小河水电站技术供水系统改造工程
可研设计报告
2013年2月初，应四川远东华人集团有限公司所属阿坝州松潘县小河水电站邀请，我单位派技术专家至小河水电站现场对该电站技术供水系统改造项目进行实地勘察。在现场，我单位专家与电站负责人和技术人员一起进行了认真的讨论研究，根据小河水电站技术供水系统现状、结合电站生产运行情况及电站厂房结构特征，初步确定了将技术供水系统改造为循环供水方式的总体方案。
根据我公司多年循环供水系统技术成功经验，针对本电站实际情况，我们按初步设计阶段要求进行了设计计算，并做出了以下可行性设计方案供电站业主单位审批。
我单位可总体承担小河水电站循环供水系统改造工程，负责提供本改造工程的设计、所有设备的供货与采购、设备的工厂试验、包装、运输、交货、现场开箱检查、土建及安装、现场试验、试运行、交接验收，并提供技术服务等工作。
1工程概况
1.1电站概况
小河水电站是涪江上游第一级电站，电站库区位于松潘县施家堡乡双河村，厂房位于松潘县小河乡丰河村。电站由首部枢纽、引水工程及厂区枢纽组成，库容96万方，引水隧洞长11.3km，设计水头216m，装机容量2×24MW，年利用小时数5125h。
丰岩堡水电站是涪江上游第二级电站，电站闸坝位于松潘县小河乡丰河村，厂房位于松潘县小河乡丰岩村。电站由首部枢纽、引水工程及厂区枢纽组成，引水隧洞长7.5km，设计水头172m，装机容量2×22MW，年利用小时数为5180h。
小河水电站电量经一回110KV线路送入丰岩堡升压站，升压至220KV，与丰岩堡水电站电量汇合，经一回220KV线路送至平武水晶变电站并入国家电网。
小河丰岩堡水电站于2006年7月18日经四川省发改委核准，2007年3月开工，2007年7月正式动工建设，2012年6月完成全部土建及机电安装工程。
1.2技术供水系统基本参数及要求
配套装机容量：2×24KW
机组额定水头：216m
机组型式：立轴混流式
单机总冷却水量：≥260 m3/h
冷却水进水压力：0.15～0.3MPa
尾水最高温度：≤20℃
技术供水最高进水温度：≤25℃
全厂技术供水总管：DN300
单机冷却水进出水总管管径：DN200
机组安装高程：m
厂外地坪高程：m
水泵房高程：m
最低尾水位高程：m
2技术供水系统现状及改造的必要性
2.1现技术供水系统简介
小河电站电站额定水头为216m，现技术供水系统采用尾水取水、水泵供水+滤水器过滤的方式。机组技术供水的对象主要有发电机空冷却器、机组上导、推力、下导、水导轴承油冷却器等。
在电站尾水渠右侧挡墙上设置有2个水泵取水口（取水口出口高程低于电站最低尾水位，其高程为1485.80m），经DN500技术供水总管吸水管至水泵房下游墙；水泵房内设置3台水泵（2用1备）及水泵控制柜，水泵由吸水总管上抽水，分别经3台滤水器过滤后，汇合至DN300全厂技术供水总管，然后分别由2根DN200单台机组技术供水总管引至对应的2台机组，对机组发电机空冷器及各部分轴承油冷却器进行冷却后，经2根DN200冷却水排水管排至尾水渠。
2.2现技术供水系统存在的问题
（1）技术供水泵取水口位于电站右岸尾水挡墙上，电站发电时，尾水渠内水流湍急、转轮室和尾水管补气产生大量气泡，水泵取水管吸入气泡后，水泵效率大大降低（尤其是靠右岸的2#机组运行时），造成取水困难甚至不能满足机组技术供水系统的用水需求。
（2）原技术供水系统直接引用河水，虽然设有滤水器进行过滤，但是滤水器只能过滤掉大于其滤网孔径的杂质，无法解决所有杂质尤其是悬移质泥沙等，且遇汛期漂浮物多、泥沙含量大时，易发生滤水器或机组内部轴承油冷却器小口径铜管的堵塞。
（3）受河水硬度、水生物及酸碱度等影响，造成水泵及技术供水系统设备磨损及腐蚀加剧，减短系统设备如水泵、阀门、空冷器、油冷却器及管路等使用寿命，机组内部冷却器采用小口径铜管长年磨损，严重的可导致冷却器铜管穿孔，使机组轴承油混水，影响机组运行安全。
（4）若技术供水系统冷却水故障（压力过低或流量过低），将致使机组发电时发电机空冷器、各部分轴承产生的热量不能及时带走，温度升高，造成发电机效率降低、被迫事故停机甚至烧轴瓦等事故；原系统汛期因滤水器堵塞等
需进行停机检修，造成人力、物力及财力的损失。
（5）小河电站汛期河道水质较差，泥沙含量大、漂浮物多，其下游仙女堡水电站2台38MW机组技术供水系统已由我单位完成技改。
鉴于技术供水系统以上现状，建议尽快实施技改。
2.3循环供水系统最早的产生发源
水电站机组循环冷却水系统技术是1989年成都科技大学水电设计所在四川拉青水电站技施设计中发明的（我单位法人代表袁淑蓉教授时任工程负责人），经过设计所多位专家教授共同研究、讨论及模型试验后，成功应用于该电站。此后，该项技术由我单位（原成都川大华水工程技术开发部）不断的开发、完善、积极的推广应用，现已在国内外上百座水电站中成功应用，创造了显著的社会效益和经济效益。本技术于2003年获得了国家专利，2005年获得第五届国家科技成果进步一等奖和国家专利技术发明奖二等奖。
2.4循环冷却供水系统的工作原理
技术供水系统采用循环冷却供水方式，机组冷却采用符合要求的清洁水，以解决机组冷却水对水质的较高要求与河水水质较差的矛盾。其工作原理为采用经过水质处理的清洁冷却水通过机组冷却器时，带走机组运行产生的热量，经排水管道排入循环水池；水泵从循环水池内抽水至机组冷却器，再经布置于尾水中的尾水冷却器，与河水进行冷热交换作用后温度降低，然后回到循环水池。机组冷却水在一个往复循环的系统中，通过流动的温度较低的天然河水带走机组运行产生的热量。
