10MWp光伏电站工程项目投资可行性研究报告 111页

'第1章综合说明1.1概述及申报单位情况1.1.1项目背景太阳能是取之不尽、用之不竭的清洁能源。开发利用太阳能，对于节约常规能源、保护自然环境、促进经济可持续发展具有极为重要的意义。近年来我国太阳能产业突飞猛进，其中太阳能光伏发电技术更是备受瞩目，太阳能光伏发电技术产业化及市场发展经过近二十年的努力已经奠定了一个良好的基础，但受国内光伏发电成本制约，我国光伏并网发电产业还没有得到大面积推广。太阳能光伏发电的关键部件－太阳能电池组件的生产，已在我国形成很大的产能，并重点出口到欧美国家；同时制约太阳能组件生产成本的硅原料，也于2008年在我国形成产能，从而使得硅原料的价格从2008年的最高价500美元/kg直泄到目前价格约70～80美元/kg，并还有下降空间。据业内人士预测，到2015年，随着硅原料价格的下降，光伏发电成本有望与火电成本相当。我国是太阳能资源非常丰富的国家，随着光伏发电成本的降低，广泛实施太阳能光伏并网工程将成为未来能源发展的重要战略之一。1.1.2地理位置简述项目所在地地理位置（略）1.1.3建设规模和工作成果建设规模：10MWp光伏电站工程。 参照《光伏发电工程可行性研究报告编制办法》，结合本工程项目实际情况，确定本阶段的研究工作范围如下：1）研究项目所在地区的能源结构，根据国家能源产业政策和环境保护有关法规，论述本项目建设的意义及必要性。2）调查落实工程建设的场地条件、站址自然条件和周围环境、接入电网的条件等外部建设条件，论证本工程项目实施建设的可行性。3）根据光伏发电技术的发展现状，结合本工程建设条件，初步拟定适合本工程的主要技术方案，并提出项目实施计划措施和投产后运行管理组织方案。4）预测工程项目建成投产后对周围环境和劳动场所可能造成的不利影响，提出必要的防范与治理措施。5）根据初步拟定的工程技术方案和项目实施计划，估算本工程项目建设投资并进行经济评价。6）进行资源利用与节能分析、风险分析、经济与社会影响分析，为项目决策提供科学依据。6）综合各项研究成果，对本项目建设的可行性和下一步工作提出结论意见和建议。1.1.4简要工作过程及主要参加人员XXX设计院为总体设计单位，负责汇总各外委设计咨询单位的设计结论，编制项目可行性研究总报告和接入系统专题报告。有关支持性文件和投资方资料由业主单位负责提供。本工程可行性研究工作自2012年05 月开始，先后经过了工作准备、现场踏勘与收资调研、专题研究、综合分析、编写研究报告等阶段。1.1.5申报单位情况简述申报单位情况（略）本工程建设资金来源：30％为项目资本金，其余70％从银行贷款获得。1.1.6可研报告编制依据及范围1.1.6.1本项目申请报告依据下列法规、文件和资料编制：1）《中华人民共和国可再生能源法》-2006年1月1日实施；2）《可再生能源发电有关管理规定》-中华人民共和国国家发展和改革委员会2006年1月5日；3）《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》-2006年1月1日实施；4）《可再生能源中长期发展规划》-中华人民共和国国家发展和改革委员会2007年9月；5）电网企业全额收购可再生能源电量监管办法-国家电力监管委员会令第25号自2007年9月1日起施行；6）《光伏发电工程可行性研究报告编制办法》GD003-2011；7）本工程可行性研究技术咨询合同；8）业主提供的原始文件及资料。1.1.6.2研究范围参照《光伏发电工程可行性研究报告编制办法》，结合本工程项目实际情况，确定本阶段的研究工作范围如下： 研究项目所在地区的能源结构，根据国家能源产业政策和环境保护有关法规，论述本项目建设的意义及必要性。调查落实工程建设的场地条件、站址自然条件和周围环境、接入电网的条件等外部建设条件，论证本工程项目实施建设的可行性。根据光伏发电技术的发展现状，结合本工程建设条件，初步拟定适合本工程的主要技术方案，并提出项目实施计划措施和投产后运行管理组织方案。预测工程项目建成投产后对周围环境和劳动场所可能造成的不利影响，提出必要的防范与治理措施。根据初步拟定的工程技术方案和项目实施计划，估算本工程项目建设投资并进行经济评价。进行资源利用与节能分析、风险分析、经济与社会影响分析，为项目决策提供科学依据。综合各项研究成果，对本项目建设的可行性和下一步工作提出结论意见和建议。1.2太阳能资源简述项目所在地太阳能资料（略）据有关资料得知，平均日照时数3.73小时。本阶段采用XX日射站作为太阳能电厂设计依据。根据我国太阳能资源丰富程度等级表得知，项目所在地太阳能资源丰富程度丰富，可以进行光伏发电项目建设。1.3建设条件 1.3.1气象条件简述项目所在地气象条件（略）各气象要素特征值如下：（1）气温年平均气温：℃；累年最热月（月）平均最高气温：℃；累年最热月（月）平均最低气温：℃；累年极端最高气温：℃，出现日期：；累年极端最低气温：℃，出现日期：。(2)气压及湿度累年平均水汽压（绝对湿度）：hpa；累年最小水汽压（绝对湿度）：hpa；累年平均相对湿度：%；累年最小相对湿度：%，出现日期：。累年平均气压：hpa累年最高气压：hpa，出现日期：。累年最低气压：hpa，出现日期：。（3）风累年最大瞬时风速：m/s、出现日期：。累年平均风速：m/s；累年全年主导风向为：，相应频率为％；累年冬季主导风向为：，相应频率为％； 累年夏季主导风向为：，相应频率为％；（4）冻土及雷暴累年最大冻土深度：cm，出现日期：；累年一般冻土深度：cm。累年最多雷暴日数：天，出现年份：年。1.3.2站址水文概述简述项目所在地水文(略)1.4项目任务与规模项目名称：10MW太阳能光伏电站项目建设性质：新建生产规模：该项目建设规模为10MWp，年发电量约为1072.9kWh。建设地点：详细地址(略)1.5光伏电站总体设计及发电量计算1.5.1设备选型及主要技术参数现阶段本工程拟采用常州天合光能有限公司生产的TSM-200DC80200W太阳能电池组件进行光伏发电的系统设计和发电量预测。组件参数最大额定功率Wp200功率公差%±3最大功率时电压V37.80组件转化效率%15.64最大功率时电流A5.30开路电压温度系数%/℃-0.35开路电压V45.80功率温度系数%/℃-0.45短路电流A5.68短路电流温度系数%/℃0.05系统最大电压V1000标准组件发电条件℃46±2长*宽*厚mm1581*809*40 1.5.2光伏电站布置方案本项目建设规模为10MWp，实际布置容量为9.98MWp，共采用TSM-200DC80200W型多晶硅太阳能电池49920片。本工程的太阳能电池组件的放置形式采用固定式，阵列倾角35°。组件布置方式为竖置，横向(H1)组件布置16块，竖向(H2)组件布置2块，每排间距(D1)5.44m，每列间距(D2)1m。共布置20台逆变器，一次升压变压器采用双分裂变压器，每2台逆变器接入一台一次升压变压器，每4台一次升压变压器接入一台馈线柜，整个工程共布置逆变器20台，低压开关柜20台，一次升压变压器10台，10KV馈线柜3台，10KV出线柜一台，10KVPT柜一台，35KV馈线柜一台，35KV出线柜一台，35KVPT柜一台，无功补偿柜一台。接入电网电压等级为35KV，采用二次升压方式，出线方式为35KV。二次设备包括电站综合自动化、直流、UPS、无功补偿等设备。电站综合自动化系统包括微机保护、数据采集、事件记录和故障录波、站控层远程控制、同期功能、数据记录和处理、调度通信等功能。微机保护功能包括线路保护、变压器保护、电容器保护、低频减载等功能。1.5.3年上网发电量计算对发电量进行统计计算，系统的总效率取78.68%，每年衰减0.8%，则25年总发电量约为26685万千瓦时，年平均发电量约为1067.4万千瓦时。 1.6电气部分共布置20台逆变器，一次升压变压器采用双分裂变压器，每2台逆变器接入一台一次升压变压器，每4台一次升压变压器接入一台馈线柜，整个工程共布置逆变器20台，低压开关柜20台，一次升压变压器10台，10KV馈线柜3台，10KV出线柜一台，10KVPT柜一台，35KV馈线柜一台，35KV出线柜一台，35KVPT柜一台，无功补偿柜一台。接入电网电压等级为35KV，采用二次升压方式，出线方式为35KV。1.7土建工程根据场地条件和太阳能发电工程的特点，支架采用固定式钢结构支架。另外，站内设置主控室1座，逆变室共10座。1.8消防设计消防设计贯彻“预防为主，防消结合”的消防方针，各专业根据工艺流程特点，在设备与器材的选择及布置上充分考虑预防为主的措施。在建筑物的防火间距及建筑结构设计上采取有效措施，预防火灾的发生与蔓延。建筑物与构筑物的防火间距满足消防规范要求。本期工程建（构）物消防间距执行《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB50084-2001。各建（构）筑物灭火器的配置按《建筑灭火器配置设计规范》的规定执行。生产楼、变压器等处配置移动式灭火设施。1.8施工组织 本工程逆变器、电池组件均可选用公路运输方案。场内道路应紧靠光伏电池组件旁边通过布置，以满足设备一次运输到位、支架及光伏组件安装需要。电站内运输按指定线路将大件设备按指定地点一次到位，尽量减少二次转运。施工用水、生活用水、消防用水可考虑在就近管网直接引接。通讯可从附近的现有通讯网络接入。建筑材料均由当地供应，可通过公路运至施工现场。1.9工程管理设计根据太阳能电场生产经营的需要，本着精干、统一、高效的原则，本期工程拟定定员标准为10人，主要负责电场的建设、经营和管理。太阳能电场大修可委托外单位进行，以减少电场的定员。本项目初步运营期25年，建设期12个月。1.10环境保护光伏发电是清洁、可再生能源。光伏电站建设符合国家关于能源建设的发展方向，是国家大力支持的产业。本光伏电站工程总装机容量10Wp，每年可为电网提供电量约1067.4万kW·h。与燃煤电厂相比，每年可节约标煤3714t。相应每年可减少多种大气污染物的排放，还可减少大量灰渣的排放，改善大气环境质量。光伏电站建设还可成为当地的一个旅游景点，带动当地第三产业的发展，促进当地经济建设。因此，本工程的建设不仅有较好的经济效益，而且具有明显的社会效益及环境效益。1.11劳动安全与工业卫生 本工程是利用光伏组件将太阳能转换成电能，属于清洁能源，不产生工业废气，也无工业废水、灰渣产生。光伏电站作为清洁能源发电技术，在生产过程中无需燃煤、轻柴油、氢气等易燃、易爆的物料，无需盐酸、氢氧化钠等化学处理药剂，无需锅炉、汽轮机、大型风机、泵类、油罐、储氢罐等高速运转或具有爆炸危险的设备，也不产生二氧化硫、烟尘、氮氧化物、一氧化碳等污染性气体，工作人员也无需在高温、高尘、高毒、高噪声、高辐射等恶劣的环境下工作，由此可见，光伏电站劳动安全与职业卫生条件较好。1.12节能降耗通过对本项目对外交通运输条件和地形、地貌的实地踏勘与分析，光伏电站内设备运输、施工较为便利。基于此，并结合项目投资商的意见，太阳能光伏电池组件选用国产高效多晶硅电池组件。选址按照以下原则设计：尽量集中布置、尽量减小光伏阵列前后遮挡影响、避开障碍物的遮挡影响、满足光伏组件的运输条件和安装条件、视觉上要尽量美观。采取上述原则可提高光伏电站发电效益，在同样面积上安装更多的组件；其次，集中布置还能减少电缆长度，降低工程造价，降低场内线损。1.13工程设计概算发电工程静态投资为：11855万元，单位造价为：11855元/KWp。建筑工程费：1303万元，单位千瓦造价：1303元/kWp；设备购置费：9796万元，单位千瓦造价：9796元/kWp； 安装工程费：451万元，单位千瓦造价：451元/kWp；其他费用：304万元，单位千瓦造价：304元/kWp。1.14财务评价与社会效果分析1.14.1融资后分析项目资本金内部收益率：7.67%全部投资内部收益率：7.41%上网电价（含税）：1.2元/KWh项目的财务评价看，各项指标符合行业规定，本项目的建设在经济效益上是可行的。1.14.2社会效果分析该项目利用太阳能资源建设地面光伏电站工程，属于国家和省相关产业政策鼓励发展的项目。1.15结论和建议从本项目的财务评价看，各项指标符合行业规定，本项目的建设在经济效益上是可行的。 第2章太阳能资源2.1自然地理概况简述当地自然地理概况（略）2.2气候特征2.2.1气候概述简述当地气候特征（略）2.2.2气象代表站分析简述距离工程所在地最近的气象站位置、观测场海拔高度、气压表感应部分拔海高度、风速感应器距地高度等。（略）2.2.3常规气象特征值根据气象站多年观测资料进行统计计算常规气象特征值如下：累年平均降水量：mm；累年最大年降水量：mm，发生于年；累年最小年降水量：mm，发生于年；累年1日最大降水量：mm，发生于；累年最大1小时降水量：，发生于；累年最大10min降水量：mm，发生于；累年平均风速：m/s；累年最大风速：m/s，发生于；累年全年主导风向：，相应频率：%；累年冬季主导风向：，相应频率：； 累年夏季主导风向：，相应频率：；累年最大冻土深度：mm；累年最大积雪深度：mm；累年平均雷暴日数：天累年最多雷暴日数：天，发生于年；累年平均大风（≥6级）日数：天；累年平均大风（≥8级）日数：天。2.3太阳能资源2.3.1我国太阳能资源分布及区划标准我国是世界上太阳能资源最丰富的地区之一，太阳能资源丰富地区占国土面积96%以上，每年地表吸收的太阳能相当于1.7万亿吨标准煤的能量。按太阳能总辐射量的空间分布，我国可以划分为四个区域，见表2.4-1。我国1978～2007年平均的年总辐射量、年总直接辐射量、直射比年平均值和年总日照时数的空间分布情况如图2.3.1-1所示。表2.3.1-1我国太阳能资源等级区划表 光伏发电工程以太阳总辐射量为指标，进行太阳能资源丰富程度评估。我国太阳能资源丰富程度等级表 1978～2007年平均的太阳能资源空间分布从图中可以看出：新疆东南边缘、西藏大部、青海中西部、甘肃河西走廊西部、内蒙古阿拉善高原及其以西地区构成了太阳能资源格尔木地区是两个高值中心；新疆大部分地区、西藏东部、云南大部、青海东部、四川盆地以西、甘肃中东部、宁夏全部、陕西北部、山西北部、河北西北部、内蒙古中东部至锡林浩特和赤峰一带，是我国太阳能资源带川盆地为中心，四川省东部、重庆全部、贵州大部、湖南西部等地区属于太阳能资源的一般带。年总直接辐射量的空间分布特征与总辐射比较一致，在青藏高原以南以及内蒙古东部的部分地区，直射比甚至达到0.7以上。年总日照时数的空间分布与年总辐射量基本一致，“最丰富带”的年日照时数在3000h左右，“很丰富带”的年日照时数在2400～ 3000h之间，“较丰富带”的年日照时数在1200～2400h左右，“一般带”的年日照时数在1200h以下。2.3.2项目所在地太阳能资源分布情况根据上表及图简述项目所在地太阳能资源（略）气象资料如下表：月份水平面上的平均日辐射风速大气压力月平均温度(kWh/m²/日)(米/秒)(KPa)(℃)一月2.152.8102.15-4.3二月32.9101.98-1.9三月3.943.2101.475.1四月4.93.4100.8113.6五月5.482.9100.2720六月5.192.599.8624.2七月4.591.999.6625.9八月4.381.6100.0524.6九月3.931.9100.7819.6十月3.12.1101.4212.7十一月2.232.6101.884.3十二月1.822.7102.09-2.2年平均3.732.54101.0311.8 第3章建设条件3.1工程气象3.1.1气候特点概述描述项目所在地气候特点（略）累年最热月（月）平均最高气温：℃；累年最热月（月）平均最低气温：℃；累年极端最高气温：℃，出现日期：；累年极端最低气温：℃，出现日期：；累年平均相对湿度：％；累年平均气压：hpa累年最大瞬时风速：m/s，出现年份：年。累年平均风速：m/s；累年最大冻土深度：出现年份：年。累年一般冻土深度：cm。