持平，火电设备利用小时同比有所上升。
（三）评估假设前提
本次评估是建立在一系列假设前提基础上的。下面是其中一些主要的假设前提：
1．被评估单位的经营活动和提供的服务符合国家的产业政策，各种经营活动合法，
并在未来可预见的时间内不会发生重大变化。
2．本次评估的未来预测是基于现有的市场情况对未来的一个合理的预测，不考虑
今后市场会发生目前不可预测的重大变化和波动。如政治动乱、经济危机、恶性通货
膨胀等。
3．本次预测是基于现有的国家法律、法规、税收政策以及金融政策，不考虑今后
的不可预测的重大变化。
4．本次评估以持续经营为前提。持续经营在此是指被评估单位的生产经营业务可
以按其现状持续经营下去，并在可预见的未来，不会发生重大改变。本次评估的价值
北京中同华资产评估有限公司 第29页
第五部分 评估技术说明
类型是市场价值，不考虑本次评估目的所涉及的经济行为对企业经营情况的影响。
5． 本次评估以本资产评估报告所列明的特定评估目的为基本假设前提；
6．本次评估的各项资产均以评估基准日的实际存量为前提，有关资产的现行市价
以评估基准日的国内有效价格为依据；
7．委托方提供的相关基础资料和财务资料真实、准确、完整；
8．评估人员所依据的对比公司的财务报告、交易数据等均真实可靠；
9．本次评估，除特殊说明外，未考虑被评估企业相关资产可能承担的抵押、担保
事宜对评估价值的影响，也未考虑国家宏观经济政策发生变化以及遇有自然力和其它
不可抗力对资产价格的影响；
10．评估范围仅以被评估企业提供的评估申报表为准。
当出现与前述假设条件不一致的事项发生时，本评估结果一般会失效。
（四）评估预测说明
1.对未来 10 年及以后年度收益的预测
（1）主营业务收入预测
白音华发电公司目前的主营业务为火电电力生产和销售。主营业务收入的预测项
目包括：年有效发电小时、综合厂用电率、平均上网结算电价。
1）年有效发电小时、综合厂用电率
白音华发电公司目前生产的电量 90%提供东北电网有限公司，余下 10%的电量分
别提供给华北电网公司和蒙东电网公司。根据白音华发电公司与东北电网有限公司签
订的购售电合同，并参照白音华发电公司上报华电集团 2011 年度预算，预测白音华发
电公司 2011 度有效发电小时为 4500 小时。参考 2010 年中国电力行业分析报告，随着
社会的发展，电力需求将有所上升，可虑到东北和内蒙地区电力需求上升较慢，故预
测白音华发电公司年有效发电小时于 2014 年以后有小幅上升。综合厂用电率参考企业
历史平均水平及 2011 年预算取 9%。白音华发电公司两台 60 万千瓦时机组各年平均发
电小时及发电量的预测见《发电量预测表》。
2）平均上网结算电价
白音华发电公司#1、#2 机组进入商业运营后，上网电价执行与东北电网有限公司
合同价即含税上网电价为 0.3317 元/千瓦时，与华北电网公司及蒙东电网公司执行结算
价分别为含税 0.298 元/千瓦时、0.299 元/千瓦时，另外，近期电价小幅上涨，白音华
发电公司与东北电网有限公司、华北电网公司上网电价分别上涨 0.0022 元/千瓦时（含
北京中同华资产评估有限公司 第30页
第五部分 评估技术说明
税价）、0.0017 元/千瓦时（含税价），2011 年 4 月至 12 月，电价按照调整后价格进行
预测，以后几年电价按 2011 年电价水平进行预测。
有关收入预测情况详见《主营业务销售数量/收入预测表》。
（2）主营业务成本预测
主营业务成本的预测，通过与企业相关管理人员进行的深入了解，结合企业实际
情况，预测如下：
1）燃料费预测
①白音华发电公司#1、#2 机组设计发电煤耗 314.24 克/千瓦时。受燃煤质量、管理
水平等因素的影响，并参考机组投产以来运行情况，自 2010 年 8 月机组投产以来，煤
耗逐月下降，但 2011 年 1 月单月煤耗较高，从而导致 2011 年 1 至 3 月综合煤耗较高。
参考 2011 年企业预算指标，预测 2011 年 4 至 12 月供电煤耗为 347 克/千瓦时，2012
年以后为 346 克/千瓦时。
②标煤单价
白音华发电公司燃煤主要采用白音华 4 号露天矿褐煤，该煤矿距离白音华发电公
司约 3 公里，直接采用皮带输送，该煤矿年产褐煤约 2000 万吨，白音华发电公司年消
耗燃煤约 400 万吨，白音华 4 号露天矿的产能远远满足白音华发电公司燃煤的需求，
根据企业 2011 年签订的煤炭买卖合同，燃煤价格折算标煤不含税价平均每吨 330 元左
右，参考 2011 年预算指标不含税价每吨 348.34 元，预测值确定标煤单价为不含税价
350 元/吨。
2）其他成本费用
①固定资产折旧按分类折旧率测算，机器设备平均按照 25 年计提折旧，其中新
增设备按 15 年计提折旧，房屋建筑物按 40 年计提折旧，土地使用权按照 50 年摊销。
②水费
水费由两部分构成：①水费；②水资源费。白音华发电公司年需用水量约 335.75
万吨，其中使用白音华 4 号露天矿疏干水约 233 万吨，其余用高力罕水库的水，水费
及水资源费约合每吨 4 元。据此预测 2011 年 4 月及以后年度水费标准。
③材料费
材料费主要包括脱硫材料费、生产消耗性材料和维护性材料等，脱硫所需的石灰
石目前由西乌旗星火石灰石有限公司提供，材料费参照 2011 年预算进行预测。
北京中同华资产评估有限公司 第31页
第五部分 评估技术说明
④人工成本（含福利保险等）
根据企业评估基准日职工人数和 2011 年 1 至 3 月工资水平，预测 2011 年 4 至 12
月职工薪酬费用， 2012 年以后参照 2011 年水平进行测算。
⑤管理费用
管理费用主要包括排污费、房产税、土地使用税、保险费、燃料厂后费用等，适
当考虑物价水平提高等因素，在历史平均水平的基础上有所上涨，其中排污费包括二
氧化硫排污费、烟尘、氮氧化物等。
按照内蒙古自治区发改委、财政厅发布的“关于调整我区二氧化硫排污费征收标
准的通知”（内发改费字[2008]1543 号文件），预测 2011 年以后每年约需发生排污费用
接近 1216 万元。
其余费用参考 2011 年预算进行预测。
有关成本预测情况详见《主营业务成本预测表》。
3）主营业务税金及附加的预测
税金及附加预测见《销售税金及附加预测表》。
4）财务费用
截止评估基准日，白音华发电公司长期借款本金 340,350 万元，短期借款本金为
5,000 万元，按长、短期银行借款本金和现行利率估算贷款利息支出。
财务费用预测见《财务费用预测表》。
5）所得税预测
企业所得税率现行为 25%，以后年度依此预测。
2.无负债净现金流的预测
无负债净现金流 = 毛现金流 - 年资本性支出 - 年营运资金增加额
毛现金流=息前净利润 + 年固定资产折旧及长期资产摊销额
（1）息前净利润的预测
根据对以上各科目的预测值，可以直接求得未来每年的息前净利润。息前净利润=
主营业务收入-主营业务成本-主营业务税金及附加-销售费用-管理费用-财务费用+其
他业务利润-所得税+利息支出×（1-所得税率）。详见附表《毛现金流量计算表》。
（2）年固定资产折旧及无形资产摊销额的预测
根据企业财务报表，截止评估基准日固定资产中房屋建筑物账面净值为 97,828.14
北京中同华资产评估有限公司 第32页
第五部分 评估技术说明
万元，机器设备账面净值为 367,600.90 万元，无形资产—土地使用权账面值为 736.67
万元。
根据上述资产具体特点，我们考虑按如下综合尚可折旧/摊销年限确定上述资产未
来的折旧/摊销额：
房屋及建筑物： 39.5 年
机器设备： 24.5 年
固定资产-土地 47 年
对于今后每年资本性支出形成的各类资产，其折旧年限按 15 年计算。
详见《折旧/摊销预测表》。
（3）资本性支出预测
资本性支出是为了保证企业生产经营可以正常发展的情况下，企业每年需要进行
的资本性支出。本次评估我们采用如下方式预测资本性支出：
白音华发电公司投产时间较短，其一期工程目前尚未办理竣工决算，财务核算时
将在建工程科目暂估转入固定资产。企业在预测 2011 年 4 至 12 月资本性支出时预估
了一部分未支付且未入账的工程款，另外由于企业投产时间不长，近几年维护改造费
用较低，随着机组运行时间延长，其维护、技改费用较高，资本性支出逐步加大。
根据最新的增值税改革政策，未来设备购置增值税进项税可以抵扣，因此本次评
估在测算时考虑了上述因素的影响。
详见《资本性支出预测表》。
（4）营运资金增加预测
营运资金的预测， 一般根据企业最近几年每年营运资金占用占销售收入的比例进
行分析和判断，由于企业经营时间较短，我们参考了 2011 年 1 至 3 月经营数据以及未
来预测的付现成本和资金周转次数估算营运资金需求量。根据未来经营预测，我们得
到可以采用年销售收入的 6.5%作为营运资金需求量。详见《营运资金预测表》。
（5）终值预测
终值是企业在2020年预测经营期之后的价值。终值的预测一般可以采用永续年金
的方式。在国外也有采用Gordon 增长模型进行预测的。本次评估我们采用永续年金的
方式预测。我们假定企业的经营在2020年后每年的经营情况趋于稳定。详见《净现金
流计算表》。
北京中同华资产评估有限公司 第33页
第五部分 评估技术说明
（五）折现率的确定
折现率，又称期望投资回报率，是基于收益法确定评估价值的重要参数。由于被
评估企业不是上市公司，其折现率不能直接计算获得。因此本次评估采用选取对比公
司进行分析计算的方法估算被评估企业期望投资回报率。为此，第一步，首先在上市
公司中选取对比公司，然后估算对比公司的系统性风险系数 β（Levered Beta）；第二
步，根据对比公司资本结构、对比公司 β 以及被评估公司资本结构估算被评估企业的
期望投资回报率，并以此作为折现率。
1. 对比公司的选取
关于对比公司的选择详见“第五部分 评估技术说明二、对比公司的选择”。
2. 加权资金成本的确定（WACC）
WACC（Weighted Average Cost of Capital）代表期望的总投资回报率。它是期
望的股权回报率和所得税调整后的债权回报率的加权平均值。
在计算总投资回报率时，第一步需要计算，截至评估基准日，股权资金回报率和
利用公开的市场数据计算债权资金回报率。第二步，计算加权平均股权回报率和债权
回报率。
3. 股权回报率的确定
为了确定股权回报率，我们利用资本定价模型（Capital Asset Pricing Model or
“CAPM”）。CAPM 是通常估算投资者收益要求并进而求取公司股权收益率的方法。它
可以用下列公式表述：
Re= Rf + β×ERP + Rs
其中：
Re ： 股权回报率
Rf ： 无风险回报率
β ： 风险系数
ERP： 市场风险超额回报率
Rs ：公司特有风险超额回报率
分析 CAPM 我们采用以下几步：
第一步：确定无风险收益率
国债收益率通常被认为是无风险的，因为持有该债权到期不能兑付的风险很小，
可以忽略不计。
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第五部分 评估技术说明
我们在沪、深两市选择从评估基准日到国债到期日剩余期限超过 10 年期的国债，
并计算其到期收益率，取所有国债到期收益率的平均值 4.97%作为本次评估无风险收
益率，请详见附表《国债到期收益率计算表》。
第二步：确定股权风险收益率
股权风险收益率是投资者投资股票市场所期望的超过无风险收益率的部分。正确
地确定风险收益率一直是许多股票分析师和资产评估师的研究课题。例如：在美国，
Ibbotson Associates 的研究发现从 1926 年到 1997 年，股权投资年平均年复利回报率
为 11.0%，超过长期国债收益率（无风险收益率）约 6.8%。这个超额收益率就被认为
是股权投资风险超额收益率 ERP（Equity Risk Premium）。
借鉴美国相关部门估算 ERP 的思路，我们对中国股票市场相关数据进行了研究，
我们按如下方式计算中国股市的股权风险收益率 ERP：
确定衡量股市整体变化的指数：估算股票市场的投资回报率首先需要确定一
个衡量股市波动变化的指数。目前国内沪、深两市有许多指数，但是我们选用的指数
应该是能最好反映市场主流股票变化的指数，参照美国相关机构估算美国 ERP 时选用
标准普尔 500（S&P500）指数的经验，我们在估算中国市场 ERP 时选用了沪深 300
指数。沪深 300 指数是 2005 年 4 月 8 日沪深交易所联合发布的第一只跨市场指数，该
指数由沪深 A 股中规模大、流动性好、最具代表性的 300 只股票组成，以综合反映沪
深 A 股市场整体表现。沪深 300 指数为成份指数，以指数成份股、自由流通股本分级
靠档后的调整股本作为权重，因此选择该指数成份股可以更真实反映市场中投资收益
的情况。
收益率计算年期的选择：所谓收益率计算年期就是考虑到股票价格是随机波
动的，存在不确定性，因此为了合理稀释由于股票非系统波动所产生的扰动，我们需
要估算一定长度年限股票投资的平均收益率，以最大程度地降低股票非系统波动所可
能产生的差异。考虑到中国股市股票波动的特性，我们选择 10 年为间隔期计算 ERP
的计算年期，也就是说每只成份股的投资回报率都是需要计算其十年的平均值投资回
报率作为其未来可能的期望投资回报率。另一方面，我们知道中国股市起始于上世纪
90 年代初期，但最初几年发展及不规范，直到 1997 年之后才逐渐走上正规，考虑到
上述情况，我们在测算中国股市 ERP 时，计算的最早滚动时间起始于 1997 年，我们
具体采用“向前滚动”的方法分别计算了 2001、2002、2003、…2009 和 2010 年的 ERP，
也就是 2001 年 ERP 的计算采用的年期为 1997 年到 2001 年数据（此时年限不足 10 年），
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第五部分 评估技术说明
该年度 ERP 的含义是如果在 1997 年购买指数成份股股票持有到 2001 年后每年平均超
额收益率；2002 年的 ERP 计算采用的年限为 1997 年到 2002 年（此时年限也不足 10
年），该年度 ERP 的含义是如果在 1997 年购买指数成份股股票持有到 2001 年后每年
平均超额收益率；以此类推，当计算 2009 年的 ERP 时我们采用的时间年期为 2000 年
到 2009 年（10 年年期），该年度 ERP 的含义是如果在 2000 年购买指数成份股股票持
有到 2009 年后每年平均超额收益率；计算 2010 年 ERP 时我们采用的年限为 2001 年
到 2010 年（10 年年期），该年度 ERP 的含义是如果在 2001 年购买指数成份股股票持
有到 2010 年后每年平均超额收益率。
指数成分股的确定：沪深 300 指数的成分股每年是发生变化的，因此我们在
估算时采用每年年底时沪深 300 指数的成分股，既当计算 2010 年 ERP 时采用 2010 年
底沪深 300 指数的成分股；计算 2009 年 ERP 时采用沪深 300 指数 2009 年底的成分股。
对于 2001~2004 年沪深 300 指数没有推出之前，我们采用“外推”的方式，即采用 2005
年年底沪深 300 指数的成分股外推到上述年份，既 2001~2004 年的成分股与 2005 年末
保持不变。
数据的采集：本次 ERP 测算我们借助 Wind 资讯的数据系统提供所选择的各
成分股每年年末的交易收盘价。由于成分股收益中应该包括每年分红、派息等产生的
收益，因此我们需要考虑所谓分红、派息等产生的收益，为此我们选用的年末收盘价
是 Wind 数据中的年末“复权”价。例如在计算 2010 年 ERP 时选用数据是从 2001-12-31
起至 2010-21-31 止的以 1997 年 12 月 31 日为基准的年末复权价，上述价格中已经有
效的将每年由于分红、派息等产生的收益反映在价格中。
年收益率的计算采用算术平均值和几何平均值两种计算方法：
算术平均值计算方法：
设：每年收益率为 Ri，则：
Pi Pi 1
Ri =
Pi (i=1,2,3,….,N)
式中：Ri 为第 i 年收益率