由于循环水采用满足要求的清洁水，可有效防止机组冷却装置的堵塞、结垢、腐蚀、水生物等，并防止技术供水系统中设备、管路的结露，从而解决电站汛期水质难以满足技术供水要求问题。
2.5循环冷却供水系统的优点
（1）减少电能损失，增加发电量。由于循环冷却水中不含漂浮物、泥沙和水生物等，运行中不存在设备堵塞问题，因此，机组在汛期可正常发电，不会
因冷却水导致停机，而造成经济损失。
（2）延长机组各冷却器的使用寿命。由于冷却水采用清洁水不含泥沙，防止了泥沙对冷却器的磨损，冷却水循环使用其内部钙镁离子有限，各冷却器不会因大量结垢而降低传热效果，因此，不仅减轻大修检修工作量，并且延长设备寿命，减少电站检修运行费用。
（3）有利于电站自动化。采用循环冷却水可减少冷却系统运行中的人工干预。
（4）消除机组安全隐患，机组运行更安全。
2.6采用循环冷却供水需注意的主要问题
（1）需设置一定容积的循环水池。循环水池的主要作用是减少冷却水的水压波动和补氧。循环水池在不影响厂房布置的前提下，应尽可能获得较大的容积。因此，应有适合循环水池的布置空间。
（2）置于河道中由河道水进行冷却的尾水冷却器不仅应合理布置，且应有足够的结构强度，以承受尾水不稳定的波动压力，防止产生振动，并应尽可能减少冷却器对机组流道的水力干扰。
（3）采用循环冷却供水，需供水泵提供动力，水泵保证始终正常稳定运行尤其关键，故设计时应设置备用泵，实现主备用泵之间故障自动切换，为避免单台水泵长时间运行，主备用之间还应定时自动切换；供水泵选型扬程计算时需增加尾水冷却器及其进出管路部分的水力损失。
3进度计划、交货及运输
3.1进度计划
本项目为改造项目，为减小对电站正常运行的影响，应尽量缩短工期。
（1）建议改造工程安排在枯水期内最枯时段进行。
（2）总工期不超过3个月。
（3）合同签订后应尽快组织设计、设备采购、制造。
（4）不影响电站正常发电的新增管路改造、土建施工可在订购设备到场之前进行。
（5）前期施工与设备的工厂加工制造一并进行.。
（6）所有设备运至工地应不超过合同签订后2个月。
（7）根据优化设计，本改造项目不需全厂停机，即可完成所有设备的安装调试。在枯水期只发一台机组时对另一台停机机组进行改造安装，轮流切换。
3.2交货地点
所有设备交货地点均为：阿坝州松潘县小河水电站厂房。
3.3运输方式
拟采用全程汽车运输方式，所有设备公路运至电站。
4技改工程标准及原则
4.1标准及规范
本技改工程所有材料、设备和施工工艺以及工程竣工验收均遵照下列技术标准及技术规范执行：
SDJ173 水力发电厂机电设计技术规程
DL/T5066 水力发电厂水力机械辅助设备设计技术规定
GB503052-2005 民用建筑设计通则
GB50016-2006 建筑设计防火规范
GBJ102 工业循环水冷却设计规范
GBJ15 建筑给排水设计规范
GB50345-2004 屋面工程技术规范
GB150 钢制压力容器
SDJ，SDJ6，SDJ67 电力建设施工及验收技术规范
GBJ205 钢结构工程施工及验收规程
GBJ235 工业管道工程、施工及验收规范
GBJ236 现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范小河水电站循环冷却水系统改造工程技施设计图集。
4.2技改设计原则
（1）设计考虑新增设备及管路应最大程度减小对正常生产秩序的影响；
（2）新增管道及土建工程应考虑施工方便，不是必须停机进行的项目可在机组正常运行的同时提前进行；必须停机进行的项目应尽量缩短停机时间；
（3）尽量减少对原管路及设备的改动，新系统设备及管路布置应尽量简明；
（4）原取水方式保留作为备用，新老系统间切换应便于实施；
（5）改造工程总投资应经济合理；
（6）循环水系统运行应实现自动化控制并满足电站自动化要求；
（7）改造工程安排在枯水期内完成。
5技改总体方案
5.1循环冷却水系统组成
循环冷却水系统组成：循环水池及补充水源、供水泵、水泵控制柜、尾水冷却器、管路、阀门、机组各冷却器（包括空气冷却器、各轴承油冷却器等）及各种表计、自动化元件等。
5.2技改总体方案
水泵从循环水池（水池内充入清洁水）抽水，压至机组发电机空气冷却器及各部分轴承油冷却器，吸收机组运行产生的热量，然后引至布置在电站最低尾水位以下的尾水冷却器，尾水冷却器与流动的电站尾水进行热交换作用后冷却水温度降低，最后排回循环水池。电站原尾水取水方式保留作为备用，可与循环供水系统相互切换。冷却水循环系统循环水流向示意图：
5.3技改主要项目
（1）在主厂房外下游右侧空地上布置一座循环水池；水池有效容积约45m3。
（2）延用原3台水泵及水泵控制柜；水泵取水口加设三通及阀门（为便于与原尾水取水系统进行切换）；3台水泵共用1根DN300取水总管接至循环水池。
（3）在尾水渠水平段（即下游丰岩堡水电站引水渠）内设置2台套尾水冷却器；尾水冷却器进口接自原机组冷却水排水管，出口接至循环水池。
（4）在原技术用水排水管进尾水冷却器之前合适位置加设三通及阀门（为便于与原尾水取水系统进行切换）。
（5）循环水池设置溢流管、放空管、水位监测及自动补水装置，补水水源引自厂外消防水；尾水冷却器进出水管、水池补水管设压力表。
（6）根据现场情况进行管路、管路附件、支架、支撑等布置。
6循环水池选型方案比较
6.1循环水池的作用
循环水池主要作用为：系统稳压、保持自由水面接触大气使循环水不变质、水泵集中供水、循环水水质集中处理或更换以及部分散热作用。
循环水池在不影响厂房布置的前提下，应尽可能获得较大的容积；但是水池过大会增加投资，故设计时水池容积需考虑经济合理性。
