寧夏京能靈武風電場三期49.5MW工程可行性研究報告

目錄TOC\o"1-2"\h\z\t"標題5,2"第一章總論 11.1概述 11.2項目建設的必要性 21.3主要技術原則和指導思想 41.4綜合技術經濟指標 61.5主要結論 7第二章城市生活垃圾概況 82.1無錫市社會經濟概況 82.2無錫市生活垃圾處理現狀 82.3生活垃圾的產生量及預測 92.4生活垃圾的特性及熱值預測 10第三章熱負荷 133.1供熱現狀 133.2熱負荷 133.3熱用戶熱負荷 14第四章垃圾焚燒處理工藝技術方案 154.1城市垃圾處置技術綜述 154.2國際上生活垃圾焚燒技術狀況和爐型比較 174.3國內垃圾處理技術發展和應用現狀 214.4本工程焚燒爐型的確定 234.5焚燒爐容量確定和系統要求 244.6主要設計參數 26第五章建廠條件 275.1廠址概述 275.2氣象條件 275.3工程地質 275.4交通運輸 285.5水源 285.6接入系統 295.7垃圾供應 295.8輔助及點火燃料供應 29第六章工程設想 306.1總平面布置 306.2垃圾焚燒 346.3煙氣凈化 386.4余熱利用 476.5灰渣處理 506.6給排水 526.7化學水處理 596.8輔助及點火燃料 606.9自動控制 616.10電氣 646.11土建 666.12通風、空調及除塵 71第七章環境保護 747.1設計依據 747.2環境概況 747.3主要污染物及其治理措施 767.4環境影響分析 797.5環境管理與監測 807.6環保投資 81第八章勞動安全衛生 828.1設計依據 828.2職業危害因素分析 828.3勞動衛生設計 828.4安全防范措施 848.5預期效果 85第九章節能與消防 869.1節能 869.2消防 86第十章工程實施與建設工期 8810.1工程實施 8810.2建設工期 88第十一章投資估算 9011.1工程概況 9011.2編制原則及依據 9011.3專業投資分析 9111.4總估算 9211.5綜合估算 9411.6其它費用計算表 99第十二章技術經濟 10012.1概述 10012.2組織機構及勞動定員 10312.3項目總投資及資金籌措 10512.4生產成本及費用計算 10612.5損益計算 10812.6財務評價 11012.7不確定性分析 11112.8綜合評價 113

1.概述1.1地理位置寧夏京能靈武風電三期49.5MW工程場址位于寧夏回族自治區靈武市石溝驛煤礦南面，東距鹽池縣直線距離約70km，南北距吳忠市和靈武市直線距離分別約48km、45km。地理坐標東經106°34′，北緯37°37′。交通運輸便利周邊西鄰國道G25高速公路，東連國道G211、307、省道302（鹽興）、203（惠平）、101等主要公路干線。海拔高度1350m。風電場占地18.5k㎡1.2工程任務受寧夏京能新能源股份有限公司委托，編制《寧夏京能靈武風電場三期49.5MW工程可行性報告》。有關項目的支持性文件由建設方另行匯編。1.3興建緣由從電網電力結構來看，大力發展風力發電，將改善電源結構，建設風電場有利于增加可再生資源的比例。風電場的開發建設可有效減少常規能源尤其是煤炭資源的消耗，發展風電可以大量減少二氧化碳、二氧化硫的排放，減低全球溫室效應，保護生態環境。為經濟發展提供良好的環境，從而促進國民經濟可持續發展。1.4建設規模 本工程規劃容量300MW，一、二期工程已建設容量99MW，分六期建設。本期建設容量49.5MW,本期擬裝機規模為單機容量的1500KW的風力發電機組33臺。2.風能資源2．1概述 寧夏地區風速有較明顯的季節性變化，一般春季最大，冬夏季次之，秋季最小。全區月平均最大風速，寧夏平原大多出現在春季月，寧南山區出現在5月。