垃圾发电项目合作协议范文-盘古文库

垃圾发电项目合作协议范文第1篇

( 报批稿 )

浙江省环境保护科学设计研究院

ENVIRONMENTAL SCIENCE RESEARCH ( DESIGN INSTITUTE OF ZHEJIANG PROVINCE 国环评证：甲字第2003号二○○九年三月

一、项目概况

1、项目来源

随着临安市城市的发展，人口和消费水平的提高，生活垃圾逐年增加，根据有关资料统计，2007年临安市城区生活垃圾产生量232吨/日，临安市城区未来十年内生活垃圾产生量将以约5%的速度递增。目前，临安市城市生活垃圾主要送往临安市垃圾填埋场作填埋处置，而一期垃圾填埋场已填满，二期垃圾填埋场已于2004年建成使用，设计使用年限10年，按目前的垃圾填埋速度预计使用寿命缩短至5年，因此如垃圾仅考虑填埋预计到2010年左右将填满。为解决临安市生活垃圾的出路问题，绿能环保发电有限公司拟投资建设临安市垃圾焚烧发电项目，建设规模为2台225t/d二段往复式炉排垃圾焚烧炉配1套6MW汽轮发电机组。本工程的建设可推进临安市生活垃圾无害化、减量化及资源化的进程，节约了大量的宝贵的土地资源，对促进临安市国家级生态示范区建设具有积极的意义。

2、立项情况

省发改委关于临安绿能环保发电有限公司垃圾焚烧发电项目服务联系单[2009]15号。

3、建设地点

位于临安市锦南街道上畔村。

4、项目性质

本项目属于新建项目。

二、工程概况

1、工程组成

项目基本构成见表2-1。表2-1 项目基本构成

项目名称临安绿能环保发电有限公司垃圾焚烧发电项目

建设单位临安绿能环保发电有限公司

工程总投资 18968万元

建设地点位于临安市锦南街道上畔村，用地面积57.99亩

建设性质新建建设规模日焚烧垃圾450吨，

主体工程垃圾焚烧炉 2台225t/d二段往复式炉排垃圾焚烧炉

汽轮机 1台6MW凝汽式汽轮机组

发电机 QF-6-2发电机组

配套工

程辅助

工程垃圾运输垃圾由临安市及周边地区环境卫生部门分散收集后，用专用垃圾车运送到垃圾发电厂。

垃圾库房有效容量2100t，可贮存5天的垃圾量。

灰、渣库等设渣库一座，有效容积300m3，灰库一座，有效容积约400m3

供水系统生活用水水源来自城市供水管网，锅炉除盐水和设备冷却水补充水来自横溪(水源为大坑坞水库)，采用机力通风冷却塔的循环供水系统。

化水处理设施采用活性炭过滤+离子交换处理工艺

排水系统雨污分流，渗滤液、生活污水和冲洗废水经预处理达进厂标准后送入临安市城市污水处理厂，其它废水回用于生产。

排烟设施单筒钢筋砼结构，高度70m、出口内径1.8m

贮运

系统垃圾库、渣库、灰库、地下式贮油罐、输送系统等

环保

工程焚烧炉废气采用半干法反应塔+活性炭吸附+布袋除尘器;渗滤液、生活污水和各类冲洗废水等预处理达标后排入城市污水处理厂，化水、锅炉排污水和冷却塔排污水等经预处理后回用于生产;飞灰安全处置、炉渣综合利用，设灰渣暂存设施;事故应急池;在线监测系统;综合降噪措施等。

2、垃圾的来源、垃圾收集和运输系统

根据临安市目前生活垃圾收集范围和本项目拟增加收集的乡镇，目前已纳入临安市环卫收集系统并通过填埋处理的共4个街道和2个镇，共计人口21.24万人，本项目计划新增收集的有2个乡和4个镇，共计人口12.18万人。

本项目收集范围内共有小型垃圾填埋场3座，分别为於潜、太湖源、高虹垃圾填埋场。根据《临安市环境卫生专项规划》，近期将对市中心40吨/日的一般垃圾转运站扩建为转运能力80吨/日的压缩式垃圾转运站，同时在青山湖片区新建80吨/日的压缩式垃圾转运站一座。远期将城南40~50吨/日的一般垃圾转运站扩建为转运能力40~80吨/日的压缩式垃圾转运站，同时新建40~80吨/日的压缩式垃圾转运站8座。

3、垃圾组份和理化性质由于临安生活垃圾目前尚未进行成分分析，因此项目申请报告采用了邻近城市(湖州)生活垃圾成分分析结果，详见表2-2。表2-2 生活垃圾物理组成成分表

类别有机物无机物可回收物其他混合

动物植物灰土砖瓦陶瓷纸类塑料橡胶纺织物玻璃金属竹木

小项(%) 0.48 21.41 14.24 2.95 8.03 27.82 3.91 2.57 0.45 1.17 0 16.98 大项(%) 21.89 17.19 43.95 0 16.98 垃圾元素特性分析及热值如下：

碳份 Car=24.82% 氢份 Har=2.47% 硫份 Sar=0.13% 氧份 Oar=9.53% 氮份 Nar=0.79% 灰份 Aar=59.14% 水份 Mar=44.6% 低位发热量 Qar net =4430kJ/kg

4、机组选型及方案 (1) 装机方案

本项目本期的装机方案为：2225t/d二段式炉排垃圾焚烧炉+1套6MW凝汽式汽轮机和1台QF-6-2汽轮发电机。 (2)焚烧炉型

本工程拟采用结合了逆推加顺推两种技术优势的二段式炉排，目前该炉型已成功地应用在温州的临江、永强等垃圾发电厂，江苏的太仓、江阴等垃圾发电厂。 (3)余热锅炉

本工艺采用的余热锅炉为烟道式、单锅筒自然循环中温中压锅炉。 (4)汽轮机的配置

块本工程汽轮机组配置采用一台6MW的C6-3.43/0.98抽凝式汽轮机配一台QF-6-2发电机。

三、工程分析

1、垃圾焚烧发电工艺流程

本项目垃圾焚烧发电主要由燃烧系统、热力系统、点火及助

燃油系统、自动控制系统等组成。其中垃圾焚烧发电主要工艺流程见下图。

EMBED Visio.Drawing.6

2、类比调查

(1)太仓协鑫垃圾焚烧发电厂环保竣工验收资料 ■类比条件分析及工艺参数

太仓协鑫垃圾焚烧发电厂主要处理太仓市内的生活垃圾，不处理工业固废和医疗废物，因此处理对象相同;焚烧炉为二段往复式炉排焚烧炉，与本项目相同;烟气处理工艺采用半干反应塔+活性炭喷射+布袋除尘装置，与本项目相同;因此具备类比条件。 ■焚烧炉废气类比监测结果

二噁英浓度为0.041~0.118ngTEQ/m3，平均浓度为0.074ngTEQ/m3，平均浓度能够达到欧盟标准(0.1ngTEQ/m3)，但监测资料中有一次监测数据超过了欧盟标准，超标18%。分析原因可能主要与太仓协鑫垃圾焚烧发电厂布袋除尘器的除尘效率过低有关，其平均除尘效率仅为99.48%，而其他同类工程除尘效率基本在99.9%以上。除尘效率过低导致布袋对烟气中的二噁英拦截率降低，二噁英以吸附在飞灰及细微的活性炭颗粒表面上的形式排入大气中。 ■恶臭污染物类比监测结果

2006年12月13日至14日江苏环境监测中心在太仓协鑫垃圾焚烧发电厂上、下风向共设4个监测点(上风向对照点1个，下风向厂界3个)，监测结果表明，各测点臭气浓度和甲硫醇均未检出，氨和硫化氢的最大浓度均出现在下风向，其中氨的最大浓度点位于在垃圾库和卸料大厅南侧，硫化氢最大浓度点位于垃圾库和卸料大厅东南侧。臭气浓度、甲硫醇、氨和硫化氢均能够达到《恶臭污染物排放标准》(GB14554-1993)中二级标准。 (2) 温州永强垃圾焚烧发电厂环保竣工验收资料 ■类比条件分析及工艺参数

温州永强垃圾焚烧发电厂主要处理温州市内的生活垃圾，不处理工业固废和医疗废物，因此处理对象相同;焚烧炉为二段往复式炉排焚烧炉，与本项目相同;烟气处理工艺采用半干反应塔+活性炭喷射+布袋除尘装置，与本项目相同;因此具备类比条件。 ■焚烧炉废气类比监测结果

2#垃圾焚烧锅炉脱硫除尘系统二个生产周期的烟尘排放浓度分别为3.30mg/N.m3和4.22mg/N.m3;SO2排放浓度38.6mg/N.m3和75.7mg/N.m3;HCl排放浓度分别为32.6 mg/N.m3和36.5mg/N.m3;NOX排放浓度分别为319mg/N.m3 和263mg/N.m3;CO排放浓度分别为2.0mg/N.m3和小于1.0mg/N.m3;Hg排放浓度分别小于0.029mg/N.m3和0.028mg/N.m3;Cd排放浓度均小于0.005mg/N.m3;Pb排放浓度分别为0.111mg/N.m3和<0.088mg/N.m3;烟气黑度均小于1。各项指标均低于GB18485-2001《生活垃圾焚烧污染控制标准》中规定的各污染物排放浓度限值，符合国家排放标准的要求。

除尘效率为99.92%和99.95%，脱硫效率为43.4%和76.4%，脱酸效率为76.8%和83.6%。

垃圾渗滤液类比监测结果垃圾渗滤液类比监测结果见表3-1和3-2。表3-1 垃圾渗滤液类比监测结果 (1) 单位：mg/L(除pH外) 采样日期 pH CODCr 氨氮悬浮物砷六价铬

4月 24日范围 7.22(7.25 2.56(104( 2.95(104 901( 1.40(103 328(382 0.068( 0.169 0.010( 0.011

平均值 / 2.76(104 1.23(103 359 0.101 0.010 4月 25日范围 7.13(7.44 2.23(104( 6.89(104 408( 990 146(250 0.32( 0.080 0.009( 0.010