累年最多雷暴日数：天，出现年份：年。3.2区域地质及构造条件（根据地勘报告填写）3.2.1区域地质概况3.2.1.1区域地层3.2.2.1历史地震3.2.2.2场址地震动参数3.2.4场地稳定性评价3.3场地工程地质条件 3.3.1地形地貌3.3.2地层结构3.3.3地下水3.3.4地震效应3.3.4.1场地土类型3.3.4.2建筑场地类别3.3.4.4建筑抗震地段划分3.3.5地基评价3.3.7矿产及文物3.4光伏发电工程站址地质评价 第4章项目任务与规模4.1工程名称：10MW太阳能光伏电站项目4.2工程规模：本期光伏电站项目工程规模10MWp，占地350亩。4.3工程建设必要性4.3.1符合我国能源发展战略的需要当前，我国的能源结构以常规能源（煤、石油和天然气）为主，由于常规能源的不可再生性，势必使得能源的供需矛盾日益突出。作为可再生能源的太阳能，实现能源多元化，缓解对有限矿物能源的依赖与约束，是我国能源发展战略和调整电力结构的重要措施之一。4.3.2优化能源结构，保护环境一方面资源条件直接影响到当地经济和社会的可持续健康发展；另一方面以煤炭为主的能源结构又使社会经济发展承受着巨大的环境压力。积极调整优化能源结构、开发利用清洁的和可再生的能源，是保持经济可持续发展的能源战略。大力发展太阳能发电，替代一部分矿物能源，对于降低的煤炭消耗、缓解环境污染和交通运输压力、改善电源结构等具有非常积极的意义，是发展循环经济、建设节约型社会的具体体现。本项目在生产全过程中，不产生或排出有害废气、废渣、废液，系无三废工业生产项目，不会造成环境污染，太阳能电站的建设必将会给该地区带来良好的社会效益。4.3.3符合国民经济发展的需要 在建设太阳能光伏电站，积极开发利用太阳能资源符合国家的能源战略规划，是社会经济可持续发展的需要，太阳能光伏电站作为清洁能源将会对电网供电能力形成有益的补充，符合国民经济的发展需要。 第5章光伏电站总体设计及发电量计算5.1光伏组件选型5.1.1太阳电池分类及比较当前商业应用的太阳能电池分为晶硅电池和薄膜电池。晶硅电池分为单晶硅和多晶硅电池，目前商业应用的光电转换效率单晶硅已超过18%，多晶硅15～16%。在光伏电池组件生产方面我国2007年已成为第三大光伏电池组件生产国，生产的组件主要出口到欧美等发达国家。薄膜电池分为非晶硅薄膜电池、CdTe电池和CIGS电池。当前商业应用的薄膜电池转化效率较低，非晶硅薄膜电池为5～8%，CdTe电池为11%，CIGS电池为10%。非晶硅薄膜电池商业化生产技术较为成熟，并已在国内形成产能；CdTe和CIGS电池在国内还没有形成商业化生产。由于薄膜电池的特有结构，在光伏建筑一体化方面，有很大的应用优势。目前在MW级光伏电站中应用较多的是晶硅太阳能电池和非晶硅薄膜太阳能电池。单晶硅太阳能电池光电转换效率相对较高，但价格相对较高。多晶硅太阳能电池光电转换效率比单晶硅略低，但是材料制造简便，节约电耗，总的生产成本较低。非晶硅薄膜太阳能电池光电转换效率相对较低，但它成本低，重量轻，应用更为方便。从工业化发展来看，太阳能电池的重心已由单晶硅向多晶硅方向发展，主要原因为：（1）可供应太阳能电池的头尾料愈来愈少； （2）对太阳能电池来讲，方形基片更合算，通过浇铸法和直接凝固法所获得的多晶硅可直接获得方形材料；（3）多晶硅的生产工艺不断取得进展，全自动浇铸炉每生产周期（50小时）可生产200公斤以上的硅锭，晶粒的尺寸达到厘米级；（4）由于近十年单晶硅工艺的研究与发展很快，其中工艺也被应用于多晶硅太阳能电池的生产，例如选择腐蚀发射结、背表面场、腐蚀绒面、表面和体钝化、细金属栅电极，采用丝网印刷技术可使栅电极的宽度降低到50微米，高度达到15微米以上，快速热退火技术用于多晶硅的生产可大大缩短工艺时间，单片热工序时间可在一分钟之内完成，采用该工艺在100平方厘米的多晶硅片上作出的电池转换效率超过14％。多晶硅太阳能电池组件具有以下特点:（1）具有稳定高效的光电转换效率；（2）表面覆深蓝色氮化硅减反膜,颜色均匀美观；（3）高品质的银和银铝浆料，确保良好的导电性、可靠的附着力和很好的电极可焊性；（4）高精度的丝网印刷图形和高平整度，使得电池易于自动焊接和激光切割。综上所述，多晶硅太阳能电池具有其独特的优势，本阶段拟采用多晶硅太阳能电池组件。5.1.2电池组件的确定通过对国内外光伏组件的调研和比选，根据光伏并网电站的设计特点及相关政策的规定，初步选定常州天合太阳能有限公司生产的 TSM-200DC80200W太阳能电池组件。（1）本工程太阳能电池组件参数如下表5.1-1。表5.1-1太阳能电池组件组件参数组件参数最大额定功率Wp200功率公差%±3最大功率时电压V37.80组件转化效率%15.64最大功率时电流A5.30开路电压温度系数%/℃-0.35开路电压V45.80功率温度系数%/℃-0.45短路电流A5.68短路电流温度系数%/℃0.05系统最大电压V1000标准组件发电条件℃46±2长*宽*厚mm1581*809*40附图I——V曲线附图：P——V曲线 5.2光伏阵列运行方式选择5.2.1太阳能电池组件的放置形式太阳能电池组件的放置形式有固定安装式和自动跟踪式两种形式。对于固定式光伏系统，一旦安装完成，太阳能电池组件倾角就无法改变，因此合理的倾角选择对于固定式光伏发电系统就显得尤为重要了。自动跟踪式光伏发电系统的光伏组件可以随着太阳运行而跟踪移动，使太阳组件一直朝向太阳，增加了接受的太阳辐射量。但跟踪装置比较复杂，初始成本和维护成本较高。通过综合考虑，本工程的太阳能电池组件的放置形式采用固定式。5.2.2光伏组件阵列倾斜面辐射量及阵列倾角5.2.2.1、各月倾斜面上的平均辐射量Ht任意倾角任意方位的光伏阵列倾斜面月平均辐射量采用Klein和Theilacker(1981)提出的天空各向异性模型，此种计算方法是国际上公认及最常用的计算方法，模型做以下简述，详细请查阅相关文献。公式1、Ht=Hbt+Hdt+Hrt公式2、Ht1=f(β，γ，ρ，N，E，Hbt，Hdt)公式3、Ht2=f(β，γ，ρ，N，E，Hbt，Hdt)公式4、Ht3=f(ρ，N，E，Hbt，Hdt)注：公式1为计算倾斜面上月平均辐射量的基础公式公式2、3、4为各种跟踪方式倾斜面上月平均辐射量的简式Ht——倾斜面上的月平均辐射量 Ht1——固定式倾斜面上的月平均辐射量Ht2——单轴跟踪倾斜面上的月平均辐射量Ht3——双轴跟踪倾斜面上的月平均辐射量Hbt——直接太阳辐射量Hdt——天空散射辐射量Hrt——地面反射辐射量β——倾斜面与水平面之间的夹角γ——倾斜面的方位角ρ——地面反射率，取值为0.2(见附表)N——当地纬度E——当地经度不同地表状态的反射率地面状态反射率地面状态反射率地面状态反射率沙漠0.24～0.28干湿土0.14湿草地0.14～0.26干燥地带0.1～0.2湿黑土0.08新雪0.81湿裸地0.08～0.09干草地0.15～0.25冰面0.695.2.2.2、最佳的阵列倾角βbest 最佳阵列倾角共列出了两种计算方法，第一种为全年接受辐射量最大原则，第二种为全年最大发电量原则。公式1、βbest=f(ΣHt，β)公式1的描述：1、设定方阵倾角为0°2、计算出方阵倾角为0°时全年各月阵列倾斜面平均日辐照度平均值。3、增大方阵倾角，重复2步操作，直到方阵倾角增大为90°，得到91组P1，与最大值相对应的倾角即最优倾角。公式2、βbest=f(ΣEp，β)公式2的描述：1、确定光伏阵列倾斜面上的平均辐照度、组件透风状况、组件类型、组件功率温度系数、当地全年各月环境温度等。2、得到全年各月方阵温度损耗。3、设定方阵倾角为0°。4、计算全年各月阵列倾斜面平均日辐照度。5、假定一定容量的方阵，考虑温度损耗计算各月发电量的平均值。6、增大方阵倾角，重复4、5步操作，直到方阵倾角增大为90°，得到91组结果，与最大值相对应的倾角即最优倾角。 公式3、ΣEp=ΣHt*(1+(f–T)*γ)注：公式1为循环β，得到ΣHt最大值的最佳倾角计算简式公式1为循环β，得到ΣEp最大值的最佳倾角计算简式公式3为ΣEp的计算简式Ht——倾斜面上的月平均辐射量βbest——最佳的阵列倾角Ep——各月发电量β——阵列倾角f——组件的工作温度T——标准测试条件下组件工作温度25℃γ——功率温度系数根据上述公式计算及综合考虑，阵列倾角为35°，阵列方位为0°。5.3逆变器的选型对于逆变器的选型，本工程按容量提出三种方案进行比选：方案一选用500kw逆变器；方案二选用250kW逆变器。方案一：选用500kW逆变器，整个工程配20台500kW逆变器。目前国内外厂家都可以提供该容量的逆变器，设备选择范围广，该方案的优点是单台逆变器容量大，主变压器数量少，整个系统效率较高，施工维护工作量小。缺点是单台逆变器容量大，在运行过程中如果发生故障，则故障影响的范围大。在国外大容量逆变器的使用已经非常普遍，而我国光伏发电行业处于高速发展阶段，国内使用500kW 容量逆变器的工程越来越多，已经成为逆变器选择的主流。方案二：选用250kW的逆变器，整个工程配40台250MW逆变器。现在SMA、SolarMax、Power-one、Conergy、Xantrex、Sungrow等品牌都能够生产250kW逆变器，在产品选择上不存在问题，生产运行经验也非常丰富。以下对二种方案的逆变器经济性进行比较，见下表（逆变器按照国产设备报价）。逆变器经济比较序号项目方案一（万元）方案二（万元）1250kW逆变器25*4002500kW逆变器045*203总计10009004差价0+100综合以上内容，本工程选用户外型500kW逆变器，整个工程配20台。逆变器基本参数如下：逆变器参数直流侧参数交流侧参数最大直流电压V900额定输出功率W500k满足MPPT电压范围450～820最大交流输出电流A793最大直流功率W550k额定电网电压V400最大输入电流A1200允许电网电压V310～450 最大接入路数总电流波形畸变率<3%MPPT路数1功率因数0.95(超前)～0.95(滞后)其它最大效率0.973宽度欧洲效率0.967高度防护等级IP20深度隔离含变压器重量5.4光伏方阵设计本工程设计容量为10MWp，按最大功率计算，实际布置为9.98MWp,共采用TSM-200DC80200W型太阳能电池49920片。本工程的太阳能电池组件的放置形式采用固定式，分为10个单元进行布置，1MWp一个单元。每个单元设置一个逆变器室，配置2台500kW的逆变器，全场分散布置。考虑检修，东西向每隔50m左右设一个宽1m的检修通道。5.5方阵接线方案设计5.5.1电池串并联数电池组件串并联数的确定主要依据其组件的电性能参数、逆变器的参数、当地温度和瞬时辐射强度对开路电压、工作电压及功率的影响来分析。1）本工程10MWp单元太阳能光伏电池组件选用TSM-200DC80 200W组件，逆变器容量选用500kW,以下对相关公式及原则做简要介绍：公式1、Vmp(f)=Vmp(1+γ△T)㏑(e+β△S)公式2、Voc(f)=Voc(1+γ△T)㏑(e+β△S)公式3、△T=T–T(f)公式4、△S=S/S(f)–1公式5、PYmax=(Sti，fe，Vmp(S，f)，Voc(S，f))公式6、Sti=(RH，ρ，hPa，YN，JD,WD,ti，β，γ)原则1、逆变器最大直流输入功率＞PYmax*Ns*Np原则2、逆变器最小MPPT电压＜Vmp(f)*Ns原则3、逆变器最大直流开路电压＞Voc(f)*Ns原则4、组件系统最大电压＞Voc(f)*Ns注：公式1、2为计算组件任意温度下Vmp(f)和Voc(f)，Voc(f)主要应用为冬季组件工作温度，Vmp(f)夏季组件工作温度公式5为循环一年计算每个时刻相对理想状态下组件的瞬时输出功率的简式，其中的最大值定义为组件全年最大输出功率PYmax公式6为任意时刻相对理想状态下阵列倾斜面上的辐照度的简式Ns——每台逆变器接入组件串联数Np——每台逆变器接入组件并联数Imp——组件最大功率时电流f——为组件的工作温度fe——为任意的环境温度 S——为倾斜面辐照度K——0.025℃㎡/WPymax——组件全年最大输出功率Vmp(f)——任意温度及辐照度时组件最大功率时电压Vmp——标准测试条件下的最大功率时电压Voc(f)——任意温度及辐照度时组件开路电压Voc——标准测试条件下的组件开路电压T——标准测试条件下组件工作温度25℃T(f)——任意组件工作温度S——标准测试条件下的辐照度1000W/㎡S(f)——f温度下相应辐照度γ——开路电压温度系数e——常数β——0.5Imp——STC下组件最大功率时电流β——阵列倾角γ——阵列方位PYmax——组件全年最大输出功率RH——相对湿度YN——云量ρ——地面反射率hPa——大气压 ti——任意时刻Sti——任意时刻相对理想状态下阵列倾斜面上的辐照度JD——当地经度WD——当地纬度附表：组件串并联计算列表串联数并联数逆变器数量总安装容量计划安装容量171482010.06MW10MW171472010MW10MW17146209.93MW10MW17145209.86MW10MW17144209.79MW10MW17143209.72MW10MW17142209.66MW10MW161572010.05MW10MW16156209.98MW10MW16155209.92MW10MW16154209.86MW10MW16153209.79MW10MW16152209.73MW10MW151672010.02MW10MW15166209.96MW10MW15165209.9MW10MW15164209.84MW10MW15163209.78MW10MW15162209.72MW10MW 根据上表，最终确定组件串联数=16，组件并联数=156。5.5.2光伏阵列直流防雷汇流箱的设计由于逆变器的输入回路数量有限以及为了减少光伏组件到逆变器之间的连接线和方便日后维护，需要在直流侧配置汇流装置，本系统可采用分段连接、逐级汇流的方式进行设计，即在户外配置光伏阵列防雷汇流箱（以下简称“汇流箱”），采用汇流箱将多串电池组件进行汇流，然后再输入直流配电柜，再至逆变器，使逆变器的输入功率达到合理的值，同时节省直流电缆，降低工程造价。本工程汇流箱回路数量主要根据电池板布置确定选用16路电池串并列。光伏阵列防雷汇流箱的性能特点如下：户外壁挂式安装，防水、防锈、防晒，满足室外安装使用要求；可同时接入6～16路电池串列，每路电池串列输入的最大电流为10A；电池串列的最大开路电压为DC1000V；每路电池串列配有光伏专用高压直流熔丝进行保护，其耐压值为DC1000V；直流输出母线的正极对地、负极对地、正负极之间配有光伏专用高压防雷器；直流输出母线端配有可分断的直流断路器； 汇流箱参数光伏阵列输入路数16汇流箱输出路数1每路熔丝额定电流A10防雷器有最大接入开路电压V1000防雷失效检测无防护等级IP65监控单元有5.5.3直流配电柜设计汇流箱输出的直流电通过直流配电柜进行汇流，再与并网逆变器连接，方便操作和维护。直流单元的设计主要是确定直流单元数量及选择合适的直流单元，以下对直流单元数量计算及直流单元选择的原则做简要介绍。公式1、Nz=Ni*M公式2、Imp(f)=Imp*S/Sf(1+α(T-T(f)))原则1、Pzi＞Ns*Np/M原则2、Izi＞Np/M*Imp(f)注：公式1为计算直流单元数量公式2为夏季阵列输入直流单元的最大电流原则1、2为选择直流单元的基本原则Nz——直流单元数量Ni——逆变器数量M——每台逆变器MPPT个数Ns——每台逆变器接入组件串联数Np——每台逆变器接入组件并联数 Imp——组件最大功率时电流Imp(f)——任意温度及辐照度时组件最大功率时电流f——为组件的工作温度S——为倾斜面辐照度Pymax——组件全年最大输出功率S——标准测试条件下的辐照度1000W/㎡S(f)——f温度下相应辐照度α——短路电流温度系数T——标准测试条件下组件工作温度25℃T(f)——任意组件工作温度确定如下参数的直流单元数量20台。