国家计委 国务院生产办 等


国家计委 国务院生产办 能源部关于印发《小型节能热电项目可行性研究技术规定》的通知
1991年12月25日，国家计委、国务院生产办、能源部

为了加强和完善小型节能热电项目的前期工作，进一步突出小型热电项目“节约能源，改善环境”的特点和提高效益，原国家计委节能局曾于一九八六年编制了《小型热电项目可行性研究技术要求》等文件，并印发全国试行。经过几年的实践，在征求有关单位意见的基础上，国家计委资源节约和综合利用司、国务院生产办公室节约和综合利用局、能源部节约能源司和国家能源投资公司节能公司又组织专家对《技术要求》作了修改和补充，制定了《小型节能热电项目可行性研究技术规定》。现印发你们，请各单位按此执行，并将执行中遇到的情况及时反映给我们。
附件：1．小型节能热电项目可行性研究内容深度
2．小型节能热电项目可行性研究计算方法
3．小型节能热电项目可行性研究投资估算编制办法
4．小型节能热电项目可行性研究经济评价办法

附：小型节能热电项目可行性研究技术规定

目 录
1．总则
2．热负荷与机炉选择
3．建厂条件
4．工艺设计
5．热力网
6．投资估算与经济效益分析
附件1．小型节能热电项目可行性研究内容深度
附件2．小型节能热电项目可行性研究计算方法
附件3．小型节能热电项目可行性研究投资估算编制方法
附件4．小型节能热电项目可行性研究经济评价方法

1、总 则
1．1 为使小型节能热电项目充分体现小型、地方、节能的特点，符合节约能源、以热定电、集中供热、改善环境污染状况的原则，贯彻选择最优方案、降低工程造价、缩短建设周期，提高经济效益的建设要求，特制定本规定。
本规定适用于工程建设的全过程。
1．2 本规定适用于单机容量为12ＭＷ及以下供热机组的区域性热电厂和自备热电站。中低压凝汽式电厂改造为热电厂的工程，可参照本规定。
1．3 城市供热规划是编制热电项目可行性研究报告的主要依据之一。在上报热电项目可行性研究报告时，应将经上级批准的城市供热规划一并报送。
1．4 区域性热电厂的供热范围要适中合理。蒸汽网的供热半径为3--5公里，热水网的供热半径宜控制在10公里以内。在合理的供热半径内只能建一个热电厂。不得在已建成的或计划建设的区域热电厂的范围内，再建自备热电站或锅炉房（调峰锅炉房及少量高参数锅炉房除外）。
1．5 项目实施时应充分利用工业余热，优先利用老凝汽式电厂的供热潜力和改造成为热电厂、充分利用区域内已建成的供热网络。
1．6 热电厂（站）的最终规模，在可行性研究报告中应予以明确。小型节能热电厂（站）的最终规模宜控制在四机六炉的水平。
1．7 当热负荷较大，热电厂（站）兼供工业与非采暖用热时，对供热范围、供热介质、供热参数、供热方式等应结合机组选型、热力网设计进行综合的全面技术经济比较后确定。
居民采暖供热应优先选择热负荷密度较大的地区。
1．8 为确保热电厂（站）有良好的运行条件和经济效益，设计时热化系数一般宜控制在0．5--0．8之间。当热电厂（站）以供热采暖热负荷为主时取较低值，以供工业用汽为主时取较高值。
在供热范围内，应保留一部分容量较大、炉龄较短、热效率较高的燃煤锅炉作为备用炉和尖峰锅炉，并落实其管理、运行等方面的具体措施。
1．9 小型节能热电厂的设计不应套用大电厂的模式，在确保热电厂安全经济运行的条件下，系统宜简化、布置应紧凑。生活福利设施和辅助生产设施应尽可能利用社会上的现有设施。
1．10 承担可行性研究的单位，应是有一定技术力量的设计部门或工程、经济咨询部门，并有从事该项专业设计全过程的经验。
1．11 项目应充分体现出节能效益，凡新建机组（不包括利用工业余热发电的机组）应达到以下指标：
供电标准煤耗率≤0．36Ｋｇ／Ｋｗ．ｈ；
供热标准煤耗率≤44Ｋｇ／ｇ＼ＧＪ；
年节约标准煤量为1．3ｔ／ＫＷ以上。
年节约吨标准煤净投资为500元／吨以下。
对于燃烧煤矸石，洗中煤及利用其它废热废能的工程，其上述相应指标宜乘以1．1的系数。
1．12 项目的建设周期为土建开工至机炉投产并网发电向用户供热的时间。新建工程的建设周期宜控制在下表所列的时间内：
单位：月
----------------------------------------------------------------------
3ＭＷ及以下 | 6ＭＷ | 12ＭＷ
----------------------|----------------------|----------------------
一 台 | 二 台 | 一 台 | 二 台 | 一 台 | 二 台
----------|----------|----------|----------|----------|----------
10--12|14--18|12--16|18--26|12--18|24--32
----------------------------------------------------------------------