平均值 / 3.64(104 758 202 0.055 0.010 两日均值

3.20(104 994 281 0.078 0.010 表3-2 垃圾渗滤液排放废水监测结果(2) 单位：mg/L(除pH、Hg外) 采样日期硒氟化物汞(μg/L) 铅镉

4月

24日范围值 0.0012(0.0051 5.22(5.98 2.67(4.63 <0.5(0.58 <0.0

5 日均值 0.0031 5.73 3.55 <0.5 <0.05 4月

25日范围值 0.0010(0.0031 6.47(10.8 2.28(4.24 <0.5 <0.05

日均值 0.0025 8.06 3.21 <0.5 <0.05 两日均值 0.0028 6.90 3.38 <0.5 <0.05 ■噪声类比监测结果

主要噪声源为设备噪声，主要有空压机、汽轮机、送风机、冷却塔、发电机、引风机等，其源强在74.4~93.7dB(A)范围内。具体见表3-3。表3-3 主要噪声源监测结果

序号设备名称监测结果(dB)

1 空压机 82.4 2 汽轮机 90.9

3 送风机 87.5 4 冷却水塔 74.4 5 给水泵 93.7 6 发电机 90.8 7 引风机 84.2

3、工程污染源汇总工程“三废”污染物产生和排放量汇总见表3-4。表3-4 工程“三废”污染物产生量和排放量汇总表

污染物名称产生量(t/a) 削减量(t/a) 排放量(t/a) 废气 SO2 356.4 267.3 89.1

烟尘 12605.55 12586.62 18.93

NOX 175.92 0 175.92

HCl 106.29 85.04 21.25

二噁英 / / 0.5910-4

Hg / / 0.044

Pb / / 0.124

Cd / / 2.9510-3

NH3 0.134 0 0.134

H2S 0.014 0 0.014 废水废水量 67657 0 67657

CODCr 734.03 729.97 4.06

NH3-N 22.89 22.35 0.54 固体废弃物炉渣 23760 23760 0

飞灰 7920 7920 0

污泥 10 10 0

生活垃圾 13.2 13.2 0

四、选址周边环境及保护目标

1、主要保护目标

(1)环境空气：评价范围内厂界外评价范围内村庄及学校。

(2)水环境：工程拟建地附近的横溪和临安城市污水处理厂纳污水体锦溪，III类水质。 (3)声环境：推荐厂址方案200m内无噪声敏感点。 (4)生态环境：土地、绿化、植被。表4-1 污染物控制内容与控制目标

控制对象控制内容控制目标

大气

污染物 SO

2、烟尘、NOX、HCl、二噁英类、臭气、NH

3、H2S和重金属的排放浓度和排放量。控制非正常工况的发生与非正常工况下污染物的排放量。

杜绝风险事故的发生。污染物达标排放，环境中污染物浓度达到相关标准要求

废水 pH、COD、BOD

5、NH3-N的排放浓度和排放量冷却水循环使用，锅炉和冷却水排污水回用，职工生活污水、各类冲洗废水和垃圾渗滤液经处理达相应进管

标准后进污水处理厂固体

废弃物飞灰、炉渣的收集、存贮与处理固体废物有序分类贮存，不产生淋溶水和扬尘等二次污染物，可回收利用固废回收利用，危险固废按有关规定进行处理

噪声锅炉、发电机组、各类风机、压缩机、水泵、冷却塔的声源及传播使厂界噪声达到《工业企业厂界噪声排放标准》(GB12348-2008)中的2类标准要求

表4-2 评价区域环境空气敏感点分布(推荐厂址方案)

序号敏感点名称方位距厂界最近距离(m) 总规模

1 玲珑中学 NW 3600 71名教师、1059名学生，23个班级、3个年级

2 玲珑村 NW 3300 411户、1230人

3 卦畈村 NNW 2800 613户、1978人

4 杨岱村 NW 860 581户、1780人

5 东山村 WNW 2260 765户、2321人

6 上泉村 SW 1360 501户、1523人

7 上甘村 SSE 665 301户、1020人

8 上畔村 E 690 810户、2561人

9 柯家村 NNE 1440 532户、1580人

10 市坞村 NE 3590 263户、780人

2、环境质量现状

◎环境空气质量现状评价

评价区域各测点SO

2、NO2一次浓度和TSP、PM10日均浓度能够满足《环境空气质量标准》(GB3095-1996)中的二类区标准;各测点NH

3、H2S、HCL一次浓度能够满足《工业企业设计卫生标准》(TJ36-79)中“居住区大气中有害物质的最高容许浓度”的限值要求;各测点重金属As、Pb和Hg的日均浓度能够满足《工业企业设计卫生标准》(TJ36-79)中“居住区大气中有害物质的最高容许浓度”的限值要求，Cd日均浓度能够满足前南斯拉夫环境标准要求;二噁英日均浓度能够满足日本标准。总的来说，评价区域现状环境空气质量较好，能够满足相应标准要求。

◎水环境质量现状评价

(1)横溪断面水质均满足《地表水环境质量标准》(GB3838-2002)中的Ⅲ类标准限值。锦溪三个监测断面中，污水处理厂排放口上游除氨氮略有超标外，其余各项评价因子均满足《地表水环境质量标准》(GB3838-2002)中的Ⅲ类标准限值。污水处理厂排放口及排放口下游1000m两个监测断面COD、BOD

5、氨氮均出现较大程度超标，其余各项评价因子均满足《地表水环境质量标准》(GB3838-2002)中的Ⅲ类标准限值。分析原因可能为监测断面位于临安城市污水处理厂排污的混合过程段内，也可能由附近存在工业企业排污或沿岸生活污水排入等因素导致。

(2)厂址拟建地上、下游地下水监测项目中各项监测指标均能够满足《地下水质量标准》Ⅲ类标准的要求，评价区地下水现状水质较好。 ◎声环境质量现状调查

上畔村厂址及其附近敏感点各噪声监测点昼、夜间噪声监测值均能够满足《声环境质量标准》GB3096-2008中的1类标准，拟建厂址周边声环境质量现状良好。 ◎土壤环境质量现状调查

监测点土壤中的汞、铅等重金属含

量均满足《土壤环境质量标准》(GB15618-1995)中的二级标准值，重金属镉含量均出现超标，镉是一种较为典型的由于人类活动进入环境的元素，通常镉超标被认为与电镀、合金、塑料稳定剂以及颜料和电池生产污染有关，但本项目拟建地附近工业企业较少，因此类生产活动造成土壤中镉超标的可能较小，超标原因可能与农田塑料地膜的大量使用有关。土壤中二噁英能够满足加拿大居住区土壤中二噁英的控制标。总体而言，区内土壤质量较好，基本达到Ⅱ类土壤的要求。

3、规划相符性和选址合理性分析 ◎规划相符性分析

(1)生态环境功能区划的相符性根据《临安市生态环境功能区规划》，本工程所在区域属于Ⅱ1-20185D02上甘城镇及生态工业发展生态环境功能小区，属于优化准入区，详见附图2。

区内建设开发活动环境保护要求：发展以电子、服饰等环保生态型工业及无污染、少污染的高新科技企业。禁止在非工业区地块新建、扩建、改建产生噪声、烟尘、粉尘、恶臭和有毒气体以及污水无法排入城市污水管网的项目，工业用地应相对集中。本项目为生活垃圾焚烧发电工程，属于环保生态型工业，用地性质已转为工业用地，污水能够进管，因此与生态环境功能区规划基本相符。

(2)与城市总体规划及土地利用规划的相符性本项目位于城市建成区范围外，《临安市城市总体规划》和《临安市土地利用总体规划》对本项目拟建地的土地利用规划均没有定位，城市总体规划图见附图11。目前，临安市规划局已出具了选址意见，国土局已出具了土地预审意见，因此本项目与城市总体规划和土地利用规划没有冲突。

(3)与环境功能区划符合性

本工程纳污水体锦溪为III类水质多功能区;工程所在区域环境空气功能区划为二类区。根据本报告书环境影响评价结果，在切实落实各项环保措施情况下，本工程建成投产后正常情况下，主要污染物对周围环境以及各环境保护目标影响较小，区域环境质量的控制目标是可达的，项目建设与环境功能区划要求是相符的。 (4)与临安市环境卫生专项规划符合性根据《临安市环境卫生专项规划》(2005~2020年)，近期规划设置市级大型垃圾填埋场一处(在现有垃圾填埋场厂址附近扩建)，设计日垃圾填埋量300吨，总库存量200万立方米;远期为减少垃圾处理场对城市建设区的影响，废除现有垃圾填埋场，在青山湖片区南侧规划一座垃圾焚烧发电厂，日处理能力400吨，采用先进的焚烧发电处理工艺，用地规模6～8公顷，周边应设置不小于10m的绿化隔离带，设立特殊垃圾焚烧炉，至2020年，使城市生活垃圾无害

化处理率达到100%。

由此可见，本项目选址与临安市环境卫生专项规划有所差异。根据向临安市建设局了解，临安市环境卫生专项规划将随着临安城市发展和城市总体规划的调整而进行调整，原因是现有垃圾填埋场距离市区过近，不宜再进行大规模扩建，而垃圾填埋场另行选址又非常困难，至2010年现有垃圾填埋场填满后临安市的生活垃圾将没有去处，因此生活垃圾的减量化势在必行，拟将远期规划建设的垃圾焚烧厂调整为近期建设，初步规划选址位于锦南街道上畔村附近，为此临安

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程拆迁量小、土地使用价值较低;

厂址周围空旷、居民点少，并有扩建余地。本项目厂址选择的不利方面 (1)本项目的废渣排放出路问题，区域没有满足垃圾发电厂废渣(特别是危险废物)排放所需的达到要求的城市集中处理场地;

(2)厂址应建在城市的下风向或离城市有一定距离，避免垃圾处理厂废气排放和恶臭污染影响。本项目选址位于临安市区的常年主导风向的下风向，同时位于城市建成区外，但本项目选址与临安市区相对距离较近，约3.5km，且锦城街道的发展方向以向南、向西发展为主。若今后在锦城街道南侧发展大规模居住区，则可能存在环境污染风险，建议对本项目周边相邻地块规划进行控制，不宜规划发展大型居住区。