6.2水池容积的选取
对循环水池容积的选取，目前没有规范及标准的明确规定，根据已成电站的经验，循环水池的有效容积原则上可按机组总冷却水量（每小时冷却水量）的1/20～1/10选取，在可能的条件下，尽可能取较大的水池容积，但是最小容积一般不宜小于20m3。
小河水电站单台机组的冷却水量为280m3/h，2台机组共560m3/h；设计按本
（实电站技术供水系统2台机组共用一座循环水池，循环水池的容积不小于45m3。例，本电站下游仙女堡水电站2台38MW机组循环冷却水改造，单机冷却水量400m3/h，2台机组共800m3/h，循环水池容积约60m3）
6.3水池布置
循环水池拟布置在电站厂外下游空地上（厂外右岸地坪），其长宽高分别为（暂定）：4m×5m×2.5m，总容积为50m3，顶部预留25cm，水池有效容积为45m3。
水池设置有DN300水泵总取水管、DN200冷却水回水管（2台机组各一根）、DN100水池放空管、DN100水池溢流管、水池液位监测装置及水池自动补水装置等。
6.4循环水池方案比较
6.4.1取消循环水池，设置高位膨胀水箱（方案一，密闭循环供水方式）
密闭循环供水方式整个供水系统都处于密闭状态，水泵进口直接接尾水冷
却器出水管，出口接入机组，机组冷却排水又接入尾水冷却器。密闭循环供水方式取消水池，在高位（高于系统最高点）设置膨胀水箱，以便对水的热胀冷缩进行调节，及对系统渗漏进行补充。如，我单位承担的云南龙川江一级水电站2台12MW混流式机组技改项目，采用无循环水池、设高位膨胀水箱的密闭循环供水方式。
密闭循环供水最大的优点是不需大容积循环水池，膨胀水箱容积小（一般仅需1m3左右），投资省，正常情况下水泵运行平稳；其缺点是系统安全性降低，应对大量渗漏等突发事故能力降低；循环水在密闭系统中经过一定时间运行后易变质、发臭；密闭循环循环水的更换相对困难。
密闭循环供水方案一般应用于技改项目中，电站布置空间有限，难以布置循环水池的电站，对于有条件布置循环水池的电站，建议采用循环水池方案
6.4.2循环水池采用钢筋混凝土结构（方案二）
循环水池采用钢筋混凝土结构，其净空尺寸为（长宽高）：4.8m×5.8m×3m，壁厚不低于40cm，循环水池的设计施工按《给水排水工程钢筋混凝土水池结构设计规程》执行；砼强度等级不低于C30，因本电站处于高海拔地震带，水池设计时还需考虑抗震、防冻；水池钢筋选型设计时应留有足够预量；水池应进行防渗处理；水池为开敞式露天布置，顶部设彩钢结构雨棚，避免阳光直射（水池顶部留有通气、进人高度）。
采用钢筋混凝土水池优点是：可靠性较高，修建好后运行维护少；因混凝土壁厚厚，经尾水冷却器冷却后的循环水进入水池后的保温效果好。
缺点是：施工工期长；施工工序多；受电站所处位置影响，修建所需砂石、水泥、钢筋等材料采购、运输等较为复杂；水池进出水管埋设需注意防渗处理；应位于地震带，难以保证不会因地震影响不出现渗漏；工程投资较大。
6.4.3循环水池采用钢结构（方案三）
钢结构水池的设计、加工及验收按《钢结构设计规范》（GB50017-2003）、《钢结构工程施工质量验收规范》（GB50205-2001）相关规定执行；水池尺寸为：（长宽高）4m×5m×2.5m。
水箱采用全钢结构，主要由钢板和槽钢框架、内部加强支撑等构成；钢结构水池内外壁均应进行防腐防锈处理；水箱可在现场焊接；钢结构水池底部应设置混凝土基础垫层（不低于C15），基础垫层应尽量平整；进出水管与水池开孔焊接处应设置加强环；水池开敞式露天布置，顶部设彩钢结构雨棚，避免阳光直射（水池顶部留有通气、进人高度）。
循环水池采用钢结构的优点是：施工周期短；工序简单；进出水管可直接在水箱上开孔焊接；投资更省。
缺点是：需增加防腐防锈处理工序；水箱露天放置，钢结构水箱的壁厚比混凝土结构薄，夏季经尾水冷却器冷却后的循环水保温效果相对较差；受防锈漆寿命影响，需定期（一般为2年一次）进行防腐防锈处理。
机组冷却水循环使用时，冷却水流量超过500m3/h，冷却水在循环水池内停留的时间很短，钢水池保温效果差的影响极小，而且可以通过增大尾水冷却器散热面积的办法解决。
经以上综合比较，方案三最优，推荐采用钢结构水池。
6.5循环水池管路及设备
循环水池内设置有DN300水泵总取水管、DN200冷却水回水管（2台机组各一根）、DN100水池放空管、DN100水池溢流管、水池液位监测装置及水池自动补水装置等。
水泵总取水管由循环水池接至水泵房；2根冷却水回水管分别接自2台机组的尾水冷却器出口；水池放空管及溢流管均排至电站尾水；
6.6循环冷却水水质要求
循环供水水源及补水系统《水力发电厂水力机械辅助设备设计技术规定》DL/T5066第2.1.3 条规定：
“在冷却水中，悬浮物颗粒历经宜小于0.15mm，粒径在0.025mm 以上的泥沙含量应小于总含量的5%，总含沙量宜小于5kg/m3。对多泥沙河流，在采取清楚水草、杂物及管道水流换向运行等措施后，冷却器内流速不低于1.5m/s 时，允许总含沙量不大于20kg/m3。碳酸盐硬度在冷却水水温为20～25℃，游离CO2
为10～100mg/L 时，应为2～7mg
/L。冷却水的PH 值宜为6～8。”
当量
循环供水系统冷却水循环使用，其第一次充水及以后的补充、更换都应采用清洁水，根据小河水电站情况，补充水源可采用消防水取水或接电站生活用水。电站消防水由尾水取水，压至高位消防水池，然后自流至厂区供消防水。因电站正常运行时消防用水极少使用，高位消防水池容积较大起到了一定的沉淀作用，而循环供水系统冷却水损失极少，补水量小，故水池补充水源取自消防水能保证冷却水的清洁。
