华电长沙电厂建设项目
1 概述
1.1 项目背景
华电长沙电厂目前投产总装机容量为1200MW，装机容量为2×600MW。首台机组于2007年9月底通过168小时运行，第二台机组于2007年底通过168小时运行，脱硫装置与主机同步投运。
华电长沙电厂2×600MW脱硫岛整岛采用EPC总包方式建设，工程承包方为中机新能源开发有限公司。2台机组脱硫岛设计形式基本一致，于2008年7月完成调试以及性能考核试验工作。
由于煤炭市场中、低硫煤采购成本增加幅度较大且煤源不稳定，华电长沙电厂目前燃煤的含硫量较脱硫装置建设时的设计值高，导致脱硫装置入口SO2含量增大（原设计煤种含硫量 1.0%，目前机组燃煤含硫量经常达到2%~3.0%），已经对脱硫系统的安全稳定运行产生了较大的危害，为适应燃煤硫份升高的现状，同时满足当前环保排放小于400mg/m3及“十二五”小于200mg/m3的要求，所以需要对原有脱硫系统进行系统分析，提出增容改造的可行性研究报告。
基于以上情况，2009年9月华电长沙电厂委托西安热工院进行了脱硫装置技术评估试验。根据试验结果，机组负荷在602MW，脱硫装置入口SO2浓度为2805mg/m3时，脱硫装置出口SO2浓度为229mg/m3，此时系统脱硫效率为91.8%。机组负荷在591MW，脱硫装置入口SO2浓度为2731mg/m3时，脱硫装置出口SO2浓度为156mg/m3，此时系统脱硫效率为94.3%。虽然脱硫装置在设计含硫量条件下（入口SO2浓度2138.7mg/m3）脱硫装置可以达到设计效率95%，但随着入口浓度增加，脱硫装置脱硫效率将逐渐下降，满负荷时入口达到3000mg/m3，脱硫效率下降至90%，出口浓度将达到300mg/m3。可以预见当脱硫装置满负荷入口浓度达到3500mg/m3时（含硫量约1.5%），脱硫装置出口浓度将超过现行排放标准；当出口浓度达到2500mg/m3时（含硫量约1.0%），脱硫装置出口浓度将超过200mg/m3。
并且在高含硫量情况下，浆液氧化不足，脱水困难。公用系统无法满足高含
硫量要求，吸收塔pH值无法维持，进一步造成吸收塔出口SO2升高。
所以根据脱硫装置目前的运行情况，以及满足未来环保标准提高后脱硫装置处理能力的需要，长沙电厂脱硫装置急需改造。
我院受华电长沙电厂委托，于2010年12月开始进行华电长沙电厂2×600MW 脱硫装置增容改造工程可行性研究报告的编制工作。
1.2 编制依据
(1) 环发（2002）26号关于“燃煤SO2排放污染防治技术政策”的通知----国
家环保总局、国家经济贸易委员会、科技部，2002；
(2) 国函[1998]5号“国务院关于酸雨控制区和SO2污染控制区有关问题的批
复”----国务院，1998；
(3) 《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223－2003）；
(4) 关于贯彻实施新修订《火电厂大气污染物排放标准》的通知，环发〔2004〕
82号；
(5) 国家计委、财政部、国家环保总局、国家经济贸易委员会关于发布“排
污收费标准及有关问题的通知”；
(6) DL/T5196－2004“火力发电厂烟气脱硫设计技术规程”；
(7) DLGJ138－1997“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”；
(8) 华电长沙发电有限公司脱硫项目施工图以及竣工资料；
(9) 华电长沙发电有限公司脱硫项目初步设计及技术协议；
(10) 华电长沙发电有限公司提供相关的基础设计数据；
(11) 西安热工研究院与华电长沙发电有限公司签订的技术服务合同，以及
来往传真；
(12) 其他与项目有关的政策性和技术性文件。
1.3 项目建设必要性
长期以来华电长沙发电有限公司对环保工作非常重视，特别是SO2的污染问题。2×600MW机组同步配套建设了脱硫系统。但在脱硫装置投运以后由于煤炭市场供应不稳定，电厂燃煤含硫量从1%~5%价格差异明显。华电长沙电厂为了
提高脱硫系统对燃煤煤种适应性，拓宽燃煤煤种采购渠道，降低燃煤采购成本，拟对脱硫系统进行增容改造，根据电厂预测今后燃煤平均含硫量为2%~3.0%左右。另外，由于低硫煤煤源不稳定，在煤炭供应紧张时造成脱硫装置入口SO2浓度远高于原设计入口SO2浓度，脱硫装置不能正常投运。湖南省环保局批准华电长沙电厂“十一五”期间SO2排放总量为6000吨/年，脱硫装置如在目前燃煤条件下运行，则排放总量很难控制在指标范围内。
综上原因电厂需要尽快进行烟气脱硫改造，其必要性还在于：
2007年6月国家发展与改革委员会以及国家环保部联合下发关于《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法》，管理办法要求安装的烟气脱硫设施必须达到环保要求的脱硫效率，并确保达到二氧化硫排放标准和总量指标要求。
其中对有下列情形的燃煤机组，从上网电价中扣除脱硫电价：
（一）脱硫设施投运率在90%以上时，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款。
（二）投运率在80%~90%的，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款并处1倍罚款。
（三）投运率低于80%的，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款并处5倍罚款。
另外还对故意开旁路、未按国家环保规定排放二氧化硫的以及故意修改自动在线监控设备参数获得脱硫电价的、谎报脱硫设施运行情况等行为由省级环保部门、价格主管部门予以处罚，2010年10月开始脱硫系统旁路将实行铅封进一步监控电厂脱硫装置运行。并且从长远角度来看，环保部门最终在电厂要采取封堵或取消旁路的措施来确保脱硫设施的投运。
综上所述，二氧化硫排放直接影响到火电厂的可持续发展，所以对电厂2台600MW机组进行脱硫技术改造是势在必行的。
1.4 研究范围
本次可研设计范围包括：
1）脱硫改造工程工艺流程及布置
2）吸收剂供应及布置
3）脱硫副产物的处理及综合利用
4）仪表控制及电气系统
5）脱硫装置供水、供气及废水处理
6）土建工程
7）脱硫改造工程实施后的社会、环境效益
8）投资估算
1.5 主要设计原则
1) 根据电厂统计的煤质含硫情况，电厂将本次脱硫装置增容改造设计燃煤含硫量定为3.0%，对应FGD入口SO2浓度为7640mg/m3；为了便于电厂进行比较，本次可研还对含硫量2.0%，对应FGD入口SO2浓度为5080mg/m3进行设计。
2）二氧化硫排放浓度应满足“十二五”期间国家将要实施的排放标准要求，即烟囱出口的二氧化硫浓度不大于200mg/m3（标态，干基，α=1.4）；