五、环境影响主要结论

1、环境空气影响评价结论

(1)在有组织废气(SO

2、PM

10、NO

2、HCl、二噁英)正常排放工况下，除NO

2、HCl最大小时地面浓度贡献值超过相应环境质量标准外，其余各类废气污染物最大小时地面浓度贡献值与本底叠加后均能满足相应环境质量标准;针对NO

2、HCl的超标情况必须采取优化排放方式等措施;各有组织排放废气最大日均、年均地面浓度贡献值与本底叠加后均能满足相应环境质量标准。

(2)有组织废气(SO

2、PM

10、NO

2、HCl、二噁英)正常排放，对评价区域内各敏感点SO

2、PM

10、NO

2、HCl、二噁英等废气污染物的小时、日均、年均浓度贡献值均较小，与相应本底浓度叠加后，可满足相应环境质量标准要求。

(3)有组织废气(SO

2、PM

10、二噁英)非正常排放时，SO

2、PM

10、二噁英最大地面小时浓度贡献值高于正常工况，但与本底叠加后仍能满足满足相应环境质量标准要求。 (4)有

组织废气(SO

2、PM

10、二噁英)非正常排放时，评价范围内各敏感点SO

2、PM

10、二噁英最大地面小时浓度贡献值均高于正常工况，但与本底叠加后仍能满足相应环境质量标准。

(5)无组织废气(氨气、硫化氢)正常排放工况下，氨气、硫化氢最大地面小时浓度、日均浓度贡献值均超过相应环境质量标准，但能满足厂界标准要求，考虑到最大浓度落地点位于厂区范围内，可通过设置大气环境防护距离等措施，减轻无组织废气排放对附近居住环境的影响，保护人群健康。氨气、硫化氢最大地面年均浓度与本底值叠加后可满足相应环境质量标准要求。

(6)无组织废气(氨气、硫化氢)正常排放，对评价区域内各敏感点氨气、硫化氢废气污染物的小时、日均、年均浓度贡献值均较小，与相应本底浓度叠加后，可满足相应环境质量标准要求。

环境防护距离：项目环境防护距离为500m。经调查现环境防护距离内无环境敏感点，因此环境防护距离能保证。此外，要求当地规划部门在该防护距离范围内严格控制新居民点的建设。环境防护距离：

(1)大气环境防护距离

本项目无组织排放源主要为垃圾仓发出恶臭污染物，主要成份为NH3和H2S。垃圾池是一个密闭且微负压的水泥池，垃圾贮坑上部设焚烧炉一次风机和二次风机的吸风口，风机从垃圾贮坑中抽取空气，用作焚烧炉助燃空气，维持垃圾贮坑中的负压，防止坑内臭气外溢。同时，在垃圾贮坑上部设有事故风机，在全厂停炉检修或突发事故的情况下，将垃圾坑内的气体通过事故风机收集后通过烟囱排入大气，避免臭气外溢。卸料大厅设一个进出口，进出口上方设有电动卷帘门防止臭气向外环境扩散，卸料大厅保持微负压。因此，正常情况下基本不排放恶臭污染物，只在垃圾运输车辆进出卸料大厅时存在部分恶臭气体逸出。根据《环境影响评价技术导则-大气环境》(HJ2.2-2008)中推荐模式的大气环境防护距离模式进行计算，计算参数和结果见表5-1。因此，本项目大气环境防护距离为垃圾库为中心200m。表5-1 大气环境防护距离计算参数及结果污染物名称排放速率 (kg/h) 面源长度 (m) 面源宽度 (m) 源高 (m) 计算结果

(m) NH3 0.27 35 24 7 无超标点

H2S 0.028

200 (2)环境防护距离

根据《关于进一步加强生物质发电项目环境影响评价管理工作的通知》附件“生物质发电项目环境影响评价文件审查的技术要点”：

一、生活垃圾焚烧发电类项目的第6条：根据正常工况下产生恶臭污染物(氨、硫化氢、甲硫醇、臭气等)无组织排放源强计算的结果并适当考虑环境风险评价结论，提出合理的环境防护距离，作为

项目与周围居民区以及学校、医院等公共设施的控制间距，作为规划控制的依据。新改扩建项目环境防护距离不得小于300米。根据环境风险评价结果，事故情况下焚烧烟气中SO

2、PM10最大落地小时浓度能达标;而HCl和二噁英虽然各敏感点处浓度能够达标，但由于受地形影响，在项目东南侧山顶处出现落地小时浓度的超标，距离烟囱约461m(即距厂界约420m)，其他区域落地小时浓度能够达标。事故情况下，垃圾坑内气体通过事故风机收集后通过烟囱排入大气，预测结果显示最大落地点浓度能够达标。因此，在大气环境防护距离200m的基础上，适当考虑环境风险评价结论，取本项目环境防护距离为500m，目前在该范围内目前不存在村庄等敏感点。建议相关规划部门对本项目500m范围内的用地进行规划控制，禁止在该范围内建设居住、学校、医院等敏感建筑。

2、水环境影响评价结论

环评中要求各类冷却水循环使用，冷却塔排污水、锅炉排污水、化水车间化学废水处理后纳入中水系统并回用，本项目建成投产后产生的职工生活污水与垃圾渗滤液、各类冲洗水经处理后排入临安城市污水处理厂。由于本项目污水排放量较小，因此本项目污水由临安城市污水处理厂处理达标后排放，对纳污水体锦溪的贡献值较小，锦溪水质基本能够维持现有状况。项目生产用水取自横溪，职工生活用水则来自自来水管网，本项目不开采地下水。在设计中对收集垃圾渗滤液的滤液池按照处置危险废物的防渗要求，采取各项防渗措施，确保不污染地下水。

3、声环境影响评价结论

根据预测，厂界噪声级昼间均可以达到《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)中的2类标准，夜间均出现不同程度超标。北厂界夜间超标8.8dB，主要受综合水泵房噪声影响，东厂界夜间超标5.3dB，超标原因是主要厂房集中布置在厂区偏东侧，西、南厂界因距离主要噪声源相对较远，夜间超标程度相对较小(<4 dB) 。由于项目周边居民距离厂界较远(大于665m)，且有山体阻隔，一般不会造成噪声扰民现象。但对于厂界噪声超标现象，应对主要声源进行进一步治理，确保厂界噪声达标。本环评要求综合水泵房由半地下布置改为地下布置，其他高噪声车间须加强车间墙体的隔声和吸声效果，确保隔声量在15dB以上，同时在4个厂界处加强绿化降噪。在进一步采取了以上降噪隔声措施后，各厂界噪声能够达到2类区标准。此外，余热锅炉不定期的蒸汽放空噪声的噪声级高(噪声级在110dB以上)，噪声影响范围远，但排气放空时间短，相应影响时间也短。在事故排放时间内，夜间超1类区标准距离超过2km

，对周围环境将产生一定程度影响，因此要求企业对排气管设置消声器(消声量在25dB以上)，以减少对周围环境的影响。放空时间一般较短，通过控制放空的时间和周期，有计划的选择在白天放空，同时公告附近居民，减小噪声对敏感目标影响。

4、固体废弃物处置影响分析结论

项目建成投产后产生的炉渣外运至附近水泥厂和砖瓦厂综合利用综合利用，目前建设单位已与板桥五金建材厂签订处置协议;飞灰经鉴定若符合《生活垃圾填埋场污染控制标准》(GB16889-2008)中第6.3条规定，则可送至临安垃圾填埋场填埋处置，如不符合则由杭州大地环保有限公司妥善处置。同时本环评中针对性提出了相关防治措施，确保产生的固体废弃物在贮存、利用或运输过程中，不外溢进入水体、空气而造成二次污染。

5、事故风险影响分析结论

项目建成投产后可能存在的环境风险主要来自于以下几个方面：废气、废水等治理设施因故不能运行，使得大量污染物直接排放;有毒有害工业垃圾混入生活垃圾中焚烧;工厂处于较长时间的停机状态，垃圾得不到及时的处置。最可能出现的环境风险之一就是各治理设施不能正常运行所导致的事故排污风险。污染物事故排放对周边环境会造成较为严重的影响。故项目在建成投产后须加强管理，严格落实本环评中提出的各项风险防范措施，杜绝各类事故的发生。

6、公众参与结论

依据《环境影响评价公众参与暂行办法》中的相关要求，建设单位在确定了本项目的环评单位之后，于2009年1月12日在《今日临安报》发布第一次公示，公示日期为2009年1月12日～2009年1月23日;第二次公示采用了媒体与附近村庄告示栏相结合的方式。于2009年2月16日在《今日临安报》发布公示相关信息(见附件)，公示时间为2009年2月16日~2月27日，同时在附近的上畔村、上甘村、杨岱村公告栏张贴公告。根据临安市环保局《临安垃圾焚烧发电项目环评报告书公示证明》，公示期间未收到公众任何意见和建议。

在公众调查过程中，本项目投产后公众担心的主要环境问题为大气污染，关于本次项目的总体态度，大多数被调查者表示支持，占总调查人数的77.2%，其余被调查者表示无所谓，没有出现持反对意见。被调查团体建议切实做好周围区域垃圾收集工作，厂址选址考虑垃圾运输成本;被调查个人建议本项目应在污水处理、烟气处理方面做到达标排放。

7、环保投资

项目环境保护投资主要由焚烧废气处理设施、废水综合利用、灰渣处理、噪声防治、环境监测、绿化等方面组成。具体环保投资分项估算见表13.4-1。环保投资估算为2871.9万元。约占总投资的

15.1%。

六、对策措施

营运期污染控制对策与措施：

1、废气污染防治对策与措施二氧化硫、烟尘控制措施：

本项目配备半干法反应塔+活性炭喷射+布袋除尘器烟气净化装置对产生的焚烧烟气进行治理。该工艺基本原理是利用干反应剂CaO或熟石灰粉Ca(OH)2原料制成Ca(OH)2溶液，由旋转的喷嘴将Ca(OH)2溶液喷入反应器中，形成粒径极小的液滴，烟气与石灰浆液滴充分接触，吸收焚烧烟气中的SO