2、热负荷与机炉选择
2．1 建设单位及其主管单位、热用户、设计单位应高度重视热负荷的调查与核实工作，建设单位应尽可能提供可靠的热负荷数据，热电厂（站）的设计单位应对热负荷的核实工作负责。
2．2 热负荷的调查应根据全年性热负荷和季节性热负荷按采暖期、非采暖期分别统计出最大、最小、平均的热负荷数值。
2．3 建设单位及主管单位应组织生产热用户如实填报下列材料：主要产品产量及单位能耗、生产班制，检修起止日期；用汽压力、温度；用汽性质；每月的用汽量、耗煤量：采暖期、非采暖期生产日的瞬时最大用汽量和最小用汽量；回水量、水质及利用情况；自备锅炉的容量、台数、参数、炉型及热效率；年燃原煤量，煤的低位发热量。上述用汽量统计中若包含采暖或空调热负荷需注明。有瞬时记录仪表的主要热用户，应提供采暖期与非采暖期典型日的热负荷变化曲线。另外还应说明企业近期及远期的生产发展及热负荷增长变化情况。
2．4 新增的生产工艺性热负荷根据已批准建设项目的可行性研究报告或初设件中的有关数据统计。热电厂（站）可研报告中应附录该项目的批准文件。
2．5 采暖热负荷、空调、通风和热水负荷的热指标应按照ＣＪＪ34--90“城市热力网设计规范”选取。建设单位应在当地城建和规划部门的协助之下，分别统计各建筑物的类别、现状和近期的采暖面积。
2．6 设计人员应根据建设单位提供的有关热负荷统计资料，在建设单位的积极配合下对主要热用户进行逐个调查，向现场有关人员逐项核实该热用户所提供的有关材料。尽可能准确地求得热用户的用汽量与参数，以及自备锅炉的年平均运行热效率。
2．7 设计人员应把经过调查核实到得到的热用户采暖期和非采暖期的最大、最小、平均用汽量以及用汽参数，考虑热网损失后折算成热电厂出口的供热量，单位为ＧＪ／ｈ，热网损失值宜取5％。采暖热负荷的热网损失已考虑在热指标里，故不应再折算。
2．8 热电厂（站）需要供出的最大热负荷应考虑同时率，同时率数值为0．7--0．9，对于供热区域内热负荷较平稳取大值，负荷变化大的取小值。采暖热负荷不应考虑同时率、对于采用热用户负荷曲线实际叠加的，可不考虑同时率。
2．9 采暖负荷在采暖期内的持续热负荷曲线可根据设计采暖负荷数值和室外温度延时曲线绘出，相应考虑了同时率后的生产工艺热负荷和采暖热负荷的叠加值即为设计热负荷。据此绘制出年持续热负荷曲线，作为进行装机方案比较、绘制供热设备工况图的基准。
2．10 为了提高热电站的经济效益，应尽量选择较高参数和较大容量的机组。但考虑供热的安全可靠性，尽量避免安装单炉进行供热。
2．11 新建工程的6ＭＷ及以上的供热机组，应选用次高压参数。
2．12 供热汽轮机的选型可按以下情况确定：
2．12．1 热负荷稳定的热电厂可以全部选背压机组成或抽气背压机组。
2．12．2 当热负荷不太稳定时，可装一台抽汽冷凝式机组作为调节。
2．12．3 对于利用原有锅炉房发电或改建锅炉房为小热电的工程，一般应装背压机组或抽汽背压机组。
2．13 锅炉炉型的选择应结合热负荷变化情况、煤种、煤质、灰渣综合利用的落实程度及环保要求等综合考虑。
2．14 热电厂（站）内的锅炉，应尽量选择同一型式、同一参数，以便于运行检修。
2．15 选择锅炉容量和台数时，应核算在最小热负荷工况下，汽机的进汽量不得低于锅炉最小稳定燃烧负荷，以保证锅炉的安全稳定运行。
锅炉台数和容量的确定，按下列要求选择：当一台容量最大的锅炉停用时，其余锅炉（应包括热用户中已确定作为备用的锅炉）应承担：
2．15．1 热力用户连续生产所需的生产用汽量。
2．15．2 冬季采暖、通风和生活用热量的60--75％；严寒地区取上限。
当在现有发电厂扩建供热机组，且主蒸汽及给水管道采用母管制系统时，锅炉容量的选择应连同原有部分全面考虑。
2．16 机炉配置方案应进行多方案比较与计算分析，推荐出最佳方案。在计算机组的运行经济指标时，应根据年持续热负荷曲线，分配机组的运行工况，进行采暖期最大、平均、非采暖期平均、最小典型供热工况下的汽水平衡计算，求出各项热经济指标。

3、建厂条件
3．1 对新建工程的厂址选择，应依据供热规划，以及场地条件、燃料供应及运输条件、供水条件、工程地质、电力出线及并网条件、环保条件、热力网走向及供热范围、除灰条件等通过多方案全面技术经济比较后确定。
3．2 燃料来源及运输方式必须落实可靠。应取得燃料供应部门、煤矿及运输部门的同意文件。确定煤种时应优先考虑使用当地煤和附近的劣质煤。
3．3 当具有两种以上运输条件时（铁路、公路、水路），应结合热电厂（站）本期及最终规模、生产成本、基建投资、环保及交通安全等方面进行全面比较后确定。
3．4 热电厂（站）的供水水源必须可靠。当地表和地下水源可靠性基本相同时，应结合投资、运行条件、经济效益等方面进行比较后确定。
采用地表水时，应对其水源、水质、补给条件，取水方式和条件、枯水期和洪水期对热电厂（站）运行的影响等方面理出论述，并取得有关主管单位同意实施的文件。
采用地下水时，应附有专业部门提供的水文地质报告。对水层、补给条件、储量、采量、水质、枯水期对热电厂（站）用水的可靠程度及对附近其它水用户用水的影响等方面提出论述，并取得有关主管单位同意的文件。
3．5 热电厂（站）的灰渣应综合利用，灰渣综合利用设施应与热电厂（站）的建设同步进行。
当灰渣综合利用不落实时，贮灰场的储量应按最终规模规划，按存放本期全部灰渣5--8年的规模实施。
当灰渣综合利用落实可靠时，不应再设贮灰场但需设置事故或周转灰场。其存量不宜超过热电站6个月的最大排灰渣量。
灰场位置及占地应取得当地主管部门的同意。
贮灰场的选择，应结合当地条件，热电厂（站）的除灰系统、输送方式、投资、工程地质、环保等方面进行综合比较后确定。
3．6 热电厂（站）的厂址占地应按规划容量确定、按实施进度分期征用。厂址应尽量不占良田，尽可能减少搬迁工程量，要注意节约用地，热电厂（站）围墙内的占地面积宜控制如下数值：
新建2×12ＭＷ机组≤6×10000平方米；
新建2×6ＭＷ机组≤4．5×10000平方米；
新建2×3ＭＷ机组≤3×10000平方米。
3．7 厂址的工程地质条件，应参照原电力部《火力发电厂工程地质勘测规范》中有关“选厂勘测”的内容。
厂址不应选在下列地区：
3．7．1 滑坡或岩溶发育的不良地质地区。
3．7．2 断裂带以及地震时发生滑坡，山崩和地陷等地段。
3．7．3 有开采价值的矿藏上。
3．7．4 需要大量拆迁建筑的地区。
3．7．5 文化遗址的风景游览区。
3．8 当厂址地处地震基本烈度7度及以上地区，附近存有构造断裂时，应对厂址进行稳定性研究，提出有关对策和处理意见。
3．9 确定热电厂（站）厂址时尚应考虑和满足以下条件：
3．9．1 附近有无电台、电视台、地震台、军用通讯设施、危险物品仓库等。一般应按其行业要求保证其安全间距。
3．9．2 附近有无对热电厂（站）烟囱及高度的要求。
3．9．3 热电厂的防洪标准应和当地标准一致。
3．9．4 应尽量减少土石方工程量。
3．9．5 厂址宜选择地处城市全年最大频率风向的下风侧。
3．10 确定厂址时，应根据热电厂（站）最终规模时电力出线的电压等级、出线回路数、出线方式，规划好出线走廊。
3．11 选择厂址时，应考虑施工安装场地。其位置宜在主厂房的扩建方向。
3．12 工厂企业在厂区内建设自备热电站时，与原有建（构）筑物和设备的距离，应满足防火、及行业规范的要求。