直流单元参数接入直流路数10输出直流路数1最大输入直流功率KW550直流电压表有最大输入输出总电流A1200防雷器有绝缘强度V2500防雷失效检测有最大接入开路电压V1000监控单元有防护等级IP205.7光伏发电工程年上网电量计算本工程按25年运营期考虑，系统25年电量输出衰减幅度为每年衰减0.8%。年发电量按25年的平均年发电量考虑。采用安装角度35时，电池组件接受的年辐射量为1554.5kWh/m2。系统发电效率分析结果见下表5.7-1。 表5.7-1系统发电效率分析项目损耗系数可利用率失配损失4.5%95.5%温度损耗4.86%95.14%线路损耗4.96%95.04%设备损耗4%96%组件表面清洁度损耗3%97%未定义损耗0%100%合计21.3278.68%由以上数值计算得出，第1年各月实际发电量和第一年到第25年的年发电量。第1年各月发电量第一年各月实际发电量月份发电量(kWh)月份发电量(kWh)一月946106.05七月956053.33二月1042100.79八月979396.95三月1186601.26九月983350.2四月1189844.1十月970654.64五月1205470.03十一月852017.4六月1039372.8十二月815892.1第1－25年年末发电量各年全年发电量统计(kWh) 第1年12166859.65第2年12006859.1第3年11882791.81第4年11758725.78第5年11669238.93第6年11510593.38第7年11386526.71第8年11262460.98第9年11171618.84第10年11014327.97第11年10890262.22第12年10766196.19第13年10673998.44第14年10518063.48第15年10393997.43第16年10269931.4第17年10176378.34第18年10021798.38第19年9897732.33第20年9773666.6第21年9678757.32第22年9525533.28第23年9401467.22第24年9277401.19第25年9181137.22 第6章电气部分6.1电气一次6.1.1设计依据和原则《光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）》GD003-2011《高压配电装置设计技术规程》DL/T5352-2006《电力工程电缆设计规范》GB50217-2007《电力工程直流系统设计技术规程》DL/T5044-2004《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T620-1997《交流电气装置的接地》DL/T621-1997《火力发电厂与变电所设计防火规范》GB50229-2006《火力发电厂设计技术规程》DL5000-2000《火力发电厂厂用电设计技术规定》DL/T5153-2002《火力发电厂和变电站照明设计技术规定》DL/T5390-2007《“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》《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（试行）继电保护专业重点实施要求上述设计标准、规程及其他相关规程按照现行最新版本执行。6.1.2接入系统方案6.1.3电气主接线本工程暂按35kV电压等级接入电网，接入方式采用二 级升压的方式，即0.4kV→10kV→35kV。一次升压变压器采用双分裂变压器，每2台逆变器接入一台一次升压变压器，每4台一次升压变压器接入一台馈线柜，整个工程共布置逆变器20台，低压开关柜20台，一次升压变压器10台，10KV馈线柜3台，10KV出线柜一台，10KVPT柜一台，35KV馈线柜一台，35KV出线柜一台，35KVPT柜一台，无功补偿柜一台。接入电网电压等级为35KV，采用二次升压方式，出线方式为35KV。配电装置采用单母线接线，3回进线、1回出线，1回无功补偿，1回站用电。出线采用电缆的方式与35kV线路连接。根据接入系统要求，本工程在母线设置动态无功补偿装置，容量暂定为2000kVar。6.1.4主要电气设备选择1、短路电流水平根据系统资料并参考工程经验，35kV侧电气设备短路水平按25kA设计，400V侧按40kA设计。由于本工程所处海拔高度小于1000m，所以在选择主要电气设备时无需考虑海拔对电气设备性能的影响。2、主要电气设备2.1低压开关柜设计根据设计要求，共需如下参数的低压开关柜共20台。低压开关柜接入逆变器型号SG500K3接入逆变器数量1 额定交流输入输出功率500KW最大输入输出总电流793A输入输出接线方式铜排/线缆防雷器高压防雷器，完备的防雷功能防雷失效有防雷失效功能监控单元有监控功能绝缘强度1000V机壳防水等级IP20 2.2变压器设计根据设计要求，共需如下参数的一次升压变压器共10台，二次升压变压器1台。一次升压变压器类型干式变压器变压器绕组形式双分裂变压器额定频率50Hz额定容量1MVA额定电压11/0.38-0.38KV额定电流16.496A空载额定变比11±2*5%/0.38-0.38KV半穿越阻抗电压8%调压方式无载调压调压范围11±2*5%中性点接地方式高压侧中性点不接地系统，低压侧中性点不接地系统极性负极性联接组标号D,yn11-yn11二次升压变压器类型干式变压器变压器绕组形式双绕组变压器额定频率50Hz额定容量10MVA额定电压38.5/10KV额定电流164.962A空载额定变比38.5±2*5%/10KV半穿越阻抗电压8% 调压方式有载调压调压范围38.5±2*5%中性点接地方式高压侧中性点不接地系统，低压侧中性点不接地系统极性负极性联接组标号D,yn11功率：N=55KW（3）给水泵型号：DG12-25×8流量：Q=12.5m3/h扬程：H=200m配套电机功率：N=15KW3．2．7本项目主要设备选型本次技术升级改造主要设备选型序号主要技术方案设备选择1白云石煅烧1．1白云石利用烟气预热20×4m竖式预热器1．2二次风利用熟料预热4×4×8m竖立冷却器1．3煅烧φ4.3×64m回转窑1．4风扫球磨机φ2.2×4.4m球磨机1．5辅送、筛分扬尘袋式除尘器4套1．6控制系统中控系统1套1．7烟尘控制100㎡电收尘器2原料车间（粉磨制团）2．1粉磨φ2.6×11m球磨机2．2制团LYQ5.0压球机8台2．3微机配料MHS系列配料系统1套2．4破碎、输送、粉磨、制团扬尘控制脉冲袋式除尘2套 3还原车间3．1还原系统56支φ370罐还炉13台3．2真空系统SHF10-1.25循环流化床锅炉1台3．3燃烧蓄热式烧咀蜂窝状蓄热体鼓风及排烟系统3．4控制系统中控系统1套3．5出渣自动扒渣机12台3．6出镁液压挤镁机6台3．7装料自动填料机6台3．8环保集气罩集气布袋除尘器除尘4精炼4．1精炼炉蓄热式精炼炉6台4．2浇铸86模自动铸锭机4台4.3抽镁液1吨输液泵12台4.4环保集气罩集气布袋除尘器除尘5煤气站φ3.4两段式煤气炉4台3.2.7环保设施3.2.7.1制备车间烟气及粉尘治理1)回转窑烟气治理白云石电除尘器预分解窑烟气回转窑达标排空2)粉碎压球粉尘治理达标排空压球机球磨机鄂式破碎机袋除尘器引风机吸尘罩 3)白云石料场无组织排放面源扬尘治理在白云石料场周围,按档风抑尘墙高度高于1.3倍堆料高度,设置4.5m挡风仰尘墙进行隔离防尘。3.2.7.2还原车间烟气、粉尘治理1）还原炉气煤气空气达标排空引风机重力除尘蓄热室还原炉2）还原炉出渣粉尘治理重力除尘器达标排空引风机还原罐口还原罐口还原罐口吸尘罩3）还原渣扬尘还原渣由于料度非常细、不含水份，非常容易产生扬尘。为此采用渣坑堆放还原渣，加盖顶部，并将生活污水一体化处理后的水喷入渣坑，降低扬尘。3.2.7.3业炼车间烟气治理活动式吸烟罩精炼炉引风机达标排空湿式除尘器活动式吸烟罩铸锭机 3.2.7.4动办车间烟气粉尘治理1）二段式煤气发生炉煤气净化见制气生产工艺流程图。2）原煤采用简易煤棚存放，煤棚周围设置篱墙隔离；煤气发生炉炉渣采用挡风仰尘墙防尘。并按料堆情况进行适当喷水，有效降低了面源扬尘。3．2．7．5污水一体化处理生活污水经汇集，进入地埋式一体化污水处理系统。进入：COD≤600mg/LBOD5≤300mg/L出水：COD≤60mg/LBOD5≤20mg/L处理水量（m3/d）直径（㎜）总长(m)设备件数进水管径（㎜）出水管径（㎜）进水管离底高（㎜）出水管离底高（㎜）52．57150802．01．33．2．8本项目新增设备及估算见附件3．3项目治理前后能源消耗及污染排放对比1、能源消耗比对单位：吨项目改造前改造后消减量折标煤煅烧窑55188216723351623940还原炉75600141963410424360精炼炉5997．631922805．62004总电耗万度898．291952．81-1054.052-1296.00射流真空锅炉05544．00-5544-3960合计450482、污染物排放比对治理前后大气污染排放对比表 项目回转窑改造还原炉及蓄热利用精炼炉及蓄热利用射流真空系统改造电耗小计改造前二氧化硫176.6016241.9219.1923204.94592442．6598烟尘193.158264.620.991605.4096484．1592炉渣11589.48158761259.4960324.57629049.55改造后二氧化硫69..3504132.787210.214417.740810.752240.8448烟尘75.852145.23611.17219.40411.76263.424炉渣4551.128714.16670.321164.24705.615805.44消减量二氧化硫107.2512109.13288.97792-17.7408-5.80608201.81560.73%45.11%46.78%100.00%-117.39%45.59%烟尘117.306119.3649.8196-19.404-6.3504220.735260.73%45.11%46.78%-100.00%-117.39%45.59%炉渣7038.367161.84589.176-1164.24-381.02413244.1160.73%45.11%46.78%-100.00%-117.39%45.59%3、改造后年节能量测算名称改造前改造后节标煤节煤率（%）吨耗标煤量8.234.483.7545.57本项目通过改造治理后，节能效益明显，改造前吨镁综合能耗8.23吨，改造后吨镁综合能耗4.48吨，节标煤3.75万吨，较改造前比节煤率45.57%，年节标煤约3.57吨×12000=4.5万吨标煤，避免向空气中排放烟尘220.7t/a，少向大气排放SO2148.99t/a，少排放炉渣13244.11t/a。排放浓度满足相关标准要求，达到了环保综合冶理大气环境污染问题的目标。3.4治理后能源肖耗及环境状况分析预测项目实施后，对节能减排工作有积极推进作用，将大幅度减少能源消耗，减少污染，有如下效果：(1)余热利用及双蓄热技术将吸收转化烟气和煅白余热，大大降低能源消耗。 (2)C技术提高燃料燃烧充分性，在大减少了烟气中粉尘、SO2和其他温室气体的排放。(3)个炉膛内逐渐扩散燃烧，大大降低了燃烧燥声。(4)低回转窑及不原内空气过剩系数，炉温均匀，可以减少还原灌的氧化烧损，氧化烧损率减小1.5%。 4、原材料及辅助材料供应消耗本项目产品煅白及粗镁，所需主要原辅料有耐火材料、钢材及机物料等。普钢材料主要是Q235、20MN，国内首钢、鞍钢和太钢等均可生产，可由国内各有关钢厂采购。钢材货源充足，完全可以满足生产需求。本项目所需地耐火材料为常规耐火材料，非常容易在市场上购得。本项目新增新鲜水量主要是生活用水（5.2m3/d）、生产补充水量为31m3/d，不可预见2m3/d。本厂现有自备井眼供水能力为80m3/h,可以满足生产生活需求。按生产纲领核算，主要原、辅材料年消耗见附表。 5、公用工程及配套设施5.1给排水5.1.1用水量本项目新增劳动定员为104人，生活用水量按每天50升/人计，日用水量为5.2m3；生产用水量为31m3/d；不可预见用水量2m3/d，合计最大日用水量38.2m3/d.5.1.2水源公司现有自备井一眼，井深130m，日供水量可达到803/d，能力可满足项目实施后生产、生活及消防的需要。5.1.3给水系统给水系统采用生产、生活及消防联合给水系统。给水系统主管采用管径为DN100PP-R给水管，DN70以下给水管采用镀锌钢管，并设阀门井、水表井等。室外给水系统采用地沟暗敷设，室内沿墙明敷设各用水点。5.1.4排水系统厂区排水方式：雨水采用地面排放方式，排放厂区排水沟。厂区污水排放采用暗管排放方式，排放八达公司原有污水处理系统。污水管径为DN300~DN500钢筋混凝土组成，钢丝网水泥砂浆抹带接口，检查井选用700砖彻圆形污水检查井。5.1.5消防厂区消防系统采用临时高压制，消防系统由供水管一室外水池一一消防水泵一室内外消火栓组成。消防水源接入企业原一座300m3消防水池。 水泵房内安装二台消防水泵，一备一用，消防时自动启用，确保消防用水。在沿厂区道外侧2m处设置室外地下消火栓，按防火规范配置DN65栓口，消火栓间距不大地120m，保护半径不小一于150m。项目中有易燃气体存在，还应在危险区域设立消防砂或消防土地，用于紧急状态下的消防材料，隔绝气体与空气接触，从而达到灭火的目的。在所有建筑物内根据消防类别按照《建筑设计防火规范》要求配备手提式干粉灭火器，可满足项目实施的消防需要。5.2土建工程5.1.2设计原则（1）根据厂区的实际情况，结合总图布置，充分利用土地，合理安排布置新建筑特和构筑特的位置和面积，做到土建工程要与全厂生产产功能有机结合。（2）生产厂房平面和空间设计必须满足生产工艺要求，流程合理、便于管理、利于设备安装维修。（3）在满足生产要求的基础上，应符合防火、防震和防腐要求。（4）认真贯彻安全、适用、经济美观的方针，在满足整体规划的要求和生产工艺要求的前提下，努力降低工程造价，减少建筑工程投资。5.2.2设计范围本项目工程设计主要范围是预热分解器、坚式冷去器、还原炉蓄热交换系统改造，以及煤气管路。5.2.3建筑及结构设计5.2.3.1预热分解器 （1）建筑设计：窑直径10.8m、高3.8m。（2）结构结构主体及围护体系采用钢结构。主解架梁、柱采用楔形拼接工字钢，围护钢板内砌耐火砖材料，围护体系的次要构件采用冷弯型钢檩条。基础采用天然地基上的钢筋混凝土独立基础。5.2.3.2回转窑采用钢结构为支撑体，通过喷吹煤粉燃烧提供煅烧所需的高温。主要为通过窑头、窑尾及中间2个支撑基础工作。5.2.3.3竖式冷动机采用钢结构为支撑体，通过高温煅白显热的转换吸收，加热回转窑燃烧二次风温。5.2.3.4双蓄热还原炉及燃烧系统改造在每个还原炉段部基础部位安装换热器，陶瓷蓄热体按一定的要求进行填充，并在换热器前后安装DCS自动控制系统。5.2.3.5抗震设计搞震设防烈度为8度，设计基本地震加速度值0.15g，抗震设防类别为丙类。由于所采用的钢结构具有良好的延性和抗震性能，减少了结构所承受的地震作用，避免了主体结构及连接节点在地震时遭爱严重破坏的可能性。5.3配套设施5.3.1供电本项目新增主要用电设备46台，新增电力安装总容量1500kw。新增用电设备均为三类负荷。电气负荷计算采用需要系数法，并计入适当的同时工作系数；照明采用单位容量指标估计。 供电由八达公司变电站供给，引入电压为10kv。本次设计初步计算无需新增变压器，原有变压器或满足目前公司生产、生活用电的需要。5.3.2供配电系统全厂用电负荷电压均为380/220v。配电系统采用树干式和放射式相结合的方式，主干线用电缆埯地敷设，各分支线路绝缘导线穿钢管没墙明敷至动力配电箱再至用用电点。车间配电采用三相线制，有一专用接地保护线。