2、HCl及SO3等生成固态颗粒，同时在高效布袋除尘器前喷入活性炭吸附焚烧烟气中的微量二噁英及重金属致癌物质，再利用高效布袋除尘器除去焚烧烟气中的固体颗粒。

目前省内垃圾发电厂普遍应用的半干法烟气处理装置，采用该类烟气净化装置的同类型垃圾焚烧发电厂运行效果表明，经治理后排放烟气中的SO

2、烟尘等的排放浓度均低于《生活垃圾焚烧污染控制标准》(GB18485-2001)中的标准限值。

本次设计对半干法反应塔进行改进，将该装置原有的固定式喷枪改为旋转喷雾器，使石灰浆的雾化效果更好，脱硫和脱酸效率将会得到更大的提高，性能指标脱硫效率达85%。氮氧化物控制措施：

因垃圾焚烧炉属于中温燃烧，通过炉内温度的控制，可以降低NOX在锅炉出口的浓度，排放浓度可满足《生活垃圾焚烧污染控制标准》(GB18485-2001)标准限值，故不设置专门的NOX抑制措施，但预留脱硝空间。二噁英控制措施：

(1)控制炉膛内或在进入余热锅炉前烟道内的烟气温度不低于850℃，烟气在炉膛内的停留时间不小于2s，O2浓度不少于6%，并合理控制助燃空气的风量、温度和注入位置，也称“三T”控制法。有利于抑制PCDD/PCDF的生成及生成的PCDD/PCDF的完全分解。缩短烟气在处理和排放过程中处于300~500℃温度域的时间，控制余热锅炉的排烟温度不超过250℃左右(本项目设计排烟温度为210℃)。

(2)配备半干法烟气净化装置去除焚烧烟气中的二噁英。由于二噁英是细微的有毒物质，即使在焚烧炉中完全焚烧后仍会有微量的二噁英产生。二噁英为高沸点物质，气化压力很低，在布袋除尘器附近烟气(温度为150℃～180℃)中的二噁英为细小颗粒，当烟气穿过布袋除尘器时，二噁英便会得到过滤并逐渐积聚在粉层上，同时烟气净化装置在布袋除尘器前加喷活性炭，可对二噁英起到吸附作用，吸附后的活性炭被布袋除尘器过滤下来，则焚烧烟气中所含的大部分二噁英可被去除。

(3)将锅炉的出口烟气急冷降至200℃左右，避免烟气再度形成二噁英，把布袋除尘器前的烟气入口温度控制在150℃以下，使二噁英更易去除。二噁英在常温下以固态存在，烟气温度越低，越容易由气化状态变

为细小颗粒物，更易在布袋除尘器中去除。表11.2-3为日本三菱重工对几个商业焚烧厂中试验研究的数据。由测试结果可知，当烟气温度从200℃降低到150℃后，布袋除尘器出口测得的二噁英浓度进一步降低。

(4)在布袋前设置的活性炭喷射装置，改变原来靠负压吸入的方式，采用鼓风喷射的方式，使活性炭能够更加充分的混合，增强活性炭的吸附效率。恶臭污染物的控制措施： (1)垃圾库房恶臭强度较高，应保证焚烧炉一次送风系统的正常运行，使垃圾库房始终处于负压状态，控制垃圾库房恶臭气体的外泄，并且通过将恶臭气体燃烧处理，以消除恶臭。 (2)垃圾运输车将生活垃圾卸入库房时须开启垃圾库房大门，此时将有部分恶臭气体的泄出，垃圾库房大门处应设置双层内幕以有效控制恶臭气体的排放。

(3)垃圾运输车应采用密封型的车辆，运输过程车厢严禁敞开，禁止车厢破损、密闭性能不好有可能导致撒漏的垃圾车运输垃圾，以减少运输过程中恶臭气体对沿线的影响;当地环卫部门在制定垃圾运输路线时应尽量绕开居住区，尤其是密集居住区。在厂界附近应设置绿化带，以阻挡垃圾运输车散发的恶臭气体。

(4)垃圾渗滤液处理站产生的恶臭气体构筑物(调节池、厌氧池)均加盖密闭，并吸风排至垃圾坑负压区。

其它大气污染防治措施：

(1)本工程烟气净化系统采用采用国际主流的半干法反应塔+活性碳喷射+布袋除尘器除尘对烟气中的颗粒物、酸性气及重金属体进行治理，应加强对烟气净化设施的维护管理，制定严格的操作规程，提高操作人员的业务素质，加强教育提高其工作责任心，以确保烟气净化设施的正常运行，保证颗粒物、酸性气体和重金属的去除率。

(2) 灰库保持密闭，库顶设置布袋除尘器，防止粉尘外逸对周边环境造成影响。固化后的飞灰及时外运，外运运输应采用密封罐车，避免造成飞灰的二次扬尘污染。 (3)活性炭粉仓设置布袋除尘器，防治粉尘外逸。

(4)工程设计中采用先进的DCS中央控制系统及以太网，使全厂的生产能够在统一协调指挥下运行。

(5)加强厂区内的绿化工作，特别是在垃圾库房、灰渣库等四周种植树木，种植树种以常绿树木为主，如冬青、雪松、香樟及高大的水杉等，以形成上下立体绿化，绿化高度可达3～5米，在美化环境的同时，还可起到抑尘降噪的作用。

2、水污染防治对策

本项目渗滤液拟采用场内预处理+排入城市污水处理厂的处理方式。沥液进渗沥液处理站处理后达到临安城市污水处理厂进厂水质标准，即pH6~

9、CODcr350mg/l、BOD5200mg/l、SS200mg/l、氨氮30mg/l，经加压后输送至临安城市污水处理厂。

(1)渗滤液和各类冲洗废水的处理

根据本工程渗滤液的水质、水量特点和处理要求，以及国内垃圾焚烧厂的渗滤液处理工程实践，建议本项目渗滤液处理设施规模为200m3/d，渗沥液处理系统由三部分组成，包括：初沉池、调节池、厌氧反应器、膜生化反应器MBR系统。设计进水浓度为CODcr50000mg/L、氨氮1500mg/L，各主要工艺单元处理效率见表6-1。由表可见，出水能够达到临安城市污水处理厂进管标准，即CODcr350mg/L，氨氮30mg/L。表6-1 各主要工艺单元处理效率

单元项目 CODcr(mg/l) NH4-N(mg/l) 渗滤液初沉池进水 50000 1500

出水 35000 1500

去除率 30% / 渗滤液调节池进水 35000 1500

出水 28000 1350

去除率 20% 10% 冲洗废水调节进水 28000/473 1350/15.5

出水 9786 467 去除率 / / 厌氧反应器进水 9786 467 出水 1957 93

去除率 80% 80% 反硝化池进水 1957 93 出水 1761 84

去除率 10% 10% 硝化池进水 1761 84

出水 528 34

去除率 70% 60% 超滤装置进水 528 34

出水 264 17

去除率 50% 50% 此外根据类比调查，太仓协鑫垃圾焚烧发电厂就是采用了以上的渗滤液处理工艺，根据江苏省环境监测中心于2006年12月12日至12月13日对废水预处理设施出口的监测数据显示(表6-2)，由表可见，污水经预处理后出水能够达到临安城市污水处理厂的进厂标准，第一类污染物出水浓度能够达到《污水综合排放标准》(GB8978-1996)中第一类污染物最高允许排放浓度，因此本项目渗滤液和各类冲洗废水预处理工艺采用厌氧反应+膜生化反应组合工艺是可行的，污水经预处理后能够满足相应的进管标准。

表6-2 太仓协鑫废水预处理设施水质监测结果

监测位置日期日均值

pH SS CODcr BOD5 总磷氨氮

废水预处理设施出口 12月12日 7.55~7.58 87 158 9.58 0.16 5.74

12月13日 7.58~7.59 166 214 15.0 0.29 18.6 临安城市污水处理厂进厂标准 6~9 200 350 200 3 30 监测位置日期日均值

氟化物总砷总铅六价铬总镉

废水预处理设施出口 12月12日 0.66 3.0510-3 0.09 0.294 0.01L

12月13日 0.68 4.0410-3 0.09 0.324 0.01L 临安城市污水处理厂进厂标准 / 0.5* 1.0* 0.5* 0.1* *注：第一类污染物执行《污水综合排放标准》(GB8978-1996)中第一类污染物最高允许排放浓度。

为防止渗沥液渗漏，避免造成重金属及其它污泥物对地下水及土壤的二次污染，对垃圾贮存坑、渗滤液储水池以及事故收集池底部及四壁采取防渗漏的措施，依据建筑材料的渗透系数和厚度，采用复合衬层或双人工衬层，衬层使用HDPE(人工合成材料：高密度聚乙烯)，以免污染地下水。

为预防垃圾渗滤液污水处理发生故障等应急情况，垃圾池侧设渗滤液收集池，收集池容量不少于1000m3

，足够有5天收集容量。 (2)其他生产废水和生活污水处理

生产废水主要是冷却塔排污水、锅炉排污水、化学废水，化学废水经中和处理后和冷却塔排污水及锅炉排污水一起纳入中水回用系统，回用于车间和道路冲洗水、尾气处理系统用水、绿化等。本项目生活污水经化粪池预处理后，纳入市政污水管网。 (3)污水管网的建设

根据调查，目前临安市城市污水管网

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汽口、主蒸汽母管排汽口都装有小孔消声器;发电机和水泵等设备外加噪音隔离罩;风机进出口、水泵进出口加装橡胶接头等振动阻尼器;水泵等基础设减振垫，从传播途径控制噪声的传播。提高自动控制水平，风机、水泵等高噪声设备的参数检测和自控运行做到无需要人员在现场工作。检修时应对有关人员的工作时间作出相应规定以减少人员受噪声危害。主厂房合理布置，噪声源相对集中，控制室、操作间采用隔音的建筑结构。

总图合理布局并加强厂区绿化，充分利用厂内建筑物的隔声作用，利用绿化带降低噪声，减少噪声对周围环境的影响。

车辆产生的噪声，可以通过加大车辆行驶管理力度，如限制鸣笛和车速来降低交通噪声。以上措施可使车间噪声水平符合《工业企业设计卫生标准》(GBJ86-97)所规定的限值。再经过厂房建筑的隔声、空气的吸收以及噪声传播过程中的衰减，厂界噪声水平能符合《工业企业厂界噪声排放标准》(GB12348-2008)2类区所规定的限值，对环境不会产生大的影响。评价具体建议如下：