4．工艺设计
4．1 工艺设计必须保证供热系统安全可靠运行，采用成熟的先进工艺、先进技术、先进设备，应选用节能型产品。
4．2 厂区各主要车间布置应注意热网管道引出方向、电力出线联结、热电厂（站）扩建以及厂内交通运输等的相互配合。扩建端不宜布置建（构）筑物。
4．3 主厂房跨度一般选用：汽机房跨度 单位：ｍ
------------------------------------------------
| 纵 向 布 置 | 横 向 布置
|------------------|------------------
单机容量|背压机组|抽凝机组|背压机组|抽凝机组
|抽背机组| |抽背机组|
--------|--------|--------|--------|--------
3ＭＷ| 9 | 12 | 12 | 15
--------|--------|--------|--------|--------
6ＭＷ| 12 | 15 | 15 | 18
--------|--------|--------|--------|--------
12ＭＷ| 15 | 18 | 18 | 21
------------------------------------------------
锅炉房跨度 单位：ｍ
------------------------------------------------
单台锅炉容量 | 跨 度
----------------------|------------------------
35ｔ／ｈ | ≤18
----------------------|------------------------
65--75ｔ／ｈ|≤21（旋风炉≤24Ｍ）
----------------------|------------------------
130ｔ／ｈ | ≤24
------------------------------------------------

4．4 除灰系统应满足综合利用要求。炉排炉、沸腾炉及循环流化床炉都不应出红渣，宜设置冷渣器或采用其它排渣措施。每小时排灰渣量在2吨及以上时，宜采用机械除灰或水力冲灰。水力冲灰水应考虑回收重复使用。
4．5 热力系统中，除氧器与高压加热器共用同一加热汽源时，通过技术经济比较可考虑采用0．39Ｍｐａ除氧器，不设高压加热器。
4．6 当冬夏季或周期性的峰谷热负荷经常存在时，通过技术经济比较，可在多台给水泵中设置1至2台汽动给水泵，其排汽用于除氧器加热或低压回热系统。特殊情况下，也可暂停高压加热器，以其加热汽向外供热。
4．7 凝汽式机组改低真空供热时，凝汽器入口水温度不宜超过55℃，最高出口水温度不宜超过75℃，为提高供水温度可在凝汽器出口设尖峰加热器。
4．8 热电厂（站）设计有抽汽式供热机组时一般先装抽汽式供热机组。二次循环水的循环水泵布置在主厂房内，不另设泵房。
4．9 热电厂（站）锅炉补给水处理系统应根据原水水质，按标准确定。当选用次高压参数时，应采用除盐系统。
为节约能源，应尽可能回收凝结水。
4．10 热网补充水应利用锅炉连续排污扩容器排水。补水量较大时，通过技术经济比较确定锅炉补水与热网补水是否分别处理。
4．11 热电厂（站）用水，在可能条件下与附近工厂统一考虑，在水质好的前提下，也可用附近工厂排出的工业水，二次利用。
4．12 小型热电厂（站）宜采用就地控制室方式控制。
4．13 热电厂（站）工艺设计要满足当地工业卫生、劳保安全、消防、环保要求。
4．14 工厂锅炉房改造为热电联产时，应优先采用原有锅炉房，如原有锅炉房和锅炉可用，则新建汽机房和控制室应尽量靠近原有锅炉房或利用原建筑。如需移地新建时，则新建热电站的厂房应考虑与锅炉房的上煤、煤场、除灰、供水和热网等相协调，尽量利用原有设施，以降低工程造价，减小占地。
4．15 工艺设计的各部分应执行新修订的《小型火力发电厂设计规范》。

5、热力网
5．1 热力网设计热负荷，应是与之连接热电厂（站）供出的热负荷。对于增长缓慢的发展热负荷，可分期实施，以减少初期投资。
5．2 热力网供热系统、供热介质、供热参数、运行方式、是由热源、热力网、热用户三方的条件、特性、要求所决定，因此应由三方共同协商，由热力网设计者经技术经济比较确定。
5．3 蒸汽热负荷较大，且最大及最小负荷相差悬殊时，宜以两根管道供热，每根管道的通过能力可按60％总负荷考虑。
5．4 对于热水管网，供热初期供水温度不宜过高，当外部热负荷增长时，可提高供水温度，扩大供热能力。其供回水温差，直接连接时不小于20℃，间接连接时不小于35℃。
5．5 热力网与用户连接，对于小型热水网，在地形及建筑物高度许可的条件下，尽可能采用直接连接；对于大型热水网，可采用间接连接。
5．6 热水网的调节，对于单一的采暖负荷，应根据室外温度进行中央质调节或采用质和量的综合调节。当热水网具有采暖、通风、空调，生活热水多种负荷时，应按采暖负荷行进中央调节，并保证不同热水负荷水温的需要，同时根据各种热负荷的用热要求在用户处进行局部量调整。在装有厂外调峰锅炉的热水网中，应根据拟定的热电厂（站）与调峰锅炉联合运行方式确定干线的设计流量。有条件的工程可以上微机、调速泵。
5．7 小区热力站，尽可能利用原有锅炉房，并利用原有厂区，生产区的管网。
小区热力站供热面积不宜过小，以节省投资。
5．8 供热管网走向与敷设方式，应根据用户用热参数及网络优化综合确定，敷设方式在取得有关方面协议的前提下尽可能采用架空敷设、低支架敷设，如果当地有地下人防工程，可利用人防通道。
直埋无沟敷设在掌握国内生产的保温材料性能、保温结构及施工、运行经验等资料的基础上，结合当地地下水位、冻土深度、土壤耐压力、土壤结构等情况确定，确保供热的安全，并注意其经济合理性。
5．9 热力网须根据设计负荷进行水力计算和热工计算，蒸汽管网按最小负荷进行核算，以满足用户要求，并列出计算结果表；对热水管网应绘水力工况图，热力网实施可根据热源供热能力及装机计划分期施工，且与热源同步进行，但设计必须考虑扩建的可能。
5．10 热力网保温材料，应是导热系数低、容重小强度好且无腐蚀的易于成型而无损人体健康的材料。
5．11 应尽量回收凝结水，以节约能源和水资源。
5．12 投资在700万元及以上的热力网工程，应另行编制可行性研究报告。
5．13 热力网设计应符合ＣＪＪ34--90《城市热力网设计规范》的要求。