为保证安全生产，在车间总电源进线做重复接地，车间所有用电设备正常工作不带电的金属外壳采用统一接地的保护措施，并要求接电阻R≤4Ω。照明供电与生产用电分路代给。为了节约电能，提高电能利用率，对无功功率进行补偿，补偿装置采用在变电室低压侧集中自动补偿方式，使补偿后的平均功率因数达到cosФ=0.9以上，达到降低线路无功损耗，节约能源的目的。5.3.3照明新建车间均采用节能型灯具，并使照明度达到75LX，以满足生产的需要。5.3.2通讯公司各主要部门配有专线电话在，并配备内部程控交换机，可满足对外内联络的需要。对于移动工作场合，人手一部无线对讲机，便于工作需要。5.3.5投资估算本次初步估算供电工程需投资5.0万元，详见5—7供电主要设备明细表。表5—7供电主要设备明细表 序号名称型号规格数量（合）单价（万元）总价（万元）1线路规格1332照明设施120.050.63其它0.44小计4 6、厂址条件和厂址位置6.1自然条件（1）闻喜县八达镁业有限公司1.2万吨/年金属镁炉窑改造技术升级节能减排工程建设项目位于闻喜县郭家庄镇柏林村。（2）闻喜县位于山西省南部、运城北端，全县13个乡镇，343个行政村，39万人口（其中农业人品33万），国土面积167平方公里，是一个以丘陵野地为主的传统农业县，也是一个省级脱贫巩固县。2006年被省政府确定为全省25个扩权试点县之。闻喜县位于运城盆地和临汾盆地的交界处，地里坐标为东经1000　59＇33＇＇～1110　37＇29＇、北纬3509＇38＇＇～350　34＇11＇＇。东与绛县、垣曲相接；北同候马、新绛相连；西与稷山、万荣、运城接壤；南与夏县为毗邻。东西57.55公里，总面积1167.11平方公里，县城在县境偏西方的涑水盆地处。（3）三面环山，地势西北、东南高、中间低。中条山模东南，一般海拔1100米，最高唐王山海拔1571米；西不稷王山，海拔1279米；东有紫金山，海拔达千米左右。中部和南部地势平坦，海拔一般在650米以下，丘陵垣地遍布县境。峨嵋岭位于县境北部，一般海拔为650到800米。境内河流主要有涑水河及沙渠河二条。涑水河发源于绛县陈村峪，在县境内流程83公里，由东向西南流入黄河。沙渠河发源于唐王山北麓，由东向西于县城北汇入吕庄水库。 （4）闻喜县属暖温带大陆性季风气候，一年四季分明，昼夜温差大。春季干燥多风。夏季炎热，秋季多阴雨，冬季寒冷少雪，降水多集中在夏秋季，年均降水量在450～600mm之间，十年九旱，春易旱，秋易涝，全年日照平均时数2461小时，5～6月日照时数较多，12～2月较少年平均气温为8～14，最冷的1月份平气温为—3.2最热的7月份平均气温为26.5。个年无霜期160～190天。平均风速1.6m/s。（5）工程地质、地震、文水地质情况根据国家地震局最新颁发《中国地震动峰什加速度区划力图》（GB18306—2001A1），闻喜县地震裂度为8度。拟建场地和地基稳定性较好，为均匀地基。该场地工程地质属温陷黄土，为了保证建筑物安全，对地基应要进行适当处理。6.2社会经济环境（1）闻喜县境内矿藏资源较为在富，有铜、长石、石英、大理石、水泥、白云石、型砂等。工业有陶瓷、玻璃、五金、工具、化肥、水泥等生产行业。全县现有耕地79万亩（其中水浇地20万亩），主要种值小麦、棉花、玉米、高梁、谷子、豆类、油料作物等，形成了“粮、果、菜、药、畜”五大主导产业。境内矿产资源较为丰富，铜、长石、长英、大理石、水泥、石炭岩、蛭石、型砂等均有分布。主要工业有钢铁、镁业、玻璃、化工、水泥、机械制造、陶瓷、绿色食品等行业。其中玻璃制品、陶瓷制品、活板手、脱水蔬菜等产品远销日本、韩国、美国、及欧州等许多国，深受用户欢迎。（3）闻喜县交通以公路运输主为，南同蒲铁路与大运二级公路、大运高速公路纵穿县境。6.3厂址选择6.3.1项目选址基本原则（1）符合国家、地区和城乡规划的要求。 （2）满足项目对原材料、能源、水和人力的供就在，生产工艺和营销的要求。（3）约和效益的原则，尽力做到降低建设投资，节省运费，减少成本，提高利润。（4）防洪、防震、防地质灾害危害。（5）实事求是的原则对多个场地选址时，在要调查研究的，进行科学分析和比选确定。（6）节约项目用地，在保证基本工艺和设备布置的前提一，尽量不占或少占土地面积。（7）注意项目建设时的环境保护问题，以人为本，减少项目对生态和环境的影响。6.3.2项目选址结果通过对厂区周围及项目所在区域的自然环境及社会概况了解，项目厂址位于地势平坦区，生产所需的水、电以及其它原辅材料可以满足生产需要；同时厂址交通条件极为优越，适于材料运输。总之，本项目在厂址选择上是合理可行的。 7、环境保护7.1设计依据（1）《建设项目环境保护管理规定》国务院第253号令;（2）《建设项目环境保护设计规定》国环这了[1987]002号;（3）《大气污染物综合排放标准》GB16297—1996；（4）《环境空气质量标准》GB3095—1996（5）《污不综合排放标准》GB8978—1996；（6）《地表水环境质量标准》（GB3838—2002）3类水域标准；（7）《工业企业厂界噪声标准》GB12348—90；（8）《城市区域环境噪声标准》GB3093—93；（9）《农田灌溉水质标准》（GB5084—92）;（10）《国家行业管理部门制定的有关环境保护的法规和规定；（11）公司提供的技术资料及其它相关设计资料；（12）工艺专业及公用专业提供的设计技术资料等。7.2主要污染源与污染物本项目生产属冶金生产类，主要污染源是在生产过程中炉窑产生的烟气、SO2；风机、泵类产生的噪声；另外，还有少量生活污水和生产、生活垃圾产生。本工程主要涉及环保治理项目，主要工艺及设备在第三章已做分析，本章节只对第三章做补充说明。7.3综合利用与治理方案7.3.1粉尘、废气治理本次节能设计主要针对原有生产过程进行炉窑技术升级改造，污染源为原生产环节的污染源，八达公司已经采取了有效的针对措施，本项目新增设备和和改造设备均采取较为合理的环保措施。 1、回转窑烟气的接入和预热分解器烟气接出，均为密闭结构，不外溢烟气，回转窑烟气治理如下：预分解窑回转窑电除尘器白云石达标排空2、竖立冷却窑采用密闭装置，防止空气汇露而造成换热效果降低。3、制备车间粉碎压球尘治理吸尘罩鄂式破碎机球磨机压球机引风机袋除尘器法、、尘器达标排空4、白云石料场无组织排放面源扬尘治理在白云石料场场周围，按挡风抑尘墙高度于1.3倍堆料高度，设置4.5m挡风抑尘墙进行隔离防尘。5、还原炉烟气输送整个过程为密闭作业，烟气经蓄热体，经简单除尘后达标外排。 还原炉气处理措施见下图空气煤气达标排空蓄热室重力除尘引风机还原炉 6、还原炉出渣粉尘治理还原罐口达标排空袋除尘器引风机吸尘罩还原罐口还原罐口7、还原渣扬尘还原渣由于粒度非常细、不含消化分，非常容易产生扬尘。为此采用渣坑放还原渣，加盖顶部，并将生活污水一体化处理后的水喷入渣坑，降低扬尘。8精炼车间烟气治理活动式吸烟罩精炼炉达标排空宽、湿式除尘器引风机活动式吸烟罩铸锭机9、动力车间烟气、粉尘治理A、二段式煤气发生炉煤气，经一系列的处理后，煤气含尘降低很大，详见制气生产工艺流程图。B、原煤采用简易煤棚存放，煤棚周围设置篱隔离；煤气发生炉炉渣采用挡风抑尘墙防尘。并按料堆按料堆情况进行适当喷水，有效降低了面源扬尘。7.3.2噪声污染防治措施 （1）在满足工艺设计的前提下合理选用设备，尽量选用技术先进、运行平稳的低噪设备。（2）合理布置产生噪声的设备，以减少噪声辐射。（3）采取隔声、减振措施。对锻炼造等振动大的设备，均采用减振基础；对风机、水泵安装隔振垫，水泵进出水加装柔性橡胶接头，与泵体相连的管道加“避振喉”等措施，以减轻振动噪声。（4）在厂区种值灌花、花卉，不仅减少噪声辐射污染，而且可美化环境。7.3.3废水治理生产过程中用水环节主要是生活用水，生活污水八达公司原不污水处理系统处理后进中水池，中水用于厂区绿化、道路喷洒等环节。生产用水主要为该改造项目的冷却用水，为净循环，汇入企业原经循冷却系统，不外排。煤气发生炉含酚废水的治理在前面的章节中已经进行了阐述，这里不在重得和。7.3.4固体废物治理生产、生活固废分类处理。生活垃圾分类处理。生活垃圾由环卫部门统一处理。生产固废有回收价值的外销，无回收价值的废弃物运往环部门指定地点统一处理。（1）生产固废本项目运行中主要生产固废主要为废耐火材料、废蓄陶瓷、废钢材，每年约产生20吨，这些可以回收再利用，一般外销。（2）生活垃圾 生活垃圾的容重以每立方米0.55吨计算，全厂新增104人，每人每天生产1公斤，每天约产垃圾0.189立方米。考虑产生量较小，垃圾运送周期定为一周一次，但是为避免垃圾收集运输造成对厂区环境的影响，根据本厂的情况，拟对垃圾的处理分为两个步骤：①垃圾的收集按规范要求，在厂区内应按小于70米收集半径，设一个垃圾箱，垃圾箱的容积以300升计，厂区内大约需设14个垃圾收集箱，以保证厂区内环境的整洁。另外考虑到生活工作的需要，垃圾箱可以根据现场情况进行合理设置。②垃圾的转运为了及时把收集的垃圾运走，保证运输过程中不对环境造成污染，其工作过程：将闭合好的垃圾箱整体送上垃圾车，固定好各垃圾箱，运送途中要保证运输安全，避免因事故引起的垃圾抛洒飞散，运至环卫部门指定垃圾堆放点。7.3.5绿化在厂区总体设计是时布置绿化带，与道路形成绿化隔离带，在厂区车间四周、道路两旁种值针叶树、阔叶树、灌木花草等绿色值物，形成一个绿树成荫、绿地成片、环境优美、舒畅卫生的厂区环境。 8、劳动保护与安全卫生8.1运行过程中职业危害因素分析本工程贯彻执行“安全第一,预防为主”的方针，提高生产自动化水平，减轻工作的劳动强度，以确何符合国家规定的劳动安全与工业生产的要求，保障劳动者在劳动生产中的安全的健康。生产过程中因管理不善、操作失误或设备损坏、停水停电等非常正常因素，以及炉窑设计施工不符合要求或发生煤气质量差不能充分燃烧，都可能造成运行中的职业危害。8.2防治措施8.2.1防机械伤害（1）在设备的转动装置外露部分均设置防护罩，以确保工人劳动安人。（2）在设备平台、坑口等处，其周围均设栏杆，以防跌落产生伤害。（3）工作场地采用混合照明，按工作性质不同保证有30—50LX照明度，并对地坑内的各处设备附近均设照明。（4）各车间按功能要求合理划分原材料、成品区，留足够的运输通道、人行通道以及安全通道。8.2.2防高温在车间外墙上装有轴流风机，对车间采取机械通风，已降低车间温度，排除车间内的有害气体。8.2.3防火 本次设计生产车间属冶金类和产车间，车间按冶金类车间防火考虑，建筑设计按照《建筑设计防火规范》进行设计，车间按要求合理布置安全门，满足在紧急情况下人员的疏散，车间四周设置消防通道。厂区设有环状消防网，配置消火栓，间距不大于120m，保护半径不小于150m，满足紧急救援安全需要。8.2.4电气安全（1）变压器变压侧装设避雷器，厂区内较高屋顶设置避雷针。（2）严禁在同一系统中部分设备接地和部分设备零现象同时存在，接电阻R≤4欧。（3）建筑物内所有金属管道均应同PE线做等电位连接，要求接电阻R≤4欧。（4）所有用电设备非正常可能带电的金属外壳，电气支架等物应与接地系统可靠焊接。8.2.5用水安全厂区设置了更衣室、卫生间等设施能满足职工的卫生要求。厂区饮用水有工业园区供给，符合国家饮用水标准。8.2.6防气体危害生产过程中煤气的安全使用，直接关系到企业经济利益和职工的生命安全。煤气由于密度比空气小，泄漏后一般向空气上层漂移。可能造成人体窒息或遇明火燃烧，如果单位体积浓度较大野，可能引起爆炸。（1）如果在室内发现煤气泄漏，应立即关闭气阀，切断电源，熄灭明火，迅速放低头部，快速离开现场；（2）在气站停留过长时间后发现有头晕呕吐等不正常反应时，应迅速离开，带到开阔地带，做强制呼吸； 9、消防9.1设计依据（1）《建筑设计防火规范》GB0016—2006；（2）《建筑灭火器配置设计规范》GB50140—2005；（3）《火灾自动报警系统设计规范》GB50116—98；（4）《建筑物防雷设计规范》GB50057—1994（2000版）（5）《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058—92（6）国家和行业管理部门制定的有关消防的法规和规定；（7）八达公司提供的技术资料及其它相关设计资料；（8）工艺专业及公用专业提供的设计技术次料等。9.2工程环境及火灾危险性本项目建设所在地具有良好的建设条件，对本项目不构成火灾危险。本项目属于冶金行业，生产车间火灾危除险性为丁类，建筑物耐火等级为三级。9.3消防设旋措施9.3.1总图消防总平面布置按照《建筑设计防火规范》要求进行总体设计，充分考虑了消防通道，建筑物之间留有足够的防火间距。厂区风建筑物间形成环形消防通道，满足规范要求。9.3.2建筑消防钢结构厂房安全疏散能够满足《建筑设计防火规范》要求。钢结构部件刷防火涂料达到耐火极限要求。车间内设有安全疏散通道及安全门。 9.3.3电器消防电器设计上，设备配有短路过载和接零保护，以防火灾发生。9.3.4消防给水和灭火设备生产车间为重点消防对象，建筑物耐火等级为三级，丁类生产（1）消防制度采用低压制消防，消防用量：室内为15升/秒，室外为20升/秒，火灾延续时间按2小时考虑，一次火灾设计用水量252m3。（2）消防源为公司自备井，厂区设给水房水池，采用生产、生活、消防三合一联合供水系统工，水池水位与水泵开停自动连锁控制，消防时设备自动投入运行状态，确保消防用水，平时不得动用。（4）室内按《建筑设计防火规范》GB50016—2006的要求在各建筑物配置灭A、B、C类火灾的手提式干粉灭火器。9.3.5组织机构公司设防火领导小组与配备防火员，。对职工定期进行防安全及应急措施等防火知识教育。制定完善的防火规章制度和消防措施，并认真贯彻执行，切实做到有备无患。 10、节能节能减排是调整经济结构、转变经济方式、提高经济效益的现实、有效的切入点和突破口。实现能源资源节约优化配置与合理利用是从整体上提高能效、转变经济增长方式，那建设资源节约型社会的重要内容，从源头推动经济（产业）一能源（资源）一（环境（生态）三者间的协调互动，其范畴包括以环境和生态为约束条件，调整优化产品结构、能源消费结构和供应格局，统筹规划能源开发、运输、贮存、加工、转换、燃料替代等，实现能源利用最坐整体效益，促进经济和社公向节能型发展。10.1设计依据（1）《中华人民共和国节约能源法》自1998年1月1日起就施行（2）机械工业部标准JBI14—86《机械工为节能设计技术规定》；（3）国家有关节约能源及合理应用能源有关节能减排政策；（4）《冶金工厂节能设计及使用手册》；（5）厂方提供的有关资料；（6）工艺及其它各专业提供的有关技术资料。10.2设计原则（1）认真贯彻执行国家有关节约能源、合理利用能源的现行政策、法规、规范、标准；贯彻执行国家有关能源应以开发和切节约并重的方针，做到“技术上可行，经济上合理”，合理利用能源，降低单位能耗，提高经济效益及社会效益；（2）采用先进合理的生产工艺，选用高效节能设备；（3）推广行之有效的“四新节能” 技要，即新技术、新工艺、新设备和新材料。（4）对生产过和的二次能源------生产余热进行吸收转化。10.3能源构成及能耗计算本项目新增主要用电设备46台，新增电力安装容量1500lkw用电量为1054.54kwh。本项目生产用水主要是设备冷去补充水，以及生活用水。经计算每天用水量38.2m3，全年用新鲜水量为12606m3。本项目生产对原回转窑及还原炉大量的余热进利用，每年可节约标煤458048吨。10.4项目节能措施1、项目采取的节能核心技术（1）回转窑烟气利用节能自云石预热煅烧设备太技术，回转窑中心自动控制设备及技术，形成了先进的竖式预热器一回转窑一竖式冷却器的基本工艺结构，预热器利用窑尾排出的8500C以上的烟气预热分解白云石，冷却器使煅白得到快速冷却同时又回收了预热，既增强了煅白的活性，可提高了白得到快速冷却同时又回收了预热，既增强了煅白的活性，又提高了入窑二次风温，热利用率进步提高，煅白质量提高能耗大幅度降低，吨镁煅白煤耗下降到1.3吨以一，节能40%。