(1)锅炉安全阀排气系统降噪措施

①在排气口安装小孔喷注、节流降压型消声器; ②将锅炉蒸汽的排空口背向厂前区。 (2)风机噪声控制措施

①在风机进出口安装使用阻性或阻抗复合性消声器; ②加装隔声罩;

③在风机与基础之间安装减振器，并在风机进出口和管道之间加一段柔性接管; ④确保消声器和隔声罩综合降噪量不小于20dB。 (3)汽轮发电机组噪声控制 ①选用低噪声的发电机组;

②在进排气管道上装设阻性消声器; ③机组四周安装隔声箱体(罩); ④机座下安装隔振支承;

⑤发电间采用吸声和隔声设计，在房间顶部屋顶吊设吸声体，并在墙体表面敷放吸声材料，确保车间墙体隔声量不低于15dB。 (4)空压机噪声控制 ①在进气口

装抗性消声器; ②机组加装隔声罩;

③避开共振管长度，并在管道中心加设孔板进行管道防振降噪; ④在贮气罐内适当位置悬挂吸声锥体，打破驻波降低噪声。 (5)水泵噪声控制措施

①水泵房半地下布置改为地下布置; ②在墙体与基础之间设置减振器;

③水泵房采用吸声和隔声设计，在房间顶部屋顶吊设吸声体，并在墙体表面敷放吸声材料。 (6)管路系统噪声控制 ①选用低噪声阀门;

②在阀门后设置节流孔板; ③在阀门后设置消声器;

④合理设计和布置管线，设计管道时尽量选用较大管径以降低流速，减少管道拐弯，交叉和变径，弯头的曲率半径至少5倍于管径，管线支承架设要牢固;靠近振源的管线处设置波纹膨胀节或其他软接头，在管线穿过墙体时最好采用弹性连接; ⑤在管道外壁敷设阻尼隔声层。

从垃圾发电厂的平面布局来看，由于发电机组、引风机、松风机、锅炉等是主要噪声源，将主厂房布置在周围没有敏感点的厂区东侧是较合理的。需对发电机组、风机和锅炉等作强化隔声、吸声处理，并充分利用建筑物进行遮挡隔声，加强厂区绿化，以保证厂界噪声达标和不对附近农居产生影响。 (7)冷却塔噪声控制

①在冷却塔顶增加一截扩散段，可降低通风机噪声;有效控制冷却塔的落水声，在水面上张布细眼在右网，水面漂浮透水降噪聚酯氨酯软体塑料;

②冷却塔采用低噪声风机和低噪声电动机，如采用低转速电动机，噪声级可降低6～12dB; ③冷却塔设置隔声屏障，隔声量不低于10dB。

4、固体废弃物防治对策

本工程产生的固体废弃物主要是焚烧炉渣、飞灰、污水处理污泥和职工生活垃圾，根据其性质，炉渣做为一般性固废可进行填埋处置或综合利用，而飞灰根据《生活垃圾焚烧污染控制标准》(GB18485-2001)标准，应按危险废物处理。 (1)炉渣的处理

该项目产生的大量炉渣(约16%)，炉渣浸出成份测定结果均在《危险废物鉴别标准浸出毒性鉴别》(GB5085.3-1996)的标准限值之内，经分选出金属后，根据《生活垃圾焚烧污染控制标准》(GB18485-2001)，可以被当成一般的固废，再进一步分选，可以被广泛地用于建材、填方、造路。 (2)飞灰的处理

本项目垃圾焚烧炉飞灰应通过危险废物鉴别，如符合《生活垃圾填埋场污染控制标准》(GB16889-2008)中第6.3条规定，则可固化后送至填埋场填埋处置，如不符合则按危险固废委托杭州大地环保有限公司妥善处置。 (3)本项目厂内生活垃圾和污泥处理

本项目厂内的生活垃圾和污泥由项目自行收集焚烧处理。

施工期污染控制对策与措施:

1、施工扬尘污染控制对策控制施工期

扬尘的主要措施有：(1)洒水抑尘;(2)限制车速;(3)保持施工场地的清净;(4)避免大风天气作业。

2、施工噪声控制措施

施工期的噪声主要通过减少高噪设备的使用;合理安排施工时间和加强对一线操作人员的环境意识教育来控制。在施工过程中尽可能选用机械噪声较低的设备，对于必须使用的设噪设备，要尽量安排在白天施工，但尽可能避开教学时间，并有必要在市环保登记备案，若因施工必要，必须连续施工(如连续灌桩)则需事先申报环保局，经批准方可使用，一般情况严禁夜间施工。另一个方面，要加强一线操作人员的环境意识，对一些零星的手工作业，如拆装模板、装卸建材，尽可能做到轻拿轻放，并辅以一定的减缓措施，如铺设草包等。表6-3为《建筑施工场界噪声限值》(GB12523-90)，各施工点必须严格按照该限值执行。在夜间严格禁止各种打桩机的使用。

表6-3 不同施工阶段场界噪声限值

序号施工阶段主要噪声源昼间夜间

1 土石方推土机、挖掘机、装载机 75 55 2 打桩各种打桩机 85 禁止施工

3 结构混凝土搅拌机、振捣机、电锯 70 55 4 装修吊车、升降机 65 55

3、施工期水污染的防治措施

对于钻孔灌注桩打桩过程中产生的泥浆水，应设置临时沉砂池进行沉淀，上清液可排放，剩余泥浆应干化后用于厂区填方或运往垃圾填埋场填埋。严禁将各类生活废水和生活垃圾任意排放和丢弃，充分利用现有的污水收集和垃圾收集系统，各类生活污水(包括冲洗水)必须进入化粪池进行处理，生活垃圾要集中定点收集，纳入临安市的生活垃圾清运系统，不得任意堆放和丢弃，以减少对环境的影响。

4、施工固体废弃物污染防治措施

建设施工期间产生的建筑垃圾必须按相关管理条例有关规定进行处置，不能随意抛弃、转移和扩散，特别是不能倒入附近的排洪冲沟及河道内，造成水土流失，应及时运到指定点(如垃圾填埋场)或作铺路基等处置。

5、施工期生态减缓措施 (1)项目填方取土的地方，还须尽快加强地表的绿化植被，以确保因裸露和雨水冲刷而引起水土流失。

(2)在工程总体规划中必须考虑工程对生态环境的影响，将生态损失纳入工程预算;在工程勘察、设计、施工过程中，除考虑工程本身高质、高效原则以外，也必须考虑减少生态损失的原则。

(3)施工期间要尽力缩小施工范围，减少生态环境的暂时损失，减少工程对生态的破坏范围。 (4)提高工程施工效率，缩短施工时间，同时采取措施，减少裸地的暴露时间。

(5)严格管理施工队伍，对施工人员、施工机械和施工车辆应严格按规定的路线行驶，不得随意破坏非施

工区内的地表植被。

(6)杜绝施工现场的油泥等污染物随处堆放和填埋，生活垃圾需设临时垃圾箱，由当地环卫部门定期进行清运。在施工完成，准备从施工现场撤出的同时，应及时清除施工场地滞留下的各类施工垃圾和废物等。

6、水土保持措施

1、Ⅰ区：建筑物工程防治区本区防治责任面积9500平方米。方案考虑临时堆土作临时防护措施，以拦挡建筑物基础开挖过程中产生的水土流失。

建筑物基础工程共开挖土石方约2080方米，临时堆置在建筑物周边，待基础完成后全部回填。回填土在建筑物周边呈线型分布，需采取临时覆盖和临时拦挡措施进行防护。设计堆土断面为梯形，堆高2.5米，内外边坡均为1：1.5，堆土断面约为5-6平方米。装入表土的填土草包围护在建筑物占地区下边界，填土草包顶宽0.5m，高1m，内外坡均为1：0.2，填土草包填料取自临时堆土。为提高土体抗侵蚀能力，临时堆土填筑完成后，采用机械对临时堆土表面进行拍实，提高堆土面层土地密实度，遇雨天在堆土表面用彩条布覆盖。主体工程完工后，拆除填土草包，草包袋集中清运出场，土方取出用于工程区回填。工程共修建填土草包约310m3，拍实表层土体约2080立方米，彩条布1500平方米。

2、Ⅱ区：道路及广场工程防治区

本区防治责任面积18400平方米。包括道路、广场、绿化和管线工程。主体工程设计中采取的措施考虑较全面，基本能够满足水土保持要求。但在施工临时排水措施考虑欠缺，因此方案提出相应的防治措施，同时结合水土保持相关法律法规，提出水土保持要求。 (1)施工期排水

项目区已设计永久排水系统，方案新增施工期临时排水措施，设置简易排水沟、沉沙池，防止施工期工程区内排水不畅，造成裸露填方在降雨等作用下发生水土流失，水流无序排放，挟沙排入下游河道，影响周边环境。 ① 排水沟设置

工程区为方状，项目区内汇流面积较小，内以漫流为主，故工程区排水沟沿道路及冲沟纵向和横向设置。临时排水沟采用土质(梯形断面，边坡1：0.5，断面尺寸为30cm30cm，人工开挖排水沟，边坡夯实，满足2年一遇洪水要求。整个项目区共设置排水沟687米，开挖土方103立方米。 ② 沉沙池设置根据工程区情况，排水系统规模较小，经计算沉沙池尺寸为2米1.5米1.5米。矩形断面，采用标准砖砌筑，衬砌厚度25cm。整个项目区共设置沉沙池4座。位于项目区的道路边。施工中应加强巡查维护，发现排水系统损坏应及时修补，定期清理排水沟和沉沙池内淤积的泥沙，清理出的泥沙运输至临时堆土场，晾晒干化后用于区域绿化区填筑。主体工程完工后，