Pi 为第 i 年年末交易收盘价（后复权价）
设第 1 年到第 n 年的收益平均值为 An，则：
北京中同华资产评估有限公司 第36页
第五部分 评估技术说明
n
∑R
i =1
i
An = N
式中：An 为第 1 年（当计算 2010 年 ERP 是即 2001 年）到第 n 年收益率的算术平
均值，n=1,2,3,…10，N 是计算每年 ERP 时的有效年限，例如计算 2010 年时，N=10，
计算 2001 年时由于计算年限是从 1997 年到 2001 年，因此 N=4。
几何平均值计算方法：
设第 1 年到第 i 年的几何平均值为 Ci，则：
( i 1)
Pi
P1
Ci = -1 (i=2,3,…N)
Pi 为第 i 年年末交易收盘价（后复权价）
无风险收益率 Rfi 的估算：为了估算每年的 ERP，需要估算计算期每年的无风
险收益率 Rfi，本次测算我们采用国债的到期收益率（Yield to Maturate Rate）作为无
风险收益率。国债的选择标准是评估基准日距国债到期日剩余年限超过 10 年的国债，
最后以选定的国债到期收益率的平均值作为每年年末的无风险收益率 Rfi。
估算结论：
将每年沪深 300 指数成份股收益算术平均值或几何平均值计算出来后，需要将 300
个股票收益率计算平均值作为本年算术或几何平均值的计算 ERP 结论，这个平均值我
们采用加权平均的方式，权重则选择每个成份股在沪深 300 指数计算中的权重；每年
ERP 的估算分别采用如下方式：
算术平均值法：
ERPi = Ai - Rfi (i=1,2,…N)
几何平均值法：
ERPi =Ci - Rfi (i=1,2,…N)
通过估算我们可以分别计算出 2001、2002、2003、…、2010 年每年的市场风险超
额收益率 ERPi，由于我们评估是要估算未来的 ERP，因此我们最终需要选择上述 10
年的 ERP 的算术平均值作为我们需要估算的未来的 ERP，我们的估算结果如下：
北京中同华资产评估有限公司 第37页
第五部分 评估技术说明
无风险收益率 Rf(距
Rm 算 术 平 均 Rm 几何平 ERP=Rm 算 ERP=Rm 几何平
序号 年分 到期剩余年限超过
值 均值 术平均值-Rf 均值-Rf
10 年）
1 2001 15.06% 8.35% 3.83% 11.23% 4.52%
2 2002 7.45% 1.40% 3.00% 4.45% -1.60%
3 2003 11.40% 5.69% 3.77% 7.63% 1.92%
4 2004 7.49% 1.95% 4.98% 2.51% -3.03%
5 2005 7.74% 3.25% 3.56% 4.18% -0.31%
6 2006 36.68% 22.54% 3.55% 33.13% 18.99%
7 2007 55.92% 37.39% 4.30% 51.62% 33.09%
8 2008 27.76% 0.57% 3.80% 23.96% -3.23%
9 2009 45.41% 16.89% 4.09% 41.32% 12.80%
10 2010 41.43% 15.10% 4.25% 37.18% 10.85%
11 平均值 25.63% 11.31% 3.91% 21.72% 7.40%
由于几何平均值可以更好表述收益率的增长情况，因此我们认为采用几何平均值
计算的 Cn 计算得到 ERP 更切合实际，因此我们认为选择 ERP = 7.40%作为目前国内市
场股权超额收益率 ERP 未来期望值比较合理。
第三步：确定对比公司相对于股票市场风险系数 β（LeveredBeta）。
β 被认为是衡量公司相对风险的指标。投资股市中一个公司，如果其 β 值为 1.1
则意味着其股票风险比整个股市平均风险高 10%；相反，如果公司 β 为 0.9，则表示
其股票风险比股市平均低 10%。因为投资者期望高风险应得到高回报，β 值对投资者
衡量投资某种股票的相对风险非常有帮助。
目前中国国内 Wind 资讯公司是一家从事于 β 的研究并给出计算 β 值的计算公式
的公司。本次评估我们是选取该公司公布的 β 计算器计算对比公司的 β 值，股票市
场指数选择的是沪深 300 指数。股票市场指数选择的是沪深 300 指数。上述 β 值是含
有对比公司自身资本结构的 β 值。
第四步：计算对比公司 UnleveredBeta 和估算被评估单位 UnleveredBeta
根据以下公式，我们可以分别计算对比公司的 Unlevered Beta：
LeveredBet a
UnleveredB eta =
1 + (1 T )( D / E )
式中： D：债权价值；E：股权价值；T：适用所得税率；
将对比公司的 Unlevered Beta 计算出来后，取其平均值作为被评估单位的
UnLevered Beta。
第五步：确定被评估单位的资本结构比率
北京中同华资产评估有限公司 第38页
第五部分 评估技术说明
我们在综合考虑对比公司的平均资本结构和被评估单位的目前的资本结构基础上
确定本次评估被评估单位的资本结构比率。
第六步：估算被评估单位在上述确定的资本结构比率下的 LeveredBeta
我们将已经确定的被评估单位资本结构比率代入到如下公式中，计算被评估单位
Levered Beta：
Levered Beta = Unlevered Beta×（1+（1-T）×D/E）
式中： D：债权价值；E：股权价值；T：适用所得税率；
第七步：估算公司特有风险收益率 Rs
采用资本定价模型一般被认为是估算一个投资组合（Portfolio）的组合投资收益率，
一般认为对于单个公司的投资风险要高于一个投资组合的风险，因此，在考虑一个单
个公司或股票的投资收益时应该考虑该公司的特有风险所产生的超额收益率。
公司的特有风险超额收益率，目前国际上比较多的是考虑公司的规模对投资风险
大小的影响，公司资产规模小、投资风险就会相对增加，因此超额收益率就高，反之，
公司资产规模大，投资风险就会相对减小，因此超额收益率就低。企业资产规模与投
资风险这种关系已被投资者广泛接受。
但是公司的特有风险还与其他方面的因素有关，例如，与企业的盈利状态有关，
具体的说就是盈利的公司投资风险要低于亏损的公司，盈利能力越强，企业的投资风
险就应该越低，超额收益率就相对较低。另外特有风险还会与公司其他的一些特别因
素相关，如供货渠道单一、依赖特定供应商或销售产品品种少等。
在国际上有许多知名的研究机构发表过有关文章详细地定量阐述了公司资产规模
与投资回报率之间的关系。如美国的 Ibbotson Associate 在其 SBBI 每年度研究报告中
就有类似的论述。美国研究公司规模超额收益的另一个著名研究是 Grabowski-King 研
究，下表就是该研究的结论：
规模超额收益率平
净资产账面价值 规模超额收益率
组别 滑处理后算术平均
（百万美元） 算术平均值
值
1 16,884 5.70% 4.20%
2 6,691 4.90% 5.40%
3 4,578 7.10% 5.80%
- -- --- -- - - --
20 205 10.30% 9.80%
21 176 10.90% 10.00%
北京中同华资产评估有限公司 第39页
第五部分 评估技术说明
22 149 10.70% 10.20%
23 119 10.40% 10.50%
24 84 10.50% 11.00%
25 37 13.20% 12.00%
从上表可以看出公司规模超额收益率随着资产规模的降低由 4.2%逐步增加到
12%左右。
参考 Grabowski-King 研究的思路，同时在 Grabowski-King 研究的思路的基础上
再进一步，我们在考虑公司的资产规模基础上，同时再引进另一个参数--收益能力指
标，来研究公司特有风险超额收益与公司资产规模和收益能力两个指标参数的关系。
我们对沪、深两市的 1,000 多家上市公司 2005～2010 年的数据进行了分析研究，我们
的研究过程主要分为以下几步：
选取样本点：
在国内沪、深两市上市公司中共选取 1,051 家上市公司作为样本点，借助 Wind 资
讯的数据系统提供的从 1997-12-31 起至 2010-21-31 的复权交易年收盘价格作为基础数
据分别采用算术平均值和几何平均值方法分别计算每个选定的样本点从 2005 年~2010
年的每年收益的平均值：
算术平均值计算方法：
设：每年收益率为 Ri，则：
Pi Pi 1
Ri = (i=1,2,3,….,n)
Pi
式中：Ri 为第 i 年收益率
Pi 为第 i 年年末交易收盘价（复权）
设第 1 年到第 n 年的收益平均值为 A，则：
n
∑R
i =1
i
A= N
几何平均值计算方法：
设第 1 年到第 n 年的几何平均值为 C，则：
Pn
( n 1)
P1
C= -1
Pn 为第 n 年年末交易收盘价（后复权）。
北京中同华资产评估有限公司 第40页
第五部分 评估技术说明
估算每个样本点的实际平均收益之后，我们采用 CAPM 模型，既：
Re = Rf + Beta (ERP)
估算出每个样本点采用 CAPM 模型估算的收益率 Re，其中 Rf 取截止 2011 年 3
月底剩余年限超过 10 年的国债到期收益率平均值 4.97%，ERP 取 7.4%。
样本点公司规模数据和收益能力数据的选择
对于衡量样本点的资产规模指标我们选择“账面总资产”，对于衡量收益能力指标
我们相应地选择总资产回报率 ROA。
数据整理
我们首先将样本点的公司规模超额收益率，也就是采用 2005 年到 2010 年平均股
票收益率 Re 与采用资本定价模型估算出来的 CAPM 的差额，即,股票 j 的公司超额收
益率 Δj 为：
Δj = Rej-CAPMj （j=1，2，。。。。n）
我们将公司特有风险超额收益率 Δ 与选择出来衡量资产规模的总资产账面价值 S
和衡量收益能力指标的总资产回报率 ROA 组成样本点数据序列。对上述数据序列进
行排序和分组，排序、分组的方法如下：
先按公司总资产进行排序，将数据序列按总资产规模从小到大进行升序排序；
按按总资产规模进行分组，分别为以下 9 组：
序号 资产规模（亿元） 样本点数量
1 0≤S <5 111
2 5≤S <10 212
3 10≤S <15 101
4 15≤S <20 76
5 20≤S <30 61
6 30≤S <40 76
7 40≤S <50 71
8 50≤S <100 101
9 S≥100 102
再在上述按总资产划分的分组中，再按收益率指标 ROA 进行第二次排序，并进
行分组，分组情况如下：
序号 总资产规模分组标准（亿元） 总资产收益率分组标准（%） 样本点数量
1 0≤S <5 R <0 28
2 0≤S <5 0≤R <10 53
3 0≤S <5 R≥10 30
4 5≤S <10 R <0 22
5 5≤S <10 0≤R <10 148
6 5≤S <10 R≥10 42
北京中同华资产评估有限公司 第41页
第五部分 评估技术说明
7 10≤S <15 R <0 10
8 10≤S <15 0≤R <10 74
9 10≤S <15 R≥10 17
10 15≤S <20 R <0 7
11 15≤S <20 0≤R <10 28
12 15≤S <20 R≥10 41
13 20≤S <30 R <5 27
14 20≤S <30 R≥5 34
15 30≤S <40 R <5 26
16 30≤S <40 R≥5 50
17 40≤S <50 R <5 30
18 40≤S <50 R≥5 41
19 50≤S <100 R <5 32
20 50≤S <100 R≥5 69
21 S≥100 R <5 19
22 S≥100 5≤R <10 51
23 S≥100 R≥10 32
将上述 23 个小组中的每组样本的超额收益率、总资产和 ROA 的平均值作为该
组样本的超额收益率、总资产和 ROA，则可以得到如下数据表格：
总净资产平 总资产平均 总资产收益
总资产规模分 总资产收益率 样本点数 超额收益
序号 均值S（亿 值（亿元）的 率平均值
组标准（亿元） 分组标准（%） 量 率Rs
元） 自然对数 ROA
1 0≤S <5 R <0 28 3.00% 2.96 1.08 -6.41%
2 0≤S <5 0≤R <10 53 2.80% 3.64 1.29 5.74%
3 0≤S <5 R≥10 30 2.74% 3.39 1.22 17.26%
4 5≤S <10 R <0 22 2.45% 7.17 1.97 -57.48%
5 5≤S <10 0≤R <10 148 2.41% 7.56 2.02 4.67%
6 5≤S <10 R≥10 42 2.28% 7.36 2.00 14.94%
7 10≤S <15 R <0 10 2.17% 16.88 2.83 -2.31%
8 10≤S <15 0≤R <10 74 2.09% 17.43 2.86 5.54%
9 10≤S <15 R≥10 17 2.03% 17.08 2.84 13.75%
10 15≤S <20 R <0 7 1.29% 22.35 3.11 -8.94%
11 15≤S <20 0≤R <10 28 1.61% 22.51 3.11 3.34%
12 15≤S <20 R≥10 41 1.45% 22.24 3.10 8.35%
13 20≤S <30 R <5 27 1.22% 27.09 3.30 0.22%
14 20≤S <30 R≥5 34 1.12% 27.40 3.31 9.23%
15 30≤S <40 R <5 26 0.97% 34.65 3.55 1.38%
16 30≤S <40 R≥5 50 0.94% 35.47 3.57 8.94%
17 40≤S <50 R <5 30 0.81% 44.34 3.79 1.73%
18 40≤S <50 R≥5 41 0.73% 44.84 3.80 10.07%
19 50≤S <100 R <5 32 0.59% 69.17 4.24 2.98%
20 50≤S <100 R≥5 69 0.35% 70.62 4.26 10.37%
21 S≥100 R <5 19 0.19% 379.82 5.94 2.86%
22 S≥100 5≤R <10 51 -0.72% 295.01 5.69 7.41%
23 S≥100 R≥10 32 -0.66% 506.88 6.23 14.61%
估算结论
我们按超额收益率 Rs 与总资产的自然对数和总资产报酬率 ROA 进行二元一次线
北京中同华资产评估有限公司 第42页
第五部分 评估技术说明
性回归分析，得到如下结论：
Rs = 3.73%-0.717%×Ln(S)-0.267%×ROA (R2 = 93.14%)
其中： Rs：公司规模超额收益率；
S：公司总资产账面值（按亿元单位计算）；
ROA：总资产报酬率；
Ln：自然对数。
根据以上结论，我们将被评估企业的总资产账面价值以及按此总资产计算的被评
估企业的总资产报酬率分别规模代入上述回归方程既可计算被评估企业的规模超额收
益率。
第八步：计算现行股权收益率
将恰当的数据代入 CAPM 公式中，我们就可以计算出对被评估企业的股权期望回
报率。根据上述计算得到被评估企业股权收益率为 13.70%，故我们以此作为被评估企
业的股权收益率。
4．债权回报率的确定
在中国，对债权收益率的一个合理估计是将市场公允短期和长期银行贷款利率结
合起来的一个估计。
目前在中国，只有极少数国营大型企业或国家重点工程项目才可以被批准发行公
司债券。事实上，中国目前尚未建立起真正意义上的公司债券市场，尽管有一些公司
债券是可以交易的。然而，另一方面，官方公布的贷款利率是可以得到的。事实上，
评估基准日，有效的一年期贷款利率是 6.31%。我们采用该利率作为我们的债权年期
望回报率。
5．总资本加权平均回报率的确定
股权期望回报率和债权回报率可以用加权平均的方法计算总资本加权平均回报
率。权重评估对象实际股权、债权结构比例。总资本加权平均回报率利用以下公式计
算：
E D
WACC = Re + Rd (1 T )
D+E D+E
其 中；