3）考虑到目前脱硫装置已实施旁路挡板铅封，需提高脱硫设备可靠性，本系统设计时考虑增加设备备用系数及冗余量。
4）为降低工程造价，原有设备应尽可能利用，严格控制设备和材料的进口范围；
5）年利用小时数按5500小时考虑。系统可用率与主机保持一致按98%考虑。
2 原脱硫装置介绍
2.1 电厂主要设备参数
锅炉及其辅机参数
2.2 原有脱硫装置设计基础数据
FGD入口烟气参数
石灰石分析资料
2.3 原有脱硫工艺系统介绍
华电长沙电厂2×600MW超临界机组烟气脱硫工程，采用石灰石—石膏湿法、一炉一塔脱硫装置。脱硫率不小于95％。烟气脱硫系统主要包括：石灰石浆液制备系统、烟气系统、SO2吸收系统、排空及浆液抛弃系统、石膏脱水系统、工艺水系统、杂用和仪用压缩空气系统及废水处理系统。主要系统介绍如下：
一、烟气系统
从锅炉引风机后的总烟道上引出的烟气，通过增压风机升压送入吸收塔。在吸收塔内脱硫净化，经除雾器除去水雾后，再接入主体发电工程的烟道经烟囱排入大气。在主体发电工程烟道上设置旁路挡板门，当锅炉启动、进入FGD的烟气超温或小于FGD最低负荷或FGD装置故障停运时，烟气由旁路挡板经烟囱排放。
每台锅炉配置一台100%BMCR容量的动叶可调轴流式风机，用于克服FGD 装置造成的烟气压降。
增压风机留有一定裕度：风量裕度为10%，温度裕度为10℃，风压裕度为20%。增压风机详细参数参考：原有脱硫装置主要设备表。
增压风机设计在FGD装置进口原烟气侧运行。
电机设计参数：额定电压为6000V，外壳防护等级为IP54，冷却方式为空—水冷却。
增压风机的辅助设备有：增压风机密封风机，每台增压风机配有一运一备两台密封风机。
二、SO2吸收系统
本系统吸收塔为喷淋塔，强制氧化系统。石灰石浆液通过循环泵从吸收塔浆池送至塔内喷淋系统，与烟气接触发生化学反应吸收烟气中的SO2，在吸收塔循环浆池中利用氧化空气将亚硫酸钙氧化成硫酸钙。石膏排出泵将石膏浆液从吸收塔送到石膏脱水系统。
脱硫后的烟气夹带的液滴在吸收塔出口的除雾器中收集，使净烟气的液滴含量不超过75mg/m3。
SO2吸收系统包括：吸收塔、吸收塔浆液循环及搅拌、石膏浆液排出、烟气除雾和氧化空气等几个部分，还包括辅助的放空、排空设施。
吸收塔浆池中的亚硫酸钙的氧化利用氧化风机进行强制氧化。
吸收塔内浆液最大Cl离子浓度为20g/l。
a) 吸收塔内主要设计参数
b) 氧化风机
氧化风机为每塔两台，一运一备。氧化风机为罗茨型。氧化空气无油。
氧化风机设置隔音罩，风机噪声满足相关标准。
吸收塔外部的氧化风管进行保温。
在吸收塔内分布的氧化风管材料采用耐腐蚀合金钢。氧化风机室内布置，初步设计参数为：
c) 吸收塔循环泵
三、石灰石浆液制备系统
用卡车将石灰石(粒径≤20mm)送入卸料斗后经给料机、斗式提升机送至石灰石贮仓内，再由称重给料机送到湿式球磨机内磨制成浆液，石灰石浆液用泵输送到水力旋流器经分离后，大尺寸物料再循环，溢流物料存贮于石灰石浆液箱中,然后经石灰石浆液泵送至吸收塔。
石灰石浆液制备系统按全厂2×600MW机组脱硫装置公用一套石灰石浆液制备系统设计。提供一套完整的吸收剂制备与供应系统、统一规划，集中布置。
卸料斗及石灰石贮仓的设计设置有除尘通风系统，石灰石贮仓的容量按贮存锅炉BMCR工况两台炉脱硫装置运行3天所需要的石灰石量耗量设计，在适当位置设置金属分离器。磨机入口的给料机具有称重功能。
本系统设置两套按脱硫设计基准煤质时锅炉BMCR工况下2台脱硫装置150％的石灰石耗量设计（设计工况每套脱硫装置石灰石耗量7.6t/h）的湿式石灰石磨机及其相应的水力旋流分离器等。
磨机出口物料细度能满足SO2吸收系统的要求，粒径至少达到≤0.044 mm，90%通过325目。
湿式球磨机参数表
四、石膏脱水系统
吸收塔的石膏浆液通过石膏排出泵送入石膏水力旋流站浓缩，浓缩后的石膏浆液既可以进入真空皮带脱水机。进入真空皮带脱水机的石膏浆液经脱水处理后表面含水率小于10％，由皮带输送机送入石膏储存间存放待运，可供综合利用。
石膏旋流站出来的溢流浆液一部分返回吸收塔循环使用，一部分进入废水旋流器，废水旋流器底流经回收水箱返回吸收塔，上清液自流至废水处理区域。石膏水力旋流站浓缩后的石膏浆液自流到真空皮带机进行脱水运行。
每塔设一套石膏水力旋流站。石膏水力旋流站的容量按一台炉BMCR工况产生的石膏浆液量选择。
系统设置两台真空皮带脱水机。每台真空皮带脱水机的出力按脱硫设计基准煤质时BMCR工况下（设计工况每套脱硫装置石膏产量13.1t/h）2台脱硫装置150％的石膏产量产生的石膏浆液量配置。
系统设置一个石膏储存间，石膏储存间设有铲车等装运设施。
2.4 原有脱硫装置主要设备
2.5 原有脱硫装置主要性能参数
2.6 原有脱硫装置运行状况
从本次脱硫装置评估试验结果来看，有以下几点问题比较突出：
1）原烟气CEMS显示值飘逸严重，怀疑是紫外光源老化导致；且由于煤质变化后入口SO2浓度增加较多，仪表量程已经无法满足要求，所以建议更换入口SO2仪表。
2）原有循环泵入口滤网材质为FRP，冷态检查发现循泵滤网破损严重，建议更换合金材质滤网。
3）一级除雾器堵塞严重，已经出现变形坍塌情况。吸收塔入口、烟囱入口膨胀节泄露也比较严重。
4）现有脱水系统旋流器磨损严重，造成出力能力下降，影响脱水系统出力。5）原有系统重要在线表计pH计、密度计损坏严重，无法正常工作。
3 改造工程建设条件
3.1 工程场地与自然条件
3.1.1 地理位置
华电长沙电厂工程位于湖南省长沙市望城县铜官镇花果村，东南距铜官镇约3.0km，南距长沙市外环线26km，距长沙市湘江一大桥约37km，西南距湘江大堤约0.9km。厂址南面约20km处有石长铁路，厂址东面约17km处为京广铁路，铁路专用线从捞刀河车站接轨。厂址东面约11km处有长沙至湘阴高等级公路通过，与该公路相连有沥青道路通至铜官镇。
厂址位于湘江右岸剥蚀丘陵山地上，地貌为河流Ⅳ级阶地，阶地已丘陵化，场地冲沟发育，地势开阔。厂址南面为冲沟和低洼地花果垸，冲沟自东向西排放东面高处雨水山洪，厂区场地地势较为平坦，地面标高在37.5～59m之间。厂区主要为旱土、荒山、林地、鱼塘、低地冲沟，目前场地平整已完成，进场施工条件已具备。
3.1.2 交通运输
1、铁路
厂址南面约20km处有石长铁路，厂址东面约17km处为京广铁路，华电长沙电厂铁路专用线从捞刀河车站接轨，专用线长约26.942km。拟于2006年9月投入使用。
2、公路
厂址东面约11km处有长沙至湘阴高等级公路通过，与该公路相连有沥青道路通至铜官镇。电厂进厂公路从长湘公路K23+900(戴公桥)接引，公路全长12.073km。
3.1.3 气象条件
长沙市位于湖南省中部，湘江中下游，属亚热带湿润季风气候区。受季风影响，湘江流域多年平均降雨量在1500mm/a左右，全年降雨量集中在3～7月，梅雨季节4～6月三个月降雨占全年降雨的40%以上。