用于排水沟和沉沙池占地范围的回填平铺压实。 (2)管线开挖临时堆土防护

管线工程开挖的土石方在道路工程占地范围内临时堆放，用于管道敷设后的回填。施工期间，大量的土石方被开挖、扰动和堆积，破坏了原来的稳定和平衡状态，使土体抗侵蚀能力降低，水土流失加剧。

管线工程为线形工程，根据对部分在建工程的实地调查，若不及时采取防护措施，临时堆土将产生大量水土流失，严重影响周边环境。由于管线工程施工期较短，方案设计对临时堆放的土石方采用彩条布临时覆盖。管线工程共开挖土石方2920立方米，全部用于管线沟槽和周边场地回填。管线线工程施工期短不采用草包防护。回填前在管线沟槽两侧分别堆置，需采取临时覆盖措施进行防护。设计堆土高1.5m，内外边坡均为1：1.5，为提高土体抗侵蚀能力，临时堆土填筑完成后，采用机械对临时堆土表面进行拍实，提高堆土面层土地密实度。考虑彩条布可周转2～3次，管线工程临时堆土覆盖使用彩条布与Ⅰ区共用。土体拍实2920立方米。

3、Ⅲ区：施工场地防治区

施工场地防治区面积1600平方米。为确保施工区排水畅通，减轻由于降雨等形成的地表径流对工程区扰动地表的侵蚀，方案设计在施工场地外侧开挖排水沟，与设置的沉沙池相连将水流淀后，将施工场地内集水排入布置的施工期临时排水沟。临时排水沟采用土质(梯形断面，边坡1：0.5，断面尺寸为30cm30cm，人工开挖排水沟，边坡夯实，满足2年一遇洪水要求。施工区共设置排水沟160米，开挖土方24立方米。工程结束后对场地进行平整，恢复设计功能。

4、Ⅳ区：临时堆土场防治区

临时堆土场防治区主要为表土临时堆放场防治责任范围为2845平方米，均为项目建设区，主体工程设计中主要采取了表土剥离、植被恢复、硬化地面等水保措施，方案新增水保措施主要为临时堆土拦挡、施工临时排水、土地平整等。 (1)临时堆土场防护

本项目共设置1处临时堆土场，堆土面积2845平方米，堆土量5200立方米，用于后期项目区绿化覆土。表土临时堆土较为松散，土体抗侵蚀能力弱，在降雨等作用下易发生水土流失，且堆置时间较长，约为0.9年，为防治施工期间表土发生大量水土流失，方案设计对表土进行修整，表面撒种狗牙根草籽。设计堆土高度不大于2.5m，边坡1：1.5，坡脚采用填土草包进行防护，填土草包顶宽0.5米、高1米，底宽0.9米。临时堆土场共修筑填土草包护脚250米，计188立方米。填土草包填筑土源取自临时堆放的表土，完工后，拆除填土草包，拆除土方用于绿化覆土，草包袋统一回收运输出场。 (2)排水及

场地平整

其次在临时堆土场四周开挖临时土质排水沟(0.3米0.3米)，长约250米，与Ⅱ区的临时排水沟、沉沙相连排出项目区。排水沟土方开挖38立方米。

在施工结束后拆除拆除填土草包，进行场地平整，恢复表土绿化。

5、Ⅴ区：边坡工程防治区

主体工程已考虑边坡防护、绿化等措施。方案新增措施主要为排水。在边坡坡脚设置临时排水沟，断面(0.3米0.3米)，长约780米，土方开挖117立方米。并役置沉沙池4座。沉沙池尺寸为2米1.5米1.5米。矩形断面，采用标准砖砌筑，衬砌厚度25cm。

6、建设区施工管理措施及要求

结合水土保持相关法律法规的规定，对工程建设防治区施工提出以下要求： 1)场地填筑采用水平分层填筑，定期定时做好洒水防尘工作。 2)开挖、填筑等施工活动尽量避开雨日。

3)建设单位尽量做好土石方协调工作，开挖土石方尽可能利用，严禁任意倾倒，做到有土石方堆置就有防护。

4)为了保证土石方调运的交通畅通，施工单位严格按照施工方案规定的施工时序进行施工，合理安排施工组织，力求施工顺利进行，同时建设单位和监理单位要加强现场组织管理，切实做到文明施工。

5)切实保证遵循“三同时”的原则，做到水土保持防护工程与主体工程施工同步进行。

7、主要工程量

Ⅰ区：填土草包310立方米，拆除填土草包310立方米，土体拍实2080立方米，彩条布1500平方米。

Ⅱ区：排水沟土方开挖103立方米，沉沙池4座，土体拍实2920立方米。 Ⅲ区：排水沟土方开挖24立方米，场地平整1600平方米。

Ⅳ区：填土草包188立方米，拆除填土草包188立方米，排水沟土方开挖38立方米，场地平整2845平方米，撒种狗牙根草籽3000平方米(考虑坡度)。 Ⅴ区：排水沟土方开挖117立方米，沉沙池4座。

事故污染控制对策：

生活垃圾焚烧过程发生故障的原因较多，如喷嘴堵塞、仪器、设备损坏等。出现事故情况，会导致废气污染的排放量增大，对环境产生影响，为此要做好以下事故防范措施：

(1)加强对设备的维修管理，使其在良好的情况下运行，严格按规范操作，尽可能避免事故性的排放。特别要注意保证尾气处理设施的正常运行，定期检查石灰浆喷枪的运行情况，发现堵塞，及时更换和疏通。建议在线监测系统与石灰浆喷入系统及锅炉主控系统联网，一旦出现超标现象能够自动采取措施，提高石灰石的投加量。

(2)垃圾焚烧炉须安装在线监测仪，同步监测SO

2、HCl、烟尘等的排放浓度，一旦发现污染物排放浓度超标，可及时发现并采取相应的补救措施。

(3)当地环保部门要加强监管，定期对垃圾发电厂进行例行监测和抽查

，发现问题及时处理。 (4)厂内设废水事故贮存池，对锅炉检修等情况下的垃圾渗滤液进行暂时贮存，并采取加盖密封等措施。事故贮存池底部及四壁均采取防渗措施。 (6)厂方应设置专职的环保管理机构，配备专职环保管理人员，加强污染治理设施的日常管理，避免出现风险事故，同时加强日常培训，在出现风险事故的情况下，可及时采取有效措施，将风险事故的影响降至最低。

主要污染防治措施及效果：污染防治措施清单见表6-4。表6-4 污染防治措施清单

分类措施名称主要内容

施工期废气施工期在大风干燥天气实施洒水进行抑尘，并保持场地清洁和限制车速。减少裸露地面，及时覆土回填。

废水设置临时沉砂池，对钻孔灌注桩泥浆水进行处理。

设置临时化粪池，利用周围现有的排水设施，对施工现场的生活污水进行处理后才能排放。

噪声严禁夜间打桩，采用低噪音设备。

固废合理处置废土石方，防止二次污染。

施工管理 (1)打桩建议采用灌注桩机或液压桩机; (2)加强施工管理，严格控制夜间施工; (3)开展施工期环境监理。营运期废气垃圾焚烧炉

烟气 (1)采用半干法反应器+活性炭喷射+布袋除尘器;脱硫率≥85%，除尘率≥99.9%，HCl去除率≥80%;设置永久采样孔和监测用平台;

(2)必须安装在线监测系统，对SO

2、HCl、烟尘等进行监测; (3)必须设置炉温自动监控系统，焚烧炉温度控制在850℃以上;

(4)严格执行“三T”措施，设置炉内温度850℃以上，停留时间2秒以上及合适的湍流度，焚烧炉渣热灼减率5%;焚烧炉出口烟气中含氧量6~12%之间;

(5)对温度、停留时间、湍流度、含氧量、活性炭加料、袋式除尘器等进行工艺连锁，DCS控制;

(6)提高烟囱排放高度为80m，并预留脱硝措施;

(7)每年由企业委托有资质单位进行两次例行检测，其中一次必须检测二噁英。

臭气 (1)垃圾库房、垃圾输送系统采用全密闭防渗漏设计，助燃空气由

一、二次风机从垃圾库上部引入，形成负压，以免臭气外逸; (2)垃圾运输车必须采用专用的压缩式密封垃圾车，并保持正常车况，运输路线尽量远离居民点;

(3)渗滤液处理构筑物应加盖密封处理，并抽风至垃圾储坑;装卸平台密闭，进出门设风帘。

粉尘灰库保持密闭，库顶设置布袋除尘器;活性炭粉仓，设置布袋除尘器;防止粉尘外逸对周边环境造成影响。固化后的飞灰鉴别后若符合《生活垃圾填埋场污染控制标准》(GB16889-2008)第6.3条规定则填埋处置，若不符合则委托杭州大地环保有限公司处置，外运运输应采用密封罐车，避免造成飞灰的二次扬尘污染。

营运期废水冷却

水冷却水采用闭式循环，定期对凝汽器进行清洗，基本不排污。

废水本项目渗滤液和各类冲洗废水目前考虑采用场内预处理+排入城市污水处理厂的处理方式。渗滤液和各类冲洗废水进渗沥液处理站处理后达到临安城市污水处理厂进厂水质标准，经加压后输送至城市污水处理厂，设计废水预处理能力200m3/d。设置事故应急池1000m3。废水应安装在线监测系统，对出水COD、氨氮进行监测。废水处理全部构筑物加盖。

营运期

噪声选型和安装 (1)选择低噪声设备;

(2)锅炉、发电机房、空压机房、水泵房壁衬隔声吸声材料; (3)蒸汽放空管及减压阀设小孔消音器，并严格禁止夜间排汽; (4)机炉集中控制室内，门窗处设置隔声装置;

(5)烟道与风机接口处，采用软性接头和保温及加强筋; (6)风机、空压机等设备设置消声器，并加装隔声罩; (7)冲管时需装设消声器;

(8)水泵房改为地下布置。营运期

固废垃圾焚烧炉灰本项目固化后的飞灰鉴别后若符合《生活垃圾填埋场污染控制标准》(GB16889-2008)第6.3条规定则填埋处置，若不符合则委托杭州大地环保有限公司处置。