2.2測風情況2.2.1參證氣象站 距風電場較近的氣象站為靈武氣象站，該站位于靈武市，站址地理位置約為東經106°20′，北緯38°05′，與風電場相距約為45KM 本工程采集到的氣象站資料包括：（1）1961年1月~2009年12月各年逐月平均風速（2）2007年1月1日~2007年12月31日逐時平均風速風向本項目采用靈武氣象站為風電場的參證氣象站。2.2.2測風塔 本項目利用業主方提供的位于項目場地的1#測風塔2007年1月1日~2007年12月31日連續一年的測風數據進行風能資源分析。2.3風能資源綜合評價 風電場70m、10m高度處代表年年平均風速分別為6.7m/s、153.8w/㎡。風電場70m、10m高度處代表年年有效風速小時數分別為7277h(3~25m/s)、6696h(3~25m/s)。風電場70m高度代表年風向及風能主要集中于135°~180°（SE~S）及247.5°~315°（W~NW）之間，占總風能的75%。風電場70m高度處50年一遇最大風速為34.4m/s,湍流強度（I15m3．工程地質 該場地地貌單元為山前沖洪積平地，地形平坦開闊，基本呈東高西低的趨勢。場地內最大鉆探深度10.00m范圍內的地層主要以細砂、礫沙、碎石等構成。4.項目任務和規模4.1電網現狀 截至2009年底寧夏電網總裝機容量9826.6MW，其中火電裝機容量為8556MW，占總裝機容量的89.7%；水電裝機容量為422.3MW，占總裝機容量的4.4%；風電容量536.7MW，占總裝機容量的5.63%，太陽能光伏裝機容量為20.33%。 寧夏電網位于西北電網的東北部，是西北電網重要的組成部分。截至2009年底寧夏電網最高電壓為750KV，主網電壓750KV、330KV、220KV 。銀川及以北為220KV電網，銀川地區南部及其他地區為330KV電網，其中寧東地區為750 KV、330KV、220KV混合電網，青衛寧地區為330KV、220KV混合電網，除此之外，750KV和330KV電壓還作為寧夏與西北電網的聯絡線電壓。2009年電網統調最大負荷7030MW，比上年增長16.58%。統調用電量為463.8億KWH,同比增長4.48%。4.2風電場與系統的關系 “十一五”期間寧夏將建成千萬千瓦級電力基地，預計2010年發電裝機容量將達到1300萬千瓦左右，滿足區內用電的同事實現水火點打捆外送電400萬千瓦時。從區內市場看，“十一五”期間自治區經濟將保持持續快速發展，區內電力需求也將平穩增長11%左右，到2010年最大負荷達到879萬千瓦時，全社會用電量達到565億千瓦時。總體來看，需求側區內、區外兩個市場均將穩步增長，供應側電力充足、電網堅強，發電能力和輸電能力均滿足區內外供電需要。寧夏電網負荷預測單位：10MW序號項目2009年2010年“十一五”增長率2012年2015年“十二五”增長率1全網用電量46456513.28%72292611.24%2全網最高發電量75587915.10%1121143910.37% 由于本期風電場的裝機容量相對于全網裝機比例較小，風電功能不會在很大程度上改變寧夏電網已有的平衡狀態。5.風電機組選型和布置5.1風電發電機組機型初選 根據風能資源分析評估結果，該風電場地區風能資源較好，風功率密度等級屬3級，該風場適宜選用IECIIIC類及以上的風電機組，這樣可以更好的利用當地的風能資源。本項目在考慮了風場地區的地形及交通運輸條件，以及機組國產化、低溫、沙塵暴等氣候影響因素后，初步選擇了單機容量分別為1500KW的三種不同機型進行比較。5.2風電機組總體布置 在保持本期開發容量49.5MW不變的前提下，分別選擇WTG1500A×33、WTG1500B×33、WTG1500C×33三種方案進行風力發電機組布置。為充分利用風能資源和場地，減少電力電纜的用量，方便交通安裝，本項目采用WAsP和WindFarmer軟件對三種方案進行優化布置和年理論發電量計算。5.3各種機型方案經濟比較 對各種比選機型方案分別計算各自的發電量、單位千瓦時投資。經比較分析各比選機型中以WTG1500A型風機的風電場年理論發電量最高，且單位千瓦.時投資最低。