长沙(望城坡)气象站全年主导风向为NNW，频率为15%，最热季主导风向为S，频率12%。
气象要素特征值如下：
电厂主厂区海拔高度：41m(黄海高程基准)
电厂脱硫岛海拔高度：44m(黄海高程基准)
多年平均大气压力：1008.1hPa
室外极端最高气温：39.0℃
室外极端最低气温：-12.0℃
室外年平均相对湿度：81%
历年最大风速：23.7m/s
3.1.4 工程地质
厂址位于望城县铜官镇西北方向的花果村，距湘江大堤0.9km，为湘江右岸Ⅳ级阶地。厂区地势开阔平坦，阶地已经丘陵化，冲沟发育，其中一条冲沟自北而南贯穿主厂区。地貌单元主要由缓丘荒地、旱土及少量的农田和水塘组成，高程37.5～59m。
厂区及其附近无滑坡、泥石流、岩溶、土洞、采空区、膨胀土等不良地质现象，地基持力层无软弱土层及高压缩土层，场地稳定性条件较好。场地土类型为中硬场地土，属对建筑抗震有利地段，建筑场地类别均为Ⅱ类。
根据2001版《中国地震动参数区划图》，地震动峰值加速度为0.05g(相当于地震烈度6度)，地震动反应谱特征周期为0.35s。
3.2 煤质条件
以下是电厂设计时的煤质条件，目前煤炭来源应有较大变化。
机组原设计燃用山西潞安煤业集团有限公司的贫煤和晋城煤业集团有限公司的无烟煤。煤质资料见下表：
电厂原设计煤质资料
注：原脱硫装置设计时，以1%含硫量为设计基准。
本次脱硫装置增容改造工程，根据电厂提供
2010年上半年以及今后煤质含硫量情况预测数据，收到基硫份按照3.0%考虑、收到基含碳量按照51.66%、收到基灰分按照32.19%，煤中其他元素成分按照原校核煤种。原锅炉设计煤种燃煤量238t/h ，目前煤质情况波动较大，满负荷燃煤约为260t/h~320t/h 。
此次脱硫装置改造设计煤质情况如下：
3.3 可供脱硫用的电、水、气等条件
3.3.1 电气部分 a) 脱硫岛6kV 电源
6kV 系统为中性点中阻接地系统。
脱硫岛6kV 为单母线分段设置，两段分别由一台20000kVA 的变压器（T 接于
发电机出口）供电，两回电源互为备用，两段之间设联络开关，自动切换。
b) 脱硫岛380V电源
脱硫岛低压部分由两台低压干式变供电。两台低压干式变电源分别引自脱硫6kV母线A，B段。380V脱硫A、B段之间设联络开关，手动切换。两台变压器互为备用。
两台低压干式变压器容量为：1600kV A。
c) 事故保安电源
在脱硫PC配电室设2段脱硫保安MCC，为两台炉的脱硫保安负荷供电。每段脱硫保安段有三个进线电源，除一回主厂房保安电源外，还从两段脱硫PC 段上各引一回工作电源。其工作电源从380/220V脱硫A、B段各引一回，保安电源分别从业主锅炉保安段引接，电源间设有备自投装置。
d) 直流系统
在脱硫系统中单独设置一套由蓄电池组、充电器及配电屏组成的成套直流电源系统，向脱硫岛内电气控制、信号、继电保护、6kV及380V断路器跳、合闸、UPS、热等负荷提供直流电源。直流系统采用单母线接线，电压等级采用110V，蓄电池组容量满足实际耗电不超过所配电源容量的70%。目前脱硫系统直流电源蓄电池数量52个，额定放电电流（1小时）202A。
e) 不停电电源系统
交流不停电电源（UPS）系统主要为本期脱硫岛FGD_DCS及其它一些重要负荷用供电。UPS电源系统输出为单相交流220V，50Hz，容量为40kV A。
3.3.2 供水部分
本工程机组采用一次循环冷却方式，水源取自湘江。本期脱硫工程工艺水由主体工程统一考虑。经全厂水量平衡后，从循环水供水管引出支管接至脱硫工艺水箱。
电厂工艺水水质分析资料
3.3.3 供气部分
电厂设置仪用和杂用空气压缩系统，并设有储气罐。脱硫所用压缩空气和仪用空气均由电厂供给。脱硫区域内设置一台仪用压缩空气缓冲罐，确保脱硫仪用压缩空气压力的稳定。脱硫岛内仪用空气用量≤1.5m3/min（标态），杂用空气用量≤2.0m3/min（标态）由主体工程提供。
3.3.4 汽源部分
电厂现有脱硫装置无使用高压蒸汽设备，改造后也没有增加。
3.4 目前脱硫装置的控制水平
电力增容及线路工程项目可行性研究报告
目录 第一章总论 (3) 1.1项目概况 (3) 1.2报告编制依据 (4) 1.3报告研究范围 (4) 1.4结论建议 (4) 第二章项目建设背景 (6) 2.1我国电力发展分析 (6) 2.2某市电力发展分析 (8) 2.3某县电力系统现况 (9) 2.4某县电网规划 (13) 第三章项目建设的必要性 (20) 3.1是城市社会经济发展的需要 (20) 3.2是电网技术升级的需要 (20) 3.3是某县电网建设的需要 (21) 3.4是某某变电站工程建设的需要 (21) 3.5是某县南部区域经济发展的需要 (22) 3.6是某现代商贸园区发展的需要 (24) 第四章项目建设条件 (30) 4.1某县概况 (30) 4.2自然条件 (31) 4.3地质条件 (32) 4.4社会经济条件 (35) 4.5基础设施条件 (40) 第五章项目建设方案 (42) 5.1建设内容和规模 (42) 5.2工程设计方案 (43) 第六章环境保护与节能 (83) 6.1环境保护 (83)
6.2节能方案 (87) 第七章项目管理实施方案 (91) 7.1建立完善的管理规章制度 (91) 7.2建设管理工作范围 (91) 7.3项目各阶段管理工作 (92) 第八章招标方案与进度计划 (96) 8.1工程招标方案 (96) 8.2项目进度计划 (97) 第九章投资估算与资金筹措 (99) 9.1投资估算依据 (99) 9.2投资估算 (99) 9.3资金筹措 (101) 9.4资金使用计划 (101) 第十章风险分析 (102) 10.1行业系统风险 (102) 10.2风险分析 (102) 10.3规避风险措施 (103) 第十一章社会效益评价 (106) 11.1总体效益 (106) 11.2带动区域经济的发展 (106) 11.3推进城乡一体化建设 (107) 11.4改善投资环境 (107) 第十二章结论建议 (108) 12.1结论 (108) 12.2建议 (108) 附件 (109)
可行性研究报告模板 篇一：可行性研究报告通用模板 一般工业项目可行性研究报告格式模板 [政府立项-项目建议书] 第一章项目总论 第二章项目背景和发展概况 第三章市场分析与建设规模 第四章建设条件与厂址选择 第五章工厂技术方案 第六章环境保护与劳动安全 第七章企业组织和劳动定员 第八章项目实施进度安排 第九章投资估算与资金筹措 第十章财务效益、经济与社会效益评价 第十一章可行性研究结论与建议 第一章项目总论 总论作为可行性研究报告的首章，要综合叙述研究报告中各 章节的主要问题和研究结论，并对项目的可行与否提出最终建议，为可行性研究的审批提供方便。总论章可根据项目的具体条件， 参照下列内容编写。 1.1 项目背景