垃圾焚烧炉渣一般固废，综合利用。

生活垃圾收集后厂内焚烧处理。

废水处理污泥收集后厂内焚烧处理。

绿化与环境防护 / (1)定期在垃圾库内及厂区道路喷洒灭虫药水，防止蚊蝇滋生; (2)搞好厂区绿化，设置一定宽度的绿化隔离带;

(3)环境防护距离为500m，防护距离内控制规划，禁止建设敏感建筑。

主要污染防治措施对策预期效果见表6-5。

表6-5 主要污染防治措施对策一览表

分类措施名称主要内容预期效果

废气焚烧炉废气处理装置配备半干法烟气净化装置，焚烧烟气由80m高的烟囱高空排放。脱硫率达到85%以上，除尘效率达到99.9%以上，脱酸效率达到80%以上。垃圾焚烧炉废气排放达到《生活垃圾焚烧污染控制标准》(GB18485-2001)。二噁英排放达到欧盟标准。

NOX处理措施预留脱硝空间

在线监控措施安装在线监测系统，同时与当地的环保系统联网

臭气处理措施垃圾库房、垃圾输送系统采用全密闭防渗漏设计，助燃空气由

一、二次风机从垃圾库上部引入，形成微负压，确保臭气不外逸。渗滤液处理构筑物应加盖密封处理。厂界NH

3、H2S等恶臭污染物厂界达到《恶臭污染物排放标准》(GB14554-93)。

粉尘处理措施在活性炭粉仓、飞灰库顶安装布袋除尘器颗粒物达到《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)二级排放标准。

废水垃圾渗滤液和

冲洗废水处理措施预处理达进管标准后排入临安市城市污水处理厂，废水事故应急池1000m3，厂内污水预处理站设

计规模200m3/d。达临安城市污水处理厂进管标准

生活污水

其它废水

处理措施化学废水中和处理后回用，锅炉排污水和冷却塔排污水回用，中和池2m3 化水、锅炉和冷却塔排污水回用生产，雨水进市政雨水管网。

噪声降噪措施选用低噪设备、隔声降噪、优化总图、加强管理和绿化达到《工业企业厂界噪声排放标准》(GB12348-2008)2类标准

固废炉渣处理措施综合利用无害化处理

飞灰有条件的填埋或委托大地环保有限公司处置

生活垃圾和污泥厂内焚烧处理

风险管理措施制订安全管理措施及应急预案降低风险事故的发生

总量控制：

根据《浙江省人民政府关于进一步加强污染减排工作的通知》(浙政发[2007]34号)和浙江省环境保护局浙环发[2007]57号《关于印发浙江省主要污染物总量减排管理、监测、统计和考核四个办法的通知》文件要求，须进行新增污染物总量替代。本项目所涉及的总量控制指标主要为SO

2、CODCr总量控制指标。 (1)总量控制指标建议值

根据工程分析以及该2台焚烧炉的烟气控制排放浓度和废水的排放标准，计算出该项目的SO2和CODCr总量控制指标建议值，列表6-6。表6-6 总量控制指标建议值

项目排放控制浓度(mg/m3) 本项目总量控制指标建议值(t/a) 说明

SO2 150.9 89.1

CODCr 350 24.68 纳管量

60 4.06 进入环境量

(2)总量控制方案

根据临安市环保局关于临安绿能环保发电有限公司垃圾焚烧发电项目新增总量平衡来源的回复，本项目新增的CODcr排放总量在2008年临安板桥华生造纸厂工程减排的11.7t/a中按1：1平衡;本项目新增的SO2排放总量在2008年关停的临安武隆砖瓦厂38t/a和杭州大众塘瓷有限公司57.6t/a中按1：1平衡。

同时，根据《杭州市主要污染物排放权交易实施细则(试行)》：“新增二氧化硫(SO2)或化学需氧量(COD)排放量的新建企业，经杭州市环保局核准认定后，均应通过排放权交易方式有偿获得二氧化硫(SO2)或化学需氧量(COD)排污配额，方可按建设程序办理其他手续。”因此，本项目污染物排放总量应根据《杭州市主要污染物排放权交易实施细则(试行)》的有关规定获取配额。

七、公众参与 (1)综合结果：

在调查过程中，项目拟建地周围的居民对临安市垃圾焚烧处理工程非常支持，绝大多数的公众认为本工程的建设利大于弊，表示积极支持，并希望本工程能够尽快建设投产，为促进当地的经济发展、改善该区域的环境质量做出贡献。公众对项目建设还提出以下主要意见：团体表意见及建议：切实做好周围区域垃圾收集工作，厂址选址考虑垃圾运输成本。个人表意见及建议：应在污水处理、烟气

处理方面做到达标排放。 (2)公众参与意见的反馈和落实：从以上公众调查结果可知，大部分被访者及被访单位是同意本项目在拟选厂址区进行建设的。针对以上公众调查结果及公众意见及建议，临安市政府相关部门应结合本项目建设切实做好垃圾接收范围内的垃圾收集和清运工作。同时，本环评提出如下几点要求： (1)要求建设单位严格执行环保“三同时”制度，落实本环评报告中提出的各项污染防治措施，加大污染物治理力度，依照国家相关法规要求，确保污染物能够达标排放或得到妥善处置; (2)项目在建成投产后需不断提高自身的清洁生产水平，从源头上最大限度的减少污染物的产生及排放量;

(3)项目实施单位应加强生产设备和污染治理措施的日常维护管理工作，杜绝出现事故排放的现象;

(4)建设单位在本项目建设过程中以及投产后，应始终牢固树立以人为本的思想，加强环境保护工作，最大限度的减少污染物的排放量，从而最大限度的减轻对环境的影响，保障周边居民的生活环境质量，以利于项目更好的生存与发展。

(3)公众参与公示

依据《环境影响评价公众参与暂行办法》中的相关要求，建设单位在确定了本项目的环评单位之后，于2009年1月12日在临安市《今日临安报》发布公示相关信息(见附件)，公示日期为2009年1月12日～1月23日。根据临安市环保局《临安垃圾焚烧发电项目第一次环评公示证明》(详见附件)，公示期间未收到公众对该项目在环境保护方面的意见和建议。第二次公示采用了媒体与附近村庄告示栏相结合的方式。于2009年2月16日在《今日临安报》发布公示相关信息(见附件)，公示时间为2009年2月16日~2月27日，同时在附近的上畔村、上甘村、杨岱村公告栏张贴公告(公示证明见附件)。根据临安市环保局《临安垃圾焚烧发电项目环评报告书公示证明》(详见附件)，公示期间未收到公众任何意见和建议。

八、环保可行性结论

临安市垃圾焚烧发电工程符合国家产业政策及资源综合利用政策，项目的建设基本符合相关规划要求，符合清洁生产的要求。项目的建设可推进临安市生活垃圾无害化、减量化及资源化的进程，节约了大量的宝贵的土地资源，对促进临安市国家级生态示范区建设具有积极的意义;同时本项目的建设已落实了总量来源。

在切实落实各项污染防治措施的基础上，项目投产后产生的污染物可做到达标排放或得到安全的处理、处置，项目总量控制指标可以落实，对周边环境的影响在可承受范围之内，项目选址基本合理。

综上所述，本环评认为在切实落实各项污染防治措施及环境管理要求、严

格执行环保“三同时”制度的前提下，从环保角度出发，本项目是可行的。

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垃圾发电项目合作协议范文第2篇

项目准备

明确国家产业政策和地方政府对该项目的政策意见及支持承诺明确项目投资模式(BOT/BOO)及政府补贴政策落实项目选址、工艺路线及处理规模确定项目投资主体、项目公司工商名称预核组织机构代码办理注册资本工商登记开展垃圾资源调研分析及预测签定协议(BOT/BOO)。二

项目报批

发改部门审批流程：依据政府对项目政策承诺及支持性意见，编制项目建议书，向当地发改委提交开展项目申请发改委在项目所在地公众媒体进行立项公示(5个工作日)出具项目初步服务联系单取得项目所在地建设(规划)、环保、国土、电力、水利等项目涉及部门支持性意见银行项目贷款承诺函城管部门垃圾保底量承诺函依据当地各部门支持意见，向当地发改委提交上报省发改委出具《项目服务联系单》的申请依据省发改委项目服务联系单取得建设、环保、国土、电力、水利省级部门支持意见项目公司委托甲级资质单位编制项目可研报告、项目申请报告通过当地发改委向省发改委提交要求进行项目申请报告核准申请发改委委托发展规划研究院对项目申请报告进行评审并出具评审意见发改委在项目所在地公众媒体进行项目批前公示(5个工作日)当地发改委需向省发改委报告公示情况说明省发改委出具项目申请报告核准意见。

建设部门审批流程：取得规划部门初步选址意见书及项目红线图环卫部门垃圾保底量承诺函以及相关各部门支持意见项目公司委托资质单位编制完成项目选址论证报告项目公司向建设局申请，由建设局向省建设厅上报选址申请书及选址情况说明，附上(省发改委项目服务联系单、建设局项目初步选址意见附项目红线图2份、项目总平面布置图、项目在城市总体规划中的位置图及总体规划批复文件、项目在环卫专项规划中的位置图及环卫专项规划批复文件、垃圾运输路线规划图、项目在土地利用规划、基础设施与社会服务设施规划中的位置图、电力路径在电力规划中的位置图及电力路径总图(2份)、国土部门预审意见、地质灾害危险性评估报告备案登记表及无压覆矿证明、环保部门预审意见及环评执行标准、项目无拆迁证明或者政府部门的拆迁承诺书、项目选址范围内无文保区证明及项目选址不在风景旅游区证明、法人单位营业执照副本复印件、法人身份证复印件、申报材料电子文档)省建设厅窗口受理申报材料，出具受理通知书，并在建设厅网站进行公示(20个工作日)公示结束后，组织专家对项目选址论证报告进行评审并出具评审意见依据评审意见，省建设厅出具建设项目选址意见书及审查意见。