6．投资估算与经济效益分析
6．1 小型节能热电工程投资估算包括从前期工作开始，到项目建成投产的全部基建费用。一般包括：
热电厂（站）工程（含厂区围墙内热力网工程）；
接入电网工程；
热力网工程。
6．2 电力工程（指热电厂及接入电网工程）投资估算，应依据能源部电力规划设计管理局颁发的《电力工业基本建设予算编制办法》，取费参照能源部颁发的《火电、送变电工程建设予算费用构及成计算标准》以及中央和地方颁发的有关投资估算的现行文件等进行编制。
6．3 结合小型节能热电工程具有的“地方”和“小型”的特点，编制投资估算（包括概算）时，依据本规定对《火电、送变电工程建设予算费用构成及计算标准》中的部分项目费用，进行下列调整。
6．3．1 建、安工程费
6．3．1．1 当不选用高温高压供热机组时，“特殊工程技术培训费”不予计列。
6．3．1．2 小型节能热电工程施工期短，施工方式采取本地区招标，施工队伍来自省、市、区级国营和集体企业与大、中型火力发电工程施工方式有较大区别。因此，下列建、安工程取费项目及其费率，按本规定计列。
1 施工队伍调遣费费率。％
--------------------------
项 目 | 费 率
--------------|----------
建 筑 |1．6
--------------|----------
安 装 |1．8
--------------------------

2 雨季施工增加费费率 ％
------------------------------------------------
地区分类| Ⅰ | Ⅱ | Ⅲ | Ⅳ | Ⅴ
--------|------|------|------|------|------
费 率| 1 |1．7|2．5| 3 |3．5
------------------------------------------------

3 夜间施工增加费费率： ％
--------------------------
工程类别| 费 率
------------|------------
建 筑| 0．25
------------|------------
安 装| 0．35
--------------------------

4施工工具用具使用费费率 ％
--------------------------
工程类别| 费 率
------------|------------
建 筑| 0．5
------------|------------
安 装| 0．7
--------------------------

5 劳动保险基金费费率
取 2％
6 临时设施费费率 ％
----------------------------------------------------------------------------------------
项 目| 建筑工程 | 安装工程
--------|--------------------------------------|--------------------------------------
地区分类| Ⅰ | Ⅱ | Ⅲ | Ⅳ | Ⅴ | Ⅰ | Ⅱ | Ⅲ | Ⅳ | Ⅴ
--------|------|------|------|------|------|------|------|------|------|------
热电工程| 4 |4．8|5．5| 6 |6．4|6．8|7．6|8．2|8．7| 9
----------------------------------------------------------------------------------------

6．3．2 设备购置费
6．3．2．1 不计列用于大型发电机组的“特殊施工机械购置费”。
6．3．2．2 小型节能热电工程设备原价小于大中型发电机组，下列费用的费率和计算标准，按本规定计列。
1 备品备件购置费费率
取 1％
2 工器具及生产家俱购置费
计算标准：
工器具及生产家俱购置费＝新增人员数×320元／人
3 车辆购置费
指生产单位为生活和管理所需要配备的车辆购置费。
计算标准：按下表的车辆名称、规格、数量和现行出厂价加运杂费、车辆附加费计算。
--------------------------------------------------------
| 种类及载 | 数 量
| |--------------
机组容量（ＭＷ） | 重 量 |新 建|扩 建
------------------|--------------------|------|------
|载重车4--5ｔ（注）|3--2| 1
2×1．5--6|小型载重车1--2ｔ | 1 |
| 吉普车 | 2 |
| 面包车 | | 1
------------------|--------------------|------|------
2×12 |载重车4--5ｔ | 3 | 1
（含1×12＋|小型载重车2ｔ | 1 |
1×6） | 吉普车 | 2 | 1
| 面包车 | 2 | 1
--------------------------------------------------------
注：1．4～5ｔ载重车：2×6ＭＷ选3辆，2×3ＭＷ及以下选2辆。
2、扩建高一级机组时，按高一级扩建定额计列。
3、生产用车辆，如水处理用酸、碱糟车等，可以根据实际情况，计列在相关系统设置购置费中。
4、如需调整车辆购置的品种及数量时，编制人员应在说明书中说明理由，费用宜控制在所确定的投资
指标范围内。
6．3．3 其他费用
6．3．3．1 小型节能热电工程项目归属地方，施工应采取招标，“电力施工企业基地建设贴费”不予计列。
6．3．3．2 “前期工作统筹费”改按“前期工作费”计列，计算标准按国家计委颁发的《工程设计收费标准》及现行有关规定。
6．3．3．3 建设单位管理费费率取2％
6．3．3．4 生产职工培训及提前进厂费
计算标准：
生产职工培训费＝新增人员数×60％×2000元／人
生产职工提前进厂费＝新增人员数×1000元／人
6．3．3．5 办公及生活家俱购置费
计算标准：
办公及生活家俱购置费＝新增人员数×370元／人
6．3．3．6 联合试运转费
施工单位参加联合试运转费费率暂按3．5％；调试费费率暂按4．5％计取。
联合试运转小时取值一般为96小时。
6．3．4 铺底流动资金
根据国务院国办发（1990）15号文的精神，对新、扩建热电工程投产所需的30％铺底流动资金应予落实，上述资金空缺时，应将铺底流动资金列入投资估算。
铺底流动资金计算标准：
铺底流动资金＝30天燃料费×1．05×30％
6．3．5 予备费
由基本予备费和材料价差组成。材料价差指为购买市场价格的材料与予算价间所发生的价差。
6．4 热电厂（站）投资估算项目划分应依据能源部颁发的《电力工业基本建设予算项目及费用性质划分办法》。投资估算编制深度到单位工程。
6．5 热力网工程投资估算一般应依据下列文件进行编制。
建设部颁发的《城市基础设施工程投资估算指标——第四册煤气热力工程》。取费依据地方市政工程；
项目所在地基建管理部门颁发的热力网工程概算定额及市政工程取费；
其他费用依据建设部颁发的“城市基础设施其他费用定额”。
6．6 小型节能热电工程依据本规定附件四《小型节能热电项目可行性研究经济评价方法》进行经济评价。
6．7 小型节能热电工程只进行财务评价，判断建设项目财务上的可行性，评述热电联产的社会效益和环境效益。
6．8 财务评价以内部收益率、投资回收期和贷款偿还年限为主要评价指标。当建设项目的内部收益率ＦＩＲＲ≥ｉｃ＝10％，投资回收期≤7年、节能贷款偿还年限≤7年（包括建设期），全部贷款偿还年限一般不超过10年时，应认为项目在财务上是可行的。
6．9 热电厂（站）售热价格的拟订，应以保证按规定期限偿清贷款本息和对国家、对用户（地方）、对热电厂（站）三方互利为原则。
热价和电价应征得地方物价管理部门和电力主管部门的同意，并取得同意文件。
6．10 经济评价人员应重视资金来源，认真落实除节能贷款以外属地方自筹的各项资金来源及其贷款条件。将自筹资金落实文件作为可行性研究的附件，一并送审。