（2）双蓄热还原炉高温烯烧节能技术采用双蓄热高温空气燃烧技要和自动控制技术，其主要优点包括：①极限回收烟气余热，用于预热助燃空气燃料，将空气预热到热度8000C~10000C,一般节能可达到50%~60%；②炉内形成特别均匀的温度场，延长还原罐及炉体寿命；③能通过组织高温贫氯燃烧，减少环境污染；④强化对还原罐的辐射对流传热，产量可以提高20%以上。 （3）循环流化床锅炉高效率燃烧节能蒸汽射流代替机械真空泵设备及工艺，采用SFH—1.25—WI型循环流化床锅炉，该锅炉可燃烧烟煤、贫煤、无烟煤、煤矸石、链条炉渣、造气炉渣、燃烧效率可达97.66%，热效率达86.5%。2、其他节能措施（1）本次设计新增设备选用高效节能设备，并制定合理的生产工艺，合理使用设备，提高设备负荷率。（2）总体布置和车间工艺布置规划合理，物流畅通、短捷，减少运输量以节约能源消耗。（3）严格执行国家有关节能的规定，选用节能型机电设备，并合理配置电容补偿器。（4）车间动力供电与照明供电分路供给，分别计量，严格控制用电。（5）生产过程中所需的清洗用水采用循环水，以节约水资源，减少物料运送产生的能源费。（6）电力变压已采用节能型设备，照明设备选用灯具。（7）供水、供热、供气管网应定期检查、维修，杜绝跑、冒滴、漏现象发生，减少非生产性耗能。（8）加强能源管理，强化节能意识，建立健全能源管理机构、能源管理制度及相应的控制目标，配置相应的计量器具，使能源水耗在受控状态下运行。10.5节能减排对比治理前后燃料消耗对比分析见下表10—1表10—1燃料消耗对比分析项目改造前改造后消减量折标煤煅烧窑55188216723351623940 还原炉75600414963410424360精炼炉5997.631922805.62004总电耗万度898.291952.81－1054.52－1296.00射流真空锅炉05544.00－5544－3960合计450481、项目改造前，平窑每煅烧1吨白需要消耗原煤766.5kg/t煅白，还原1吨镁锭需要消耗原煤6.3t/tMg,精炼1吨镁锭需要消耗原煤0.4998t/tMg，全厂消耗电力748.5Kwh/tMg。平窑年消耗原煤：镁锭1200t/a×6t煅白/tMg×766.5kg/t煅白=55188t；还原炉年消耗原煤：镁锭12000t/a×6.3t/tMg=75600t；精炼炉年消耗原煤：镁锭12000t/a×0.5t/tMg=5997.6t；电力：镁锭12000t/a×748.5kwh/t=8982000kwh.2、项目实施改造后，每煅烧1吨煅白需要耗原煤301kg/t煅白，还原1吨镁锭需要消耗原煤3.458t/tMg，精炼1吨镁锭需要消耗原煤0.266t/tMg，射流真空锅炉消耗标煤0.462t/tMg，全厂消耗电力1627.3kwh/tMg回转窑年消耗原煤：镁锭1200t/a×6t煅白/tMg煅白=21672t；还原炉年消耗原煤：镁锭12000t/a×3.45t/tMg=41496t。精炼炉年消耗原煤：镁锭12000t/a×0.266t/tMg=3192t。射流真空锅炉消耗原煤：镁锭12000t/a×0.426t/tMg=5544 t电力：镁锭12000t/a×1627.33kwh/t=1952.881wh.3、本项目节能合计（55188－21672）+（75600－41496）+（5997.6－3192）+（898.29－1952.81）÷(0.1229÷0.7143+(0－5544.00)=63074.77t原煤。4、能源消耗计算折标煤：63074.77t原煤×0.7143=45084t，从而全年减少SO2排放201.8吨，烟尘排放220.7吨，煤渣13244.11吨，节能减排效果明显。 11、生产组织和劳动定员11.1生产组织闻喜县八达镁业有限公司成立以来，已建立了全新的管理机制，按精简机构的原则，不重复设置和管理机构，使企业形成了统一、高效的组织体系。本项目人员编制以便于管理、提高效率为原则，各小组设组长负责，预热分解器及冷却器部分归原料制备车间回转窑工段管辖；还原炉蓄热交换控制部分归还原车间还原炉加热工段管理。人员编制明细见附表11.2工作制度本项目工作制度采用一班制。工作制度执行国家规行的劳动法，全年工作日为330天，和每班工作8小时。工作年时基数2640小时，设备年时基数7920小时。11.3劳动定员本项目根据工艺及各专业要求，目前定员数为104人，全部纳八原生产系统。项目所需人员由社会招聘而来，主要为农村剩余劳动力、大中专学校毕业生及部分；国有企业下岗人员。聘用技术优秀经验丰富的人员担任专业技术人员和高级技术工人。11.4人员培训 为了保证产品质量，对招聘员工全部进行培训，采用内部培训和送驻设备生产厂家进行理论实践相结合的培训方式，对上岗人员进行了职业道德，岗位技术培训经严格考核后，上岗工作人员全部为合格者。 12、施工条件和进度计划12.1施工条件12.1.1交通条件本项目位闻喜县郭家庄镇柏林村，闻喜县交通以公路运输为这，南同蒲铁路与大运二级公路、大运高速公路纵穿县境，交通十分方便。本次建筑用地较为平坦，无明显高差，适于建筑原料和设备运输。12.1.2基础条件施工现场有水源井，供水量可达80m3/h，能满足施工和生产用水要求。电源由八达公司原有变压器供给，可以满足施工生产用电要求。12.2进度计划2007年5月，完成项目的可行性研究报告；2007年6月前，完成项目前期准备；2007年7月中旬前，完成项目初步设计及审批；2007年8月，完成施工图，基建工程开始施工；2007年12月，主要设备开始安装；2008年2月，动力车间、制备车间进行试生产；2008年3月，还原车间、精炼车间试生产；2008年6月，项目总体调试试并转入正常生产；详见项实施进度进度规划（见表15.2—1）。 表15.2—1项目实施进度规划年项目内容2007年2008年4567891011121234—6可研编制及审批项目前期准备初设编制及审批施工图设计土建施工设备订货与加工设备安装制备车间试生产还原车间试生产总体联动转入正常 13、投资估算与资金筹措13.1投资估算依据13.1.1编制范围闻喜县八达镁业有限公司技术改造项厂（场）区的建、构以筑物，主要设备以及场地硬化、绿化等工程。13.1.2编制依据（1）《山西省筑工程预算定额》（2003）；（4）闻喜县是全国镁企业最为密集的地区，本项目的实施不仅具有显著的节能效果、环境和经济效益，更对区域镁行业的技术改造、节能减排改造、区域环境空气质量的根本好转，具有普遍的示范作用和实际的指导意义，将对区域环境空气质量作出较大的贡献。综上所述，本项目投资利润率高、回收期限短，环境效益、社会效益和经济效益显著。本项目应尽快建设投产，对区域节能减排工作，实现经济可持续发展都将起到积极的促进作用。 15、结论和建议15.1项目主要风险及其防范措施15.1.1风险分析本项目运行过程中主要风险来自于生产过程中因管理不善、操作失误或设备损坏、停水停电等非正常因素，以及煤气在管道输送和炉窑燃烧过程中出现的气体外漏等时段产生的不安全因素。如果故障发生将煤气排放列外界环境中，可能引起输气管道起火爆炸，以此而引发的恶性连环事故，危害到厂内工作人员及周围居民的生命财产安全。15.1.2风险防范措施（1）培养高素质的技术、操作人员，上岗之前进行严格的培训和考核，考试合后发给“上岗操作证”、凭证上岗操作，在技术上减少工程风险的发生。（2）完善设计、严格施工，选用检验合格的产品、设备。（3）保证供电、供水等设施、设备的正常运行，杜绝意外停电、停水的事故发生。（4）加强煤气的使用管理，建立科学严格的设备操作规程，严格按照设备安全操作规程进行操作。（5）建立各项管理规章制度，建立运行、操作日志，建立定期环境监测制度；完善从设计、技术、设备、调试、运行到安全、环境监测等方面的档案记录和管理、归档工作，形成本工程风险事故的原因可查清、责任可追究的机制。15.2结论和建议15.2.1工艺方案确定 本工程经过对原有回转窑和还原炉进行节能技术改造，技术可靠、节能效果明显，从项目运行条件分析是合理可行的。15.2.2工和运行特点（1）本项目3个工程环节，能量转换明显，减少污染产生量HTAC技术高效节能，采用清洁了SO2和烟尘的排放；高温低氧的燃烧环境以及烟气回流的掺混作用，大大抑制了氮氧化物的生成，使氮氧化物排放量降到100mg/m3以下；燃烧过程无黑烟产生；火焰在整个炉膛内逐渐扩散燃烧，燃烧噪音。（2）降低能耗由于蓄热式燃烧技术的应用，空、燃气均预热至1000℃左右，可以降低空气过剩系数，可以灵活控制炉内环境，炉温均匀、克服传统局部温度过高的弊病，减少还原罐氧化损耗。（3）产生的间接效益金属镁企业是闻喜县高污染企业，因镁生产每年消耗大量原煤，向大气中排放大量的SO2和烟尘。使区域环境质量恶化，TSP严重超标，NOX、SO2也有不同程度的超标，本项目的实施可以大大降低能源的消耗，降低污染物排量，具有技术可靠、操作方便、环境效益明显、节约能源优点，本要程是可靠、安全、合理可行的。15.2.3可研结论（1）闻喜县作达镁业有限公司利用余热节能降耗改造项目，符合国家和山西省相关行业政策，是充分发挥其资源、市场、资金、运输、管理等各方面的优势，进行炉窑治理的环境保护工程，项目的发展方向是正确的。（2）厂址选择在闻喜县郭家庄镇柏林村八过镁业公司厂内，该场地的地势平坦、交通方便、电源充足、水资源丰富，建厂条件较好。 （3）本工程整体设计体现了技术先进、稳妥可靠、安全适用、经济合理的要求尤其突出了环保综合治理可持续发展的经营理念。（4）本项目环境保护、劳动安全、工业卫生、消防、抗震等设计严格执行国家和当地政府的有关政策、法规、标准。做到文明生产、清洁生产。环保设施达到了同规模企业国内先进水平，每年节约标煤45048吨，向环境减少SO2排放201.8吨，减少烟尘排放220.7吨，减少固体排放13244吨，可以达到改善区域环境质量的目标。（5）本项目总投资估计算值为5851万元，项目年平均利润总额为2439.9万元。从经济效益角度分析，本工程是一个高投资、高收益的项目，每年直接产生经济效益4567.3万元。从环境和社会效益角度分析，本工程的效益是显而易见的。15.2.4建议本工程具备较好的建设条件，工程各项技术经济指标较好。建议应从工程的设计、施工、调试、环保验收到投入正常运行，要早着手、早安排，从早做好规范化管理工作。该项目的实施，对山西清洁能源区的建设和运城地区的经济发展将起到重要作用，应抓紧实施。。“双预热蓄热还原工艺”，可将排烟温度控制在150℃以下，使燃料燃烧充分，热能利用率大幅度提高，有害气体大幅减少，能大量减少CO2、NOx、SO2的排放，减排效果明显。由于炉体采用钢架、低水泥浇注料和含锆纤维棉等保温材料，保证炉体强度和寿命的情况下大幅提高炉体的保温能力，能源利用率大增；采用双预热蓄热燃烧方式，提高燃料的燃烧率，降低排烟的热量损失，节能效果显著，还原吨镁能耗由改造前的5.712吨标煤降至1.43吨标煤，降耗幅度达74%。与传统还原炉相比，料镁比可降低6.0至6.2，还原时间缩短一小时，降低原镁生产成本10%，经济效益明显。　　蓄热式镁还原炉的使用，可以大幅度减少热量的损失，延长还原罐的使用寿命(蓄热式还原炉还原罐的使用寿命由原还原炉还原罐的使用寿命的30天增加到60天)。 16.结论及建议15.1主要风险根据国外生产实践表明,硅铁电炉生产中极端事故发生的概率相对较小,事故的发生主要是由于操作不当所致。（1）设备事故生产设备在生产过程中会因各种原因发生设备事故，并往往伴随着其它风险，如漏电、机械伤害、火灾或粉尘泄漏,容易造成人身伤害、设备损坏(包括布袋破损、电气设施损坏等)，使生产停产，经济损失较大。（2）停电事故停电对环境的影响主要体现在对各除尘设备、引风机、泵等设施的影响，会造成项目的全面停产，并有使其它事故发生的可能性大大增加，在停电且备用电源无法及时启动时；本工段等废气装置无法正常运转，使废气达不到规定指标，造成污染物超标排放，而影响其它关联工序。（3）泄漏事故根据潜在环境风险因素分析和以往事故调查,可能发生滤袋破损，设备相接的管线松动、脱落或管口焊缝开裂。气体直接外排后扩散至外部环境。15.2防范措施工程在设计中将严格执行有关标准、规范,使工程的安全性有了可靠的保证。工程所采取的安全措施将贯彻到生产装置及公用工程设施的设计、施工、运行及维护的全过程。1.采用双回路电源,减少停电事故 2.管道、设备的制造及安装严格进行气密性试验,防止烟气的泄漏。3.对各岗位操作工人进行安全生产培训，进一步完善安全生产设施，确保不发生设备事故。15.3结论与建议（1）拟改造项目符合国家及山西省产业政策以及企业清洁生产要求。（2）设计中采用有效的环保治理措施，能够确保“三废”达标排放。（3）降低生产成本，确保生产设备运行时间、提高作业率。（4）该项目具有较好的环境效益和社会效益。本项目实施后,按年产铁合金2万吨,以颗粒物排放浓度50mg/m3计算,年可减排量为4543吨，可见，通过项目带来的环境效益是十分明显的。实施本项目后，能做到高标准，与国际接轨；为现有工艺在技术、经济可行的情况下提供污染物削减目标值，逐步减轻整个钢铁行业的环境污染状况，实现整个国民经济的可持续发展，具有显著的社会效益。综上所述，该项目符合产业政策，工艺合理，技术成熟可靠，具有较好的环境效益和社会效益。应抓紧进行资金筹措，及前期工程准备工作，以使项目尽早实施，为当地经济发展和环境改善作出应有的贡献。执行。 配电室及主控室等建筑物火灾危险性分类属于丙级；耐火等级属于二级，由于站内的建筑为钢筋混凝土结构，分隔结构均为实砌体墙，因此站内的建筑物构件都已达到一级耐火等级。其他建筑物的墙体屋顶、门窗楼梯等均按防火要求设计，按规定防火等级材料设置。（2）主要场所及主要机电设备消防设计太阳能电池板区域消防措施为移动式CO2灭火器；箱式逆变器和箱式变电站设砂箱、手提式灭火器；站用变压器设砂箱、手提式灭火器。②站内、外交通道净宽均大于3.5m，都能兼作消防车道，各主要建筑物均有通向外部的安全通道。③消防电源采用独立的双回路供电。分别由当地地区外来电源供电（施工电源）。④太阳能光伏发电站内应根据容量大小及其重要性，对站内变压器等各种带油电气设备及建筑物，配备适当数量的手提式及推车式化学灭火器。对主控制室等设有精密仪器、仪表设备的房间，应在房间内或附近走廊内配置灭火后不会引起污损的灭火器。因此，在主控制楼的走廊设手提式灭火器。在室外配置砂箱以及移动灭火器。⑤电站消防电源采用独立的双回路供电，分别来自外来的备用电源（一路为原施工电源）10kV，经降压至380/220V。本期变电站为非有效接地系统，对保护接地、工作接地和过电压保护接地使用一个总的接地装置，接地电阻按不大于4Ω。⑥电缆从室外进入室内的入口处，电缆沟内的电缆进入高压开关柜或低压配电屏等采取了防止电缆火灾蔓延的阻燃及分隔措施。 ⑦本站设备选型尽量采用无油设备，如采用干式箱变等，户内设备实现无油化；电缆尽量采用阻燃电缆，以减少升压站的火灾隐患。电缆沟进行防火封堵。⑧消防设施的管理与使用考虑值班人员与消防专业人员相结合，消防设施的维护与监视及建筑内早期火灾的扑灭以值班人员为主。12.4.2.2防雷接地（1）防雷措施太阳能光伏并网电站防雷主要是防直击雷和雷电侵入波两种，防雷措施依据《光伏（PV）发电系统过电压保护-导则》（SJ/T11127）、《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》（DL/T620-1997）、《交流电气装置的接地》(DL/T621-1997)中有关规定设计。直击雷保护直击雷保护分光伏电池组件和交、直流配电系统的直击雷保护。光伏电池组件边框为金属材质，将光伏电池组件边框与支架可靠连接，然后与接地网连接，为增加雷电流散流效果，可将站内所有光伏电池组件支架可靠连接。②配电装置的雷电侵入波保护为防止感应雷、浪涌等情况造成过电压而损坏配电室内的并网设备，其防雷措施主要采用避雷器来保护。