循环供水系统正式投运后，应定期对循环水池内的冷却水水质进行检测（一般每半年一次），若发现冷却水水质变差应及时更换或处理，为减少冷却水更换对正常发电的影响，可在机组正常运行时同步进行（补充水保持对水池充水，多余的水量由水池的溢流管自流排至尾水）。
厂外拟布置循环水池位置附近有厂外消火栓，DN50水池补水管可直接接自该处消防水总管，并设阀门控制。
故现阶段推荐循环水池的补充水取自厂外消防水管，下阶段根据现场施工情况，若有更清洁可靠的补充水源再另行考虑。
6.7水池液位监测及自动补水装置
循环供水系统冷却水受蒸发、渗漏等影响可能减少，需设置水池水位监测及自动补水装置，确保冷却水的安全。
（1）水池内设置投入式液位变送器监测水池水位；补水管上设置流量开关、自保持电磁阀、压力变送器等。
（2）在水池外壁设一个补水控制箱显示实时水池水位、控制自动补水电磁阀的启停，并可实现补水管压力过低报警、水池水位超高、超低报警、补水电磁阀故障报警等功能。
（3）水池水位设开始补水水位、停止补水水位、水位超高报警、水位超低报警等4个开关量控制；
补水管引至消防水管，设有压力变送器，若出现水量不足或中断时，补水管压力会降低至设定的报警值时，控制箱将发出报警信号；
正常情况下，当水池水位因冷却水减少降低至开始补水水位时，补水管电
磁阀打开，流量开关显示水流通过正常，对水池进行补水；水池水位上升至停止补水水位时，电磁阀关闭，停止补水；
若电磁阀打开后，流量开关显示无水流通过，则判定为电磁阀故障，报警；
若补水不足、或自动补水装置故障，水池水位持续降低至超低水位时将发出水池水位超低报警；若补水至停止补水位后补水未停止，水池水位将持续升高至超高水位，将发出水池水位超高报警。
7水泵及水泵控制柜
7.1水泵技术参数
原技术供水系统选用3台（2用1备）上海凯实利制泵有限公司生产的立式离心泵，水泵布置于水泵房内（1486.20m高程），水泵技术参数如下：型号：KSLD200-400T
流量：294m3/h
扬程：48m
吸程：7m
转速：1450r/min
电机功率：75KW
技术供水系统改造为循环供水方式后，供水系统中增加了尾水冷却器、管路、弯头、阀门等，加大了系统总的水力损失。但电站原供水泵选型设计时富裕度偏大，（例：下游仙女堡水电站2×38MW机组技术供水系统所需的冷却水量为单机400m3/h，技改新增水泵也是选用上海凯实利制泵有限公司生产的75KW立式离心泵），经初步设计计算，结合多年技改项目的成功经验，本电站原水泵的流量、扬程及电机功率在改造完成后，能满足机组对冷却水的正常使用要求，水泵可延用。
为减小水力损失，新增尾水冷却器设备设计时需考虑尽量减少水力损失；新增管路布置也应尽量简捷，减短流程、减少弯头。
7.2水泵控制柜
水泵房内设有一套水泵控制柜，集中控制3台水泵的启停。
水泵控制柜采用现地可编程PLC控制柜，并采用软启动器减少水泵启停时对厂用电的冲击。
3台水泵采用2用1备的运行方式；主用泵与备用泵之间能自动故障切换、定时轮换。
技术供水系统改造为循环供水系统后，水泵电机功率、水泵运行方式不变；与原尾水取水系统共用原有的3台水泵，故原水泵控制柜不需改造。
8改造工程新增管路及附件
8.1新增管路基本要求
新增管道采用全新优质无缝钢管。管道用管支架固定，管道安装完毕后进行清理并涂防锈漆。
8.2新增管路说明
改造工程增加的管路主要有：水泵吸水总管、水泵吸水管、尾水冷却器进、出水管、机组冷却水排水管至水池段，水池放空管、溢流管、自动补水管等。所有管路管径的选型计算需满足《水力发电厂水力机械辅助设备设计技术规定》DL/T5066中对技术供水系统流速的技术要求。
（1）水泵吸水总管
水泵吸水总管管径均为DN300，其管径选择依据为满足2台水泵同时开启时的取水流量需要；该吸水总管由布置在厂外地坪的循环水池接至水泵房内。为便于水泵检修，在该管段上、循环水池外厂外地坪处设阀门。
（2）水泵吸水管
水泵房内布置3台立式离心泵，水泵进出口管径均为DN200，其进出口设有阀门，水泵原取水管接自埋设于水泵房下游墙内的尾水取水总管，技改在水泵吸水管段设三通及阀门，新增3根水泵DN200吸水管并联至上诉水泵吸水总管。
即每台水泵有2个取水口，一个为循环供水循环水池取水，一个为尾水取水，两系统切换时需将另一取水管阀门关闭（注：两系统切换时还需同时将原冷却水排水管上新增的三通阀门对应启闭）。
（3）尾水冷却器进水管
DN200尾水冷却器进水管共2根，分别接自2台机组的原DN200技术供水排水管，其中1#机组的冷却水排水管位于1#机组尾水闸门槽以内，尾水管上方，2#机组的冷却水排水管位于2台机组之间的尾水闸墩上。以上2根冷却水排水管均位于水面以上。
将冷却水排水管引至地面后，引至尾水冷却器布置处（丰岩堡水电站引水
渠内），接尾水冷却器进口。在进尾水冷却器之前、便于操作的合适位置设三通及阀门，排至尾水。
（4）尾水冷却器出水管
DN200尾水冷却器出水管由尾水冷却器出口至循环水池，经设计计算，2根回水管也可采用汇合至一根DN300回水总管至循环水池的方式更简便。
（5）水池放空管
为方便水箱清理及更换冷却水，在水池底部设DN100放空管及阀门，排至尾水。
（6）溢流管
为避免补水装置故障无法关闭一直补水或在不停机状态下更换冷却水，在水池上部设DN100溢流管，水位超高后可自动溢流，排至尾水。
（7）水池补水管
DN50水池补水管，引自电站厂外消火栓处的消防水管。该管路上设压力变送器、自动补水装置、阀门等。
9尾水冷却器设计及布置