附件一：小型节能热电项目可行性研究内容深度
前 言
1 概述
2 热负荷
3 机组选型及供热方案
4 建设条件
5 工程设想
6 环境保护
7 消防、劳动安全及工业卫生
8 生产组织和定员
9 工程实施条件和进度
10 热力网
11 投资估算及经济效益分析
12 结论
图纸目录
文件目录
前 言
1、小型节能热电项目可行性研究，是工程建设前期工作的一个重要阶段，是对拟建工程项目在技术上是否可行，经济上是否合理，进行多方案的分析、论证与比较。推荐出最佳建厂方案，为编制和审批设计任务书提供依据。
2、热电项目可行性研究的内容和深度，系根据原水利电力部电力规划设计院（85）水电电规设字第71号文件“水电厂工程项目初步可行性研究与可行性研究内容深度规定”的原则，并结合小型热电厂的特点制定的。
3、本文件适用于供热机组单机容量为12ＭＷ及以下的区域热电厂和自备热电站。中低压凝汽式电厂改造可参照本文件。
对于单机容量为1．5ＭＷ及以下的工程。可依据本规定适当简化。主要是论证建设锅炉房、安装相应发电设备以满足热负荷并将多余电力送出的可能性合理性。
1、概述
1．1 设计依据及范围
说明本项目的编制依据（上级下达任务的文件名称、上级对项目建设书的审查意见及筹建设单位的委托书等）。
说明本工程的范围：厂内、厂外工程包括哪些，不包括哪些。
1．2 城市概况
介绍当地概况、地理位置、城市性质、交通、人口、工农业生产、燃料、水源、电力供应，供热现状，供热规划的主要情况。
介绍本工程在当地供热规划中的位置、作用、供热范围与其他热源的关系等。
介绍本工程当地环境的基本现状。
若为扩建或老电厂改供热项目时，亦应介绍老厂概况及生产工艺情况。
1．3 建设必要性
从热负荷发展，电力负荷增加和环境改善等方面论述本工程建设必要性。
1．4 本期建设规模及规划的最终规模。
说明本期推荐方案的锅炉、汽轮机、发电机的型号。
说明规划的最终规模。
1．5 主要技术原则
应体现节煤压油、改善环境、减少占地、集中供热、以热定电综合利用、降低造价等。
为降低工程造价、提高经济效益所采取的措施。
2、热负荷
2．1 供热现状
2．1．1 主要论述本地区及本期工程供热范围内现供热方式、热源分布及热源概况、热网概况。
2．1．2 应分别说明。
2．1．2．1 现供采暖面积、供热量、供热参数、热指标、调峰及备用炉。
2．1．2．2 现供工业热负荷、供热量、供热参数、回水情况、调峰及备用炉。
2．1．2．3 现供生活热水负荷、供热量、供热参数。
2．1．2．4 本地区现有锅炉总数。总ｔ／ｈ数、烟囱数量、年用煤量，并分出工业与采暖及民用炉总数及总ｔ／ｈ
2．1．2．5 列出本期工程供热范围内各工业用户现有锅炉明细表。内容为：用户名称、锅炉型号、台数、额定蒸发量、安装年月、目前状况等。
2．1．2．6 本期供热范围内采暖锅炉及区域联片锅炉房的情况（内容参见2．1．2．5）
2．1．2．7 现供热对“三废”的治理情况及对环境所造成的影响。
2．1．2．8 有无生活热水供应和制冷热负荷。
2．2 热负荷
2．2．1 工业热负荷
2．2．1．1 列出用户或建设单位提供的现状和近期本工程投产热负荷表。负荷表的内容主要为：
用户名称、生产班制、用汽参数、用热方式、采暖期及非采暖期的最大、最小、平均用汽量（ｔ／ｈ）。对近期新增的用户或近期用热量有明显增加的用户应说明增加原因。并附省、市主管部门批准计划任务书的立项文件。
2．2．1．2 对上述热负荷逐户进行核实，对用量较大的用户应详细说明其核实过程和方法，核实时应逐户进行热电厂（站）与用户热差值的折算。
2．2．1．3 列出经过核实、折算的现状及近期热负荷表、内容同上。
2．2．1．4 绘制出工业热负荷典型日及年持续曲线。（若有空调制冷热负荷时，一律按工业热负荷对待。）
2．2．2 采暖热负荷
2．2．2．1 列出当地采暖室外计算温度和平均温度，采暖延续时间。
2．2．2．2 按现状、近期、远期三个阶段，分小区列出民用、公用、工业的采暖面积（分出平房与楼房）。
2．2．2．3 按有关规范选取热指标。计算出最大及平均采暖热负荷等。
2．2．2．4 绘制热负荷与水温曲线，计算出最大及平均热负荷利用小时数。
2．2．3 生活热水负荷
说明其数量、用热数及方式。
2．2．4 绘制生产、采暖和生活热水总的年持续热负荷曲线，计算最大热负荷利用小时数。
2．3 设计热负荷
2．3．1 说明供热范围是如何确定的及原则。
2．3．2 根据供热范围及对热负荷的修正，求出设计热负荷，确定工业与采暖及热水负荷的供热参数。说明热用户生产工艺，主要用介质温度还是压力。
2．3．3 论述供热凝结回水的情况（水质、回收率、回收方法等）
2．3．4 考虑热网损失和工业企业用汽同时使用系数后，经核实确定设计热负荷。
生产热负荷采暖期 最大 最小 平均 单位：ｔ／
ｈＧＪ／ｈ
Ｗ（ＧｃａＬ／ｈ）
非采暖期最大 最小 平均
空调制冷最大 最小 平均
采暖热负荷 最大 最小 平均
制冷热负荷 最大 最小 平均
生活热负荷 最大 最小 平均
热电厂（站）总设计热负荷
采暖期 最大 最小 平均
非采暖期最大 最小 平均
3、机组选型及供热方案
3．1 凡扩建或小火电改热电时，应首先论证老厂供热能力或改供热的可能性及方案。
3．2 装机方案应进行多方案比较。论述在不同热负荷时各工况的情况。比较内容一般应有：
年供热量、年发电量、厂用电率、发电、供电、供热标准煤耗率、年利用小时数，全厂热效率、年节约标煤量、热化系数、总投资等。见下表：
3．3 当工业用热参数为两种以上或工业与民用采暖热负荷均有时，应结合热力网部分进行全供热系统的供热方案的优化比较。
3．4 结合燃料来源、煤质、热负荷特性、综合利用、环保等条件，论证锅炉选型。
3．5 方案比较时，应相应进行汽平衡计算，并列出计算成果表。
3．6 根据比较结果，提出推荐的装机方案及供热方案。列出推荐方案机、炉的主要技术规范。
3．7 叙述调峰及备用锅炉的选择，并以附件方式予以落实。
装机方案在各工况下的技术经济指标 表1．3．2
----------------------------------------------------------------------
| | | | 第一方案 | 第二方案 |
|序| | |--------------|--------------|
| | | | | 非 | | 非 |
| | 项 目 | 单 位 |采暖期|采暖期|采暖期|采暖期|