經綜合比較可知，WTG1500A型風機年理論發電量高，投資小，性能較穩定，機組比較適于本風電場。因此本項目推薦選用適合于本風電場風況的WTG1500A型風力發電機組，輪轂高度70m。6.電氣6.1風電場接入系統方案風電場在一期工程已建設一座220kv風電場升壓站，裝設1臺容量為150MVA的主變壓器，風電場升壓站出單回220kv線路接入系統，本期工程風力發電機組接入一期工程已建成的220KV升壓站35KV配電裝備。6.2風電場集電線路接線方案 本期建設風力發電機組33臺，額定功率1.5MW，額定電壓0.69kv。每臺風電發電機組均采用發電機—變壓器組單元接線方式升壓后接至35kv集電線路，建設4回35kv幾點線路，每回35kv集電線路接8-9臺風力發電機組接入風電場升壓站35kv母線。35kv集電線路采用電纜直埋方式，以“放射形”連接方式接入風電場升壓站。6.3升壓站電氣主接線 升壓期已建設1臺150MVA三相銅芯雙繞組有載調壓變壓器，設220kv、35kv兩級電壓。220kv出線1回，采用線變組接線。35kv出線12回（其中4回為二期風電場），考慮一、二、三期擴建風電機組的接入，采用單母線接線。在35KV母線一期已裝設容量30MVar動態無功補償裝置一套。7.環境保護和水土保持設計7.1環境保護中主要污染源為噪聲、棄渣、生活污水、粉塵、破壞土壤及植被、影響候鳥遷徙。7.2減少噪聲污染的方法，控制施工噪聲，選擇低噪聲的風力發電機組。施工時減少棄渣量，并有組織堆放，進入運行期對生活垃圾集中處理。對生活污水集中達標排放。控制施工期粉塵。對施工、檢修道路及施工、檢修場地有組織規劃，盡量減少對植被的破壞，并要對已破壞的植被恢復。選擇風電場場址時已考慮風電場建設不影響候鳥遷徙。設立環境監測站，配備人員及設備。7.3項目區內水土流失較嚴重，在建設期和運行期都會造成或加劇水土流失。本工程根據風電項目施工特點，結合當地自然環境情況。針對工程建設、運行中擾動地表采取工程措施、植被措施、臨時防護措施，將有效控制建設、運行過程匯總產生的水土流失。8.工程設計概算8.1風力發電機組工程設計有關資料 風機主設備風力發電機頭價為750.00萬元/臺（含運費）；塔筒價為126萬元/套（含運費）。其他設備參照近期同類變電工程招標價計列。建設場地征用費：永久占地按60元/㎡；施工臨時占地按7.5元/㎡，總占地費用224.39萬元。（寧夏地區用于風電開發的土地無償使用，只交納土地稅）。8.2資金來源 工程資金來源20%為資本金，其余為銀行融資，銀行貸款利率為5.94%，償還期15年，建設期貸款利息據此計算。8.3工程總投資工程靜態投資41411.88萬元，單位造價8366.04元/kw；建設期貸款利息979.17萬元； 工程動態投資4239.07萬元，單位造價8563.85元/kw.9.清潔發展機制（CDM） 清潔發展機制，簡稱CDM是《京都議定書》中引用的靈活履約機制之一，是根據《京都議定書》第十二章建立的允許附件1締約方聯合開展二氧化碳的溫室氣體減排項目的靈活機制。它允許工業化國家的投資者在發展中國家實施有利于發展中國家可持續發展的減排項目，這些項目產生的減排數額可以被附件一締約方作為履行他們所承諾的限制或減排量，從而減少溫室氣體排放量。 本項目是利用可再生能源一風力資源發電的項目，裝機容量為49.5MW，與火力發電等化石燃料發電項目相比，年實現二氧化碳減排約8.7×10^4t。按照《京都議定書》的規定，本項目可以開發為CDM項目。若成功開發成CDM項目，企業將獲得大量額外資金支持，其綜合財務指標明顯改善，使其經濟上合理可行。因此，本報告建議建設方及時開展本項目申請CDM項目的工作。第二章寧夏地區風速有較明顯的季節性變化，一般春季最大，冬夏季次之，秋季最小。全區月平均最大風速，寧夏平原大多出現在春季4月，寧南山區出現在5月。 本風電場場地位于寧夏銀川市靈武縣與吳忠市鹽池縣交界處，隸屬靈武縣。風電場中心地理位置約為東經106°32′北緯37°43′，位于靈武市東南約45KM 氣象站累年（1961年~2009年）和測風年逐月平均風速變化。