9.1技术标准
尾水冷却器的设计、制造、安装、工厂检验和产品质量遵照下列国家标准和有关标准。
SDJ173-85 水力发水电站机电设计技术规程
GBJ 15-88 建筑给排水设计规范
DL/T5066-1996 水力发水电站水力机械辅助设备系统设计技术规定GB8564-1996 水轮发电机组安装技术规范
SDJ-82，SDJ6-89 电力建设施工及验收技术规范
GBJ 69-84 给水排水工程结构设计规范
GBJ 205-83 钢结构工程施工及验收规程
GBJ 235-82 工业管道工程、施工及验收规范
GBJ 236-82 现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范
GBJ 102-87 工业循环水冷却设计规范
一律使用国家法定计量单位。
9.2尾水冷却器安装布置方案比较
尾水冷却器为非标产品，需根据每个电站不同情况（如机组技术参数、技术供水系统冷却水技术要求、当地河水最高温度、水质条件、布置尾水冷却器位置的水工尺寸、尾水水流情况等）进行单独设计，设计时需考虑一定裕度，确保尾水冷却器通过热交换能完全带走机组发电产生的热量，采用合理的安装布置方式，尾水冷却器应具有足够的结构强度，能承受尾水冲刷及波动，防止产生共振，保证尾水冷却器安全可靠运行。
根据现场踏勘，小河水电站尾水冷却器的安装布置有以下2种方案：
（1）方案一：尾水冷却器布置在渠道汇合段之前
尾水冷却器共2台套（每台机组1台套），布置丰岩堡水电站底栏栅坝取水渠道与小河水电站尾水渠汇合段之前的渠道内。
该段渠道宽4m，水深约3m，尾水冷却器布置在靠小河水电站厂房侧的边
墙上；为更好的冷却效果、防冻、防锈、防漂浮物，尾水冷却器最高散热管高程低于该段渠道的最低水位；尾水冷却器采用壁挂式结构，其底部置于渠道底板，上部用不锈钢膨胀螺栓固定在边墙上；尾水冷却器设计为可拆卸结构，便于以后检修；尾水冷却器底部最低散热管与渠道底板之间应留有足够的防止淤积空间；尾水冷却器DN200进水管接自原机组冷却水排水管，DN200出水管接至循环水池。
方案一的优点：增加的管路更短，减少水力损失，施工更方便；枯水期该段渠道内水流很缓，便于冷却器安装；便于吊车施工。
缺点：尾水冷却器依靠尾水流动带走热量，该区域枯水期水流太缓，不利于热交换，设备效率降低，需大大增大尾水冷却器散热面积来消除此不利条件，增大投资。
（２）方案二：尾水冷却器布置在渠道汇合段之后
尾水冷却器共2台套（每台机组1台套），布置丰岩堡水电站底栏栅坝取水渠道与小河水电站尾水渠汇合段之后的渠道内。
该段渠道宽4m，水深约3m，尾水冷却器的安装布置方式与方案一基本相同。
方案二的优点：尾水冷却器始终受水流冲刷，换热效果更好；尾水冷却器体积减小、重量减轻，节省尾水冷却器设备投资；因该段渠道一致受水流冲刷，渠道底板不易淤积；
缺点：尾水冷却器布置在该区域受小河水电站尾水冲刷力更大，设计需增加结构强度，安装也要求更加稳固；本改造项目按不停机方案实施，但是若尾水冷却器受尾水水流冲击无法正常安装时，则不得不降低机组负荷或停机才能实施；尾水冷却器出水管至循环水池段的管路增长，加大了管路投资和系统水力损失；不方便吊装，需更大吨位吊车进行吊装。
小河水电站水库有一定调节能力，若提前计划、合理调度，做好准备工作，能在不损失发电量的前提下定时短期停机进行尾水冷却器安装；经计算，虽然系统水力损失增加，但水泵扬程的富裕度能确保系统正常稳定运行。
综合比较，推荐采用方案二，将尾水冷却器布置在渠道汇合段之后。
9.3尾水冷却器性能保证
（1）尾水冷却器刚强度保证设计有足够余量，确保在本电站对外交通条件下的运输过程不变形，在本电站环境条件和机组正常的出力范围内，均能保证机组能正常运行。
（2）在正常使用条件下，尾水冷却器正常设计使用寿命保证不低于20年。
（3）尾水冷却器进出口水力损失不大于8m。
（4）尾水冷却器设计成可拆卸结构，以方便尾水冷却器的安装和检修。
（5）尾水冷却器及其附属设备，其材料表面均作防锈、防腐、防结垢、防微生物生成处理。
（6）尾水冷却器管路全部采用全新、优质无缝钢管（牌号为20＃），管径和管壁厚度预留足够的腐蚀余量，以保证至少20年的设计使用寿命。
（7）固定尾水冷却器的可拆卸连接螺栓、螺母等采用不锈钢材料制造。
（8）尾水冷却器出厂前按设计要求的试验压力进行耐压试验，试验压力为1.5MPa，历时1h，不应有渗漏和变形。
（9）尾水冷却器的制造按标准精确制造，制造公差按GB标准，焊接设计和制造按《钢制压力容器（GB150）》的规定进行。
（10）单台套尾水冷却器额定流量260m3/h，按此流量进行管径选择，计算管内流速应符合管道经济流速要求。
9.4尾水冷却器主要材质
散热管20#无缝钢管
框架结构及配水管20#无缝钢管
进出水管20#无缝钢管
固定件Q235
定位装置Q235
进出口配对法兰Q235
连接螺栓、螺母不锈钢
法兰密封垫橡胶石棉垫
9.5尾水冷却器工厂检验项目及标准
（1）工厂检查和测试标准
1）材料试验
所有材料应采用国内知名厂家产品，且必须提供产品质量证明书，出具产品试验报告（包括钢管的抗拉强度、伸长率、压扁试验及化学成分等）。测试标准按国家相关规定执行。
2）控制尺寸检查
检查尾水冷却器各部分控制尺寸，必须严格按设计图纸执行，误差应控制在2mm以内。
（2）设备的初步检查和测试项目
1）外观检查
检查尾水冷却器焊缝外观应平整圆滑，冷却器外表面应无毛刺、铁削。冷却器所有管路应保证无有害弯曲变形。尾水冷却器厂前应保证外观清洁。
2）水压试验