1.1.1 项目名称 企业或工程的全称，应和项目建议书所列的名称一致。 1.1.2 项目承办单位 承办单位系指负责项目筹建工作的单位（或称建设单位），应注明单位的全称和总负责人。 1.1.3 项目主管部门 注明项目所属的主管部门。或所属集团、公司的名称。中外 合资项目应注明投资各方所属部门。集团或公司的名称、地址及 法人代表的姓名、国籍。 1.1.4 项目拟建地区、地点 1.1.5 承担可行性研究工作的单位和法人代表 如由若干单位协作承担项目可行性研究工作，应注明各单位 的名称及其负责的工程名称、总负责单位和负责人。如与国外咨 询机构合作进行可行性研究的项目，则应将承担研究工作的中外 各方的单位名称、法人代表以及所承担的工程、分工和协作关系等，分别说明。 1.1.6 研究工作依据 在可行性研究中作为依据的法规、文件、资料、要列出名称、来源、发布日期。并将其中必要的部分全文附后，作为可行性研 究报告的附件，这些法规、文件、资料大致可分为四个部分：（1）项目主管部门对项目的建设要求所下达的指令性文件； 对项目承办单位或可行性研究单位的请示报告的批复文件。
划转花凉亭水电站可行性研究报告
关键词：水电站；可研分析；划转； 摘要：花凉亭水电站是依托安庆市花凉亭水库而建的小型水电站，自第一台机组于1982年投产以来，目前已服役近三十年，由于资金问题一直未能彻底进行更换落后的设备或仪器，但设备陈旧仍是该水电站最大的隐患，时刻威胁着电站的安全。花凉亭水电站出于电站的生存发展需要，必需依靠有实力的集团公司来保证其生产连续稳定进行。按照收购项目的需要，对收购花凉亭水电站进行必要性和可行性两方面进行分析。通过对水电站自身的条件及环境分析，对分公司来讲，收购花凉亭水电站是扩大分公司在皖企业最快途径之一，再加上水电站属于清洁能源，符合集团发展战略，而且资源宝贵，这是收购的必要性。花凉亭水电站原来一直亏损的几个原因如大坝不能蓄水、库区移动费用的转移、增值税的减负和上网电价偏低等因素有望在近几年得到解决，特别是国家投资对大坝的修复工作已经展开。通过测算，收购花凉亭水电站是有效益的，具有可行性。
摘要：花凉亭水电站是依托安庆市花凉亭水库而建的小型水电站，自第一台机组于1982年投产以来，目前已服役近三十年，由于资金问题一直未能彻底进行更换落后的设备或仪器，但设备陈旧仍是该水电站最大的隐患，时刻威胁着电站的安全。花凉亭水电站出于电站的生存发展需要，必需依靠有实力的集团公司来保证其生产连续稳定进行。按照收购项目的需要，对收购花凉亭水电站进行必要性和可行性两方面进行分析。通过对水电站自身的条件及环境分析，对分公司来讲，收购花凉亭水电站是扩大分公司在皖企业最快途径之一，再加上水电站属于清洁能源，符合集团发展战略，而且资源宝贵，这是收购的必要性。花凉亭水电站原来一直亏损的几个原因如大坝不能蓄水、库区移动费用的转移、增值税的减负和上网电价偏低等因素有望在近几年得到解决，特别是国家投资对大坝的修复工作已经展开。通过测算，收购花凉亭水电站是有效益的，具有可行性。 关键词：水电站；可研分析；划转；
XX 市 XX 电站工程 二OO 三年六月 可行性研究报
目录 第一章概况 第二章水利、水能 第三章水工建筑物 第四章临时工程 第五章机电部分 第六章工程管理 第七章施工组织设计 第八章工程概算 第九章经济评价 注：1、本次设计主要参考依据《小型水电站》（XX 省水利水电勘测设计院，天津大学水利系编）； 2、高程为假设高程。
第一章概况 一、工程概况 XX市XX电站是一座引水径流式发电站，电站总装机480千瓦，座落在龙头山大安山林场境内，属洎水河上游南支龙头河最上游一级电站。电站主河发源于XX市与玉山县交 界的怀玉山山脉的银古坳，坝址以上控制的集雨面积为12平方公里。 洎水河是乐安河上游的一条主要支流，也是XX市境内的第二大河，地理位置：东径 117° 29' ~118° 00',北纬28° 11' ~29 ° 00',流域总面积564平方公里，其中XX市境内501平方公里。 流域内，从河段上看，河流上游河谷狭窄，山高陡峭，流域内植被较为完整，植被 种类以松、杉、杂木、毛竹为主。上游森林茂密，植被良好，水土流失程度小。 本流域属亚热带东南季风气候区，气候温和，光照充足，四季分明，多雨湿润，是 XX省多雨区之一，具有较典型的山区小气候特征。年平均气温17.2度，年平均相对湿度82%，年平均降雨1936.2毫米，但年际变化较大，暴雨强度大，多年平均最大一月暴雨值为111.2毫米，最大值为224.3毫米（1967 年）, 一次暴雨持续时间一般为 1 —2天，持续时 间在3—4天以上的机会很少。多年平均径流量21.94立米/秒，年径流总量6.92亿立方，年 径流深1226.5毫米，且径流的年际变化大，年内分配很不均匀，4—6月来水量占全年来水 量的51.1%。 流域内地貌为构造剥蚀地貌和侵蚀堆积地貌两种，上游东南部地层岩性为燕山早期花岗岩和新生界第四第。 二、工程枢纽布置 经勘测，并经多方案比较，遵照《乐安河流域洎水规划报告》的水力开发方案，最 后确定沙坞电站工程枢纽总体布置为：利用I坝，通过220米渠道将龙头河左侧小支流上的 水引至龙头河主流上，再在龙头河主流上做H坝，在坝的右岸，利用3221米渠道将水引至 沙坞处进行发电，工程主要水工建筑物有：大坝两座，长各为9米和15米，渠道一条，长 3221米，压力钢管一条，长270米，厂房一座114.4平方米；工程主要机电设备为水轮发电机两套，各为160千瓦和320千瓦，工程输电线路，10千伏电压等级5公里。 三、工程建设的必要性和可行性 该工程投资主体系股份合作投资，工程符合流域规划，既无淹没纠纷，又不影响农 业灌溉和人畜用人，系一级引水径流式发电站。工程水力资源的开发，可以进一步开发洎水河的水力资源。从财务评价和其它各项指标看，经济指标较优，且建成后全部电量输送至电 网，丰水期电网不会限制电量上网，因此，从市场研究、技术分析和经济评价三方面看，建设该工程是完全必要而且可行的。 四、工程特性表
. . 技术篇 ‘教育资料word . . 1. 工程可行性研究报告编写实施计划方案 ` 招标编号：说明：本《方案》是本项目评审的重要依据之一，投标人应按照招标文件的要求，根据《用户需求书》要求内容做出全面响应并编制技术服务方案。其内容应包括但不限于《用户需求书》要求及以下内容： 本方案应包括（但不限于）以下内容：、工程可行性研究报告编写工作实施方案1、项目建设内容理解与可研思路；2、质量控制的方法和措施；3 4、进度控制的方法和措施； 5、项目的关键性技术问题的对策措施、组织机构安排；6、实施机制和流程；7 8、实施保障方案；、咨询建议与服务承诺。9 教育资料word . .