該地區常年有風，除秋季的8~10月風速較小外，其他月份風速都比較大。測風年風速月變化趨勢與累年逐月平均風速變化基本一致。 2.7風電場風能資源總體評價(1)風能資源豐富 風電場70m、10m高度處代表年年平均風速分別為6.7m/s、5.1m/s；年平均風功率密度分別為313.6W/㎡、153.8W/㎡。（2）有效風時數較高 風電場70m、10m高度處代表年年有效風速小時數分別為7377h（3~25m/s）、6696h(3~25m/s)。（3）風向穩定，風能分布集中風電場70m,10m,高度代表年風向及風能主要集中于135°~180°（SE~S）及247.5°~315°（WSW~NW）區間，分別占總風能的75%、83%。（4）破壞性風速小70m高度處50年一遇最大風速為34.44m/s,湍流強度（I15m/s）為0.08。綜上所述該風電場70m高度代表年年平均風速為6.7m/s,年平均風功率密度為313.6W/㎡,風功率密度等級屬于3級且其70米高度處代表年年有效風速小時數達7377h(3~25m/s),盛行135°~180°(SE~S)及247.5°~315°（WSW~NW）風，風向穩定、破壞性風速小，風能資源豐富，具備較高的開發價值，適宜建設大型風電場。3工程地質3.1概述 寧夏京能靈武風電場位于寧夏回族自治區靈武市東南石溝驛煤礦附近，地處寧夏中部。場區內植被稀疏，地勢開闊平坦略有起伏，交通較為便利。 靈武市屬中溫帶干旱氣候區，具有冬寒漫長，夏少酷暑，雨雪稀少，氣候干燥，日照充足，風大沙多等特點，屬典型的大陸性氣候。年平均氣溫9.4℃，月平均最高氣溫25.4℃，月平均最低氣溫-14.6℃，極端最高氣溫39.3℃，極端最低氣溫-30.6℃4.4.3項目建設的規模 本風電場規劃占地面積111K㎡，一期工程占地面積17k㎡。二期占地面積22K㎡。規劃建設容量300MW，分六期建設，一期工程49.5MW，裝設33臺單機容量1500kw的風力發電機組。建設220KV風電場升壓站1座，220KV送出線路一條容量15MUA的主變壓器一臺。二期工程占地面積22K㎡，二期工程裝機容量49.5MW，裝機33臺單機容量1500KW的風電發電機組。三期工程占地面積18.5K㎡，二期工程裝機容量49.5MW，裝設33臺單機容量1500KW的風力發電機組。5．風電機組選型、布置及風電場發電量估算5.1風力發電機組機型初選 風電場場區內植被稀疏，地勢開闊平坦略有起伏。根據風能資源分析評估結果： 風電場70M高度代表年年平均風速為6.7m/s，平均風功率密度為313.6W/㎡;有效風速小時為7377h(3~25m/s)。風電場70m高度代表年風向及風能主要集中于135°~180°(SE~S)及247.5°~315°（WSW~NW）區間，占總風能的75%。5.5風電場風力發電機組選型 比較以上機型發電量，其中以WTGS1500A型風機的風電場年理論發電量較高，且單位千瓦.時投資最低。京綜合比較分析可知，WTG1500A型風機年理論發電量高，投資小，性能較穩定，機組比較適用于本風電場。因此本項目推薦選用適合于本風電場風況的WTGWTG1500A型風力發電機組目前可供選擇的輪轂高度僅有70M一種，綜上所述本項目設計最終采用WTG1500A機型，輪轂高度推薦采用70m。可研究按照輪轂高度為70m的WTG1500A型風力發電組進行方案論證。6．電氣6.1電力系統6.1.1投產前地區風電產概況 寧夏京能靈武風電場三期49.5MW項目計劃于2011年投產，屆時寧夏電網網架結構將得到不斷地加強。6.1.2接入系統落點分析 寧夏京能靈武風電場三期49.5MW項目擬選場址位于靈武市東南側，根據寧夏京能靈武風電場規劃容量及建設安排，風電場宜以220KV電壓等級接入系統。根據寧夏電網網架結構和地區電網規劃，該地區距離風電場較近、可供風電場接入的系統落點為五里坡220KV變。