水压试验压力为1.5MPa，保压时间为1小时，在此期间，尾水冷却器管道及焊缝不得渗漏，尾水冷却器不能产生渗漏及有害变形。
3）水力损失试验
每台套尾水冷却器用水泵压水，通过额定流量，测出其进出口水力损失应不大于8m。
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)
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
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；
××生活垃圾焚烧发电厂可行性研究报告
目录 第1章概述 (7) 1.1基本情况 (7) 1.2项目背景及建设必要性 (7) 1.3编制原则 (8) 1.4编制范围 (9) 1.5采用的规范和标准 (9) 1.6主要研究结论 (9) 1.7主要技术经济指标表 (10) 第2章**生活垃圾概况 (12) 2.1概况 (12) 2.2**垃圾处理现状及规划 (14) 2.3**生活垃圾产量及预测 (16) 2.4垃圾的性质 (19) 第3章厂址选择 (22) 3.1选址的基本要求 (22) 3.2厂址选择 (22) 3.3 3.2场址比选 (22) 3.4 3.3场址选择 (27) 第4章焚烧工艺方案论证 (29) 4.1焚烧炉炉型选择 (29)
4.2焚烧生产线的配置 (32) 4.3汽轮发电机组的配置 (34) 4.4烟气净化方案 (35) 4.5垃圾处理工艺流程 (42) 第5章工程方案设计 (43) 5.1总平面布置 (43) 5.2垃圾接收及贮存 (46) 5.3垃圾焚烧系统 (50) 5.4余热锅炉系统 (55) 5.5烟气净化系统 (59) 5.6汽轮发电系统 (65) 5.7电气系统 (70) 5.8仪表及自动控制 (75) 5.9给排水系统 (84) 5.10渗沥液处理系统 (93) 5.11灰渣处理系统 (102) 5.12辅助生产系统 (104) 5.13厂房建筑与结构 (105) 5.14通风与空气调节 (108) 5.15除臭 (109) 5.16辅助文化教育设施 (111) 第6章环境保护与环境监测 (112)
6.1建厂地区环境现状 (112) 6.2主要污染物及污染源 (112) 6.3本工程对环境影响 (113) 6.4采用环境保护标准 (114) 6.5污染物治理措施 (117) 6.6环境影响初步分析 (120) 6.7环境管理及监测 (120) 第7章劳动安全与工业卫生 (122) 7.1设计依据 (122) 7.2主要危害因素分析及防范措施 (122) 7.3劳动卫生措施 (125) 7.4安全卫生机构 (126) 7.5应急措施 (126) 7.6预期效果 (127) 第8章节能 (128) 8.1主要节能措施 (128) 8.2效益评价 (129) 第9章消防 (130) 9.1消防设计范围 (130) 9.2生产厂房火灾危险类别 (130) 9.3主要设计原则 (130) 9.4消防设施 (130)
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)
如何编制分布式光伏发电项目可行性研究报告 （立项+批地+贷款） 编制单位：北京中投信德国际信息咨询有限公司编制时间：二〇一四年九月 咨询师：高建 https://www.doczj.com/doc/ba13399049.html,
目录 目录 (2) 专家答疑： (4) 一、可研报告定义： (4) 二、可行性研究报告的用途 (4) 1. 用于向投资主管部门备案、行政审批的可行性研究报告 (5) 2. 用于向金融机构贷款的可行性研究报告 (5) 3. 用于企业融资、对外招商合作的可行性研究报告 (5) 4. 用于申请进口设备免税的可行性研究报告 (6) 5. 用于境外投资项目核准的可行性研究报告 (6) 6. 用于环境评价、审批工业用地的可行性研究报告 (6) 三、可行性研究报告的编制依据 (6) 四、可研报告编制收费标准及时间 (7) 1、收费标准 (7) 2、付款方式 (8) 五、我们的优势 (8) 1、良好的信誉保障 (8) 2、专业的咨询团队 (8) 3、丰富案例经验 (9) 4、精准的数据库支持 (9) 六、可研报告编制大纲： (10) 表目录 (28) 表目录 (29) 表1-1 本报告研究范围 (29) 表1-2 报告误差控制表 (29) 表1-3 本报告编制依据 (29) 表1-4 分布式光伏发电新建项目产品型号及产能一览表 (29)
表1-5 分布式光伏发电新建项目项目概况 (29) 表1-6 分布式光伏发电新建项目项目资金来源与使用计划 (29) 表1-7 分布式光伏发电新建项目综合经济技术指标 (29) 表2-1 分布式光伏发电新建项目主要产品型号及计划产能 (29) 表2-3 分布式光伏发电新建项目主要产品和规格 (29) 表2-4 分布式光伏发电新建项目 (29) 表2-5 分布式光伏发电新建项目产品规格 (29) 表3-1 2007-2014年我国分布式光伏发电产量 (29) 表3-2 2014-2019年我国分布式光伏发电产量预测表 (29) 表3-3 分布式光伏发电新建项目战略规划一览表 (29) 表3-4 2013-2018年分布式光伏发电新建项目产品产量预测 (29) 表4-1 分布式光伏发电新建项目主要建构筑物一览表 (29) 表4-2 分布式光伏发电新建项目投资强度分析 (29) 表4-3 分布式光伏发电新建项目项目建筑系数分析 (29) 七、可研报告资料提供清单： (30) 1、项目的基本信息 (30) 2、项目的主要产品 (31) 3、项目的生产资源 (31) 4、项目（现有设施）的土建工程 (32) 5、项目的环境与劳动保护 (32) 6、项目的工作人员 (33) 7、对项目的补充说明或编写要求 (33) 八、国家发改委对工程咨询31个专业所包括内容 (33) 九、资质证书样本 (35)