WACC = 加权平均总资本回报率；
E = 股权价值；
北京中同华资产评估有限公司 第43页
第五部分 评估技术说明
Re = 期望股本回报率；
D = 付息债权价值；
Rd= 债权期望回报率；
T= 企业所得税率；
（六）被评估单位折现率的确定
根据上述计算得到被评估单位总资本加权平均回报率为 10.12%，故我们以 10.12%
作为被评估公司的折现率。
WACC 的计算请详见《加权资金成本计算表》。
（七）非经营性资产的评估
非经营性资产在这里是指对企业主营业务没有直接“贡献”的资产。我们知道，
企业不是所有的资产对主营业务都有直接贡献，有些资产可能对主营业务没有直接“贡
献”，如长期投资、在建工程及一些闲置资产等。
根据被评估单位提供的截止评估基准日的评估申报明细表，我们发现有以下资产
应该列为非经营性资产。这些资产包括：
货币资金：白音华发电公司货币资金基准日账面余额 11,943.19 万元，通过测算企
业周转资金需求量，货币资金中有约 3000 万元为多余资金，界定为非经营性资产。
其他应收款：白音华发电公司其他应收款中代其他单位垫付的电费，与当期经营
无关，界定为非经营资产，账面值 106.80 万元。
在建工程：白音华发电公司在建工程中与二期工程相关的费用账面金额 296.08 万
元，与当期经营无关，界定为非经营资产。
（八）收益法评估结论
经评估，截止 2011 年 3 月 31 日，委托评估企业股权价值，在持续经营前提下，
以股权转让为目的采用收益法评估之市场价值为人民币 120,000 万元，即：
壹拾贰亿元整
北京中同华资产评估有限公司 第44页
第六部分 评估结论及分析
第六部分 评估结论及分析
本次评估分别采用收益法和市场法两种方法对股东全部权益价值进行评估。白音
华发电公司经审计后资产账面价值为 502,203.45 万元，负债为 408,160.35 万元，净资
产为 94,043.10 万元。
一、 收益法评估结果
在持续经营假设条件下，白音华发电公司股东全部权益评估价值为 120,000.00 万
元，较审计后账面净资产增值 25,956.90 万元，增值率为 27.60%。评估结果见下表：
资产评估结果汇总表（收益法）
金额单位：人民币万元
账面价值 评估价值 增减值 增值率%
项 目
A B C=B-A D=C/A×100
流动资产 1 32,761.62
非流动资产 2 469,441.83
其中：固定资产 3 465,429.04
在建工程 4 1,335.08
工程物资 5 1,937.97
无形资产 6 736.67
其中：土地使用权 7 736.67
递延所得税资产 8 3.08
资产总计 9 502,203.45
流动负债 10 67,810.35
非流动负债 11 340,350.00
负债总计 12 408,160.35
净资产（所有者权益） 13 94,043.10 120,000.00 25,956.90 27.60
收益法评估结论详细情况见收益法评估明细表。
二、 市场法评估结果
采用市场法确定的白音华发电公司股东全部权益评估价值为 125,900.00 万元，较
审计后账面净资产增值 31,856.90 万元，增值率为 33.87%。评估结果见下表：
北京中同华资产评估有限公司 第45页
第六部分 评估结论及分析
资产评估结果汇总表（市场法）
金额单位：人民币万元
账面价值 评估价值 增减值 增值率%
项 目
A B C=B-A D=C/A×100
流动资产 1 32,761.62
非流动资产 2 469,441.83
其中：固定资产 3 465,429.04
在建工程 4 1,335.08
工程物资 5 1,937.97
无形资产 6 736.67
其中：土地使用权 7 736.67
递延所得税资产 8 3.08
资产总计 9 502,203.45
流动负债 10 67,810.35
非流动负债 11 340,350.00
负债总计 12 408,160.35
净资产（所有者权益） 13 94,043.10 125,900.00 31,856.90 33.87
市场法评估结论详细情况见市场法评估明细表。
三、 两种评估方法评估结论的分析确定
本次评估，我们分别采用收益法和市场法两种方法，通过不同途径对委估对象进
行估值，两种方法的评估结果差异 5,900 万元，差异率 4.9%。
我们认为，两个评估结果的差异率是在合理误差范围内的。收益法是从未来收益
的角度出发，以被评估企业现实资产未来可以产生的收益，经过风险折现后的现值和
作为被评估企业股权的评估价值，因此收益法对企业未来的预期发展因素产生的影响
考虑比较充分。
市场法则是根据与被评估企业相同或相似的对比公司近期交易的成交价格，通过
分析对比公司与被评估企业各自特点分析确定被评估企业的股权评估价值，市场法的
理论基础是同类、同经营规模并具有相同获利能力的企业其市场价值是相同的（或相
似的）。该方法对企业预期收益的考虑仅局限于目前的增长率对未来的发展趋势的影
响，因此与收益法相比存在差异。目前国内股市波动比较大，不排除对比公司股票价
北京中同华资产评估有限公司 第46页
第六部分 评估结论及分析
格存在特殊因素，因此我们认为收益法估算出来的结论有更大的可信度。
根据以上分析，我们认为，本次评估采用收益法结论作为最终评估结论比较合理。
本次评估取收益法结果作为最终结论如下：
截止于 2011 年 3 月 31 日，白音华发电公司经审计后的评估基准日股东全部权益，
在持续经营前提条件下的市场价值为人民币 120,000.00 万元。即：
人民币壹拾贰亿元整。
北京中同华资产评估有限公司 第47页
附件一 关于进行资产评估有关事项的说明
北京中同华资产评估有限公司
白音华金山发电有限公司
审 计 报 告
中瑞岳华专审字[2011]第 1345 号
目 录
一、审计报告 1
二、已审财务报表
1. 资产负债表 3
2. 利润表 5
3. 现金流量表 6
4. 股东权益变动表 7
5. 财务报表附注 8
中瑞岳华会计师事务所有限公司 Zhongrui Yuehua Certified Public Accountants Co., Ltd. 电话：+86(10)88095588
Tel： +86(10)88095588
地址：北京市西城区金融大街 35 号国际 Add:8-9 /F Block A Corporation Bldg.No.35 Finance Street Xicheng District
企业大厦 A 座 8-9 层 传真：+86(10)88091199
Beijing PRC
邮政编码：100140 Post Code:100140 Fax： +86(10)88091199
审 计 报 告
中瑞岳华专审字[2011]第 1345 号
丹东东方新能源有限公司：
我们审计了后附的白音华金山发电有限公司 (以下简称“白音华公司”)财务报
表，包括 2011 年 3 月 31 日、2010 年 12 月 31 日的资产负债表，2011 年 1-3 月、
2010 年度的利润表、现金流量表和所有者权益变动表以及财务报表附注。
一、管理层对财务报表的责任
按照企业会计准则的规定编制财务报表是白音华公司管理层的责任。这种责任
包括：（1）设计、实施和维护与财务报表编制相关的内部控制，以使财务报表不存
在由于舞弊或错误而导致的重大错报；（2）选择和运用恰当的会计政策；（3）作出
合理的会计估计。
二、注册会计师的责任
我们的责任是在实施审计工作的基础上对财务报表发表审计意见。我们按照中
国注册会计师审计准则的规定执行了审计工作。中国注册会计师审计准则要求我们
遵守职业道德规范，计划和实施审计工作以对财务报表是否不存在重大错报获取合
理保证。
审计工作涉及实施审计程序，以获取有关财务报表金额和披露的审计证据。选
择的审计程序取决于注册会计师的判断，包括对由于舞弊或错误导致的财务报表重
大错报风险的评估。在进行风险评估时，我们考虑与财务报表编制相关的内部控制，
以设计恰当的审计程序，但目的并非对内部控制的有效性发表意见。审计工作还包
括评价管理层选用会计政策的恰当性和作出会计估计的合理性，以及评价财务报表
1
的总体列报。
我们相信，我们获取的审计证据是充分、适当的，为发表审计意见提供了基础。
三、审计意见
我们认为，上述财务报表已经按照企业会计准则的规定编制，在所有重大方面
公允反映了白音华公司 2010 年 12 月 31 日、2011 年 3 月 31 日的财务状况以及 2010
年度、2011 年 1-3 月的经营成果和现金流量。
本报告仅供丹东东方新能源有限公司向沈阳金山能源股份有限公司转让所持
白音华公司股权之事宜使用，不得用作任何其他用途。
中瑞岳华会计师事务所有限公司 中国注册会计师：
中国北京 中国注册会计师：
2011 年 5 月 20 日
2
资 产 负 债 表
编制单位:白音华金山发电有限公司 金额单位：人民币元
资 产 注 释 2011年3月31日 2010年12月31日
流动资产：
货币资金 六、1 119,431,927.05 68,576,758.81
交易性金融资产
应收票据 六、2 33,200,000.00 15,000,000.00
应收账款 六、3 115,648,425.00 84,639,889.00
预付款项 六、4 7,162,284.18 5,233,663.38
应收利息
应收股利
其他应收款 六、5 1,463,908.96 998,222.92
存货 六、6 48,434,119.74 65,563,668.84
一年内到期的非流动资产
其他流动资产 六、7 2,275,507.00 93,000.70
流动资产合计 327,616,171.93 240,105,203.65
非流动资产：
可供出售金融资产
持有至到期投资
长期应收款
长期股权投资
投资性房地产
固定资产 六、8 4,654,290,374.74 4,690,984,376.80
在建工程 六、9 13,350,769.45 2,945,188.57
工程物资 六、10 19,379,684.97 20,072,952.97
固定资产清理
生产性生物资产
油气资产
无形资产 六、11 7,366,654.00 7,407,274.00
开发支出
商誉
长期待摊费用
递延所得税资产 六、12 30,817.53
其他非流动资产
非流动资产合计 4,694,418,300.69 4,721,409,792.34
资产总计 5,022,034,472.62 4,961,514,995.99
公司法定代表人： 主管会计工作负责人: 会计机构负责人:
3
资产负债表(续)
编制单位:白音华金山发电有限公司 金额单位：人民币元
负债和股东权益 注 释 2011年3月31日 2010年12月31日
流动负债：
短期借款 六、14 50,000,000.00 140,000,000.00
交易性金融负债
应付票据
应付账款 六、15 151,312,461.57 142,954,225.30
预收款项 六、16 209,336.41 147,921.85
应付职工薪酬 六、17 4,345,950.20 3,067,926.06
应交税费 六、18 21,545,990.67 3,444,476.53
应付利息
应付股利
其他应付款 六、19 311,189,792.71 342,793,635.94
一年内到期的非流动负债 六、20 139,500,000.00 131,500,000.00
其他流动负债
流动负债合计 678,103,531.56 763,908,185.68
非流动负债：
长期借款 六、21 3,403,500,000.00 3,325,500,000.00
应付债券
长期应付款
专项应付款
预计负债
递延所得税负债
其他非流动负债
非流动负债合计 3,403,500,000.00 3,325,500,000.00
负债合计 4,081,603,531.56 4,089,408,185.68
股东权益：
股本 六、22 891,586,000.00 846,720,000.00
资本公积
减：库存股
专项储备
盈余公积 六、23 5,077,362.06 5,077,362.06
一般风险准备
未分配利润 六、24 43,767,579.00 20,309,448.25
股东权益合计 940,430,941.06 872,106,810.31
负债和股东权益总计 5,022,034,472.62 4,961,514,995.99
公司法定代表人： 主管会计工作负责人: 会计机构负责人:
4
利 润 表
编制单位:白音华金山发电有限公司 金额单位：人民币元
项 目 注 释 2011年1-3月 2010年度
一、营业收入 六、25 282,360,984.13 354,635,772.57
减：营业成本 六、25 198,881,085.99 259,865,958.17
营业税金及附加 六、26 2,669,706.02 2,353,579.85
销售费用
管理费用
财务费用 六、27 49,304,746.24 66,929,424.24
资产减值损失 六、28 123,270.10
加：公允价值变动收益（损失以“－”号填列）
投资收益（损失以“-”号填列）
其中：对联营企业和合营企业的投资收益
二、营业利润（损失以“－”号填列） 31,382,175.78 25,486,810.31
加：营业外收入
减：营业外支出 六、29 100,000.00
其中：非流动资产处置损失
三、利润总额（亏损总额以“－”号填列) 31,382,175.78 25,386,810.31
减：所得税费用 六、30 7,924,045.03
四、净利润（净亏损以"－"号填列） 23,458,130.75 25,386,810.31
五、其他综合收益
六、综合收益总额 23,458,130.75 25,386,810.31
公司法定代表人： 主管会计工作负责人: 会计机构负责人:
5
现 金 流 量 表
编制单位:白音华金山发电有限公司 金额单位：人民币元
项 目 注释 2011年1-3月 2010年度
一、经营活动产生的现金流量：
销售商品、提供劳务收到的现金 269,215,230.00 374,101,387.35
收到的税费返还
收到的其他与经营活动有关的现金 六、31 214,121.76 246,168.24
经营活动现金流入小计 269,429,351.76 374,347,555.59
购买商品、接受劳务支付的现金 135,377,626.66 207,380,629.11
支付给职工以及为职工支付的现金 11,599,702.57 17,600,818.82
支付的各项税费 21,878,957.73 25,866,319.66
支付其他与经营活动有关的现金 六、31 3,627,321.72 3,291,769.61
经营活动现金流出小计 172,483,608.68 254,139,537.20
经营活动产生的现金流量净额 96,945,743.08 120,208,018.39
二、投资活动产生的现金流量：
收回投资收到的现金
取得投资收益收到的现金
处置固定资产、无形资产和其他长期资产收回的现金净额
处置子公司及其他营业单位收到的现金净额
收到其他与投资活动有关的现金 六、31 2,793,598.32
投资活动现金流入小计 - 2,793,598.32
购建固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金 36,563,294.84 373,169,366.83
投资支付的现金
取得子公司及其他营业单位支付的现金净额
支付的其他与投资活动有关的现金 六、31 996,250.00 7,948,582.24
投资活动现金流出小计 37,559,544.84 381,117,949.07
投资活动产生的现金流量净额 -37,559,544.84 -378,324,350.75
三、筹资活动产生的现金流量：
吸收投资收到的现金 44,866,000.00 170,000,000.00
取得借款收到的现金 140,000,000.00 1,420,000,000.00
发行债券收到的现金