1.1工程可行性研究报告编写工作实施方案 ）前期准备工作（1根据项目需求，进行项目各项准备工作，包括组建项目组，进行技术交底，制定工作大纲等。）现场踏勘（2必须制定周密的调研计划，提高调研效率，提前与相关单位进行沟通，调研现场需要重点关注重项目所在区域同类功能设施现状，,要节点的地形、地貌、需求等问题，勘查建设条件，周边配套设施居民需求和意见等情况。）方案研究（3根据调研结果，充分了解各相关单位的需求，因地制宜，制定切实可行的规划方案、技术方案、实施进度方案、确定投资规模，必要时及时和各相关单位沟通，形成初步方案。 4）报告撰写（各专业技术人员，根据方案研究结果，撰写报告初稿。 5）修改完善（初稿完成后，广泛征求各相关单位意见，必要时进行项目汇报或答疑，根据各单位意见，对报告进行修改完善，形成最终报告。 根据项目需求，按专业组建项目团队，制定调研大纲，进行签订服务委托合同现场调研，深入了解业主及同类设施现状、需求、了解项目 周边水电路及其它配套设施情况。根据调研结果，进行资料的分析整理，制定编制大纲，按专签订服务委托合同业开展报告编制工作，重点是工程方案规划，我司将单独就工程方案、投资估算等重点问题与贵单位进行沟通，已达良好的沟通效果。 整体报告初稿完成后，我司将听取贵单位上级部门、主管部签订服务委托合同对相关问门及其它相关部门的意见。必要时进行会议汇报，题进行解释和回应。根据各相关单位意见，对报告进行进一步完善，必要时进一签订服务委托合同步研究和调研，进一步调整项目报告，以达到各相关部门的要求。 word教育资料 协助业主向投资主管部门申报，必要时参加投资主管部门召签订服务委托合同开的评审会，并做会议汇报，根据专家意见对报告进行修改。项目批复后，根据我司业务范围，跟踪后期服务，为项目的． . . 质量控制的方法和措施1.3 ）项目的管理策划（1根据所签项目合同要求，规模及技术复杂程度，确定项目负责人并组建项目组。项目负责人根据项目合同的具体要求，项目的性质、功能和规模以及相关法律、法规和标准，编，并经所总监审定，必要时经总经理审批。/设计管理工作计划书》写《工程咨询）项目的资料管理（2将与项目有关的资料予以确定，并保持纪录。如：咨询的依据： 合同或委托书、工作计划书、项目批准文件等； 项目的信息：名称、合同签订时间、类别、规模、场地、计划工期；
中国华电集团公司成员单位名单：一、全资企业(5户) 1中国华电工程（集团）公司 2山东黄岛发电厂（1#2#机） 3密云水电厂 4苏州国家高新技术产业开发区望亭发电有限公司 5大龙发电厂 二、内部核算企业(43户) 1北京第二热电厂 2北京第三热电厂 3石家庄水力发电总厂 4石家庄热电厂 5哈尔滨热电厂 6牡丹江发电厂 7牡丹江第二发电厂(非经营) 8佳木斯发电厂 9富拉尔基发电总厂 10望亭发电厂 11乌溪江水力发电厂 12艮山门发电厂 13杭州闸口发电厂
14福建永安火电厂 15福建漳平电厂 16福建省厦门电厂 17福建省古田溪水力发电厂 18福建省邵武电厂 19福建省南靖船场溪水力发电厂20福建省龙岩电厂 21福建省华安水力发电厂 22福建省安砂水力发电厂 23福建省池潭水力发电厂 24福建省福州电厂 25湄洲湾电厂运行分公司 26富水水力发电厂 27黄石电厂 28湖北省武昌热电厂 29湖北省青山热电厂 30宝珠寺水力发电厂 31宜宾发电总厂 32攀枝花发电公司 33内江发电总厂 34五通桥发电厂
35磨房沟发电厂 36苇湖梁发电厂 37清镇发电厂 38遵义发电总厂 39云南省以礼河发电厂 40云南省昆明发电厂 41云南省巡检司发电厂 42云南省绿水河发电厂 43云南省石龙坝发电厂 三、控股企业47户 1新疆喀什发电有限责任公司(在建)（90.00%） 2哈密天光发电有限责任公司(在建)（85.00%） 3新疆苇湖梁发电有限责任公司（ 82.00%） 4四川广安发电有限责任公司（ 80.00%） 5四川宜宾发电有限责任公司(在建)（80.00%） 6福建漳平发电有限公司（
国电安陆电厂2×660MW超超临界机组(二期)工程投资建设项目 可行性研究报告 (典型案例〃仅供参考) 广州中撰企业投资咨询有限公司 地址：中国·广州
目录 第一章国电安陆电厂2×660MW超超临界机组(二期)工程项目概论 (1) 一、国电安陆电厂2×660MW超超临界机组(二期)工程项目名称及承办单位 (1) 二、国电安陆电厂2×660MW超超临界机组(二期)工程项目可行性研究报告委托编制单位 (1) 三、可行性研究的目的 (1) 四、可行性研究报告编制依据原则和范围 (2) （一）项目可行性报告编制依据 (2) （二）可行性研究报告编制原则 (2) （三）可行性研究报告编制范围 (4) 五、研究的主要过程 (5) 六、国电安陆电厂2×660MW超超临界机组(二期)工程产品方案及建设规模 (6) 七、国电安陆电厂2×660MW超超临界机组(二期)工程项目总投资估算 (6) 八、工艺技术装备方案的选择 (6) 九、项目实施进度建议 (6) 十、研究结论 (7) 十一、国电安陆电厂2×660MW超超临界机组(二期)工程项目主要经济技术指标 (9) 项目主要经济技术指标一览表 (9) 第二章国电安陆电厂2×660MW超超临界机组(二期)工程产品说明 (15) 第三章国电安陆电厂2×660MW超超临界机组(二期)工程项目市场
分析预测 (16) 第四章项目选址科学性分析 (16) 一、厂址的选择原则 (16) 二、厂址选择方案 (17) 四、选址用地权属性质类别及占地面积 (17) 五、项目用地利用指标 (17) 项目占地及建筑工程投资一览表 (18) 六、项目选址综合评价 (19) 第五章项目建设内容与建设规模 (20) 一、建设内容 (20) （一）土建工程 (20) （二）设备购臵 (21) 二、建设规模 (21) 第六章原辅材料供应及基本生产条件 (21) 一、原辅材料供应条件 (21) （一）主要原辅材料供应 (21) （二）原辅材料来源 (22) 原辅材料及能源供应情况一览表 (22) 二、基本生产条件 (23) 第七章工程技术方案 (24) 一、工艺技术方案的选用原则 (24) 二、工艺技术方案 (25) （一）工艺技术来源及特点 (25) （二）技术保障措施 (26) （三）产品生产工艺流程 (26) 国电安陆电厂2×660MW超超临界机组(二期)工程生产工艺流程示意简图 (26)
青岛市莱西充换电站立项投资融资项目可行性研究报告 (典型案例〃仅供参考) 广州中撰企业投资咨询有限公司 地址：中国〃广州
目录 第一章青岛市莱西充换电站项目概论 (1) 一、青岛市莱西充换电站项目名称及承办单位 (1) 二、青岛市莱西充换电站项目可行性研究报告委托编制单位 (1) 三、可行性研究的目的 (1) 四、可行性研究报告编制依据原则和范围 (2) （一）项目可行性报告编制依据 (2) （二）可行性研究报告编制原则 (2) （三）可行性研究报告编制范围 (4) 五、研究的主要过程 (5) 六、青岛市莱西充换电站产品方案及建设规模 (6) 七、青岛市莱西充换电站项目总投资估算 (6) 八、工艺技术装备方案的选择 (6) 九、项目实施进度建议 (6) 十、研究结论 (6) 十一、青岛市莱西充换电站项目主要经济技术指标 (9) 项目主要经济技术指标一览表 (9) 第二章青岛市莱西充换电站产品说明 (15) 第三章青岛市莱西充换电站项目市场分析预测 (15) 第四章项目选址科学性分析 (15) 一、厂址的选择原则 (15) 二、厂址选择方案 (16) 四、选址用地权属性质类别及占地面积 (16) 五、项目用地利用指标 (17) 项目占地及建筑工程投资一览表 (17) 六、项目选址综合评价 (18)
第五章项目建设内容与建设规模 (19) 一、建设内容 (19) （一）土建工程 (19) （二）设备购臵 (20) 二、建设规模 (20) 第六章原辅材料供应及基本生产条件 (20) 一、原辅材料供应条件 (20) （一）主要原辅材料供应 (20) （二）原辅材料来源 (21) 原辅材料及能源供应情况一览表 (21) 二、基本生产条件 (22) 第七章工程技术方案 (23) 一、工艺技术方案的选用原则 (23) 二、工艺技术方案 (24) （一）工艺技术来源及特点 (24) （二）技术保障措施 (24) （三）产品生产工艺流程 (25) 青岛市莱西充换电站生产工艺流程示意简图 (25) 三、设备的选择 (26) （一）设备配臵原则 (26) （二）设备配臵方案 (27) 主要设备投资明细表 (27) 第八章环境保护 (28) 一、环境保护设计依据 (28) 二、污染物的来源 (29) （一）青岛市莱西充换电站项目建设期污染源 (30) （二）青岛市莱西充换电站项目运营期污染源 (30)
可行性研究报告 可行性研究报告 可行性研究报告的编写目的是：说明该软件开发项目的实现在技术、经济和社会条件方面的可行性；评述为了合理地达到开发目标而可能选择的各种方案；说明并论证所选定的方案。 可行性研究报告的编写内容要求如下： 7．1引言 7．1．1编写目的 7．1．2背景 7．1．3定义 7．1．4参考资料 7 7．2可行性研究的前提 7．2．1要求 7．2．2目标 7·2．3条件、假定和限制 7．2．4进行可行性研究的方法 7．2．5评价尺度 7·3对现有系统的分析 7．3．1数据流程和处理流程 7．3．2工作负荷
7．3.3费用开支 7．3.4人员 7．3.5设备 7．3.6局限性 7．4所建议的系统 7．4．1对所建议系统的说明 7．4．2数据流程和处理流程 7．4．3改进之处 7．4．4影响 7．4．4．1对设备的影响 7．4．4．2对软件的影响 7．4．4．3对用户单位机构的影响 7．4．4．4对系统运行的影响 7．4．4．5对开发的影响 7．4，4．6对地点和设施的影响 7．4．4．7对经费开支的影响 7．4．5局限性 7．4．6技术条件方面的可行性 7．5可选择的其他系统方案 7．5．1可选择的系统方案1 7．5．2可选择的系统方案2 ......