在主变10kV进线开关柜内装设一组无间隙氧化锌避雷器对雷电侵入波和其他过电压进行保护。（2）接地措施充分利用每个光伏电池组件基础内的钢筋作为自然接地体，根据 现场实际情况及土壤电阻率敷设不同的人工接地网，以满足接地电阻的要求。保护接地的范围根据《交流电气装置的接地》(DL/T621-1997)规定，对所有要求接地或接零的设备均应可靠地接地或接零。所有电气设备外壳、开关装置和开关柜接地母线、架构、电缆支架、和其它可能事故带电的金属物都应可靠接地。本系统中，支架、太阳能板边框以及连接件均是金属制品，每个子方阵自然形成等电位体，所有子方阵之间都要进行等电位连接并通过引下线与接地网就近可靠连接，接地体之间的焊接点应进行防腐处理。②接地电阻电站的保护接地、工作接地采用一个总的接地装置。根据《交流电气装置的接地》(DL/T621-1997)要求，高、低压配电装置共用接地系统，接地电阻要求R≤4Ω。本电站拟敷设50到接地网。接地扁钢敷设深度不小于0.8m。12.4.2.3防电磁辐射光伏电站潜在的电磁环境影响主要是逆变器和变压器产生的工频电磁场、无线电干扰，可能对人体健康产生不良影响，以及信号干扰等种种危害。这种电磁环境影响的强弱与变压器等级选型和距变压器的距离等因素有关。本工程正常工作频率为50Hz ，属于工频和低压，不属于《电磁辐射防护规定》(GB8702-88)中的适用频率范围（100kHz～30GHz），电磁环境影响较小。根据以往电磁环境资料分析，本项目建成后，四侧围墙外的电场强度和磁感应强度以及距围墙外20m处产生的无线电干扰强度均较低，对人体和环境不会造成危害。12.4.2.4防噪声光伏组件在运行过程中基本不产生噪声，运营期噪声主要来源于变压器、逆变器等设备运转发出的电磁噪声。拟采取的噪声防治措施为：（1）采用低噪声设备。根据各变压器和逆变器设备资料，本工程主要噪声源为：逆变器噪声值65dB(A)；变压器噪声值65dB(A)。由于噪声源强较弱，对外界噪声影响很小。（2）逆变器采用室内布置，房屋墙壁可起到一定的隔挡降噪作用。变压器与逆变器紧邻，也为室内布置，距各厂界均有一定距离，经过预测可知，厂界噪声可以达到《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）2类标准。（3）运营期加强对光伏电站逆变器和变压器的维护，使其处于良好的运行状态，避免对工作人员以及周边居民生活产生干扰。12.4.2.5安全警示标识（1）在有较大危险因素的生产场所和有关设施、设备上，设置明显的安全标志、警告标志、防误操作警示标志。（2）安全疏散通道设疏散照明设施和设置明显的疏散指示标志。（3）在可能造成触电伤害的场所，设置当心触电标识。 12.4.2.6其他防护措施（1）合理调节视频作业人员办公环境，使工作人员尽可能在比较舒适的环境中工作，既可以使精神得到放松，又可以提高工作效率。（2）为视频作业人员配备可调式的电脑桌椅，加强坐姿的人体工效学宣传，纠正不良的坐姿习惯。（3）视频作业人员在连续工作过程中，应有一定的工间休息，尽量避免连续视频操作。（4）适当增加空调办公环境的自然通风次数。（5）设计应选用环保型无放射性、无毒性的建筑装修材料，要求其性能均应符合国家有关卫生标准规定。12.5事故应急救援预案为了加强对电厂生产过程中事故的控制，抑制事故蔓延扩大，减少人员伤亡和财产损失，根据事故的性质和特点编制事故应急救援预案。事故应急救援预案包含以下主要内容：（1）参加事故救援预案的人员组成、分工、通知方法和顺序等。（2）可能发生事故地点的自然条件、生产条件以及预计事故的性质、原因和预兆。（3）处理各种事故的具体措施，以及为实现措施所需要的工程、设备、材料等的数量，使用地点和方法。（4）通讯联络方法。（5）现场人员的行动准则。（6）可能影响范围内的非现场人员的行动准则。 （7）设施关闭程序。12.6劳动安全与工业卫生投资本项目劳动安全与工业卫生投资共计5万元。12.7结论本工程不存在传统发电技术（例如燃煤发电）带来的污染物排放和劳动安全问题，劳动者的劳动安全条件较好。本工程设计中对防雷、接地、防火、防电磁辐射、防噪声、人体工效学等方面采取了相应的技术防范措施，力图做到避免事故，尽可能将危害职工劳动安全的各种因素控制到最小或最低程度，为电厂安全生产、减少事故发生以及保障职工的安全创造了较好的条件。为使上述设计的各项技术措施、防范设施得以实施，在施工中要确保工程质量，保证劳动安全设施与主体工程同时施工、同时投产。电厂投产运行后应严格执行运行、检修、操作规程，本工程将在劳动安全和工业卫生方面达到良好的效果。 第13章节能降耗光伏发电是将太阳能转换为电能，在转换过程中没有污染物排放。与相同容量的燃煤电厂相比，可节约煤炭资源和减少污染物排放。本光伏电站工程装机容量10MWp，每年可为电网提供电量约1067万kWh，每年可节约标煤3714t。每年可减排SO2约为89吨，CO2约为9657吨，烟尘约为3.7吨。因此在增加发电量的同时，对当地的大气环境质量不产生任何影响。 第14章投资概算及经济分析14.1投资概算14.1.1工程规模：新建1套10MWp并网型太阳能光伏发电装置。14.1.2投资概算编制依据：编制水平年为2012年。编制方法执行国家发改委2007年发布的《火力发电工程建设预算编制与计算标准》。14.1.2.1项目及费用性质划分：根据中华人民共和国发展和改革委员会发布的2007年版《火力发电工程建设预算编制与计算标准》进行项目及费用性质划分。14.1.2.2工程量：根据设计人员提供的设备材料清册及建安工程量。14.1.2.3定额选用：执行中国电力企业联合会2007年11月9日发布实施的《电力建设工程概算定额》（2006年版）：《建筑工程》、《热力设备安装工程》、《电气设备安装工程》；中国电力企业联合会2007年2月8日发布实施的《电力建设工程预算定额》（2006年版）：《调试工程》。14.1.2.4取费标准：执行中电联技经[2007]139号文及2007年版《火力发电工程建设预算编制与计算标准》。14.1.2.5设备价格：设备价格：询价或参考近期同类工程定货的合同价及《全国电力工程建设常用设备》； 设备运杂费率：设备价格均为到现场价格，主要设备按0.7％计列，其他设备按3.7%计列。14.1.2.6材料价格及机械费调整定额材料、机械费调整：按当地电力建设工程概预算定额水平调整办法对定额材料及机械进行调整，仅计取税金，列入总估算表“编制年价差”栏中。建筑材料：采用《电力建设工程概算定额》_建筑工程（2006年版）价格，对主要材料与当地2012年一季度信息价格进行比较并计算价差，价差只计取税金，列入总概算表。装置性材料：执行《发电工程装置性材料综合价格》（2006年版）。按电力规划设计总院编制的《火电工程限额设计参考造价指标》（2010年水平）中主要装置性材料价格与该价格进行比较并计算价差，价差只计取税金，列入总概算表。14.1.2.7人工费调整工资性津贴调整：电定总造[2007]12号文《关于公布各地区工资性补贴的通知》，按照3.03元/工日，超出规定0.63元/工日，作为人工费调整金额，计入取费基数，列入各单位工程。14.1.3其他说明基本预备费:无。14.1.4投资概况：本工程静态投资为2011年价格水平。发电工程静态投资为：11855万元，单位造价为：11836元 /KWp；建设期贷款利息497万元。工程动态总投资12353万元。发电工程静态投资按投资性质划分：建筑工程费：1304万元，单位千瓦造价：1304元/kWp，占静态总投资的33.56%；设备购置费：9796万元，单位千瓦造价：9796元/kWp，占静态总投资的51.16%；安装工程费：451万元，单位千瓦造价：451元/kWp，占静态总投资的3.35%；其他费用：304万元，单位千瓦造价：304元/kWp，占静态总投资的11.93%。13.1.5投资分析依据2009年5月中国电力网统计的行业信息，本工程静态单位千瓦造价为1.18万元，投资水平是比较低的。13.1.6投资估算表（见附表）13.2资金筹措本工程资金，30%由建设单位自有资金支持，其余70%为银行贷款13.3经济效益分析13.3.1经济效益分析依据：电力部电力规划设计总院电规经（1994）2号文颁发的《电力建设项目经济评价方法实施细则（试行）》及国家现行的财务、税收法规。13.2.2评价条件 主要评价数据：机组的年初始发电电量按1217万KWh进行经济评价，此后逐年衰减。13.2.2.1投资估算：按静态投资11855进行评价。13.2.2.2工程进度及资金使用计划本工程计划201X年X月X日开工，201X年X月X日投产。13.2.2.3还本付息：静态投资30%自有资金，70%银行贷款。13.2.2.4成本费用计算的主要参数以电厂提供的统计值、设计计算值或行业规定值、限额值。详见成本原始数据表。13.2.3纳税13.2.3.1增值税比例：6%13.2.3.2城市维护建设税比例：5%13.2.3.3教育附加税比例：4%13.2.3.4所得税：25%13.2.4电价确定本工程电价（含税）最终确定为1.2元/KWH。13.2.5财务评价结果13.2.5.1全部投资分析：全部投资内部收益率：7.41%现值：2915万元（按照5%计算）投资回收期：11年13.2.5.2资本金分析：项目资本金内部收益率：7.67% 现值：1952万元（按照5%计算）13.2.5.3电价情况上网电价（含税）：1200元/MWh13.2.6潜在的经济收益1997年12月，160个国家在日本京都签署通过了联合国气候变化框架公约《京都议定书》。《京都议定书》同时约定了三个基于市场的弹性机制，其中之一即为清洁发展机制（CleanDevelopmentMechanism简称CDM）。本工程为利用可再生能源发电，符合《京都议定书》约定的条件，如能在联合国CDM执行理事会成功注册，就可以将二氧化碳的减排量以≥10欧元/吨的价格出售给发达国家，粗算此项收入约为60万元（人民币）/年。13.2.7综合经济评价从本项目的财务评价看，各项指标符合行业规定，本项目的建设在经济效益上是可行的。13.2.8附表l总估算表项目工程或费用名称建筑工程费用设备购置费用安装工程费用其他费用合计(万元)一主、辅生产工程(一)太阳能发电工程1太阳能光伏发电系统998.47288.3259.98346.622电气系统199.682507.76376.163083.63附属生产工程105.83014.98120.81小计1303.919796.08451.0411551.03二与厂址有关的单项工程1临时工程00000 小计00000三编制年价差00000四其他费用1建设场地征用及清理费2项目建设管理费127.37127.373项目建设技术服务费160.53160.534分系统调试和整套启动试运费-3.64-3.645生产准备费10106大件运输措施费007基本预备费9.989.988其它费用00小计304.24304.24五特殊项目工程静态投资1303.919796.08451.04304.2411855.27各类费用单位投资(元/kw)1301.829780.41450.32303.7511836.3各类费用占静态投资(%)1182.633.82.57100六动态费用1价差预备费002建设期贷款利息497.92497.92小计工程动态投资1303.919796.08451.04802.1612353.19各类费用单位投资(元/kw)1301.829780.41450.32800.8812333.42各类费用占动态投资(%)10.5679.33.656.49100主要设备价格表序号设备名称数量单位单价(元)总价(万元)1太阳光伏发电组件49920块12606289.922太阳光伏发电组件支架9984000W1998.43逆变器20台4320008644汇流箱200台8040160.85直流配电单元20台31000626低压开关柜20台2880057.67一次升压变压器10台2200002208二次升压变压器1台22000002209一次升压馈线柜3台1400004210一次升压出线柜1台1400001411一次升压PT柜1台14000014 12二次升压馈线柜1台1400001413二次升压出线柜1台1400001414二次升压PT柜1台1400001415无功补偿柜1台1400001416监控系统1套150000015017直流、UPS系统1套1800001818通信系统1套4500004519电量计费、调度网接入1套2000002020无功补偿装置1套4500004521线路保护1套60000622频率电压控制保护1套80000823故障录波1套60000624站内线缆、线缆敷设及其它1项1996800199.6825出线线缆1项2996800299.68合计9796.08安装部分汇总估算表序号工程或费用名称设备费安装工程费安装工程费安装工程费安装工程费合计序号工程或费用名称设备费装置材料费安装费其中人工费小计合计一主辅生产工程9796.08209.6241.4476.43451.0410247.12(一)太阳能光伏发电系统7288.32059.9059.97348.221太阳光伏发电组件6289.92059.9059.96349.822太阳光伏发电组件支架998.40000998.4(二)电气系统2507.76200.61175.5575.23376.162883.921逆变器86469.1260.4825.92129.6993.62汇流箱160.812.8611.264.8224.12184.923直流配电单元624.964.341.869.371.34低压开关柜57.64.614.031.738.6466.245一次升压变压器22017.615.46.6332536二次升压变压器22017.615.46.6332537一次升压馈线柜423.362.941.266.348.38一次升压出线柜141.120.980.422.116.19一次升压PT柜141.120.980.422.116.110二次升压馈线柜141.120.980.422.116.111二次升压出线柜141.120.980.422.116.112二次升压PT柜141.120.980.422.116.113无功补偿柜141.120.980.422.116.1 14监控系统1501210.54.522.5172.515直流、UPS系统181.441.260.542.720.716通信系统453.63.151.356.7551.7517电量计费、调度网接入201.61.40.632318无功补偿装置453.63.151.356.7551.7519线路保护60.480.420.180.96.920频率电压控制保护80.640.560.241.29.221故障录波60.480.420.180.96.922站内线缆、线缆敷设及其它199.6815.9713.985.9929.95229.6323出线线缆299.6823.9720.988.9944.95344.63(三)附属生产工程08.995.991.214.9814.98建筑部分汇总估算表项目工程或费用名称设备费建筑费建筑费合计技术经济指标技术经济指标技术经济指标项目工程或费用名称设备费金额其中人工费合计单位数量指标一主辅生产工程27.161276.75157.051303.91(一)太阳能光伏发电系统0998.4119.81998.41太阳光伏发电组件支架0998.4119.81998.4元/W99840001(二)电气系统20.97178.7121.96199.681控制室0000元/m2998.410002逆变室0000元/m2998.41000(三)附属生产工程6.1999.6415.28105.831环境保护设施010.312消防系统4.99004.993厂区性建筑1.298.6414.9899.84其他费用估算表序号工程或费用名称编制依据及计算说明总价(万元)1建设场地征用及清理费1.1土地征用费根据当地实际情况填写2项目建设管理费127.372.1建设项目法人管理费（建筑工程费+安装工程费）*3.1%54.42.2招标费19.99 （建筑工程费+安装工程费+除电池板外的设备购置费）*0.38%2.3工程监理费（建筑工程费+安装工程费）*2.26%39.662.4设备监造费除电池板外的设备购置费*0.38%13.323项目建设技术服务费160.533.1项目前期工作费11.983.2规划设计费03.3设备成套技术服务费03.4勘测设计费129.793.4.1勘察费11.983.4.2设计费117.813.4.2.1基本设计费99.843.4.2.2施工图设计费基本设计费*10%9.983.4.2.3竣工图编制费基本设计费*8%7.993.5设计文件评审费73.5.1可行性研究设计文件评审费23.5.2初步设计文件评审费53.6项目后评价费用23.7工程建设监督检测费6.253.7.1工程质量监督检测费（建筑工程费+安装工程费）*0.2%*0.51.753.7.2特种设备安全监测费《火力发电工程建设预算编制与计算标准》2007版0.5元/KW0.53.7.3环境监测验收费23.7.4水土保持项目验收及补偿费23.7.5桩基检测费03.8电力工程技术经济标准编制管理费（建筑工程费+安装工程费）*0.2%3.514分系统调试和整套启动试运费-3.644.1分系统调试和整套启动试运费-8.874.1.1分系统调试费90工作日*370元/工作日3.334.1.2发电工程整套启动试运费-12.24.1.2.1整套启动调试费20工作日*400元/工作日0.84.1.2.2售出电费每日售电量*带负荷运行天数（5天）*试运售电价（0.8元）-134.2施工单位配合调试费安装工程费*1.16%5.235生产准备费105.1管理车辆购置费05.2工器具及办公家具购置费55.3生产职工培训及提前进厂费56大件运输措施费07基本预备费9.988其它费用0合计304.24 财务评价指标一览表指标名称计量单位指标值一、基本指标1、光伏系统安装容量MW9.982、资本金万元3556.583、贷款万元8298.694、资本金比例％305、建设期年16、运营期年257、总计算期年268、年均发电量万KW*h1106.759、实际上网电量％9810、上网电价（含税）元／千瓦时1.211、增值税税率％6二、造价指标1、项目总投资万元12353.19固定资产投资万元11855.27建设期利息万元497.92流动资金万元0价差预备费万元02、单位投资元／千瓦12377.95三、盈利能力指标1、年平均税后利润万元440.512、投资利润率(是指全部投资、税前利润)％4.623、投资利税率(是全部投资、利润、各种税)％5.274、全部投资财务内部收益率％7.415、全部投资财务净现值(按5%计算)万元2915.426、投资回收期年117、税前资本金投资利润率(利润总额/资本金)％16.048、税后资本金投资利润率(净利润/资本金)％12.399、资本金财务内部收益率％7.6710、资本金财务净现值(按5%计算)万元1952.94四、清偿能力指标1、借款偿还期年13 原始数据一览表项目单位参考数据还贷原则还贷期间不分配利润光伏系统安装容量MW9.98固定资产投资(不含建设期利息）万元11855.27资本金比例%30资本金万元3556.58贷款万元8298.69建设期年1运营期年25项目总投资(含建设期利息）万元12353.19利润分配比例%8年初始发电量万KW*h1216.69实际上网电量%98含税上网电价元/千瓦时1.2增值税比例%6城建税比例%5教育费附加比例（含地方附加）%4定员人10年人均工资万元3工资附加占工资总额的比例%50贷款年利率%6所得税率%25修理费占固定资产价值的比例%0.5保险费占固定资产价值的比例%0.25每千瓦容量材料费定额元/千瓦5每千瓦容量其他费用定额元/千瓦5固定资产残值率%30折旧用于还贷的比例%90享受所得税减免政策两免三减半总成本费用估算表项目合计第1年第2年第3年第4年第5年第6年光伏系统安装容量(MW)9.989.989.989.989.989.98发电量(万千瓦时)27657.561216.21206.471196.821187.251177.75上网电量(万千瓦时)27104.371191.881182.341172.881163.51154.19一、电站运营成本：12338493.52493.52493.52493.52493.52折旧费8647.25345.89345.89345.89345.89345.89修理费1544.2561.7761.7761.7761.7761.77保险费77230.8830.8830.8830.8830.88 材料费124.754.994.994.994.994.99工资7503030303030工资附加3751515151515其他费用124.754.994.994.994.994.99总成本费用12338493.52493.52493.52493.52493.52其中：经营成本3690.75147.63147.63147.63147.63147.63单位成本(元/千瓦时)0.460.410.420.420.420.43单位经营成本(元/千瓦时)0.140.120.120.130.130.13项目合计第7年第8年第9年第10年第11年第12年光伏系统安装容量(MW)9.989.989.989.989.989.989.98发电量(万千瓦时)27657.561168.331158.981149.711140.511131.391122.34上网电量(万千瓦时)27104.371144.961135.81126.711117.71108.761099.89一、电站运营成本：12338493.52493.52493.52493.52493.52493.52折旧费8647.25345.89345.89345.89345.89345.89345.89修理费1544.2561.7761.7761.7761.7761.7761.77保险费77230.8830.8830.8830.8830.8830.88材料费124.754.994.994.994.994.994.99工资750303030303030工资附加375151515151515其他费用124.754.994.994.994.994.994.99总成本费用12338493.52493.52493.52493.52493.52493.52其中：经营成本3690.75147.63147.63147.63147.63147.63147.63单位成本(元/千瓦时)0.460.430.430.440.440.450.45单位经营成本(元/千瓦时)0.140.130.130.130.130.130.13项目合计第13年第14年第15年第16年第17年第18年光伏系统安装容量(MW)9.989.989.989.989.989.989.98发电量(万千瓦时)27657.561113.361104.451095.611086.851078.161069.53上网电量(万千瓦时)27104.371091.091082.361073.71065.111056.591048.14一、电站运营成本：12338493.52493.52493.52493.52493.52493.52折旧费8647.25345.89345.89345.89345.89345.89345.89修理费1544.2561.7761.7761.7761.7761.7761.77保险费77230.8830.8830.8830.8830.8830.88材料费124.754.994.994.994.994.994.99工资750303030303030工资附加375151515151515其他费用124.754.994.994.994.994.994.99总成本费用12338493.52493.52493.52493.52493.52493.52其中：经营成本3690.75147.63147.63147.63147.63147.63147.63单位成本(元/千瓦时)0.460.450.460.460.460.470.47 单位经营成本(元/千瓦时)0.140.140.140.140.140.140.14项目合计第19年第20年第21年第22年第23年第24年光伏系统安装容量(MW)9.989.989.989.989.989.989.98发电量(万千瓦时)27657.561060.971052.481044.061035.711027.421019.2上网电量(万千瓦时)27104.371039.751031.431023.181014.991006.87998.82一、电站运营成本：12338493.52493.52493.52493.52493.52493.52折旧费8647.25345.89345.89345.89345.89345.89345.89修理费1544.2561.7761.7761.7761.7761.7761.77保险费77230.8830.8830.8830.8830.8830.88材料费124.754.994.994.994.994.994.99工资750303030303030工资附加375151515151515其他费用124.754.994.994.994.994.994.99总成本费用12338493.52493.52493.52493.52493.52493.52其中：经营成本3690.75147.63147.63147.63147.63147.63147.63单位成本(元/千瓦时)0.460.470.480.480.490.490.49单位经营成本(元/千瓦时)0.140.140.140.140.150.150.15项目合计第25年第26年光伏系统安装容量(MW)9.989.989.98发电量(万千瓦时)27657.561011.051002.96上网电量(万千瓦时)27104.37990.83982.9一、电站运营成本：12338493.52493.52折旧费8647.25345.89345.89修理费1544.2561.7761.77保险费77230.8830.88材料费124.754.994.99工资7503030工资附加3751515其他费用124.754.994.99总成本费用12338493.52493.52其中：经营成本3690.75147.63147.63单位成本(元/千瓦时)0.460.50.5单位经营成本(元/千瓦时)0.140.150.15利润表项目合计第1年第2年第3年第4年第5年第6年 光伏系统安装容量(MW)9.989.989.989.989.989.98上网电量(万千瓦时)27104.371191.881182.341172.881163.51154.19含税上网电价(元/千瓦时)1.21.21.21.21.21.2一、发电销售收入(不含税)30684.21349.31338.51327.791317.171306.63二、销售税金附加165.737.297.237.177.117.06其中：城市维护建设税92.094.054.023.983.953.92教育费附加73.643.243.213.193.163.14三、总成本12338493.52493.52493.52493.52493.52四、财务费用3918.55527.8491.8454.44418.16380.66五、利润总额14261.92320.69345.95372.66398.38425.39六、所得税3249.2846.5849.853.17七、税后利润11012.64320.69345.95326.08348.58372.22八、盈余公积金1101.2732.0734.632.6134.8637.22九、可供分配利润9911.37288.62311.35293.47313.72335十、应付利润3414.36十一、未分配利润6497.01288.62311.35293.47313.72335项目合计第7年第8年第9年第10年第11年第12年光伏系统安装容量(MW)9.989.989.989.989.989.989.98上网电量(万千瓦时)27104.371144.961135.81126.711117.71108.761099.89含税上网电价(元/千瓦时)1.21.21.21.21.21.21.2一、发电销售收入(不含税)30684.21296.181285.811275.521265.321255.21245.16二、销售税金附加165.7376.956.896.846.786.73其中：城市维护建设税92.093.893.863.833.83.773.74教育费附加73.643.113.093.063.043.012.99三、总成本12338493.52493.52493.52493.52493.52493.52四、财务费用3918.55341.88304.82266.68227.41186.96145.28五、利润总额14261.92453.78480.52508.43537.55567.94599.63六、所得税3249.28113.44120.13127.11134.39141.99149.91七、税后利润11012.64340.34360.39381.32403.16425.95449.72八、盈余公积金1101.2734.0336.0438.1340.3242.644.97九、可供分配利润9911.37306.31324.35343.19362.84383.35404.75十、应付利润3414.36十一、未分配利润6497.01306.31324.35343.19362.84383.35404.75项目合计第13年第14年第15年第16年第17年第18年光伏系统安装容量(MW)9.989.989.989.989.989.989.98上网电量(万千瓦时)27104.371091.091082.361073.71065.111056.591048.14含税上网电价(元/千瓦时)1.21.21.21.21.21.21.2一、发电销售收入(不含税)30684.21235.21225.311215.511205.781196.141186.57二、销售税金附加165.736.676.626.576.516.466.41其中：城市维护建设税92.093.713.683.653.623.593.56教育费附加73.642.962.942.922.892.872.85 三、总成本12338493.52493.52493.52493.52493.52493.52四、财务费用3918.55102.3258.0212.32五、利润总额14261.92632.69667.15703.1705.75696.16686.64六、所得税3249.28158.17166.79175.78176.44174.04171.66七、税后利润11012.64474.52500.36527.32529.31522.12514.98八、盈余公积金1101.2747.4550.0452.7352.9352.2151.5九、可供分配利润9911.37427.07450.32474.59476.38469.91463.48十、应付利润3414.36284.53284.53284.53284.53十一、未分配利润6497.01427.07450.32190.06191.85185.38178.95项目合计第19年第20年第21年第22年第23年第24年光伏系统安装容量(MW)9.989.989.989.989.989.989.98上网电量(万千瓦时)27104.371039.751031.431023.181014.991006.87998.82含税上网电价(元/千瓦时)1.21.21.21.21.21.21.2一、发电销售收入(不含税)30684.21177.081167.661158.321149.051139.851130.74二、销售税金附加165.736.356.36.256.216.166.1其中：城市维护建设税92.093.533.53.473.453.423.39教育费附加73.642.822.82.782.762.742.71三、总成本12338493.52493.52493.52493.52493.52493.52四、财务费用3918.55五、利润总额14261.92677.21667.84658.55649.32640.17631.12六、所得税3249.28169.3166.96164.64162.33160.04157.78七、税后利润11012.64507.91500.88493.91486.99480.13473.34八、盈余公积金1101.2750.7950.0949.3948.748.0147.33九、可供分配利润9911.37457.12450.79444.52438.29432.12426.01十、应付利润3414.36284.53284.53284.53284.53284.53284.53十一、未分配利润6497.01172.59166.26159.99153.76147.59141.48项目合计第25年第26年光伏系统安装容量(MW)9.989.989.98上网电量(万千瓦时)27104.37990.83982.9含税上网电价(元/千瓦时)1.21.21.2一、发电销售收入(不含税)30684.21121.691112.72二、销售税金附加165.736.066.01其中：城市维护建设税92.093.373.34教育费附加73.642.692.67三、总成本12338493.52493.52四、财务费用3918.55五、利润总额14261.92622.11613.19六、所得税3249.28155.53153.3七、税后利润11012.64466.58459.89八、盈余公积金1101.2746.6645.99九、可供分配利润9911.37419.92413.9 十、应付利润3414.36284.53284.53十一、未分配利润6497.01135.39129.37借款还本付息计算表项目合计第1年第2年第3年第4年第5年第6年一、借款及还本付息1.