收到的其他与筹资活动有关的现金 六、31 536,349.54
筹资活动现金流入小计 184,866,000.00 1,590,536,349.54
偿还债务支付的现金 144,000,000.00 1,128,000,000.00
分配股利、利润或偿付利息支付的现金 49,397,030.00 185,970,341.70
支付的其他与筹资活动有关的现金
筹资活动现金流出小计 193,397,030.00 1,313,970,341.70
筹资活动产生的现金流量净额 -8,531,030.00 276,566,007.84
四、汇率变动对现金及现金等价物的影响
五、现金及现金等价物净增加额 六、32 50,855,168.24 18,449,675.48
加：期初现金及现金等价物余额 六、32 68,576,758.81 50,127,083.33
六、期末现金及现金等价物余额 六、32 119,431,927.05 68,576,758.81
公司法定代表人： 主管会计工作的负责人: 会计机构负责人:
6
所有者权益变动表
编制单位:白音华金山发电有限公司 金额单位：人民币元
2011年1-3月 2010年度
项 目 一般 减： 一般
实收资本(或 减： 专项 未分配利 所有者（股 实收资本 专项 所有者（股
资本公积 盈余公积 风险 资本公积 库存 盈余公积 风险 未分配利润
股本) 库存股 储备 润 东）权益合计 (或股本) 储备 东）权益合计
准备 股 准备
一、上年年末余额 846,720,000.00 5,077,362.06 20,309,448.25 872,106,810.31 676,720,000.00 676,720,000.00
加：会计政策变更
前期差错更正
其他
二、本年年初余额 846,720,000.00 5,077,362.06 20,309,448.25 872,106,810.31 676,720,000.00 676,720,000.00
三、本期增减变动金额（减少以
44,866,000.00 23,458,130.75 68,324,130.75 170,000,000.00 5,077,362.06 20,309,448.25 195,386,810.31
“－”号填列）
（一）净利润 23,458,130.75 23,458,130.75 25,386,810.31 25,386,810.31
（二）其他综合收益
上述(一)和（二）小计 23,458,130.75 23,458,130.75 25,386,810.31 25,386,810.31
（三）所有者投入和减少资本 44,866,000.00 44,866,000.00 170,000,000.00 170,000,000.00
1.所有者投入资本 44,866,000.00 44,866,000.00 170,000,000.00 170,000,000.00
2.股份支付计入所有者权益的金
额
3.其他
（四)利润分配 5,077,362.06 -5,077,362.06
1.提取盈余公积 5,077,362.06 -5,077,362.06
2.提取一般风险准备
3.对所有者(或股东)的分配
4.其他
（五）所有者权益内部结转
1.资本公积转增资本(或股本)
2.盈余公积转增资本(或股本)
3.盈余公积弥补亏损
4.其他
（六）专项储备
1.本期提取
2.本期使用
（七）其他
四、本期期末余额 891,586,000.00 5,077,362.06 43,767,579.00 940,430,941.06 846,720,000.00 5,077,362.06 20,309,448.25 872,106,810.31
公司法定代表人： 主管会计工作负责人：
7
白音华金山发电有限公司 财务报表附注
白音华金山发电有限公司
财务报表附注
2010 年度、2011 年 1-3 月
（除特别说明外，金额单位为人民币元）
一、公司基本情况
白音华金山发电有限公司（以下简称“公司”或“本公司”） 于 2006 年 3 月 7 日注册成
立，由沈阳金山能源股份有限公司、阜新矿业（集团）有限责任公司、丹东东方新能源
有限公司、辽宁能源投资（集团）有限责任公司出资组建。注册资本：捌亿叁仟零叁拾
贰万元整；注册地：巴拉嘎尔高勒镇巴拉格尔街；企业法人营业执照注册号：
1525261000363；法定代表人：陈必成。经营范围：火力发电、供电、供热、供汽；电力
工程技术咨询、火力发电设备检修、粉煤灰及石膏综合利用、石灰粉加工与销售；保温
材料、运输、电力物资采购和经营。
本公司属于电力行业，为坑口电厂，规划装机容量为 4 台 600MW 空冷燃煤机组，
一期工程规模为 2 台 600MW 空冷燃煤机组，于 2004 年 5 月开始前期工作，2005 年 11
月 24 日国家发改委以发改能源[2005]2148 号文件核准一期工程，2006 年 8 月 8 日开工建
设，一期 2 台 600MW 空冷燃煤机组分别于 2010 年 8 月 8 日、9 月 1 日竣工投产。
组织结构：公司采取董事会领导下的总经理负责制，下设总经理工作部、计划营销
部、人力资源部、财务部、发电部等十三个部室，现有员工 254 人。
本公司的母公司为丹东东方新能源有限公司，最终控制方为中国华电集团公司。
二、财务报表的编制基础
本公司财务报表以持续经营假设为基础编制，根据实际发生的交易和事项，按照财
政部于 2006 年 2 月 15 日颁布的《企业会计准则——基本准则》和 38 项具体会计准则、
其后颁布的企业会计准则应用指南、企业会计准则解释及其他相关规定（以下合称“企
业会计准则”）的披露规定编制。
根据企业会计准则的相关规定，本公司会计核算以权责发生制为基础。除某些金融
工具外，本财务报表均以历史成本为计量基础。资产如果发生减值，则按照相关规定计
提相应的减值准备。
三、遵循企业会计准则的声明
本公司编制的财务报表符合企业会计准则的要求，真实、完整地反映了本公司 2010
年 12 月 31 日、2011 年 3 月 31 日的财务状况及 2010 年度、2011 年 1-3 月的经营成果和
现金流量等有关信息。
8
白音华金山发电有限公司 财务报表附注
四、主要会计政策和会计估计
1、会计期间
本公司的会计期间分为年度和中期，会计中期指短于一个完整的会计年度的报告期
间。本公司会计年度采用公历年度，即每年自 1 月 1 日起至 12 月 31 日止。
2、记账本位币
人民币为本公司经营所处的主要经济环境中的货币，本公司以人民币为记账本位
币。本公司编制本财务报表时所采用的货币为人民币。
3、现金及现金等价物的确定标准
本公司现金及现金等价物包括库存现金、可以随时用于支付的存款以及本公司持有
的期限短（一般为从购买日起，三个月内到期）、流动性强、易于转换为已知金额的现
金、价值变动风险很小的投资。
4、金融工具
（1）金融资产和金融负债的公允价值确定方法
公允价值，指在公平交易中，熟悉情况的交易双方自愿进行资产交换或债务清偿的
金额。金融工具存在活跃市场的，本公司采用活跃市场中的报价确定其公允价值。活跃
市场中的报价是指易于定期从交易所、经纪商、行业协会、定价服务机构等获得的价格，
且代表了在公平交易中实际发生的市场交易的价格。金融工具不存在活跃市场的，本公
司采用估值技术确定其公允价值。估值技术包括参考熟悉情况并自愿交易的各方最近进
行的市场交易中使用的价格、参照实质上相同的其他金融工具当前的公允价值、现金流
量折现法和期权定价模型等。
（2）金融资产的分类、确认和计量
以常规方式买卖金融资产，按交易日进行会计确认和终止确认。金融资产在初始确
认时划分为以公允价值计量且其变动计入当期损益的金融资产、持有至到期投资、贷款
和应收款项以及可供出售金融资产。初始确认金融资产，以公允价值计量。对于以公允
价值计量且其变动计入当期损益的金融资产，相关的交易费用直接计入当期损益，对于
其他类别的金融资产，相关交易费用计入初始确认金额。
① 以公允价值计量且其变动计入当期损益的金融资产
包括交易性金融资产和指定为以公允价值计量且其变动计入当期损益的金融资产。
交易性金融资产是指满足下列条件之一的金融资产：（1）取得该金融资产的目的，
主要是为了近期内出售；（2）属于进行集中管理的可辨认金融工具组合的一部分，且有
客观证据表明本公司近期采用短期获利方式对该组合进行管理；（3）属于衍生工具，但
是，被指定且为有效套期工具的衍生工具、属于财务担保合同的衍生工具、与在活跃市
场中没有报价且其公允价值不能可靠计量的权益工具投资挂钩并须通过交付该权益工
具结算的衍生工具除外。
9
白音华金山发电有限公司 财务报表附注
符合下述条件之一的金融资产，在初始确认时可指定为以公允价值计量且其变动计
入当期损益的金融资产：（1）该指定可以消除或明显减少由于该金融资产的计量基础不
同所导致的相关利得或损失在确认或计量方面不一致的情况；（2）本公司风险管理或投
资策略的正式书面文件已载明，对该金融资产所在的金融资产组合或金融资产和金融负
债组合以公允价值为基础进行管理、评价并向关键管理人员报告。
以公允价值计量且其变动计入当期损益的金融资产采用公允价值进行后续计量，公
允价值变动形成的利得或损失以及与该等金融资产相关的股利和利息收入计入当期损
益。
② 持有至到期投资
是指到期日固定、回收金额固定或可确定，且本公司有明确意图和能力持有至到期
的非衍生金融资产。
持有至到期投资采用实际利率法，按摊余成本进行后续计量，在终止确认、发生减
值或摊销时产生的利得或损失，计入当期损益。
实际利率法是指按照金融资产或金融负债（含一组金融资产或金融负债）的实际利
率计算其摊余成本及各期利息收入或支出的方法。实际利率是指将金融资产或金融负债
在预期存续期间或适用的更短期间内的未来现金流量，折现为该金融资产或金融负债当
前账面价值所使用的利率。
在计算实际利率时，本公司将在考虑金融资产或金融负债所有合同条款的基础上预
计未来现金流量（不考虑未来的信用损失），同时还将考虑金融资产或金融负债合同各
方之间支付或收取的、属于实际利率组成部分的各项收费、交易费用及折价或溢价等。
③ 贷款和应收款项
是指在活跃市场中没有报价、回收金额固定或可确定的非衍生金融资产。本公司划
分为贷款和应收款的金融资产包括应收票据、应收账款、应收利息、应收股利及其他应
收款等。
贷款和应收款项采用实际利率法，按摊余成本进行后续计量，在终止确认、发生减
值或摊销时产生的利得或损失，计入当期损益。
④ 可供出售金融资产
包括初始确认时即被指定为可供出售的非衍生金融资产，以及除了以公允价值计量
且其变动计入当期损益的金融资产、贷款和应收款项、持有至到期投资以外的金融资产。
可供出售金融资产采用公允价值进行后续计量，公允价值变动形成的利得或损失，
除减值损失和外币货币性金融资产与摊余成本相关的汇兑差额计入当期损益外，确认为
其他综合收益并计入资本公积，在该金融资产终止确认时转出，计入当期损益。
可供出售金融资产持有期间取得的利息及被投资单位宣告发放的现金股利，计入投
资收益。
10
白音华金山发电有限公司 财务报表附注
（3）金融资产减值
除了以公允价值计量且其变动计入当期损益的金融资产外，本公司在每个资产负债
表日对其他金融资产的账面价值进行检查，有客观证据表明金融资产发生减值的，计提
减值准备。
本公司对单项金额重大的金融资产单独进行减值测试；对单项金额不重大的金融资
产，单独进行减值测试或包括在具有类似信用风险特征的金融资产组合中进行减值测
试。单独测试未发生减值的金融资产（包括单项金额重大和不重大的金融资产），包括
在具有类似信用风险特征的金融资产组合中再进行减值测试。已单项确认减值损失的金
融资产，不包括在具有类似信用风险特征的金融资产组合中进行减值测试。
① 持有至到期投资、贷款和应收款项减值
以成本或摊余成本计量的金融资产将其账面价值减记至预计未来现金流量现值，减
记金额确认为减值损失，计入当期损益。金融资产在确认减值损失后，如有客观证据表
明该金融资产价值已恢复，且客观上与确认该损失后发生的事项有关，原确认的减值损
失予以转回，金融资产转回减值损失后的账面价值不超过假定不计提减值准备情况下该
金融资产在转回日的摊余成本。
② 可供出售金融资产减值
可供出售金融资产发生减值时，将原计入资本公积的因公允价值下降形成的累计损
失予以转出并计入当期损益，该转出的累计损失为该资产初始取得成本扣除已收回本金
和已摊销金额、当前公允价值和原已计入损益的减值损失后的余额。
在确认减值损失后，期后如有客观证据表明该金融资产价值已恢复，且客观上与确
认该损失后发生的事项有关，原确认的减值损失予以转回，可供出售权益工具投资的减
值损失转回确认为其他综合收益，可供出售债务工具的减值损失转回计入当期损益。
在活跃市场中没有报价且其公允价值不能可靠计量的权益工具投资，或与该权益工
具挂钩并须通过交付该权益工具结算的衍生金融资产的减值损失，不予转回。
（4）金融资产转移的确认依据和计量方法
满足下列条件之一的金融资产，予以终止确认：① 收取该金融资产现金流量的合
同权利终止；② 该金融资产已转移，且将金融资产所有权上几乎所有的风险和报酬转
移给转入方；③该金融资产已转移，虽然企业既没有转移也没有保留金融资产所有权上
几乎所有的风险和报酬，但是放弃了对该金融资产控制。
若企业既没有转移也没有保留金融资产所有权上几乎所有的风险和报酬，且未放弃
对该金融资产的控制的，则按照继续涉入所转移金融资产的程度确认有关金融资产，并
相应确认有关负债。继续涉入所转移金融资产的程度，是指该金融资产价值变动使企业
面临的风险水平。
金融资产整体转移满足终止确认条件的，将所转移金融资产的账面价值及因转移而
11
白音华金山发电有限公司 财务报表附注
收到的对价与原计入其他综合收益的公允价值变动累计额之和的差额计入当期损益。
金融资产部分转移满足终止确认条件的，将所转移金融资产的账面价值在终止确认
及未终止确认部分之间按其相对的公允价值进行分摊，并将因转移而收到的对价与应分
摊至终止确认部分的原计入其他综合收益的公允价值变动累计额之和与分摊的前述账
面金额之差额计入当期损益。
（5）金融负债的分类和计量
金融负债在初始确认时划分为以公允价值计量且其变动计入当期损益的金融负债
和其他金融负债。初始确认金融负债，以公允价值计量。对于以公允价值计量且其变动
计入当期损益的金融负债，相关的交易费用直接计入当期损益，对于其他金融负债，相
关交易费用计入初始确认金额。
① 以公允价值计量且其变动计入当期损益的金融负债
分类为交易性金融负债和在初始确认时指定为以公允价值计量且其变动计入当期
损益的金融负债的条件与分类为交易性金融资产和在初始确认时指定为以公允价值计
量且其变动计入当期损益的金融资产的条件一致。
以公允价值计量且其变动计入当期损益的金融负债采用公允价值进行后续计量，公
允价值的变动形成的利得或损失以及与该等金融负债相关的股利和利息支出计入当期
损益。
② 其他金融负债
与在活跃市场中没有报价、公允价值不能可靠计量的权益工具挂钩并须通过交付该
权益工具结算的衍生金融负债，按照成本进行后续计量。其他金融负债采用实际利率法，
按摊余成本进行后续计量，终止确认或摊销产生的利得或损失计入当期损益。
③ 财务担保合同
不属于指定为以公允价值计量且其变动计入当期损益的金融负债的财务担保合同，
以公允价值进行初始确认，在初始确认后按照《企业会计准则第 13 号—或有事项》确
定的金额和初始确认金额扣除按照《企业会计准则第 14 号—收入》的原则确定的累计
摊销额后的余额之中的较高者进行后续计量。
（6）金融负债的终止确认
金融负债的现时义务全部或部分已经解除的，才能终止确认该金融负债或其一部
分。本公司（债务人）与债权人之间签订协议，以承担新金融负债方式替换现存金融负
债，且新金融负债与现存金融负债的合同条款实质上不同的，终止确认现存金融负债，
并同时确认新金融负债。
金融负债全部或部分终止确认的，将终止确认部分的账面价值与支付的对价（包括
转出的非现金资产或承担的新金融负债）之间的差额，计入当期损益。
（7）衍生工具及嵌入衍生工具
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白音华金山发电有限公司 财务报表附注