| | | |------|------|------|------|
|号| | |最|平|平|最|最|平|平|最|
| | | |大|均|均|小|大|均|均|小|
|--|--------------|--------------|--|--|--|--|--|--|--|--|
|1|热负荷 | ｔ／ｈ | | | | | | | | |
| | | ＧＪ／ｈ | | | | | | | | |
| | |ＧＣａＩ／ｈ | | | | | | | | |
|2|汽机进汽量 | ｔ／ｈ | | | | | | | | |
|3|抽（排）汽量 | ｔ／ｈ | | | | | | | | |
|4|厂用汽量 | ｔ／ｈ | | | | | | | | |
|5|对外供热量 | ｔ／ｈ | | | | | | | | |
|6|锅炉调峰供汽量| ｔ／ｈ | | | | | | | | |
|7|供热量平衡 | ｔ／ｈ | | | | | | | | |
|8|供热标煤耗率 | Ｋｇ／ＧＪ | | | | | | | | |
| | |Ｋｇ／ＧＣａＩ| | | | | | | | |
|9|发电标煤耗率 | ｇ／ＫＷｈ | | | | | | | | |
----------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------------------------
| | | | 第一方案 | 第二方案 |
| | | |----------------------|----------------------|
|序 | 项 目 | 单 位 | | 非 | | 非 |
| | | | 采暖期 | 采暖期 | 采暖期 | 采暖期 |
|号 | | |----------|----------|----------|----------|
| | | |最 |平 |平 |最 |最 |平 |平 |最 |
| | | |大 |均 |均 |小 |大 |均 |均 |小 |
|----|------------------|----------------|----|----|----|----|----|----|----|----|
|10|供热厂用电率 |ＫＷｈ／ＧＪ | | | | | | | | |
| | |ＫＷｈ／ＧｃａＩ| | | | | | | | |
|11|发电厂用电率 | ％ | | | | | | | | |
|12|年供热量 |ＧＪ／ａ |----------------------|----------------------|
|13|年发电量 |ＧＷ·ｈ／ａ | | |
|14|年供电量 |ＧＷ·ｈ／ａ | | |
|15|全年耕标煤量ｔ／ａ| | | |
|16|热化系数 | | | |
|17|全厂热效率 | ％ | | |
|18|工程总投资估算 | 万元 | | |
| |其中： | | | |
| |热电厂（站） | 万元 | | |
| |厂外热力网 | 万元 | | |
|19|年节约标煤量 | 万吨 | | |
----------------------------------------------------------------------------------------------
汽平衡情况 表1．3．5
--------------------------------------------------------------------
| 类 | | 单 | 数值 |
| | | |------------------------|
| 别 | 项 目 | 位 | 采暖期 | 非采暖期 |
|------|----------------------|------|----------|------------|
|ＭＰａ|锅炉蒸发量 |ｔ／ｈ| | |
| 锅 |汽轮机进汽量 |ｔ／ｈ| | |
| 炉 |减温减压用汽量 |ｔ／ｈ| | |
| 新 |汽水损失 |ｔ／ｈ| | |
| 蒸 |比较 |ｔ／ｈ| ± | ± |
| 汽 | | | | |
|------|----------------------|------|----------|------------|
| |汽轮机抽（排）汽量 |ｔ／ｈ| | |
|ＭＰａ|减温减压汽量 |ｔ／ｈ| | |
| 工 |供汽量 |ｔ／ｈ| | |
| 业 |补给水加热用汽 |ｔ／ｈ| | |
| 用 |汽水损失 |ｔ／ｈ| | |
| 汽 |厂内杂用 |ｔ／ｈ| | |
| |比 较 |ｔ／ｈ| ± | ± |
|------|----------------------|------|----------|------------|
|ＭＰａ|汽轮机抽（排）汽量 |ｔ／ｈ| | |
| 工 |减温减压汽量 |ｔ／ｈ| | |
| 业 |供汽量或热网加热用汽 | | | |
| ∧ |补给水加热用水 |ｔ／ｈ| | |
| 采 |厂内采暖及生活 |ｔ／ｈ| | |
| 暖 |汽水损失 |ｔ／ｈ| | |
| ∨ |比较 |ｔ／ｈ| ± | ± |
| 用 | | | | |
| 汽 | | | | |
--------------------------------------------------------------------
4、建设条件
4．1 接入电力系统
4．1．1 简述当地电网的现状（包括负荷情况、水电、火电各占的比重、电网存在的主要问题等）。本热电厂（站）在本地区的作用和任务。水电丰富地区和冬夏热负荷变化较大的地区，在丰水期和夏季热电厂（站）发电出力的变化。
4．1．2 电力负荷预测与平衡
按照当地工农业生产和人民生活用电负荷现状，对本地区的负荷增长进行近、远期的负荷预测，并分析其发展趋势。
4．1．3 系统连接方案
说明热电厂（站）与系统的连接方案，热电厂（站）出线电压等级及出线回路数。
4．2 燃料供应
4．2．1 说明燃料耗量；可能供应的煤源（含分散供热用煤转给本工程的煤源）；煤种、煤价；运距及运输方式；决定的设计煤种和校核煤种。
4．2．2 煤质资料应包括以下内容：
ｙ ｙ ｙ ｙ
Ｃ 、Ｎ 、Ｏ 、Ｓ 。
ｙ ｆ ｙ ｒ
Ｗ 、Ｗ 、Ａ 、Ｖ 、Ｃ 。
ＧＤ ｙ
ｔ 、ｔ 、ｔ 、Ｑ 可磨系数。摩损指数和
1 2 3 ＤＷ
灰的成份。