7．6投资及收益分析 7．6．1支出 7．6．1．1基本建设投资 7．6．1．2其他一次性支出 7.6．1，3非一次性支出 7．6．2收益 7．6，2．1一次性收益 7．6．2．2非一次性收益 7.6.2.3不可定量的收益 7．6．3收益／投资比 7．6．4投资回收周期 7．6.5敏感性分析 7．7社会条件方面的可行性 7．7．1法律方面的可行性 7．7．2使用方面的可行性 7．8结论 附录A 可行性研究报告的编写提示 （参考件） A．1引言 A．1．1编写目的 说明编写本可行性研究报告的目的，指出预期的读
荒山光伏电站项目可行性研究报告 中咨国联出品
目录 第一章总论 (9) 1.1项目概要 (9) 1.1.1项目名称 (9) 1.1.2项目建设单位 (9) 1.1.3项目建设性质 (9) 1.1.4项目建设地点 (9) 1.1.5项目负责人 (9) 1.1.6项目投资规模 (10) 1.1.7项目建设规模 (10) 1.1.8项目资金来源 (12) 1.1.9项目建设期限 (12) 1.2项目建设单位介绍 (12) 1.3编制依据 (12) 1.4编制原则 (13) 1.5研究范围 (14) 1.6主要经济技术指标 (14) 1.7综合评价 (16) 第二章项目背景及必要性可行性分析 (17) 2.1项目提出背景 (17) 2.2本次建设项目发起缘由 (19) 2.3项目建设必要性分析 (19) 2.3.1促进我国荒山光伏电站产业快速发展的需要 (20) 2.3.2加快当地高新技术产业发展的重要举措 (20) 2.3.3满足我国的工业发展需求的需要 (21) 2.3.4符合现行产业政策及清洁生产要求 (21) 2.3.5提升企业竞争力水平，有助于企业长远战略发展的需要 (21) 2.3.6增加就业带动相关产业链发展的需要 (22) 2.3.7促进项目建设地经济发展进程的的需要 (22) 2.4项目可行性分析 (23) 2.4.1政策可行性 (23) 2.4.2市场可行性 (23) 2.4.3技术可行性 (23) 2.4.4管理可行性 (24) 2.4.5财务可行性 (24) 2.5荒山光伏电站项目发展概况 (24) 2.5.1已进行的调查研究项目及其成果 (25) 2.5.2试验试制工作情况 (25) 2.5.3厂址初勘和初步测量工作情况 (25)
风光互补供电系统项目可行性研究报告 目录 第一章项目绪论 (7) 一、项目名称及建设性质 (7) 二、项目承办单位 (7) 三、项目建设选址及用地综述 (7) 四、项目土建工程建设指标 (8) 五、设备选型方案 (9) 六、主要能源供应及节能分析 (9) 七、环境保护及清洁生产和安全生产 (10) 八、项目总投资及资金构成 (11) 九、资金筹措方案 (11) 十、项目预期经济效益规划目标 (11) 十一、项目建设进度规划 (12) 十二、综合评价及 (13) 第二章报告编制总体说明 (16) 一、报告编制目的及编制依据 (16) 二、报告编制范围及编制过程 (18) 第三章项目建设背景及必要性 (21) 一、风光互补供电系统产业发展规划背景 (21) 二、项目建设背景 (22)
三、项目建设的必要性 (25) 第四章建设规模和产品规划方案合理性分析 (28) 一、建设规模及主要建设内容 (28) 二、产品规划方案及生产纲领 (29) 第五章项目选址科学性分析 (30) 一、项目建设选址原则 (30) 二、项目建设区概况 (30) 三、项目用地总体要求 (31) 第六章工程设计总体方案 (32) 一、工程地质条件 (32) 二、工程规划设计 (32) 三、建筑设计方案 (34) 四、辅助设计方案 (35) 五、防水和防爆及防腐设计 (36) 六、建筑物防雷保护 (37) 七、主要材料选用标准要求 (37) 八、采用的标准图集 (38) 九、土建工程建设指标 (38) 第七章原辅材料供应及成品管理 (40) 一、原辅材料供应及质量管理 (40) 二、原辅材料采购及管理 (41) 第八章工艺技术设计及设备选型方案 (42) 一、原料及成品路线原则及工艺技术要求 (42) 二、项目工艺技术设计方案 (43) 三、设备选型方案 (44)
。 中国华电集团公司成员单位名单： 一、全资企业(5户) 1中国华电工程（集团）公司 2山东黄岛发电厂（1#2#机） 3密云水电厂 4苏州国家高新技术产业开发区望亭发电有限公司5大龙发电厂 二、内部核算企业(43户) 1北京第二热电厂 2北京第三热电厂 3石家庄水力发电总厂 4石家庄热电厂 5哈尔滨热电厂 6牡丹江发电厂 7牡丹江第二发电厂(非经营) 8佳木斯发电厂 9富拉尔基发电总厂 10望亭发电厂 11乌溪江水力发电厂 12艮山门发电厂 13杭州闸口发电厂
。14福建永安火电厂 15福建漳平电厂 16福建省厦门电厂 17福建省古田溪水力发电厂 18福建省邵武电厂 19福建省南靖船场溪水力发电厂 20福建省龙岩电厂 21福建省华安水力发电厂 22福建省安砂水力发电厂 23福建省池潭水力发电厂 24福建省福州电厂 25湄洲湾电厂运行分公司 26富水水力发电厂 27黄石电厂 28湖北省武昌热电厂 29湖北省青山热电厂 30宝珠寺水力发电厂 31宜宾发电总厂 32攀枝花发电公司 33内江发电总厂 34五通桥发电厂 35磨房沟发电厂
36苇湖梁发电厂 37清镇发电厂 38遵义发电总厂 39云南省以礼河发电厂 40云南省昆明发电厂 41云南省巡检司发电厂 42云南省绿水河发电厂 43云南省石龙坝发电厂 三、控股企业47户 1新疆喀什发电有限责任公司(在建) （90.00%）2哈密天光发电有限责任公司(在建) （85.00%）3新疆苇湖梁发电有限责任公司（82.00%） 4四川广安发电有限责任公司（80.00%） 5四川宜宾发电有限责任公司(在建) （80.00%）6福建漳平发电有限公司（75.00%） 7陕西蒲城发电有限责任公司（70.00%） 8河北热电有限责任公司（在建）（68.48%） 9四川黄桷庄发电有限责任公司（67.25%） 10福建闽能水电开发有限公司（67.00%） 11杭州半山发电有限公司（64.00%） 12成都三源热力有限责任公司（60.80%）
火力发电厂项目 第一部分火力发电厂项目总论 总论作为可行性研究报告的首要部分，要综合叙述研究报告中各部分的主要问题和研究结论，并对项目的可行与否提出最终建议，为可行性研究的审批提供方便。 一、火力发电厂项目概况 （一）项目名称 （二）项目承办单位 （三）可行性研究工作承担单位 （四）项目可行性研究依据 本项目可行性研究报告编制依据如下： 1．《中华人民共和国公司法》； 2．《中华人民共和国行政许可法》； 3．《国务院关于投资体制改革的决定》国发（2004）20号； 4．《产业结构调整目录2011版》； 5．《国民经济和社会发展第十二个五年发展规划》； 6．《建设项目经济评价方法与参数（第三版）》，国家发展与改革委员会2006年审核批准施行； 7．《投资项目可行性研究指南》，国家发展与改革委员会2002年 8．企业投资决议； 9．……； 10．地方出台的相关投资法律法规等。