衍生工具于相关合同签署日以公允价值进行初始计量，并以公允价值进行后续计
量。除指定为套期工具且套期高度有效的衍生工具，其公允价值变动形成的利得或损失
将根据套期关系的性质按照套期会计的要求确定计入损益的期间外，其余衍生工具的公
允价值变动计入当期损益。
对包含嵌入衍生工具的混合工具，如未指定为以公允价值计量且其变动计入当期损
益的金融资产或金融负债，嵌入衍生工具与该主合同在经济特征及风险方面不存在紧密
关系，且与嵌入衍生工具条件相同，单独存在的工具符合衍生工具定义的，嵌入衍生工
具从混合工具中分拆，作为单独的衍生金融工具处理。如果无法在取得时或后续的资产
负债表日对嵌入衍生工具进行单独计量，则将混合工具整体指定为以公允价值计量且其
变动计入当期损益的金融资产或金融负债。
（8）金融资产和金融负债的抵销
当本公司具有抵销已确认金融资产和金融负债的法定权利，且目前可执行该种法定
权利，同时本公司计划以净额结算或同时变现该金融资产和清偿该金融负债时，金融资
产和金融负债以相互抵销后的金额在资产负债表内列示。除此以外，金融资产和金融负
债在资产负债表内分别列示，不予相互抵销。
（9）权益工具
权益工具是指能证明拥有本公司在扣除所有负债后的资产中的剩余权益的合同。企
业合并中合并方发行权益工具发生的交易费用抵减权益工具的溢价收入，不足抵减的，
冲减留存收益。其余权益工具，在发行时收到的对价扣除交易费用后增加所有者权益。
本公司对权益工具持有方的各种分配（不包括股票股利），减少所有者权益。本公
司不确认权益工具的公允价值变动额。
5、应收款项
应收款项包括应收账款、其他应收款等。
（1）坏账准备的确认标准
本公司在资产负债表日对应收款项账面价值进行检查，对存在下列客观证据表明应
收款项发生减值的，计提减值准备：①债务人发生严重的财务困难；②债务人违反合同
条款（如偿付利息或本金发生违约或逾期等）； ③债务人很可能倒闭或进行其他财务重
组； ④其他表明应收款项发生减值的客观依据。
（2）坏账准备的计提方法
① 单项金额重大并单项计提坏账准备的应收款项坏账准备的确认标准、计提方法
本公司将应收供电款项、金额为人民币 200 万元以上的其他应收款确认为单项金额
重大的应收款项。
本公司对单项金额重大的应收款项单独进行减值测试，有客观证据表明其发生了减
值的，根据其未来现金流量现值低于其账面价值的差额，确认减值损失，并据此计提相
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白音华金山发电有限公司 财务报表附注
应的坏账准备。
② 按信用风险组合计提坏账准备的应收款项的确定依据、坏账准备计提方法
信用风险组合计提坏账准备的应收款项的确定依据：单项金额不重大并单项测试未
发生减值的应收款项；以及单项金额重大并单项测试未发生减值的应收款项。
坏账准备计提方法：
A、单项金额不重大并单项测试未发生减值的应收款项：采用账龄分析法，按账龄
划分的应收款项组合在资产负债表日余额的一定比例计提坏账准备，具体计提方法如
下：
账龄 计提比例（%）
1 年以内（含 1 年，下同） 5
1-2 年 10
2-3 年 20
3-4 年 30
4-5 年 50
5 年以上 100
B、单项金额重大并单项测试未发生减值的应收款项：基于本公司应收供电款项回
收风险较小，本公司规定期限六个月以内的电费应收款不计提坏账准备，六个月以上的
电费应收款项按上述比例计提坏账准备。
③ 单项金额虽不重大但单项计提坏账准备的应收款项
本公司对于单项金额虽不重大但具备以下特征的应收款项，单独进行减值测试，有
客观证据表明其发生了减值的，根据其未来现金流量现值低于其账面价值的差额，确认
减值损失，计提坏账准备：如应收关联方款项；与对方存在争议或涉及诉讼、仲裁的应
收款项；已有明显迹象表明债务人很可能无法履行还款义务的应收款项等。
（3）坏账准备的转回
如有客观证据表明该应收款项 价值已恢复，且客观上与确认该损失后发生的事
项有关，原确认的减值损失予以转回，计入当期损益。但是，该转回后的账面价值
不超过假定不计提减值准备情况下该应收款项在转回日的摊余成本。
本公司向金融机构以不附追索权方式转让应收款项的，按交易款项扣除已转销应收
账款的账面价值和相关税费后的差额计入当期损益。
6、存货
（1）存货的分类
存货主要包括原材料、燃料、低值易耗品。
（2）存货取得和发出的计价方法
存货在取得时按实际成本计价，存货成本包括采购成本、加工成本和其他成本。原
材料（不包括燃料）、低值易耗品领用和发出时按先进先出法计价，燃料领用和发出时
采用加权平均法计价。
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白音华金山发电有限公司 财务报表附注
（3）存货可变现净值的确认和跌价准备的计提方法
可变现净值是指在日常活动中，存货的估计售价减去至完工时估计将要发生的成
本、估计的销售费用以及相关税费后的金额。在确定存货的可变现净值时，以取得的确
凿证据为基础，同时考虑持有存货的目的以及资产负债表日后事项的影响。
在资产负债表日，存货按照成本与可变现净值孰低计量。当其可变现净值低于成本
时，提取存货跌价准备。存货跌价准备通常按单个存货项目的成本高于其可变现净值的
差额提取。
计提存货跌价准备后，如果以前减记存货价值的影响因素已经消失，导致存货的可
变现净值高于其账面价值的，在原已计提的存货跌价准备金额内予以转回，转回的金额
计入当期损益。
（4）存货的盘存：
公司存货采用永续盘存制。
（5）低值易耗品的摊销方法
低值易耗品于领用时按一次摊销法摊销。
7、固定资产
（1）固定资产确认条件
固定资产是指为生产商品、提供劳务、出租或经营管理而持有的，使用寿命超过一
个会计年度的有形资产。
（2）各类固定资产的折旧方法
固定资产按成本并考虑预计弃置费用因素的影响进行初始计量。固定资产从达到预
定可使用状态的次月起，采用年限平均法在使用寿命内计提折旧。各类固定资产的使用
寿命、预计净残值和年折旧率如下：
类别 折旧年限 残值率（%） 年折旧率（%）
房屋及建筑物 40 5 2.38
发电及供热设备 30 5 3.17
通讯线路及设备 15 5 6.33
自动化控制及仪器仪表 15 5 6.33
运输设备 4－12 5 23.75－7.92
其他设备 7 5 13.57
预计净残值是指假定固定资产预计使用寿命已满并处于使用寿命终了时的预期状
态，本公司目前从该项资产处置中获得的扣除预计处置费用后的金额。
（3）固定资产的减值测试方法及减值准备计提方法
固定资产的减值测试方法和减值准备计提方法详见附注四、11“非流动非金融资产
减值”。
（4）融资租入固定资产的认定依据及计价方法
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白音华金山发电有限公司 财务报表附注
融资租赁为实质上转移了与资产所有权有关的全部风险和报酬的租赁，其所有权最
终可能转移，也可能不转移。以融资租赁方式租入的固定资产采用与自有固定资产一致
的政策计提租赁资产折旧。能够合理确定租赁期届满时取得租赁资产所有权的在租赁资
产使用寿命内计提折旧，无法合理确定租赁期届满能够取得租赁资产所有权的，在租赁
期与租赁资产使用寿命两者中较短的期间内计提折旧。
（5）其他说明
与固定资产有关的后续支出，如果与该固定资产有关的经济利益很可能流入且其成
本能可靠地计量，则计入固定资产成本，并终止确认被替换部分的账面价值。除此以外
的其他后续支出，在发生时计入当期损益。
固定资产出售、转让、报废或毁损的处置收入扣除其账面价值和相关税费后的差额
计入当期损益。
本公司至少于年度终了对固定资产的使用寿命、预计净残值和折旧方法进行复核，
如发生改变则作为会计估计变更处理。
8、在建工程
在建工程成本按实际工程支出确定，包括在建期间发生的各项工程支出、工程达到
预定可使用状态前的资本化的借款费用以及其他相关费用等。在建工程在达到预定可使
用状态后结转为固定资产。
在建工程的减值测试方法和减值准备计提方法详见附注四、11“非流动非金融资产
减值”。
9、借款费用
借款费用包括借款利息、折价或溢价的摊销、辅助费用以及因外币借款而发生的汇
兑差额等。可直接归属于符合资本化条件的资产的购建或者生产的借款费用，在资产支
出已经发生、借款费用已经发生、为使资产达到预定可使用或可销售状态所必要的购建
或生产活动已经开始时，开始资本化；构建或者生产的符合资本化条件的资产达到预定
可使用状态或者可销售状态时，停止资本化。其余借款费用在发生当期确认为费用。
专门借款当期实际发生的利息费用，减去尚未动用的借款资金存入银行取得的利息
收入或进行暂时性投资取得的投资收益后的金额予以资本化；一般借款根据累计资产支
出超过专门借款部分的资产支出加权平均数乘以所占用一般借款的资本化率，确定资本
化金额。资本化率根据一般借款的加权平均利率计算确定。
资本化期间内，外币专门借款的汇兑差额全部予以资本化；外币一般借款的汇兑差
额计入当期损益。
符合资本化条件的资产指需要经过相当长时间的购建或者生产活动才能达到预定
可使用或可销售状态的固定资产、投资性房地产和存货等资产。
如果符合资本化条件的资产在购建或生产过程中发生非正常中断、并且中断时间连
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续超过 3 个月的，暂停借款费用的资本化，直至资产的购建或生产活动重新开始。
10、无形资产
（1）无形资产
无形资产是指本公司拥有或者控制的没有实物形态的可辨认非货币性资产。
无形资产按成本进行初始计量。与无形资产有关的支出，如果相关的经济利益很可
能流入本公司且其成本能可靠地计量，则计入无形资产成本。除此以外的其他项目的支
出，在发生时计入当期损益。
取得的土地使用权通常作为无形资产核算。自行开发建造厂房等建筑物，相关的土
地使用权支出和建筑物建造成本则分别作为无形资产和固定资产核算。如为外购的房屋
及建筑物，则将有关价款在土地使用权和建筑物之间进行分配，难以合理分配的，全部
作为固定资产处理。
使用寿命有限的无形资产自可供使用时起，对其原值在其预计使用寿命内采用直线
法分期平均摊销。使用寿命不确定的无形资产不予摊销。
期末，对使用寿命有限的无形资产的使用寿命和摊销方法进行复核，如发生变更则
作为会计估计变更处理。此外，还对使用寿命不确定的无形资产的使用寿命进行复核，
如果有证据表明该无形资产为企业带来经济利益的期限是可预见的，则估计其使用寿命
并按照使用寿命有限的无形资产的摊销政策进行摊销。
（2）无形资产的减值测试方法及减值准备计提方法
无形资产的减值测试方法和减值准备计提方法详见附注四、11“非流动非金融资产
减值”。
11、非流动非金融资产减值
对于固定资产、在建工程、使用寿命有限的无形资产、以成本模式计量的投资性房
地产及对子公司、合营企业、联营企业的长期股权投资等非流动非金融资产，本公司于
资产负债表日判断是否存在减值迹象。如存在减值迹象的，则估计其可收回金额，进行
减值测试。商誉、使用寿命不确定的无形资产和尚未达到可使用状态的无形资产，无论
是否存在减值迹象，每年均进行减值测试。
减值测试结果表明资产的可收回金额低于其账面价值的，按其差额计提减值准备并
计入减值损失。可收回金额为资产的公允价值减去处置费用后的净额与资产预计未来现
金流量的现值两者之间的较高者。资产的公允价值根据公平交易中销售协议价格确定；
不存在销售协议但存在资产活跃市场的，公允价值按照该资产的买方出价确定；不存在
销售协议和资产活跃市场的，则以可获取的最佳信息为基础估计资产的公允价值。处置
费用包括与资产处置有关的法律费用、相关税费、搬运费以及为使资产达到可销售状态
所发生的直接费用。资产预计未来现金流量的现值，按照资产在持续使用过程中和最终
处置时所产生的预计未来现金流量，选择恰当的折现率对其进行折现后的金额加以确
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定。资产减值准备按单项资产为基础计算并确认，如果难以对单项资产的可收回金额进
行估计的，以该资产所属的资产组确定资产组的可收回金额。资产组是能够独立产生现
金流入的最小资产组合。
在财务报表中单独列示的商誉，在进行减值测试时，将商誉的账面价值分摊至预期
从企业合并的协同效应中受益的资产组或资产组组合。测试结果表明包含分摊的商誉的
资产组或资产组组合的可收回金额低于其账面价值的，确认相应的减值损失。减值损失
金额先抵减分摊至该资产组或资产组组合的商誉的账面价值，再根据资产组或资产组组
合中除商誉以外的其他各项资产的账面价值所占比重，按比例抵减其他各项资产的账面
价值。
上述资产减值损失一经确认，以后期间不予转回价值得以恢复的部分。
12、收入
（1）商品销售收入
在已将商品所有权上的主要风险和报酬转移给买方，既没有保留通常与所有权相联
系的继续管理权，也没有对已售商品实施有效控制，收入的金额能够可靠地计量，相关
的经济利益很可能流入企业，相关的已发生或将发生的成本能够可靠地计量时，确认商
品销售收入的实现。
（2）提供劳务收入
在提供劳务交易的结果能够可靠估计的情况下，于资产负债表日按照完工百分比法
确认提供的劳务收入。劳务交易的完工进度按已完工作的测量确定。
提供劳务交易的结果能够可靠估计是指同时满足：1）收入的金额能够可靠地计量；
（2）相关的经济利益很可能流入企业；（3）交易的完工程度能够可靠地确定；（4）交
易中已发生和将发生的成本能够可靠地计量。
如果提供劳务交易的结果不能够可靠估计，则按已经发生并预计能够得到补偿的劳
务成本金额确认提供的劳务收入，并将已发生的劳务成本作为当期费用。已经发生的劳
务成本如预计不能得到补偿的，则不确认收入。
本公司与其他企业签订的合同或协议包括销售商品和提供劳务时，如销售商品部分
和提供劳务部分能够区分并单独计量的，将销售商品部分和提供劳务部分分别处理；如
销售商品部分和提供劳务部分不能够区分，或虽能区分但不能够单独计量的，将该合同
全部作为销售商品处理。
13、递延所得税资产/递延所得税负债
（1）当期所得税
资产负债表日，对于当期和以前期间形成的当期所得税负债（或资产），以按照税
法规定计算的预期应交纳（或返还）的所得税金额计量。计算当期所得税费用所依据的
应纳税所得额系根据有关税法规定对本年度税前会计利润作相应调整后计算得出。
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（2）递延所得税资产及递延所得税负债
某些资产、负债项目的账面价值与其计税基础之间的差额，以及未作为资产和负债
确认但按照税法规定可以确定其计税基础的项目的账面价值与计税基础之间的差额产
生的暂时性差异，采用资产负债表债务法确认递延所得税资产及递延所得税负债。
与商誉的初始确认有关，以及与既不是企业合并、发生时也不影响会计利润和应纳
税所得额（或可抵扣亏损）的交易中产生的资产或负债的初始确认有关的应纳税暂时性
差异，不予确认有关的递延所得税负债。此外，对与子公司、联营企业及合营企业投资
相关的应纳税暂时性差异，如果本公司能够控制暂时性差异转回的时间，而且该暂时性
差异在可预见的未来很可能不会转回，也不予确认有关的递延所得税负债。除上述例外
情况，本公司确认其他所有应纳税暂时性差异产生的递延所得税负债。
与既不是企业合并、发生时也不影响会计利润和应纳税所得额（或可抵扣亏损）的
交易中产生的资产或负债的初始确认有关的可抵扣暂时性差异，不予确认有关的递延所
得税资产。此外，对与子公司、联营企业及合营企业投资相关的可抵扣暂时性差异，如
果暂时性差异在可预见的未来不是很可能转回，或者未来不是很可能获得用来抵扣可抵
扣暂时性差异的应纳税所得额，不予确认有关的递延所得税资产。除上述例外情况，本
公司以很可能取得用来抵扣可抵扣暂时性差异的应纳税所得额为限，确认其他可抵扣暂
时性差异产生的递延所得税资产。
对于能够结转以后年度的可抵扣亏损和税款抵减，以很可能获得用来抵扣可抵扣亏
损和税款抵减的未来应纳税所得额为限，确认相应的递延所得税资产。
资产负债表日，对于递延所得税资产和递延所得税负债，根据税法规定，按照预期
收回相关资产或清偿相关负债期间的适用税率计量。