4．3 厂址选择
4．3．1 根据城市总体规划和供热规划所确定的原则，说明本工程所选各厂址方案地区概况、特点、水文气象条件厂址位置与工矿业、居民区、城市规划等的相互关系。距主要热用户和最远热用户的供热距离和其他热源点的距离。地形标高差、自然环境（如周围有名胜古迹文物风景区应特别指出）厂址绝对标高，最高水位，地下矿藏和当地社会经济情况。附近机场、电台、军事设施等及其影响。
各厂址总的永久占地面积（包括厂区、水源地、专用水库、水管、灰场、灰管、铁路、码头、公路、生活区等）和施工用地面积。并分别列出占用耕地、菜地、林场、畜牧草地面积、单位产量。拆迁量（包括房屋面积、结构类型、户数、人口及其它设施等）。是否有铁路、公路、河流、通讯线改道。厂址总的土石方量及其各项补偿费用的估算。

4．3．2 进行技术经济比较（应有工程量和投资）
4．3．3 提出推荐的厂址方案。
4．3．4 列出当地气象条件和计算用资料
年平均最高气温
年平均最低气温
年绝对最低气温
年平均气温
年平均相对湿度
年平均降雨量
日最大降雨量
年最长降雨天数
年平均蒸发数
年最大风速及风向和频率
年平均风速
夏季主导风向
冬季主导风向
积雪厚度
冰冻深度
采暖室外计算温度
采暖期日平均温度

不分页显示　　　总共7页　　1 [2] [3] [4] [5] [6] [7]