（五）项目建设内容、规模、目标 （六）项目建设地点 二、火力发电厂项目可行性研究主要结论 在可行性研究中，对项目的产品销售、原料供应、政策保障、技术方案、资金总额及筹措、项目的财务效益和国民经济、社会效益等重大问题，都应得出明确的结论，主要包括： （一）项目产品市场前景 （二）项目原料供应问题 （三）项目政策保障问题 （四）项目资金保障问题 （五）项目组织保障问题 （六）项目技术保障问题 （七）项目人力保障问题 （八）项目风险控制问题 （九）项目财务效益结论 （十）项目社会效益结论 （十一）项目可行性综合评价 三、主要技术经济指标表 在总论部分中，可将研究报告中各部分的主要技术经济指标汇总，列出主要技术经济指标表，使审批和决策者对项目作全貌了解。 表1 技术经济指标汇总表
50MW农光互补光伏电站项目可行性研究报告 中咨国联｜出品
目录 第一章总论 (9) 1.1项目概要 (9) 1.1.1项目名称 (9) 1.1.2项目建设单位 (9) 1.1.3项目建设性质 (9) 1.1.4项目建设地点 (9) 1.1.5项目负责人 (9) 1.1.6项目投资规模 (10) 1.1.7项目建设规模 (10) 1.1.8项目资金来源 (12) 1.1.9项目建设期限 (12) 1.2项目建设单位介绍 (12) 1.3编制依据 (12) 1.4编制原则 (13) 1.5研究范围 (14) 1.6主要经济技术指标 (14) 1.7综合评价 (16) 第二章项目背景及必要性可行性分析 (18) 2.1项目提出背景 (18) 2.2本次建设项目发起缘由 (20) 2.3项目建设必要性分析 (20) 2.3.1促进我国50MW农光互补光伏电站产业快速发展的需要 (21) 2.3.2加快当地高新技术产业发展的重要举措 (21) 2.3.3满足我国的工业发展需求的需要 (22) 2.3.4符合现行产业政策及清洁生产要求 (22) 2.3.5提升企业竞争力水平，有助于企业长远战略发展的需要 (22) 2.3.6增加就业带动相关产业链发展的需要 (23) 2.3.7促进项目建设地经济发展进程的的需要 (23) 2.4项目可行性分析 (24) 2.4.1政策可行性 (24) 2.4.2市场可行性 (24) 2.4.3技术可行性 (24) 2.4.4管理可行性 (25) 2.4.5财务可行性 (25) 2.550MW农光互补光伏电站项目发展概况 (25) 2.5.1已进行的调查研究项目及其成果 (26) 2.5.2试验试制工作情况 (26) 2.5.3厂址初勘和初步测量工作情况 (26)
充电项目 可行性研究报告投资分析/实施方案
报告摘要说明 当前，受“新基建”概念影响，新能源汽车充电桩热度大涨。截至目前，北京、上海等地已相继更新充电桩补贴政策，推动新能源汽车产业高 质量发展。 车桩比失衡严重,充电桩建设加速势在必行。国内新能源汽车的累计产 量已达近50万辆。与新能源汽车的爆发相比，充电基础设施建设远远落后。截至2015年底，国内车桩比大约为9:1，远低于1:1的标准配置。随着新 能源汽车销量的持续上扬，充电桩建设缺口将进一步加大，对新能源汽车 的推广形成制约，充电桩的加速建设迫在眉睫。 该充换电设备项目计划总投资13089.91万元，其中：固定资产投 资10486.18万元，占项目总投资的80.11%；流动资金2603.73万元，占项目总投资的19.89%。 本期项目达产年营业收入24365.00万元，总成本费用19235.69 万元，税金及附加243.75万元，利润总额5129.31万元，利税总额6080.55万元，税后净利润3846.98万元，达产年纳税总额2233.57万元；达产年投资利润率39.19%，投资利税率46.45%，投资回报率 29.39%，全部投资回收期4.90年，提供就业职位522个。 从充电桩整体市场来看，国网占据了最主导地位。截至2015年底，国 网已累计建成充换电站1537座、充电桩2.96万个，在国内份额占比分别
高达42%、60%；基本建成京港澳、京沪、京台、沈海、青银、沪蓉、和宁沪杭环线高速公路快充网络和京津冀鲁、长三角区域重点城市内一批快充站点，覆盖城市81座、高速公路1.1万千米；累计完成电动汽车充换电量7.3亿千瓦时。 充电站的建设成本主要包括充电机、配电系统、充电站监控及安全系统等，以当前1元/W左右的价格计算，直流充电机的建设成本大约占据充电站成本的20%-30%左右，配电设施成本大约占据总成本的40%左右，其余为土建成本和相关配套设备。在国家能源局发布的指导意见中，2016年计划建设充电站2000多座，分散式公共充电桩10万个，私人专用充电桩86万个，各类充电设施总投资300亿元，基本是按照充电设施指南的规划进行平均分配。因此预计未来5年充电设施总体投资规模在1000-1500亿之间。
中国华电集团公司福建公司成员单位 全资企业： 1、福建永安火电厂 2、福建漳平电厂 3、福建省厦门电厂 4、福建省古田溪水力发电厂 5、福建省邵武电厂 6、福建省南靖船场溪水力发电厂 7、福建省龙岩电厂 8、福建省华安水力发电厂 9、福建省安砂水力发电厂 10、福建省池潭水力发电厂 11、福建省福州电厂 12、湄洲湾电厂运行分公司控股企业： 1、福建漳平发电有限公司（75.00%） 2、福建亿力电力投资有限公司（原福建闽能水电开发有限公司）（67.00%） 3、福建棉花滩水电开发有限公司（60.00%） 4、福建闽能邵武发电有限公司（60.00%） 5、闽东水电开发有限公司（51.00%） 6、闽东水电开发有限公司（在建）（51.00%） 参股企业： 1、福州市榕昌柴油机发电有限公司（10.00%） 2、拿口发电有限公司（6.30%） 3、晋江晋源柴油机发电有限责任公司（5.00％）福建亿力电力投资有限公司控股、参股并负责管理的企业 1、福建省高砂水电有限公司 2、福建省斑竹水电有限公司 3、福建省贡川水电有限公司 4、福建省城关水电有限公司 5、福建省万安水电有限公司 6、福建省水东水电有限公司 7、福建省雍口水电有限公司 8、福建省闽兴水电有限公司
1、福建华电可门发电有限公司系华电福建发电有限公司（以下简称福建公司）所属全资子公司。福建华电可门发电有限公司福州可门火电厂（以下简称可门电厂）规划装机容量为8×600MW，一期工程为2×600MW超临界机组,计划于2006年实现“双投”。可门电厂位处福州市连江可门港区，距福州89公里。建设可门电厂是福建公司实施中国华电集团公司发展战略的重要举措，可门电厂建成后将是福建的主力电源。 注意: 华电可门电厂实际待遇与工作地点，工龄，工作经验，学历，业绩，奖金，提成，扣钱和其它因素有关 2、福建厦门电厂是中国华电集团公司内部核算成员单位，是福建省首家通过省经贸委热电联产审定的企业，占地面积32.5万平方米，主要从事发电与供热业务，发展了厦门鹭能电力有限公司等多家具有一定规模与实力的多经公司。现有职工629人，其中各类高、中、初级专业技术人员196人。厦门电厂是华电在闽企业位于厦门的惟一电厂，对外供热的经济半径能覆盖整个杏林工业区 3、福建棉花滩水电开发有限公司于1995年11月依法成立，由福建省电力公司，电力改革后转为中国华电集团公司（60%），福建省投资开发总公司（22%）、龙岩市水电开发有限公司（18%）三家股东组成。公司注册资金8亿元，主要从事水电开发、经营、管理。公司现辖有棉花滩水电站（装机4×150MW）和正在开发建设中的白沙水电站（装机2×35MW）。 4、福建华电邵武发电有限公司由华电福建发电有限公司控股，装有2台125MW燃煤机组，是闽北唯一的火力发电厂。 在LNG燃气电厂落户晋江之后，国内电业巨头———中国华电集团公司也准备拿出100亿元在晋江投建大型火电厂。记者从昨日召开的晋江市委常委扩大会了解到，项目将按A 级工业旅游示范项目标准规划建设，热电联产。投产后，每年可创税约7亿元。 5、晋江为福建省的用电大户。根据省电力市场分析报告，2007年晋江全市用电量占全省用电量的10.2%，占泉州市用电总量的40.7%。然而，晋江大部分电量需依靠外部输入，建设大型电厂成为晋江经济持续发展的内在需求。 华电福建泉州发电有限公司技术总监陆德明表示，由于晋江企业数量多、有用电需求，晋江具有建设大型火电厂所需的天然条件等，因此，考虑在晋江建火电厂。