于资产负债表日，对递延所得税资产的账面价值进行复核，如果未来很可能无法获
得足够的应纳税所得额用以抵扣递延所得税资产的利益，则减记递延所得税资产的账面
价值。在很可能获得足够的应纳税所得额时，减记的金额予以转回。
（3）所得税费用
所得税费用包括当期所得税和递延所得税。
除确认为其他综合收益或直接计入所有者权益的交易和事项相关的当期所得税和
递延所得税计入其他综合收益或所有者权益，以及企业合并产生的递延所得税调整商誉
的账面价值外，其余当期所得税和递延所得税费用或收益计入当期损益。
（4）所得税的抵销
当拥有以净额结算的法定权利，且意图以净额结算或取得资产、清偿负债同时进行
时，本公司当期所得税资产及当期所得税负债以抵销后的净额列报。
当拥有以净额结算当期所得税资产及当期所得税负债的法定权利，且递延所得税资
产及递延所得税负债是与同一税收征管部门对同一纳税主体征收的所得税相关或者是
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对不同的纳税主体相关，但在未来每一具有重要性的递延所得税资产及负债转回的期间
内，涉及的纳税主体意图以净额结算当期所得税资产和负债或是同时取得资产、清偿负
债时，本公司递延所得税资产及递延所得税负债以抵销后的净额列报。
14、租赁
融资租赁为实质上转移了与资产所有权有关的全部风险和报酬的租赁，其所有权最
终可能转移，也可能不转移。融资租赁以外的其他租赁为经营租赁。
（1）本公司作为承租人记录经营租赁业务
经营租赁的租金支出在租赁期内的各个期间按直线法计入相关资产成本或当期损
益。初始直接费用计入当期损益。或有租金于实际发生时计入当期损益。
（2）本公司作为出租人记录经营租赁业务
经营租赁的租金收入在租赁期内的各个期间按直线法确认为当期损益。对金额较大
的初始直接费用于发生时予以资本化，在整个租赁期间内按照与确认租金收入相同的基
础分期计入当期损益；其他金额较小的初始直接费用于发生时计入当期损益。或有租金
于实际发生时计入当期损益。
（3）本公司作为承租人记录融资租赁业务
于租赁期开始日，将租赁开始日租赁资产的公允价值与最低租赁付款额现值两者中
较低者作为租入资产的入账价值，将最低租赁付款额作为长期应付款的入账价值，其差
额作为未确认融资费用。此外，在租赁谈判和签订租赁合同过程中发生的，可归属于租
赁项目的初始直接费用也计入租入资产价值。最低租赁付款额扣除未确认融资费用后的
余额分别长期负债和一年内到期的长期负债列示。
未确认融资费用在租赁期内采用实际利率法计算确认当期的融资费用。或有租金于
实际发生时计入当期损益。
（4）本公司作为出租人记录融资租赁业务
于租赁期开始日，将租赁开始日最低租赁收款额与初始直接费用之和作为应收融资
租赁款的入账价值，同时记录未担保余值；将最低租赁收款额、初始直接费用及未担保
余值之和与其现值之和的差额确认为未实现融资收益。应收融资租赁款扣除未实现融资
收益后的余额分别长期债权和一年内到期的长期债权列示。
未实现融资收益在租赁期内采用实际利率法计算确认当期的融资收入。或有租金于
实际发生时计入当期损益。
15、职工薪酬
本公司在职工提供服务的会计期间，将应付的职工薪酬确认为负债。
本公司按规定参加由政府机构设立的职工社会保障体系，包括基本养老保险、医疗
保险、住房公积金及其他社会保障制度，相应的支出于发生时计入相关资产成本或当期
损益。
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在职工劳动合同到期之前解除与职工的劳动关系，或为鼓励职工自愿接受裁减而提
出给予补偿的建议，如果本公司已经制定正式的解除劳动关系计划或提出自愿裁减建议
并即将实施，同时本公司不能单方面撤回解除劳动关系计划或裁减建议的，确认因解除
与职工劳动关系给予补偿产生的预计负债，并计入当期损益。
职工内部退休计划采用上述辞退福利相同的原则处理。本公司将自职工停止提供服
务日至正常退休日的期间拟支付的内退人员工资和缴纳的社会保险费等，在符合预计负
债确认条件时，计入当期损益（辞退福利）。
16、主要会计政策、会计估计的变更
本期本公司无会计政策、会计估计变更。
17、前期会计差错更正
本期本公司无前期会计差错更正。
五、税项
1、主要税种及税率
税种 具体税率情况
电力销售收入、粉煤灰销售收入按17%的税率计算增值税销项
增值税
税，并按扣除当期允许抵扣的进项税额后的差额计缴增值税。
城市维护建设税 按应缴纳流转税的5%计缴。
教育费附加 按应缴纳流转税的3%计缴。
企业所得税 按应纳税所得额的25%计缴。
房产税 以自有房产原值的90%为基数，按1.20％税率计缴。
土地使用税 以计税土地面积按2.00元/平方米计缴。
水利建设基金 按营业收入1‰计缴。
2、税收优惠及批文
依据锡林郭勒盟国家税务局《关于西乌旗白音华金山发电有限公司享受西部大开发
优惠政策的批复》（锡国税所函[2010]458 号），本公司享受免征企业所得税优惠政策，免
征期为 2010 年度。
六、财务报表项目注释
以下注释项目除非特别指出，期初指 2010 年 12 月 31 日，期末指 2011 年 3 月 31 日，
上期指 2010 年度，本期指 2011 年 1-3 月。
1、货币资金
期末数 期初数
项 目 外币金 人民币 人民币
折算率 外币金额 折算率
额 金额 金额
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期末数 期初数
项 目 外币金 人民币 人民币
折算率 外币金额 折算率
额 金额 金额
库存现金： 6,414.85 24,301.61
-人民币 — — 6,414.85 — — 24,301.61
银行存款： 119,425,512.20 68,552,457.20
-人民币 — — 119,425,512.20 — — 68,552,457.20
其他货币资金：
-人民币 — — — —
合 计 119,431,927.05 68,576,758.81
注：本公司不存在因抵押或冻结等对使用有限制、存放在境外、有潜在回收风险的
款项。
2、应收票据
（1）应收票据分类
种 类 期末数 期初数
银行承兑汇票 33,200,000.00 15,000,000.00
商业承兑汇票
合 计 33,200,000.00 15,000,000.00
银行承兑汇票系收到东北电网有限公司以银行承兑汇票结算电费款。
（2）期末已经背书给其他方但尚未到期的票据情况
是否已终
出票单位 出票日期 到期日 金额 备注
止确认
沈阳诚通金属有限公司 2010-10-27 2011-4-27 5,000,000.00 是
锦州集信实业有限公司 2010-10-29 2011-4-29 2,000,000.00 是
深圳景天勤业商贸限公司 2010-11-5 2011-5-5 8,000,000.00 是
合 计 15,000,000.00
3、应收账款
（1）应收账款按种类列示
期末数
种 类 账面余额 坏账准备
金额 比例（%） 金额 比例（%）
单项金额重大并单项计提坏账准备的
应收账款
按账龄组合计提坏账准备的应收账款 115,648,425.00 100.00
其中：应收供电款项 115,648,425.00 100.00
单项金额虽不重大但单项计提坏账准
备的应收账款
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合 计 115,648,425.00 100.00
（续）
期初数
种 类 账面余额 坏账准备
金额 比例（%） 金额 比例（%）
单项金额重大并单项计提坏账准备的
应收账款
按账龄组合计提坏账准备的应收账款 84,639,889.00 100.00
其中：应收供电款项 84,639,889.00 100.00
单项金额虽不重大但单项计提坏账准
备的应收账款
合 计 84,639,889.00 100.00
注：应收账款期末比期初增加 36.64%，是由于东北电网有限公司未结算电费增加。
（2）应收账款按账龄列示
期末数 期初数
项目
金额 比例（%） 金额 比例（%）
6 个月以内 115,648,425.00 100.00 84,639,889.00 100.00
6 个月-1 年
1至2年
2至3年
3 年以上
合计 115,648,425.00 100.00 84,639,889.00 100.00
（3）坏账准备的计提情况
按账龄组合计提坏账准备的应收账款
期末数 期初数
账龄 账面余额 账面余额
坏账准备 坏账准备
金额 比例（%） 金额 比例（%）
6 个月以内 115,648,425.00 100.00 84,639,889.00 100.00
6 个月-1 年
1至2年
2至3年
3至4年
4至5年
5 年以上
合计 115,648,425.00 100.00 84,639,889.00 100.00
（4）本报告期应收账款中无持有公司 5%（含 5%）以上表决权股份的股东单位
欠款。
23
白音华金山发电有限公司 财务报表附注
（5）应收账款金额前五名单位情况
占应收账款总额
单位名称 与本公司关系 金额 年限
的比例（%）
东北电网有限公司 客户 115,648,425.00 6 个月以内 100.00
合 计 115,648,425.00 100.00
4、预付款项
（1）预付款项按账龄列示
期末数 期初数
账 龄
金 额 比例（%） 金 额 比例（%）
1 年以内 4,597,585.45 64.19 5,233,663.38 100.00
1至2年 2,564,698.73 35.81
2至3年
3 年以上
合 计 7,162,284.18 100.00 5,233,663.38 100.00
预付账款期末比期初增加 36.85%，主要是本期预付设备款增加。
（2）预付款项金额的前五名单位情况
与本公
单位名称 金额 预付时间 未结算原因
司关系
地方政 预付消防建设费，
白音华工业园区管理委员会 1,950,000.00 2009 年 1 月
府 结算正在办理。
沈阳杰联制冷空调工程技术 预付工程款，结算
供应商 1,287,646.00 2010 年 12 月
有限公司 正在办理。
预付设备款，结算
安徽龙诚电气有限公司 供应商 603,048.00 2010 年 11 月
正在办理。
预付设备款，结算
安徽龙波电气有限公司 供应商 548,204.00 2010 年 12 月
正在办理。
中石油有限公司锡盟西乌旗 预付汽油款，分期
供应商 403,025.00 2010 年 7 月
经营部 结算。
合 计 4,791,923.00
5、其他应收款
（1）其他应收款按种类列示
期末数
种 类 账面余额 坏账准备
金额 比例（%） 金额 比例（%）
单项金额重大并单项计提坏账准备的
其他应收款
按账龄组合计提坏账准备的其他应收
1,587,179.06 100.00 123,270.10 100.00
款
单项金额虽不重大但单项计提坏账准
备的其他应收款
24
白音华金山发电有限公司 财务报表附注
合 计 1,587,179.06 100.00 123,270.10 100.00
（续）
期初数
种 类 账面余额 坏账准备
金额 比例（%） 金额 比例（%）
单项金额重大并单项计提坏账准备的
其他应收款
按账龄组合计提坏账准备的其他应收
款
单项金额虽不重大但单项计提坏账准
998,222.92 100.00
备的其他应收款
合 计 998,222.92 100.00
注：其他应收款期末余额比期初增加 59.00%，主要是本期为施工单位垫付电费。
（2）其他应收款按账龄列示
期末数 期初数
项目
金额 比例（%） 金额 比例（%）
1 年以内 708,956.14 44.67 998,222.92 100.00
1至2年 878,222.92 55.33
2至3年
3 年以上
合计 1,587,179.06 100.00 998,222.92 100.00
（3）坏账准备的计提情况
按账龄分析法计提坏账准备的其他应收款：
期末数 期初数
账龄 账面余额 账面余额
坏账准备 坏账准备
金额 比例（%） 金额 比例（%）
1 年以内 708,956.14 44.67 35,447.81
1至2年 878,222.92 55.33 87,822.29
2至3年
3至4年
4至5年
5 年以上
合计 1,587,179.06 100.00 123,270.10
（4）其他应收款金额前五名单位情况
占其他应收款
单位名称 与本公司关系 金额 年限
总额的比例（%）
内蒙古海州露天煤矿 本公司燃煤、生产
766,622.92 1-2 年 48.30
有限公司 用水供应商
电力供应商（机组
西乌电力有限公司 387,449.14 1 年内 24.41
启动用电）
赤峰联谊气体有限责
气体供应商 47,400.00 1-2 年 2.99
任公司
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白音华金山发电有限公司 财务报表附注
中国人民财产保险有 提供保险服务（应
45,000.00 1 年内 2.84
限公司沈阳分公司 收保险赔款）
中国移动内蒙古西乌 提供通信服务（预
7,200.00 1-2 年 0.45
旗分公司 付通信费）
合 计 1,253,672.06 78.99
6、存货
存货分类
期末数
项 目
账面余额 跌价准备 账面价值
原材料 47,958,812.16 47,958,812.16
低值易耗品 475,307.58 475,307.58
合 计 48,434,119.74 48,434,119.74
（续）
期初数
项 目
账面余额 跌价准备 账面价值
原材料 64,830,515.06 64,830,515.06
低值易耗品 733,153.78 733,153.78
合 计 65,563,668.84 65,563,668.84
注：存货期末余额比期初余额减少 26.13%，是本公司根据天气变化调整库存备用
燃煤，期初处于冬季，气温太低，防止煤炭供应商不能正常生产而影响发电，库存备用
燃煤较多，期末天气好转，气温回升，备用燃煤减少。
7、其他流动资产
项 目 性质（或内容） 期末数 期初数
待摊费用-房屋租赁费 房屋租赁费 49,702.30 68,340.70
待摊费用-报刊杂志费 报刊杂志费 18,495.00 24,660.00
待摊费用-机损险 保险费 525,803.65
待摊费用-财产险 保险费 483,688.88
待摊费用-房产税 房产税 612,749.25
待摊费用-土地使用税 土地使用税 574,997.99
待摊费用-远光软件增加站点款 软件费 10,069.93
合 计 2,275,507.00 93,000.70
注：机损险和财产险期末余额为本年 4-6 月应摊销金额；房产税和土地使用税期末
余额为本年 4-12 月应摊销金额。
8、固定资产
（1）固定资产情况
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白音华金山发电有限公司 财务报表附注
项 目 期初数 本期增加 本期减少 期末数
一、账面原值合计 4,739,141,782.20 745,315.91 4,739,887,098.11
其中：房屋及建筑物 985,383,046.56 985,383,046.56
发电及供热设备 3,522,794,107.00 3,522,794,107.00
通讯线路及设备 6,252,734.06 6,252,734.06
自动化控制及仪器
214,247,268.79 214,247,268.79
仪表
运输设备 9,980,037.97 6,500.00 9,986,537.97
其他 484,587.82 738,815.91 1,223,403.73
二、累计折旧 本期新增 本期计提
累计折旧合计 48,157,405.40 37,439,317.97 85,596,723.37
其中：房屋及建筑物 6,811,997.56 5,878,340.97 12,690,338.53
发电及供热设备 32,364,656.81 27,844,960.13 60,209,616.94