6.1.3風電場接入系統方案 根據本工程新建風電場的地理位置、供電范圍，同時結合寧夏電網結構，設計對寧夏京能靈武風電場三期49.5MW項目接入系統提出以下接入方案： 在寧夏京能靈武風電場一期49.5MW項目風電場建設一座220KV風電場升壓站風電場一期49.5MW，機組經出口變壓升壓后以35Kv電壓系統等級接入風電場升壓站，風電場升壓站出單回220KV線路至五里坡220KV變，導線型號LGJ-2×240，長度約24KM。寧夏京能靈武風電場二期49.5MW項目接入，已建設的220KV風電場升壓站35KV母線。8土建工程8.1設計安全標準8.1.1風電場的工程規模及工程等級 本風電場工程規劃裝機容量300MW，本期容量49.5MW，電壓等級為220KV，根據《風電場工程等級劃分及設計安全標準》（試行）（FD002-2007），風電場工程等別為Ⅰ等，工程規模為大（1）型。8.1.2.1風力發電機組基礎 本期風電場擬安裝33臺金鳳FD82-1500KW的風力發電機組，單機容量為1500KW，輪轂高度70m，地基條件良好，根據《風電場工程等級劃分及設計安全標準》（試行）（FD002-2007）及《風電機組地基基礎設計規定》（試行）（FD003-2007），8.4站區總布置與交通運輸8.4.1站區總體規劃 寧夏京能靈武風電場三期49.5MW工程場地位于寧夏回族自治區靈武市南側。220KV升壓站位于風電場南部。國道211線從升壓站東側通過，進站道由此引接，長約1.4KM。風電場平均海拔高度約為1350m。8.5升壓站內主要建筑物8.5.1風電場升壓站主要建筑物 本風電場升壓站主要建筑物包括綜合樓、35KV配電室、倉庫及汽車庫等。8.5.1.1綜合樓 綜合樓建筑面積2591.5平方米，建筑體積10310.4立方米，本建筑物是集生產和生活為一體的綜合型建筑。11.1.2.7效益分析（1）節能效益由于風能是一種不消耗礦物燃料的可再生能源，風電的使用，相當于節省相同數量電能所需的礦物燃料，這樣可以減少開發一次能源如煤、石油、天然氣的數量，同時節約大量的水資源。 本期工程裝機容量為49.5MW，擬選擇33臺單機容量為1500KW風力發電機組，年發電量9949.5萬KW.h,按火車每kw.h電量消耗380克標準煤計算，共可節約標準煤3.78×10^4t/a。工程規模：一期、二期工程已建容量49.5MW，本期工程為三期工程，總裝機容量49.5MW，安裝33臺1500KW的風力發電機組。風電場內：風機單機容量為1500KW，出口電壓690V。本期33臺，接入系統容量49.5MW，全部由35KV箱式變壓器（經35KV電纜送出）。220KV升壓站：一期工程已在風電場建設一座220KV風電場升壓站，主變壓器容量150MVA。本期不新建主變，35KV本期出線4回。風電場出單回220KV線路送出。其它費用：其它費用主要由建設用地費、建設管理費、生產準備費、勘測設計費及其他5部分組成。永久占地按60元/㎡；施工臨時占地按7.5元/㎡，總占地費用224.39萬元。投資主要指標 資金來源：工程資金來源20%為資本金，其余為銀行融資，銀行貸款利率為5.94%，償還期15年，建設期貸款利息據此計算。工程總投資:工程靜態投資41411.88萬元，單位造價8366.04元/kw；建設期貸款利息979.19萬元；工程動態投資42391.07萬元，單位造價8563.85元/kw.工程總概算表單位：萬元工程或費用名稱設備購置費安裝工程費建筑工程費其他費用合計占投資額（%）設備及安裝工程30076.563559.7733636.3381.22建筑工程2882.162882.166.96其他費用2081.392081.395.03基本預備費812.001.96靜態投資41411.88100.00建設期利息979.19動態投資42391.07單位千瓦的靜態投資（元/千瓦）8366.04單位千瓦的動態投資（元/千瓦）8563.85經濟效益分析：稅金：增值稅按依據《關于資源綜合利用及其他產品增值稅政策的通知》財稅【2008】1