(此文档为word格式，下载后您可任意编辑修改！) 光 伏 电 站 可 行 性 研 究 报 告
光伏电站可行性报告 目录 第一章综合说明 1.1项目概括 1.2编制依据 1.3研究内容 1.4场地概括 第二章太阳能资源和当地气象资料 2.1太阳能资源条件 2.2乐山市气象条件 2.3项目所在地地理条件 2.4乐山市交通条件 2.5光伏电站场址建设条件 第三章其他必要背景资料 3.1国际光伏发电状况 3.2国内光伏发电状况 3.3四川省光伏发展现状及发展规划 3.4 乐山市光伏发展现状及发展规划 第四章项目任务及规划 4.1项目建设必要性 4.2项目任务及规模 第五章总体设计方案
5.1光伏组件及其阵列设计 5.2工程消防及防护措施 5.3 组件抗压设计 5.4施工组织设计 5.5 劳动安全与工业卫生 5.6 工程设计概算 第六章消防 6.1范围 6.2设计主要原理 6.3建筑物与构筑物要求 6.4灭火器的配制 6.5消防给水和电厂各系统的消防措施 第七章施工组织设计 7.1 指导思想及实施目标 7.2 工程概括及编制依据 第八章太阳能光伏电站建设注意事项 第九章太阳能光伏电站调试 第一章综合说明 1.1 项目概括 （1）项目名称：XXX并网和离网光伏发电项目（2）建设单位：乐山职业技术学院新能源工程系（3）建设规模：建设总容量
（4）主要发电设备：多晶硅光伏组件，单晶硅光伏组件，非晶硅光伏组件 （5）关键电气设备：光伏发电专用逆变器 （6）光伏组件支撑系统：固定倾角式铝合金支架 （7）选址：四川省乐山市乐山职业技术学院新能源工程系，建设光伏电站及办学教育设施，建设工程总面积。站区坐标范围：东经102°55`---104°00′，北纬28°25′—29°55′ 1.2编制依据 本可行性研究报告主要根据下列文件和资料进行编制的 （1）《中华人民共和国可再生资源》，2006年1月1日 （2）《可再生资源发电有关管理规定》，国家发改委2006年1月5日 （3）《可再生资源发电价格和费用分摊管理试行方法》，国家发改委2006年1月4日 （4）《可再生资源电价附加收入调配暂行办法》，国家发改委2007年1月11日 （5）《可再生资源发展专项资金管理暂行办法》，财政部2006年5月30日 1.3研究内容 （1）本可研报告主要对项目建设的原始调节键及必要性、可行性等进行研究论证。 （2）通过对工程规模、建设条件、工程布置、工程实施以及对教
电站工程可行性研究报 告 CKBOOD was revised in the early morning of December 17, 2020.
江西德兴市沙坞电站工程 可 行 性 研 究 报 告 二○○三年六月 目录 第一章概况
第二章水利、水能 第三章水工建筑物 第四章临时工程 第五章机电部分 第六章工程管理 第七章施工组织设计 第八章工程概算 第九章经济评价 注： 1、本次设计主要参考依据《小型水电站》(江西省水利水电勘 测设计院，天津大学水利系编)； 2、高程为假设高程。 第一章概况 一、工程概况 德兴市沙坞电站是一座引水径流式发电站，电站总装机480千瓦，座落在龙头山大安山林场境内，属洎水河上游南支龙头河最上游一级电站。电站主
河发源于德兴市与玉山县交界的怀玉山山脉的银古坳，坝址以上控制的集雨面积为12平方公里。 洎水河是乐安河上游的一条主要支流，也是德兴市境内的第二大河，地理位置：东径117°29′~118°00′，北纬28°11′~29°00′，流域总面积564平方公里，其中德兴市境内501平方公里。 流域内，从河段上看，河流上游河谷狭窄，山高陡峭，流域内植被较为完整，植被种类以松、杉、杂木、毛竹为主。上游森林茂密，植被良好，水土流失程度小。 本流域属亚热带东南季风气候区，气候温和，光照充足，四季分明，多雨湿润，是江西省多雨区之一，具有较典型的山区小气候特征。年平均气温度，年平均相对湿度82%，年平均降雨1936.2毫米，但年际变化较大，暴雨强度大，多年平均最大一月暴雨值为111.2毫米，最大值为224.3毫米（1967年），一次暴雨持续时间一般为1—2天，持续时间在3—4天以上的机会很少。多年平均径流量立米/秒，年径流总量亿立方，年径流深1226.5毫米，且径流的年际变化大，年内分配很不均匀，4—6月来水量占全年来水量的%。 流域内地貌为构造剥蚀地貌和侵蚀堆积地貌两种，上游东南部地层岩性为燕山早期花岗岩和新生界第四第。 二、工程枢纽布置 经勘测，并经多方案比较，遵照《乐安河流域洎水规划报告》的水力开发方案，最后确定沙坞电站工程枢纽总体布置为：利用I坝，通过220米渠道将龙头河左侧小支流上的水引至龙头河主流上，再在龙头河主流上做Ⅱ坝，在坝的右岸，利用3221米渠道将水引至沙坞处进行发电，工程主要水工建筑物有：大坝两座，长各为9米和15米，渠道一条，长3221米，压力钢管一条，
天津充电项目可行性研究报告 投资分析/实施方案
报告摘要说明 从充电桩整体市场来看，国网占据了最主导地位。截至2015年底，国网已累计建成充换电站1537座、充电桩2.96万个，在国内份额占比分别高达42%、60%；基本建成京港澳、京沪、京台、沈海、青银、沪蓉、和宁沪杭环线高速公路快充网络和京津冀鲁、长三角区域重点城市内一批快充站点，覆盖城市81座、高速公路1.1万千米；累计完成电动汽车充换电量7.3亿千瓦时。 充电站的建设成本主要包括充电机、配电系统、充电站监控及安全系统等，以当前1元/W左右的价格计算，直流充电机的建设成本大约占据充电站成本的20%-30%左右，配电设施成本大约占据总成本的40%左右，其余为土建成本和相关配套设备。在国家能源局发布的指导意见中，2016年计划建设充电站2000多座，分散式公共充电桩10万个，私人专用充电桩86万个，各类充电设施总投资300亿元，基本是按照充电设施指南的规划进行平均分配。因此预计未来5年充电设施总体投资规模在1000-1500亿之间。 该充换电设备项目计划总投资10308.54万元，其中：固定资产投资8810.31万元，占项目总投资的85.47%；流动资金1498.23万元，占项目总投资的14.53%。
本期项目达产年营业收入11944.00万元，总成本费用9448.44万元，税金及附加167.29万元，利润总额2495.56万元，利税总额3007.07万元，税后净利润1871.67万元，达产年纳税总额1135.40万元；达产年投资利润率24.21%，投资利税率29.17%，投资回报率 18.16%，全部投资回收期7.01年，提供就业职位233个。 当前，受“新基建”概念影响，新能源汽车充电桩热度大涨。截至目前，北京、上海等地已相继更新充电桩补贴政策，推动新能源汽车产业高 质量发展。 车桩比失衡严重,充电桩建设加速势在必行。国内新能源汽车的累计产 量已达近50万辆。与新能源汽车的爆发相比，充电基础设施建设远远落后。截至2015年底，国内车桩比大约为9:1，远低于1:1的标准配置。随着新 能源汽车销量的持续上扬，充电桩建设缺口将进一步加大，对新能源汽车 的推广形成制约，充电桩的加速建设迫在眉睫。