通讯线路及设备 114,787.13 98,846.04 213,633.17
自动化控制及仪器
3,936,739.01 3,386,917.58 7,323,656.59
仪表
运输设备 4,906,387.30 198,681.50 5,105,068.80
其他 22,837.59 31,571.75 54,409.34
三、账面净值合计 4,690,984,376.80 4,654,290,374.74
其中：房屋及建筑物 978,571,049.00 972,692,708.03
发电及供热设备 3,490,429,450.19 3,462,584,490.06
通讯线路及设备 6,137,946.93 6,039,100.89
自动化控制及仪器
210,310,529.78 206,923,612.20
仪表
运输设备 5,073,650.67 4,881,469.17
其他 461,750.23 1,168,994.39
四、减值准备合计
其中：房屋及建筑物
发电及供热设备
通讯线路及设备
自动化控制及仪器
仪表
运输设备
其他
五、账面价值合计 4,690,984,376.80 4,654,290,374.74
其中：房屋及建筑物 978,571,049.00 972,692,708.03
发电及供热设备 3,490,429,450.19 3,462,584,490.06
通讯线路及设备 6,137,946.93 6,039,100.89
自动化控制及仪器
210,310,529.78 206,923,612.20
仪表
运输设备 5,073,650.67 4,881,469.17
其他 461,750.23 1,168,994.39
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白音华金山发电有限公司 财务报表附注
注：（1）本期折旧额为 37,439,317.97 元。本期固定资产增加为购买增加，无在建工
程转入。
（2）本公司于 2010 年投产，截止目前尚未办理工程竣工决算，以暂估价结转固定
资产，按分类折旧法计提折旧。
（3）无所有权受到限制的固定资产。
（4）因尚未办理工程竣工决算，房屋产权证尚未办理。
9、在建工程
（1）在建工程基本情况
项 目 期末数 期初数
账面余额 减值准备 账面价值 账面余额 减值准备 账面价值
一期
2*600MW 空 10,389,973.88 10,389,973.88 - -
冷机组
二期
2*600MW 空 2,960,795.57 2,960,795.57 2,945,188.57 2,945,188.57
冷机组
合 计 13,350,769.45 13,350,769.45 2,945,188.57 2,945,188.57
（2）重大在建工程项目变动情况
本期转
工程名称 预算数 期初数 本期增加数 入固定 其他减少数 期末数
资产数
一期
2*600MW 5,081,100,000.00 12,249,195.46 1,859,221.58 10,389,973.88
空冷机组
二期
2*600MW 2,945,188.57 15,607.00 2,960,795.57
空冷机组
合 计 5,081,100,000.00 2,945,188.57 12,264,802.46 1,859,221.58 13,350,769.45
（续）
利息资本化累 其中：本期利 本期利息资 工程投入占预 工程进
工程名称 资金来源
计金额 息资本化金额 本化率（%） 算的比例（%） 度（%）
一期
股东投入、
2*600MW 空 485,886,100.93 93.00 100
银行贷款
冷机组
合 计 485,886,100.93
二期
2*600MW 空 立项报批阶段
冷机组
注：一期 2 台 600MW 空冷发电机组分别于 2010 年 8 月 8 日、9 月 1 日通过 168 试
运行，正式投入商业运营，按账面实际发生工程支出暂估转增固定资产，2010 年共转
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白音华金山发电有限公司 财务报表附注
增固定资产 4,736,152,130.41 元。
10、工程物资
项 目 期初数 本期增加 本期减少 期末余额
专用材料 19,172,106.48 38,600.08 19,133,506.40
专用设备 1,610.00 1,610.00
为生产准备的工具及器具 899,236.49 516,000.00 1,170,667.92 244,568.57
合 计 20,072,952.97 516,000.00 1,209,268.00 19,379,684.97
11、无形资产
项 目 期初数 本期增加 本期减少 期末数
一、账面原值合计 7,474,974.00 7,474,974.00
土地使用权 7,474,974.00 7,474,974.00
二、累计折耗合计 67,700.00 40,620.00 108,320.00
土地使用权 67,700.00 40,620.00 108,320.00
三、减值准备累计金额合计
土地使用权
四、账面价值合计 7,407,274.00 7,366,654.00
土地使用权 7,407,274.00 7,366,654.00
注：土地使用权使用年限自 2006 年 8 月 1 日至 2056 年 7 月 31 日，期限 50 年，从
2010 年 8 月开始摊销，摊销年限 46 年。
12、递延所得税资产
已确认的递延所得税资产
期末数 期初数
项目 可抵扣暂时性差 可抵扣暂时性差
递延所得税资产 递延所得税资产
异及可抵扣亏损 异及可抵扣亏损
其他应收款坏账准
30,817.53 123,270.10
备
合计 30,817.53 123,270.10
13、资产减值准备明细
本期减少 期末数
项 目 期初数 本期计提
转回数 转销数
一、坏账准备 123,270.10 123,270.10
二、存货跌价准备
三、可供出售金融资产减值准
备
四、持有至到期投资减值准备
五、长期股权投资减值准备
六、投资性房地产减值准备
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白音华金山发电有限公司 财务报表附注
本期减少 期末数
项 目 期初数 本期计提
转回数 转销数
七、固定资产减值准备
八、工程物资减值准备
九、在建工程减值准备
十、生产性生物资产减值准备
其中：成熟生产性生物资
产减值准备
十一、油气资产减值准备
十二、无形资产减值准备
十三、商誉减值准备
十四、其他
合 计 123,270.10 123,270.10
14、短期借款
（1）短期借款分类
项 目 期末数 期初数
质押借款
抵押借款
保证借款
信用借款 50,000,000.00 140,000,000.00
合 计 50,000,000.00 140,000,000.00
注：（1）短期借款期末比期初减少 64.29%，是由于本期归还已到期借款。
（2）期末无已到期未偿还的短期借款。
15、应付账款
（1）应付账款明细情况
项 目 期末数 期初数
1 年以内 77,745,520.49 92,289,135.38
1—2 年 59,088,701.44 38,357,334.38
2—3 年 4,251,703.91 12,307,755.54
3 年以上 10,226,535.73
合 计 151,312,461.57 142,954,225.30
注：报告期应付账款中应付持有公司 5%（含 5%）以上表决权股份的股东单位或关
联方的款项情况详见附注七、4、关联方应收应付款项。
（2）账龄超过 1 年的大额应付账款情况的说明
报表日后是否
债权人名称 金额 未偿还的原因
归还
哈尔滨汽轮厂有限责任公司 23,243,020.00 分期结算设备款 否
内蒙古白音华海州露天煤矿有限 6,430,037.00 分期结算工程费 否
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白音华金山发电有限公司 财务报表附注
公司
长春发电设备有限责任公司 3,149,000.00 分期结算设备款 否
阜新市鑫连商贸有限公司 2,330,685.05 未结算煤款 否
上海凯士比泵有限公司 2,278,500.00 分期结算设备款 否
合 计 37,431,242.05
16、预收款项
预收款项明细情况
项 目 期末数 期初数
预收粉煤灰销售款 209,336.41 147,921.85
合 计 209,336.41 147,921.85
注：粉煤灰销售从 2010 年 8 月开始，本期无 1 年以上预收账款。
17、应付职工薪酬
项目 期初数 本期增加 本期减少 期末数
一、工资、奖金、
8,940,591.26 8,940,591.26
津贴和补贴
二、职工福利费 1,766,710.95 1,766,710.95
三、社会保险费 1,342,000.94 1,526,427.42 768,878.99 2,099,549.37
其中:1.医疗保险
154,236.52 264,984.60 169,605.66 249,615.46
费
补充医疗保险费 397,154.78 397,154.78
2. 基 本 养 老 保 险
575,120.32 883,282.00 565,352.20 893,050.12
费
3.年金缴费 8,642.64 236,835.00 245,477.64
4.失业保险费 172,274.64 88,328.20 260,602.84
工伤保险费 28,717.84 44,164.10 28,267.61 44,614.33
生育保险费 5,854.20 8,833.52 5,653.52 9,034.20
四、住房公积金 6,923.59 580,965.00 569,622.00 18,266.59
五、工会经费和
1,304,215.22 312,920.71 17,000.00 1,600,135.93
职工教育经费
六、非货币性福
利
七、辞退福利
八、以现金结算
的股份支付
九、其他 414,786.31 1,205,792.09 992,580.09 627,998.31
合 计 3,067,926.06 14,333,407.43 13,055,383.29 4,345,950.20
注：（1）应付职工薪酬期末比期初增加 41.66%，原因为本期计提及代扣各项社会保
险费、工会经费和职工教育经费大部分尚未支付。
（2）其他为代扣代缴职工个人社会保险费、劳动保护费等。
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18、应交税费
项 目 期末数 期初数
增值税 11,821,037.98 1,140,063.55
企业所得税 7,954,862.56
个人所得税 292,977.28 2,129,482.50
城市维护建设税 641,055.95 57,003.18
印花税 59,767.20 0.06
教育附加费 384,633.57 34,201.91
地方教育附加 128,211.19 11,400.64
水利建设基金 263,444.94 72,324.69
合 计 21,545,990.67 3,444,476.53
注：期末比期初增加 525.52%，主要是本期应交增值税增加，以及计提的企业所
得税尚未缴纳。
19、其他应付款
（1）其他应付款明细情况
项 目 期末数 期初数
1 年以内 5,495,411.24 149,790,090.78
1—2 年 126,524,426.01 172,154,443.11
2—3 年 158,472,792.31 20,849,102.05
3 年以上 20,697,163.15
合 计 311,189,792.71 342,793,635.94
（2）报告期其他应付款无应付持有公司 5%（含 5%）以上表决权股份的股东单
位或关联方的款项。
（3）账龄超过 1 年的大额其他应付款情况的说明
报表日后是
债权人名称 金额 未偿还的原因
否归还
北京巴布科克.威尔科克斯有限公司 57,000,000.00 设备质保金 否
哈尔滨汽轮厂有限责任公司 25,234,132.00 设备质保金 否
东北电业管理局第一工程公司 23,517,695.18 工程质保金 否
东北电业管理局第二工程公司 19,352,443.55 工程质保金 否
哈尔滨电机厂有限责任公司 15,008,000.00 设备质保金 否
合 计 140,112,270.73
（4）对于金额较大的其他应付款的说明
债权人名称 期末数 性质或内容
北京巴布科克.威尔科克斯有限公
57,000,000.00
司 设备质保金
哈尔滨汽轮厂有限责任公司 25,234,132.00 设备质保金
东北电业管理局第一工程公司 23,517,695.18 工程质保金
32
白音华金山发电有限公司 财务报表附注
合 计 105,751,827.18
20、一年内到期的非流动负债
（1）一年内到期的长期负债明细情况
项 目 期末数 期初数
1 年内到期的长期借款（附注六、21） 139,500,000.00 131,500,000.00
1 年内到期的应付债券
1 年内到期的长期应付款
合 计 139,500,000.00 131,500,000.00
（2）一年内到期的长期借款
① 一年内到期的长期借款明细情况
项 目 期末数 期初数
质押借款 134,500,000.00 126,500,000.00
抵押借款
保证借款
信用借款 5,000,000.00 5,000,000.00
合 计 139,500,000.00 131,500,000.00
注：A、质押借款 13,450.00 万元，以本公司经营期间电费收费权作质押。
B、期末无已到期未偿还的借款。
②金额前五名一年内到期的长期借款
借款起始 借款终止 利率
贷款单位 币种 期末数 期初数
日 日 （%）
国家开发银行 2008-11-13 2023-11-12 5.526 人民币 40,000,000.00 40,000,000.00
国家开发银行 2009-4-23 2022-4-22 5.346 人民币 60,000,000.00 60,000,000.00
中国建设银行 2009-2-10 2023-2-9 5.346 人民币 8,000,000.00 2,000,000.00
中国建设银行 2009-9-23 2023-9-29 5.346 人民币 5,000,000.00 5,000,000.00
中国工商银行 2010-6-28 2025-6-25 5.346 人民币 5,000,000.00 5,000,000.00
合 计 118,000,000.00 112,000,000.00
21、长期借款
（1）长期借款的分类
项 目 期末数 期初数
质押借款 3,323,000,000.00 3,327,000,000.00
抵押借款
保证借款
信用借款 220,000,000.00 130,000,000.00
减：一年内到期的长期借款（附注六、
139,500,000.00 131,500,000.00
20）
合 计 3,403,500,000.00 3,325,500,000.00
33
白音华金山发电有限公司 财务报表附注
（2）质押借款
贷款单位 贷款金额 质押物 质押物账面价值
国家开发银行 2,035,000,000.00 电费收费权
中国建设银行 1,288,000,000.00 电费收费权
合 计 3,323,000,000.00 ——
（3）金额前五名的长期借款
期末数 期初数
外 外
借款起始 借款终止 利率
贷款单位 币种 币 币
日 日 （%） 本币金额 本币金额
金 金
额 额
国家开发
2008-11-13 2023-11-12 5.526 人民币 1,065,000,000.00 1,065,000,000.00
银行
国家开发
2009-4-23 2022-4-22 5.346 人民币 970,000,000.00 970,000,000.00