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)
祁连县二珠龙电站可行性研究报告 第一章概述 二珠龙水电站位于青海省祁连县境内，距祁连县城70公里，东径99°38′11″，北纬38°24′44″。二珠龙电站兴建是黑河流域整体开发的龙头项目电站，开发形式为坝后式电站。电站水库总库容为8230万立方米，具有灌溉、防洪、发电等综合效益，也可作为黑河梯级开发调节水库，为祁连县新建年产十万吨石棉矿、祁连县及海水地区的资源开发提供电力。 二珠龙电站控制流域面积3770平方公里，装机12×3200千瓦，年利用小时数为5523小时，年平均发电量为3535.216万千瓦时。 第二章项目背景及建设的必要性 祁连县位于海北藏族自治州西北部，总面积15610平方公里，平均海拨3169米，全县辖8个乡镇，总人口4.9万人，有耕地4.3万亩，基本上分布在县城西部的黑河流域，其中有水浇地面积1.2万亩，宜农荒地1.8万亩，林地面积232万亩，可利用草场面积1274万亩。祁连县城位于县境中部的八宝河畔，东南距省会西宁284公里，南距海北州府所在地西海镇204公里。区域供电主要以小水电为主。
祁连县有煤炭、黄金、铅锌、铬铁、锰铜、石棉等43种矿产，是全省资源重点开发县之一。特别是石棉、煤炭、黄金资源十分丰富。石棉储量为1740万吨，居全国前列。并且石棉的理化性极佳，是我国第一、世界第二 成浆性棉，有极大的开采价值。石棉、煤灰、黄金、铬铁是祁连县发展国民经济的四大优势资源。 近几年祁连县为充分发挥其资源优势，新建了铬铁冶炼厂（1300KW）、小八宝棉选矿厂（3000KW）、铅锌选矿厂（600KW）、冰铜冶炼厂（1000KW）等一批有地方资源特色的工业开发项目，用电负荷增长较快。 根据祁连县“九五”及2010年工业发展规划，到2000年全县用电负荷将由目前的7000KW发展到2.8万KW，电力缺口约2万KW。用电量将由目前的1400万KWH增加到1.36亿KWH。据该县2001年-2010年工业发展规划，预测到2010年电力缺口将达5.38万KW。由此可以看出：祁连地区目前及今后一个时期面临的电力供需矛盾非常尖锐，迫切需要解决电源问题。为解决祁连地区的用电，省上已建设门源一祁连的110千伏送变电工程，其中一期工程默勒一祁连110千伏输电线路（85公里）于2000年年底投运。根据省电力设计院提交的初设方案，该线路全部建成后，其最大输送能力约3.1万千瓦，其中向祁连县城送电能力仅2.35万千瓦，届时仍不能满足祁连县负荷发展的需要。由于祁连县处于大电网的末端，为保持大电网末端电压的稳定也需要建设一个有一定规模的电源支撑点。 丰富的水电资源是祁连发展经济的一个优势。根据水利部、能源部东北勘测设计研究院编制的《黑河（黄藏寺以上河段）水电开发规划报告》，黑河上游干流段祁连境内规划有二珠龙、油葫芦、大郎沟、上柳沟、绵纱弯、地盘子、黄藏寺等七个梯级电站，总装机19.5万千瓦，保证出力6.5万千瓦，年发电量8.52亿千瓦时。
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)
水电站可行性研究报告
目录 第一章总说明 (1) 第二章建设条件 (2) 第三章总体布置及水工建筑物 (6) 第四章财务分析 (11) 第五章建站效益评价 (13) 2
第一章总说明 一项目简介 白寒鸡电站是引水式径流水电站，位于灌阳县西山乡乡政府所在地的西偏南方向，其水源区为灌江西山乡茶源支流上游，坝址以上集雨面积8.6平方公里。厂址拟建在茶源屯上游约50米处的右岸，坝址与厂址相距约3.5公里。电站距西山乡乡政府所在地6.5公里左右，乡级公路直通茶源自然村。交通十分方便，当地建材更是取之不尽，投资环境十分优越，是兴建水电站极为理想的场所。 电站设计水头310米，机组引用流量0.42M3/s。引水渠道全长2.98公里，其中明渠为2.77公里、隧洞0.21公里。主厂房长15.00米，宽8.25米,高度8.00米。压力管采用钢管制作，主管长1120.00米，升压站建在厂房的后面，各建筑物的布置均较为合理，本电站装机2台，总装机容量1000千瓦。多年平均发电量490万KWh，年利用小时4900小时。 随着灌阳经济持续、快速、健康地发展，特别是我县冶炼厂的不断增加，从目前灌阳县电力供求上看，对电力需求量越来越大:现已建成大小水电站近50座，并已建成了与桂林电网联网的大电网。县电网现有发电装机38918kW千瓦，2000年供电量12252.69万千瓦 3
/时。而实际年需电量达20524万千瓦/时，由此可见，本项目建成后社会效益和经济效益十分显著。 根据上述条件，本站筹建小组请相关部门，对建站地址、集雨面积、植被、水文资料、水头的测量、筑坝地点、引水渠的走向、压力前池、压力管、厂房平面等实地勘测，以及项目建设资金的筹措等多方面实事求是的综合分析和研究，并选择了几个方案进行比较、筛选，交有关部门评估论证。 二、投资估算 项目总投资368万元，资金来源：一是申请贷款184万元；二是自筹184万元。 （一）经济效益 本项目建成后，设计年发电量490万千瓦.时，产值88.2万元年,成本17.64万元,年税利5.29万元。 （二）主要技术经济指标 1、集雨面积：8.6平方公里 2、设计水头：310米 3、设计流量：0.42M3/s 4、装机容量：2×500KW=1000KW 5、年发电量：490万千瓦.时 4