　　下一页

工业和信息化部 财政部 国土资源部


工业和信息化部 财政部 国土资源部关于进一步做好国家新型工业化产业示范基地创建工作的指导意见

工信部联规〔2012〕47号


各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团工业和信息化主管部门、财政厅（局）、国土资源厅（局）：
　　为全面贯彻落实科学发展观，加快推进中国特色新型工业化进程，自2009年起，工业和信息化部在全国组织开展了国家新型工业化产业示范基地（以下简称示范基地）创建工作。实践证明，开展示范基地创建工作，是提高工业园区发展水平、促进产业集群转型升级的重要途径，也是加快产业结构调整、推动工业发展方式转变的重要举措。为进一步做好示范基地创建工作，加强对示范基地的支持、引导和服务，特制定以下意见：
　　一、总体要求
　　（一）总体思路
　　示范基地创建要坚持走中国特色新型工业化道路，以科学发展为主题，以加快转变发展方式为主线，按照“布局合理、特色鲜明、集约高效、生态环保”的要求，改造提升传统产业，培育壮大战略性新兴产业，加快发展生产性服务业，完善产业配套和服务环境，提高现有工业园区发展质量和水平，增强产业核心竞争力，使示范基地加快成为带动工业转型升级、推动工业由大变强的重要载体和骨干力量。
　　创建工作的基本要求是：
　　一是坚持创新引领、内涵发展。发挥集群创新优势，促进产学研结合，增强企业技术创新和升级改造能力，着力突破制约产业发展的共性关键技术，促进主导产业向价值链高端跃升。
　　二是坚持集约高效、清洁安全。发挥规模优势和集聚优势，促进生产要素的集约、节约、高效利用。推进污染集中治理、资源综合利用和循环经济发展，促进清洁生产、安全生产，努力构建可持续发展的长效机制。
　　三是坚持突出特色、提升品牌。立足示范基地自身优势，促进产业特色发展与错位发展。将打造产业特色、知名企业和知名产品结合起来，不断提升示范基地的区域品牌和行业品牌形象，优化产业空间布局。
　　四是坚持完善配套、优化环境。充分发挥市场配置资源的基础性作用，提高产业配套能力，延伸和完善产业链条。健全公共设施、服务平台和服务体系，不断完善政策措施，营造更加良好的发展和服务环境。
　　（二）总体目标
　　力争经过5年发展，到“十二五”末形成300个左右产业特色鲜明、创新能力强、品牌形象优、配套条件好、节能环保水平高、产业规模和影响居全国前列的国家新型工业化产业示范基地，使之成为带动我国工业转型升级的重要载体，推动区域经济发展的重要引擎，参与国际产业竞争的重要力量，培育形成30家左右具有较强国际竞争优势和影响力的产业基地。
　　二、主要任务
　　（一）加强自主创新和技术改造，提升产业层次。整合区域创新资源，加强企业联合技术攻关，推动形成产学研密切结合的创新战略联盟和知识产权联盟，集中突破一批制约产业发展的核心技术。每年推进一批重大科技成果项目在示范基地的工程化和产业化，加大现有企业技术改造力度。推动国家技术创新示范企业建设，加强技术创新服务平台和企业技术中心建设。积极探索示范基地知识产权集群管理模式，加强知识产权保护。引导示范基地加大研发投入，力争“十二五”期间示范基地研发投入占销售收入比重提高1个百分点，到2015年企业发明专利申请量增加一倍。加强新兴科技与现有产业的融合，使示范基地成为战略性新兴产业培育发展的重要策源地和主要承载地，战略性新兴产业实现增加值占比提高到20%以上。
　　（二）促进绿色低碳发展，增强可持续发展能力。引导示范基地内企业加快实施节能、节水、清洁生产和污染防治技术改造。加强电力需求侧管理和重点用能企业能源管理中心建设，推进能效对标达标，开展共性、关键清洁生产技术应用示范，提高工业“三废”集中处理和循环利用能力，开展资源节约型和环境友好型企业创建试点。力争到2015年，示范基地单位工业增加值能耗及用水量处于全国领先水平。推动开展产品再制造试点，建设循环经济园区。促进企业提高本质安全生产水平，提升园区安全生产管理水平和事故应急救援能力。
　　（三）壮大龙头企业，提升中小企业专业化协作配套水平。鼓励龙头企业牵头重组，创新管理机制和发展模式，提高规模化经营能力和水平，培育一批竞争优势突出、带动性强的大企业、大集团，发挥其在品牌辐射、技术示范、信息传播和销售网络中的带动作用。鼓励大企业与中小企业通过专业分工、服务外包、订单生产等多种方式，提高企业间专业化协作配套水平。支持符合园区主导产业发展方向、配套服务能力强的中小企业向“专精特新”方向发展，支持一批小企业创业基地建设。对达到国家中小企业公共服务示范平台条件的，同等条件下优先支持服务于示范基地发展的平台建设。
　　（四）促进产业融合，大力发展生产性服务业。大力发展第三方工业设计及研发服务，培育发展一批专业化研发服务平台和机构。扶持一批由制造企业中剥离形成的专业化信息服务企业、工业软件企业和外包服务企业。鼓励发展合同能源管理、清洁生产审核、绿色产品认证评估、环境投资及风险评估、安全生产技术咨询和工程建设、管理咨询等专业服务。加强工业物流和供应链管理，加快电子商务服务体系建设。引导有条件的制造企业从提供设备向提供总集成总承包服务转变，推动制造企业发展社会化专业服务，促进由“生产型”制造向“服务型”制造转变。
　　（五）积极培育自主品牌和区域品牌。引导示范基地重点依托特色产业、龙头企业和主导产品，积极实施品牌战略，形成一批国内著名的自主品牌和具有世界影响力的国际品牌。支持以品牌共享为基础，大力培育集体商标、原产地注册、证明标志等区域产业品牌。以食品、医药基地为重点，引导示范基地内企业加强质量诚信体系建设，健全和完善以产业链为基础的产品质量跟踪和安全检验检测体系。鼓励有条件的示范基地发展工业旅游，提高区域品牌的知名度和美誉度。支持中西部地区承接产业转移，推动产业合作园区建设。
　　（六）提高“两化”融合和军民融合式发展水平。深化信息技术在研发设计、生产制造、经营管理、市场营销、节能减排、安全生产等关键环节的集成应用和渗透。发展一批面向工业行业的信息化服务平台，建设一批“两化”融合的集成、咨询和服务中心，健全信息网络基础设施，加快发展和完善园区信息化服务体系。力争到2015年，示范基地内大中型企业数字化设计工具普及率超过90%，关键工艺流程基本实现数控化。支持军民结合项目建设，推动军工与民用技术相互转化，加强军民结合产业基地建设，促进军民结合产业发展壮大。
　　（七）加强公共服务平台建设，完善配套服务环境。以满足示范基地内企业共性需求为导向，以提升公共服务能力为目标，以关键共性技术研发应用及公共设施共享为重点，着力发展一批运作规范、支撑力强、业绩突出、信誉良好的公共服务平台。整合各方资源，加大对示范基地重点公共服务平台建设发展的支持力度，重点增强公共服务平台在研究开发、工业设计、检验检测、试验验证、科技成果转化、设施共享、知识产权服务、信息服务等方面的服务支撑能力，逐步形成社会化、市场化、专业化的示范基地公共服务支撑体系。
　　（八）加强土地管理，提升土地节约集约利用水平。示范基地的发展要纳入土地利用总体规划和城市总体规划并实行统一管理。坚持十分珍惜和合理利用土地、切实保护耕地的基本国策，严格依据土地利用总体规划和城市总体规划进行开发建设，严格执行土地利用规划和年度计划，依法审批和供应土地。示范基地建设用地必须以产业用地为主，从严控制商业房地产开发。合理设置企业准入条件，严格执行各类工业用地标准，积极引进科技含量高、投资规模大、经济效益好、土地集约度高、污染程度低的项目，大力引导现有企业增容改造、深度挖潜；建立低效用地退出机制，逐步淘汰占地多、效益差的企业；探索建立土地集约利用经济调节机制，加强标准化厂房建设，进一步提升土地使用效率。力争到2015年，示范基地单位土地平均投资强度4000万元/公顷以上，平均产值5000万元/公顷以上。
　　三、主要举措
　　（一）加强规划和政策引导。国家工业和信息化各类规划要加强对示范基地创建工作的指导和支持，规划内重点项目布局优先向示范基地集中。根据实际需要，指导各示范基地做好创建工作方案及产业发展规划的调整和完善。加强部省合作，支持将示范基地创建工作纳入所在地经济社会发展总体规划及工业和信息化发展规划中，成为各地发展和支持重点。指导、推动各地制定和完善推进示范基地创建发展的政策措施，在人才引进、土地规划、环境保护、配套服务建设等方面加大支持力度。支持工业用地、用水指标等要素配置优先向示范基地倾斜。支持国家重点行业、领域的改革创新和试验示范在示范基地内先行先试。大力支持热电联产配套项目建设和直购电试点。
　　（二）加大资金支持力度。国家在技术改造基建专项、工业转型升级等资金安排上，对符合条件的示范基地重点企业予以支持。发挥各级政府资金引导作用，整合利用现有资源，加强示范基地公共服务平台建设，加快提升研发设计、检验检测、试验验证、质量标准认证、信息服务、污染治理等公共服务平台的服务能力，逐步形成支撑示范基地良性发展的长效机制。鼓励地方安排资金支持示范基地“三废”集中处理、公共动力、产业链接管网、信息基础设施、标准化厂房等公共设施的建设和升级改造，以及示范基地公共服务平台建设。鼓励国家安排的资金和地方资金，优先支持示范基地内符合条件的项目建设。
　　（三）引导社会资源支持创建发展。支持和推动示范基地加强与金融机构的合作，逐步扩大对示范基地创建发展的金融支持。引导金融机构支持示范基地公共基础设施、重大项目和融资担保体系建设，提高中小企业贷款规模和比重。支持和推动行业协会、科研机构、部属高校、直属事业单位在科研、咨询、市场开发等方面加强与示范基地的合作，依托示范基地建设分支机构。
　　（四）加强高层次人才队伍建设。鼓励和支持示范基地与高校、专业性服务机构等开展合作，建立人才公共服务平台，加强示范基地重点行业科技、管理、技能等方面的高层次人才队伍建设。加大对人才工作资金支持力度，保障人才工作的健康发展。完善人才引进、培养和使用的配套政策，形成鼓励、支持人才干好事业、干成事业的良好环境。
　　四、保障机制
　　（一）健全和理顺管理机制。各级工业和信息化主管部门要将示范基地创建工作作为重要职责和重点工作，明确主管领导和责任部门，健全和理顺工作机制，加强与财政、国土等部门的协商合作，共同推动国家级和省级示范基地创建的各项工作。各地工业和信息化主管部门根据实际情况，制定本地区推进示范基地创建工作的目标和任务，落实分工和责任，形成部省两级创建、联动推进的工作机制。各示范基地要切实按照创建工作方案和产业发展规划，提高创建工作水平。
　　（二）完善评价、考核机制。建立和完善示范基地创建发展情况动态报送机制，加强对示范基地创建发展情况的跟踪研究，定期编制、发布示范基地创建发展报告。研究制定示范基地创建质量评价体系，逐步开展对示范基地创建的评估评价工作。省市工业和信息化主管部门结合实际，定期对本地区示范基地创建发展情况进行评估。工业和信息化部每三年组织开展一次复核工作，对于不符合条件的示范基地予以摘牌。
　　（三）加强宣传和交流。工业和信息化部通过部门户网站、新闻媒体等加强对示范基地创建工作的宣传，定期组织开展示范基地创建工作交流，通过政策通报、报告和信息发布、定期交流和培训等方式，推广先进经验，扩大示范基地创建工作的社会影响。探索建立区域性或全国性的交流机制。协助示范基地开展产业链招商和投资推介活动。各地工业和信息化主管部门要创新方式方法，扩大示范基地创建工作的社会宣传和影响，并将创建工作情况及时报告工业和信息化部与所在地人民政府。
　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　二○一二年一月二十九日