年初借款本息累计8796.618196.697574.046969.276344.252.本年借款8298.698298.693.本年应计利息4416.47497.92527.8491.8454.44418.16380.664.本年还本付息12715.161127.721114.451059.211043.181026.965.年末借款本息累计08796.618196.697574.046969.276344.255697.95二、偿还借款资金来源1.还贷利润9911.37288.62311.35293.47313.723352.还贷折旧7782.5311.3311.3311.3311.3311.33.还贷摊销4.计入损益的利息支出3918.55527.8491.8454.44418.16380.665.其它偿还贷款资金小计13295.681127.721114.451059.211043.181026.96项目合计第7年第8年第9年第10年第11年第12年一、借款及还本付息1.年初借款本息累计5697.955080.344444.693790.23116.062421.412.本年借款8298.693.本年应计利息4416.47341.88304.82266.68227.41186.96145.284.本年还本付息12715.16959.49940.47921.17901.55881.61861.335.年末借款本息累计05080.344444.693790.23116.062421.411705.36二、偿还借款资金来源1.还贷利润9911.37306.31324.35343.19362.84383.35404.752.还贷折旧7782.5311.3311.3311.3311.3311.3311.33.还贷摊销4.计入损益的利息支出3918.55341.88304.82266.68227.41186.96145.285.其它偿还贷款资金小计13295.68959.49940.47921.17901.55881.61861.33项目合计第13年第14年第15年第16年第17年第18年一、借款及还本付息1.年初借款本息累计1705.36966.99205.37000 2.本年借款8298.693.本年应计利息4416.47102.3258.0212.324.本年还本付息12715.16840.69819.64217.695.年末借款本息累计0966.99205.370000二、偿还借款资金来源1.还贷利润9911.37427.07450.32474.59476.38469.91463.482.还贷折旧7782.5311.3311.3311.3311.3311.3311.33.还贷摊销4.计入损益的利息支出3918.55102.3258.0212.325.其它偿还贷款资金小计13295.68840.69819.64798.21项目合计第19年第20年第21年第22年第23年第24年一、借款及还本付息1.年初借款本息累计0000002.本年借款8298.693.本年应计利息4416.474.本年还本付息12715.165.年末借款本息累计0000000二、偿还借款资金来源1.还贷利润9911.37457.12450.79444.52438.29432.12426.012.还贷折旧7782.5311.3311.3311.3311.3311.3311.33.还贷摊销4.计入损益的利息支出3918.555.其它偿还贷款资金小计13295.68项目合计第25年第26年一、借款及还本付息1.年初借款本息累计002.本年借款8298.693.本年应计利息4416.474.本年还本付息12715.165.年末借款本息累计000二、偿还借款资金来源1.还贷利润9911.37419.92413.92.还贷折旧7782.5311.3311.33.还贷摊销4.计入损益的利息支出3918.555.其它 偿还贷款资金小计13295.68现金流量表项目合计第1年第2年第3年第4年第5年第6年一、现金流入34240.781349.31338.51327.791317.171306.631.发电销售收入30684.21349.31338.51327.791317.171306.632.回收固定资产余值3556.583.回收流动资金0二、全部投资现金流出18961.0311855.27154.92154.86201.38204.54207.861.固定资产投资11855.2711855.272.流动资金投入003.经营成本3690.75147.63147.63147.63147.63147.634.销售税金附加165.737.297.237.177.117.065.所得税3249.2846.5849.853.17三、全部投资净现金流量15279.75-11855.31194.381183.641126.411112.631098.77累计全部投资净现金流量15279.75-11855.3-10660.9-9477.25-8350.84-7238.21-6139.44四、资本金财务现金流出23377.53556.581282.641269.311260.591247.721234.821.资本金3556.583556.582.还本付息12715.161127.721114.451059.211043.181026.963.经营成本3690.75147.63147.63147.63147.63147.634.销售税金附加165.737.297.237.177.117.065.所得税3249.2846.5849.853.17五、资本金财务净现金流量10863.28-3556.5866.6669.1967.269.4571.81累计资本金净现金流量10863.28-3556.58-3489.92-3420.73-3353.53-3284.08-3212.27项目合计第7年第8年第9年第10年第11年第12年一、现金流入34240.781296.181285.811275.521265.321255.21245.161.发电销售收入30684.21296.181285.811275.521265.321255.21245.162.回收固定资产余值3556.583.回收流动资金0二、全部投资现金流出18961.03268.07274.71281.63288.86296.4304.271.固定资产投资11855.272.流动资金投入03.经营成本3690.75147.63147.63147.63147.63147.63147.634.销售税金附加165.7376.956.896.846.786.735.所得税3249.28113.44120.13127.11134.39141.99149.91三、全部投资净现金流量15279.751028.111011.1993.89976.46958.8940.89累计全部投资净现金流量15279.75-5111.33-4100.23-3106.34-2129.88-1171.08-230.19四、资本金财务现金流出23377.51227.561215.181202.81190.411178.011165.61.资本金3556.58 2.还本付息12715.16959.49940.47921.17901.55881.61861.333.经营成本3690.75147.63147.63147.63147.63147.63147.634.销售税金附加165.7376.956.896.846.786.735.所得税3249.28113.44120.13127.11134.39141.99149.91五、资本金财务净现金流量10863.2868.6270.6372.7274.9177.1979.56累计资本金净现金流量10863.28-3143.65-3073.02-3000.3-2925.39-2848.2-2768.64项目合计第13年第14年第15年第16年第17年第18年一、现金流入34240.781235.21225.311215.511205.781196.141186.571.发电销售收入30684.21235.21225.311215.511205.781196.141186.572.回收固定资产余值3556.583.回收流动资金0二、全部投资现金流出18961.03312.47321.04329.98330.58328.13325.71.固定资产投资11855.272.流动资金投入03.经营成本3690.75147.63147.63147.63147.63147.63147.634.销售税金附加165.736.676.626.576.516.466.415.所得税3249.28158.17166.79175.78176.44174.04171.66三、全部投资净现金流量15279.75922.73904.27885.53875.2868.01860.87累计全部投资净现金流量15279.75692.541596.812482.343357.544225.555086.42四、资本金财务现金流出23377.51153.161140.68547.67330.58328.13325.71.资本金3556.582.还本付息12715.16840.69819.64217.693.经营成本3690.75147.63147.63147.63147.63147.63147.634.销售税金附加165.736.676.626.576.516.466.415.所得税3249.28158.17166.79175.78176.44174.04171.66五、资本金财务净现金流量10863.2882.0484.63667.84875.2868.01860.87累计资本金净现金流量10863.28-2686.6-2601.97-1934.13-1058.93-190.92669.95项目合计第19年第20年第21年第22年第23年第24年一、现金流入34240.781177.081167.661158.321149.051139.851130.741.发电销售收入30684.21177.081167.661158.321149.051139.851130.742.回收固定资产余值3556.583.回收流动资金0二、全部投资现金流出18961.03323.28320.89318.52316.17313.83311.511.固定资产投资11855.272.流动资金投入03.经营成本3690.75147.63147.63147.63147.63147.63147.634.销售税金附加165.736.356.36.256.216.166.15.所得税3249.28169.3166.96164.64162.33160.04157.78三、全部投资净现金流量15279.75853.8846.77839.8832.88826.02819.23 累计全部投资净现金流量15279.755940.226786.997626.798459.679285.6910104.92四、资本金财务现金流出23377.5323.28320.89318.52316.17313.83311.511.资本金3556.582.还本付息12715.163.经营成本3690.75147.63147.63147.63147.63147.63147.634.销售税金附加165.736.356.36.256.216.166.15.所得税3249.28169.3166.96164.64162.33160.04157.78五、资本金财务净现金流量10863.28853.8846.77839.8832.88826.02819.23累计资本金净现金流量10863.281523.752370.523210.324043.24869.225688.45项目合计第25年第26年一、现金流入34240.781121.694669.31.发电销售收入30684.21121.691112.722.回收固定资产余值3556.583556.583.回收流动资金00二、全部投资现金流出18961.03309.22306.941.固定资产投资11855.272.流动资金投入03.经营成本3690.75147.63147.634.销售税金附加165.736.066.015.所得税3249.28155.53153.3三、全部投资净现金流量15279.75812.474362.36累计全部投资净现金流量15279.7510917.3915279.75四、资本金财务现金流出23377.5309.22306.941.资本金3556.582.还本付息12715.163.经营成本3690.75147.63147.634.销售税金附加165.736.066.015.所得税3249.28155.53153.3五、资本金财务净现金流量10863.28812.474362.36累计资本金净现金流量10863.286500.9210863.28敏感性分析项目电站本身电站本身电站本身项目内部收益率（％）内部收益率（％）年均税后利润(万元）项目全部投资资本金年均税后利润(万元）基本方案7.417.67440.511、固定资产投资+10%6.536.18405.95 固定资产投资-10%8.59.37469.392、发电量+10%8.449.28552.86发电量-10%6.395.93321.693、上网电价+10%8.459.29553.53上网电价-10%6.395.92320.94投资回收期图债务偿还期图 '