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。
水电站建设项目可行性研究报告 2016年10月
无坝水电站可行性报告1．序言
水电开发带来的后续问题也很多且很复杂，解决起来颇为棘手，其中移民问题尤为突出。除此之外，建造水坝给流域原住民的生产生活带来的严重影响也不容忽视。 从世界范围来看，移民是水电开发中的一大问题。全球约有4000万~8000万人口因建造水坝而迁移，其中很大一部分人口依然贫困或陷入贫困。另外，移民融入迁入地面临经济、文化、传统习惯等多方面的困难，可能造成移民回迁、移民与迁入地居民冲突等社会问题。我国的三门峡库区，先后共淹没居民点522个，移民40余万人，由于诸多原因，移民大量回迁。虽然国家历年安排了大量移民经费，但三门峡库区移民问题至今仍未彻底解决。 水电开发带来的流域生态环境改变对流域内居民的生产生活造 成很大影响。那些依赖土地和自然资源而生存的人们常常会因此失去传统的谋生手段，或者增加了生产生活成本。例如，岷江上游水电开发在促进地方经济发展的同时，也造成了河道断流和脱水现象严重、河道生态环境日趋恶化等问题，鱼类数量和种群急剧下降。岷江上游地区农田灌溉主要依靠抽、引岷江水，由于部分河段出现断流或减水，
使河岸边农田的灌溉水源得不到保证。同时，由于饮水隧洞建设降低了地下水位，使岷江流域主要依靠提取地下水灌溉和生活的村民受到一定影响。有关调查表明，黄河谷地以往的水电开发和水利建设，对当地经济发展所发挥的促进作用并没有预期的那样大。由于水权问题没有解决，当地百姓无法开展水产养殖，相关旅游项目也受到影响。搬迁后农民以往的自流灌溉变成提灌等，增加了生产成本，区域内农民生活没有改善反而越来越贫困。 水电开发受益的究竟是哪些人呢？有关调查显示，水电开发的主要受益者是流域内的政府部门和参与水电建设、运行的相关企业，以及水电的终端用户，利益受损的群体主要是流域内的普通人群。同时，由于生物多样性减少等生态环境的破坏，间接利益受损的还涉及到流域外的大部分人。因此，在生态环境脆弱的地区，依靠搞水电开发来脱贫，首先来考虑这样几个问题，并进行充分论证和研究:这是不是唯一的出路和最佳选择？顾及全局和未来发展，利与弊孰大孰小？对资源的过分依赖和不合理开发利用往往会导致资源枯竭、生态恶化的恶果，如果我们过于依赖资源，就有可能掉入“资源陷阱”。另外，我国今年全面启动小水电代燃料工程建设。到２０１５年，基本解决生态环境特别脆弱、以烧柴为主的２００万户农民的生活燃料问题，户均年生活用电量不低于１２００千瓦时。到２０２０年，基本解决退耕还林区、天然林保护区、自然保护区和水土保持重点治理
(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，
余热发电项目 可行性研究报告 编制单位：北京中投信德国际信息咨询有限公司编制时间：https://www.doczj.com/doc/ba13399049.html, 高级工程师：高建
关于编制余热发电项目可行性研究报告编 制说明 （模版型） 【立项 批地 融资 招商】 核心提示： 1、本报告为模板形式，客户下载后，可根据报告内容说明，自行修改，补充上自己项目的数据内容，即可完成属于自己，高水准的一份可研报告，从此写报告不在求人。 2、客户可联系我公司，协助编写完成可研报告，可行性研究报告大纲（具体可跟据客户要求进行调整） 编制单位：北京中投信德国际信息咨询有限公司 专 业 撰写节能评估报告资金申请报告项目建议书 商业计划书可行性研究报告
目录 第一章总论 (1) 1.1项目概要 (1) 1.1.1项目名称 (1) 1.1.2项目建设单位 (1) 1.1.3项目建设性质 (1) 1.1.4项目建设地点 (1) 1.1.5项目主管部门 (1) 1.1.6项目投资规模 (2) 1.1.7项目建设规模 (2) 1.1.8项目资金来源 (3) 1.1.9项目建设期限 (3) 1.2项目建设单位介绍 (3) 1.3编制依据 (3) 1.4编制原则 (4) 1.5研究范围 (5) 1.6主要经济技术指标 (5) 1.7综合评价 (6) 第二章项目背景及必要性可行性分析 (7) 2.1项目提出背景 (7) 2.2本次建设项目发起缘由 (7) 2.3项目建设必要性分析 (7) 2.3.1促进我国余热发电产业快速发展的需要 (8) 2.3.2加快当地高新技术产业发展的重要举措 (8) 2.3.3满足我国的工业发展需求的需要 (8) 2.3.4符合现行产业政策及清洁生产要求 (8) 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 (9) 2.3.6增加就业带动相关产业链发展的需要 (9) 2.3.7促进项目建设地经济发展进程的的需要 (10) 2.4项目可行性分析 (10) 2.4.1政策可行性 (10) 2.4.2市场可行性 (10) 2.4.3技术可行性 (11) 2.4.4管理可行性 (11) 2.4.5财务可行性 (11) 2.5余热发电项目发展概况 (12)
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。