银行
中国建设 人民币
2009-9-23 2023-9-29 5.346 250,000,000.00 250,000,000.00
银行
中国建设 人民币
2009-2-10 2023-2-9 5.346 248,000,000.00 250,000,000.00
银行
中国建设 人民币
2008-10-22 2023-10-21 5.526 152,000,000.00 152,000,000.00
银行
合 计 2,685,000,000.00 2,687,000,000.00
注：本期无已到期未偿还的长期借款。
22、股本
（1）2010 年度股本变动情况
年初余额 期末余额
本期增加 本期减少
投资者名称
投资金额 所占比例 额(万元) 额(万元) 投资金额 所占比
(万元) （%） (万元) 例（%）
沈阳金山能源股份有
20,100.00 29.70 6,000.00 26,100.00 30.82
限公司
阜新矿业（集团）有
6,572.00 9.71 6,572.00 7.76
限责任公司
丹东东方新能源有限
20,000.00 29.56 6,000.00 26,000.00 30.71
公司
辽宁能源投资（集团）
21,000.00 31.03 5,000.00 26,000.00 30.71
有限责任公司
合 计 67,672.00 100.00 17,000.00 84,672.00 100.00
注：2010 年度股本增加 17,000.00 万元，各股东全部以现金投入，该年度增资未进
行验资。
（2）2011 年 1-3 月股本变动情况
34
白音华金山发电有限公司 财务报表附注
年初余额 期末余额
本期减
本期增加
投资者名称 少额(万
投资金额 所占比例 额(万元) 投资金额 所占比
元)
(万元) （%） (万元) 例（%）
沈阳金山能源股份有
26,100.00 30.82 26,100.00 29.28
限公司
阜新矿业（集团）有
6,572.00 7.76 6,572.00 7.37
限责任公司
丹东东方新能源有限
26,000.00 30.71 4,486.60 30,486.60 34.19
公司
辽宁能源投资（集团）
26,000.00 30.71 26,000.00 29.16
有限责任公司
合 计 84,672.00 100.00 4,486.60 89,158.60 100.00
注：2011 年 1-3 月股本增加 4,486.60 万元，丹东东方新能源有限公司以现金投入，
此次增资未进行验资。
（3）本公司一期工程收口概算 508,110.00 万元，按工程投资额 20%确定本公司注册
资本为 101,622.00 万元，截止 2011 年 3 月 31 日各股东实际出资 89,158.60 万元。
（4）首期出资 20,000.00 万元，各股东已于 2006 年 6 月 23 日前缴足，经利安达信
隆会计师事务所有限公司辽宁分公司审验，并出具了利安达验字（2006）第 E1011 号验
资报告。截止 2008 年 12 月 31 日各股东实际出资 54,972.00 万元，经利安达会计师事务
所有限责任公司（大连）分公司审验，并出具了利安达验字（2009）第 J1103 号验资报
告。
23、盈余公积
项 目 期初数 本期增加 本期减少 期末数
法定盈余公积 2,538,681.03 2,538,681.03
任意盈余公积 2,538,681.03 2,538,681.03
储备基金
企业发展基金
合 计 5,077,362.06 5,077,362.06
24、未分配利润
未分配利润变动情况
项 目 本期数 上期数 提取或分配比例
调整前上期未分配利润 20,309,448.25
期初未分配利润调整合计数
（调增+，调减-）
调整后期初未分配利润 20,309,448.25
加：本期归属于母公司所有
23,458,130.75 25,386,810.31
者的净利润
盈余公积弥补亏损
35
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其他转入
减：提取法定盈余公积 2,538,681.03 10%
提取任意盈余公积 2,538,681.03 10%
应付利润
转作股本的应付利润
期末未分配利润 43,767,579.00 20,309,448.25
25、营业收入和营业成本
（1）营业收入及营业成本
项 目 本期发生数 上期发生数
主营业务收入 282,291,594.87 354,405,815.39
其他业务收入 69,389.26 229,957.18
营业收入合计 282,360,984.13 354,635,772.57
主营业务成本 198,881,085.99 259,865,958.17
其他业务成本
营业成本合计 198,881,085.99 259,865,958.17
注：营业收入本期比上期减少 20.38%，原因为本期经营期为 3 个月，上期为 5 个月。
其他业务收入为粉煤灰销售收入。
（2）主营业务（分产品）
本期发生数 上期发生数
产品名称
营业收入 营业成本 营业收入 营业成本
电力销售 282,291,594.87 198,881,085.99 354,405,815.39 259,865,958.17
合 计 282,291,594.87 198,881,085.99 354,405,815.39 259,865,958.17
26、营业税金及附加
项 目 本期发生数 上期发生数
城市维护建设税 1,326,302.80 1,137,222.71
教育费附加 795,781.68 682,333.63
地方教育附加 265,260.56 227,444.55
水利建设基金 282,360.98 306,578.96
合 计 2,669,706.02 2,353,579.85
注：各项营业税金及附加的计缴标准详见附注五、税项。
27、财务费用
项目 本期发生数 上期发生数
利息支出 49,397,030.00 185,970,341.70
减：利息收入 95,804.76 367,625.95
36
白音华金山发电有限公司 财务报表附注
减：利息资本化金额 118,679,507.32
减：汇兑收益
加：汇兑损失
减：汇兑损益资本化金额
其他 3,521.00 6,215.81
合 计 49,304,746.24 66,929,424.24
注：财务费用本期比上期减少 26.33%，原因为本期本期经营期比上期短，相应计
息期比上期短。
28、资产减值损失
项目 本期发生数 上期发生数
坏账损失 123,270.10
存货跌价损失
可供出售金融资产减值损失
持有至到期投资减值损失
长期股权投资减值损失
投资性房地产减值损失
固定资产减值损失
工程物资减值损失
在建工程减值损失
生产性生物资产减值损失
油气资产减值损失
无形资产减值损失
商誉减值损失
其他
合 计 123,270.10
29、营业外支出
计入当期非经常性损
项目 本期发生数 上期发生数
益的金额
非流动资产处置损失合计
其中：固定资产处置损失
无形资产处置损失
债务重组损失
非货币性资产交换损失
对外捐赠支出 100,000.00 100,000.00
罚款支出
其他
合 计 100,000.00 100,000.00
37
白音华金山发电有限公司 财务报表附注
30、所得税费用
项目 本期发生数 上期发生数
按税法及相关规定计算的当期所得税 7,954,862.56
递延所得税调整 -30,817.53
合 计 7,924,045.03
注：上期免征企业所得税，无发生额。
31、现金流量表项目注释
（1）收到其他与经营活动有关的现金
项目 本期发生数 上期发生数
往来款 118,317.00 31,686.00
利息收入 95,804.76 163,247.35
收备用金 51,234.89
合计 214,121.76 246,168.24
（2）支付其他与经营活动有关的现金
项目 本期发生数 上期发生数
财产保险费 2,018,985.09 717,604.35
差旅费、办公费、业务招待费等管理费 1,189,416.83 2,355,991.66
银行手续费 3,521.00 3,248.41
其他 415,398.80 214,925.19
合计 3,627,321.72 3,291,769.61
（3）收到其他与投资活动有关的现金
项目 本期发生数 上期发生数
工程保证金 2,504,659.80
其他 288,938.52
合计 2,793,598.32
（4）支付其他与投资活动有关的现金
项目 本期发生数 上期发生数
工程保证金 953,650.00 7,614,398.95
代缴税金 42,600.00 91,125.79
代垫修理费 220,962.50
其他 22,095.00
合计 996,250.00 7,948,582.24
（5）收到其他与筹资活动有关的现金
项目 本期发生数 上期发生数
基建期利息收入 536,349.54
合计 536,349.54
38
白音华金山发电有限公司 财务报表附注
32、现金流量表补充资料
（1）将净利润调节为经营活动现金流量的信息
项目 本期金额 上期金额
1、将净利润调节为经营活动现金流量：
净利润 23,458,130.75 25,386,810.31
加：资产减值准备 123,270.10
固定资产折旧、油气资产折耗、生产性生物资产折旧 37,439,317.97 43,353,325.67
无形资产摊销 40,620.00 67,700.00
长期待摊费用摊销 26,193,766.62
处置固定资产、无形资产和其他长期资产的损失（收益
以“－ ”号填列）
固定资产报废损失（收益以“－”号填列）
公允价值变动损失（收益以“－”号填列）
财务费用（收益以“－”号填列） 49,397,030.00 67,290,834.38
投资损失（收益以“－”号填列）
递延所得税资产减少（增加以“－”号填列） -30,817.53
递延所得税负债增加（减少以“－”号填列）
存货的减少（增加以“－”号填列） 17,129,549.10 -65,563,668.84
经营性应收项目的减少（增加以“－”号填列） -60,108,192.74 -102,923,552.38
经营性应付项目的增加（减少以“－”号填列） 29,496,835.43 126,402,802.63
其他
经营活动产生的现金流量净额 96,945,743.08 120,208,018.39
2、不涉及现金收支的重大投资和筹资活动：
债务转为资本
一年内到期的可转换公司债券
融资租入固定资产
3、现金及现金等价物净变动情况：
现金的期末余额 119,431,927.05 68,576,758.81
减：现金的期初余额 68,576,758.81 50,127,083.33
加：现金等价物的期末余额
减：现金等价物的期初余额
现金及现金等价物净增加额 50,855,168.24 18,449,675.48
（2）现金及现金等价物的构成
项目 期末数 期初数
一、现金 119,431,927.05 68,576,758.81
其中：库存现金 6,414.85 24,301.61
可随时用于支付的银行存款 119,425,512.20 68,552,457.20
可随时用于支付的其他货币资金
可用于支付的存放中央银行款项
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项目 期末数 期初数
存放同业款项
拆放同业款项
二、现金等价物
其中：三个月内到期的债券投资
三、期末现金及现金等价物余额 119,431,927.05 68,576,758.81
七、关联方及关联交易
1、本公司的母公司情况
母公司名称 关联关系 企业类型 注册地 法人代表 业务性质
电力热力的开
丹东东方新能 发及销售；新能
第一大股东 有限责任公司 沈阳 邱国民
源有限公司 源的开发与利
用等
（续）
母公司对本企 母公司对本企
注册资本（万 本企业最
母公司名称 业的持股比例 业的表决权比 组织机构代码
元） 终控制方
（%） 例（%）
丹东东方新能 中国华电
50,795.40 30.00 61.00 71966186-2
源有限公司 集团公司
注：本公司最终控制方为中国华电集团公司，通过华电金山能源有限公司持有丹东
东方新能源有限公司 100%的股份，丹东东方新能源有限公司直接持有本公司 30.00%股
份，并通过其控股子公司沈阳金山能源股份有限公司持有本公司 31.00%股份，合计持
有本公司 61.00%股份。
2、本公司的其他关联方情况
其他关联方名称 与本公司关系 组织机构代码
辽宁华电检修工程有限公司 受同一最终控制方控制 12272189-3
华信保险经纪有限公司 受同一最终控制方控制
3、关联方交易情况
采购商品/接受劳务的关联交易
关联交易 本期发生额 上期发生额
关联交易 定价原则 占同类交易
关联方 占同类交易金
内容 及决策程 金额 金额 金额的比例
序 额的比例（%）
（%）
供热管道
辽宁华电检修工程 施 工 项
公开招标 11,350,000.00 44.90
有限公司 目、设备
检修
华信保险经纪有限
保险代理 市场价 2,018,985.09 100.00 841,476.22 100.00
公司
4、关联方应收应付款项
项目名称 期末数 期初数
40
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应付账款
辽宁华电检修工程有限公司 5,724,903.05
合 计 5,724,903.05
其他应付款
辽宁华电检修工程有限公司 253,930.00 253,930.00
合 计 253,930.00 253,930.00
八、或有事项
截至 2011 年 3 月 31 日止，本公司无需要披露的或有事项。
九、承诺事项
截至 2011 年 3 月 31 日止，本公司无需要披露的承诺事项。
十、资产负债表日后事项
截至 2011 年 3 月 31 日止，本公司无需要披露的资产负债表日后事项。
十一、其他重要事项说明
截至 2011 年 3 月 31 日止，本公司无需要披露的其他重要事项。
十二、补充资料
非经常性损益明细表
单位：元
项 目 本期数 上期数
非流动性资产处置损益
越权审批，或无正式批准文件的税收返还、减免
计入当期损益的政府补助，（与企业业务密切相关，按照国家统一标准定额或
定量享受的政府补助除外）
计入当期损益的对非金融企业收取的资金占用费
企业取得子公司、联营企业及合营企业的投资成本小于取得投资时应享有被投
资单位可辨认净资产公允价值产生的收益
非货币性资产交换损益
委托他人投资或管理资产的损益
因不可抗力因素，如遭受自然灾害而计提的各项资产减值准备
债务重组损益
企业重组费用，如安置职工的支出、整合费用等
交易价格显失公允的交易产生的超过公允价值部分的损益
同一控制下企业合并产生的子公司期初至合并日的当期净损益
与公司正常经营业务无关的或有事项产生的损益
41
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除同公司正常经营业务相关的有效套期保值业务外，持有交易性金融资产、交
易性金融负债产生的公允价值变动损益，以及处置交易性金融资产、交易性金
融负债和可供出售金融资产取得的投资收益
单独进行减值测试的应收款项减值准备转回
对外委托贷款取得的损益
采用公允价值模式进行后续计量的投资性房地产公允价值变动产生的损益
根据税收、会计等法律、法规的要求对当期损益进行一次性调整对当期损益的
影响
受托经营取得的托管费收入
除上述各项之外的其他营业外收入和支出 -100,000.00
其他符合非经常性损益定义的损益项目
小 计 -100,000.00
所得税影响额
少数股东权益影响额（税后）
合 计 -100,000.00
注：非经常性损益项目中的数字“+”表示收益及收入,"-"表示损失或支出。
白音华金山发电有限公司
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