环保部门审批流程：取得环保部门对项目初审意见环评执行标准，污染物总量控制调剂平衡意见，污水排放纳管标准、请有资质单位编制完成环评报告后，向当地环保部门递交审核申请，取得当地环保局初审意见委托省环境评估中心对项目环评报告进行评估，取得机构评估意见和聘请专家评审并取得评审意见建设单位及环评单位向省环保厅窗口递交要求许可环评申请，并附以下材料：(省发改委项目服务联系单、建设单位环评文件申请报告及落实环保措施法人承诺书的红头文件、项目总平面布置图、环评报告书及电子版，评估机构评估意见及专家评审意见、当地环保部门初审意见，环评执行标准，污染物总量控制调剂平衡意见(均需原件)、省建设厅建设项目选址意见、审查意见及红线图、国土局建设项目用地预审意见书、省水利厅水保方案批复文件、项目公示材料原件的公示文本，当地环保局和相关团体单位出具的公示证明，公示照片等、当地环境规划及批复文件、涉及卫生防护距离内的居民拆迁，需县级以上人民政府的拆迁承诺书和建设单位出具的拆迁承诺书，无拆迁需要的，当地政府出具无拆迁证明)省环保厅在受理以后在网上及项目所在地公众媒体上同步进行批前公示10个工作日环保局对公示情况及处理意见上报省环保厅依据公示结果省环保厅出具项目环评批复意见。

国土部门审批流程：国土部门依据建设单位提交的土地预审申请书及相关附件：(发改委项目服务联系单、规划选址意见及规划设计条件、标明用地范围的乡级土地利用总体规划局部彩图、勘测定界技术报告及勘测定界图)出具土地预审意见当地国土部门向省国土厅上报要求出具项目建设用地预审意见，并附上(省发改委项目服务联系单、当地国土部门对项目建设用地情况说明及预审意见、省建设厅项目选址意见书及规划红线图、当地国土部门对项目建设用地实地踏勘表、当地国土部门对项目建设用地不在地质灾害易发区证明及建设用地范围内无甲类矿压覆证明、当地国土部门对建设用地范围1：10000土地利用现状分幅图、当地国土部门对项目建设用地范围乡级土地利用总体规划局部彩图、当地国土统征所项目建设用地征地补偿协议、当地国土统征所建设用地涉及乡镇村民同意土地征用会议纪要、当地国土测绘所勘测定界报告及勘测定界图)省国土厅窗口受理并在网上公示20个工作日出具项目建设用地预审意见省政府依据省国土厅建设用地预审意见出具建设用地审批意见根据省政府建设用地审批意见市国土统征所10个工作日内以市政府名义进行征用土地公告45个工作日内以市国土局名义进行补偿方案公告、市政府对建设用地征地补偿方案批复、工业用地使用权招拍挂案审批流程：项目公司提交项目用地申请表市国土测绘所提供实地踏勘表省建设厅规划选址意见书及红线图省政府建设用地审批意见书国土局提供土地方案公告，补偿安置方案公告及市政府批复市国土统征所提供建设用地征地协议项目公司提供涉地农民征地安置费用支付凭证，参保凭证市国土测绘所提供建设用地勘测报告及勘测定界图市国土评估所提供土地评估报告及备案表市政府项目征地抄告单省林业厅项目建设使用林地审核同意书，土地出让供地流程：项目公司提交出让供地竞买申请书项目公司提交项目建设用地挂牌出让报价项目公司提交企业工商注册营业执照，项目公司提交法人证明书，法人代表身份证项目公司提交参加出让供地报名授权委托书。中标办理出让手续流程：项目公司与市国土局签订建设用地出让合同项目公司缴付土地出让金市公证处出具土地出让成交确认书。办理建设用地土地预发证流程：项目公司提交建设用地出让合同项目公司提交建设用地各级政府审批文件项目公司提交有关税费凭证(契税，耕占税)项目公司提交规划许可证及平面布置图)项目公司提交省发改委对项目申请报告审批文件发证。

林业部门占用林地审批流程：依据发改委项目服务联系单，当地林业部门出具占用林地初审意见，并提交如下需材料(申请人提出占用或征用林地的申请，填写《使用林地申请表》、发改委项目服务联系单、占用或征用林地的建设单位法人证明) 依据占用林地初审意见，项目公司委托资质单位编制项目占用林地可研报告及查验报告编制完成后，通过当地林业部门上报省林业厅，要求出具使用林地审核意见书，所需材料如下：(省发改委项目服务联系单、当地国土部门预审意见、项目占用林地补偿协议、项目选址意见书、建设用地规划设计条件及要求、林地权属证明、项目占用林地可研报告、林地审核申请、当地发改部门出具项目用地批复意见)材料齐全并缴纳森林植被恢复费用后，省林业厅出具使用林地审核意见书。

电力部门审批流程：依据发改委项目服务联系单，取得当地电力部门出具原则同意并网意见函依据电网管理程序，由当地电力部门报市、省电力公司出具同意项目并网意见批复根据省电力公司并网批复意见，委托当地电力设计院进行电力接入系统方案设计设计完成后，报当地电力部门，申请组织会审并出具审查纪要根据审查纪要，委托电力设计院组织电力接入系统初步设计设计完成后报当地电力部门审核，取得电力接入系统初步设计审核意见根据审核意见，委托当地电力承装公司进行电力架空线路施工在初步设计前与当地电力部门签订《并网原则协议》在正式并网发电前与当地电力部门签订《并网调度协议》和《购售电合同》。

水利部门水保审批流程：依据发改委项目服务联系单，委托资质单位编制项目水保方案省水利厅组织专家召开项目水保方案评审会并出具会议纪要根据会议纪要，水保单位对方案进行修改上报，并同时提交以下材料：(省发改委项目服务联系单、市国土局用地预审意见、建设局项目选址初步意见、水务局取水许可意见、项目总平面布置图、项目可研报告、项目地理位置图及现状地形图、项目水保方案专家评审意见、环保部门污染物排放指标意见函、环卫部门原则同意炉渣，飞灰卫生填埋的函)省水利厅出具水保方案批复。

水利部门水资源论证审批流程：依据发改委项目服务联系单及当地水务部门项目取水许可意见，委托当地资质单位编制水资源论证报告省水利厅组织专家召开项目水资源论证报告评审会并出具会议纪要根据会议纪要，水资源论证单位对报告进行修改上报，并同时提交以下材料：(工商营业执照复印件、流域综合规划报告书及审查意见、流域综合规划同意书、防洪规划同意书、项目建议书、涉及界河的，要有双方协议、水资源论证报告书、第三方的承诺书)省水利厅出具水资源论证报告批复。三

项目报建

建设用地规划许可证办理初步设计：依据省发改委项目核准批复办理《建设用地规划许可证》，并需提交下列材料：(建设用地规划许可证申请报告及单位营业执照、建设项目选址意见书、规划设计条件与要求、项目核准批复、建设局出具的建筑设计方案审查批复、以招拍挂等方式取得土地使用权的，建设单位需提供成交确认书及国有土地出让合同、建设(规划局)划定的用地红线图8份(或国土局实测地形图)、建筑总平面图8份及建筑设计方案图一套包括相应的电子文件及规划设计条件中要求的各项技术经济指标计算书并盖公章、规划公示意见表及附图和照片、文保、供电、路政、旅游等相关部门审核意见)依据省发改委项目核准批复，组织设计单位完成项目初步设计，通过当地发改部门报省发改委，要求组织专家论证，根据论证意见修改初步设计，完善后报省发改委省发改委受理，在15个工作日内出具初步设计批复意见完善初步设计。

建设工程规划许可证办理：依据省发改委初步设计批复，办理《建设工程规划许可证》，所需材料如下：(建设工程规划许可证申请报告、建设项目土地权属证原件及复印件、初步设计批复、建设用地规划许可证原件、总平面布置图、蓝图4份及电子文件需要设计单位注册章和设计单位资质章和设计单位出图章、建设项目单体建筑施工图2套(折成四号图幅)及相应电子文、室外综合配套工程包括道路路灯环卫设施给排水等及总平面图及绿化施工图3份包括相应的电子文件、消防、防雷、人防、燃气等相关专业部门审查意见及凭证、由设计单位提供规划设计条件中要求的各项技术经济指标计算书并盖公章、提供有资质的测绘单位编制的房屋建筑面积预测绘报告原件、建筑工程施工图设计文件审查报告、规划公示意见表及附图)建设部门根据报审材料在N个工作日内出具《建设工程规划许可证》项目具备开工条件。

四

审批过程的其他问题和建垃圾焚烧发电厂的利与弊

垃圾发电项目一般情况下并没有严格按照如上程序进行，由于行政手续过于烦琐而且需要的时间很长加上项目建设周期也长(2年左右)，各方面也都需要打点打点，所以只要和当地政府签定协议并取得当地政府的支持性文件和项目初步设计、环评报告等必须文件和手续就可以向当地政府申请项目的开工建设，然后逐步完善行政手续!还有比如说项目公示、环评报告公示、征地补偿公示、规划公示，周边群众调查等基本都基本是半透明进行，环评报告公示一般在项目地和环保部门网站公示但基本没有群众去看的，即使看了也不懂!征地补偿公示基本也是村干部才知道怎么回事，周边群众调查基本都是冒名填写调查报告，周边的群众和市民哪个愿意把垃圾焚烧厂建在自己的周边?垃圾发电厂如果不注意环保问题那农民种的菜也可能会长的变异!还有，垃圾渗滤液和有毒有害的灰渣也基本是承包给和当地环保部门有一定关系的单位处理，为什么?因为只有他们才能摆平严重的意外环境污染问题，还有，只有他们才可以偷排偷放污染的物质，不过他们也有一定的技术和硬件来承担这个事情的，要处理垃圾产生的渗沥液成本太高，投资商人不可能即使亏本也要保护环境吧?那还投资这个项目干什么?还有，垃圾发电厂的建设和投入成本很高，基本比同等规模的火力发电厂增加一倍成本左右，投资商家也要投资收益啊!但最重要的问题是：中国的现状是垃圾到处露天焚烧，那样污染比垃圾焚烧发电污染大很多倍，起码垃圾焚烧发电投入了大量的资金进行环境保护和治理而且起到了节能减排的作用;中国的土地很有限，垃圾焚烧发电可以节约大量填埋垃圾的土地和减少二次污染;建垃圾焚烧发电厂最关键的问题就是选址问题和工艺问题，选址选对了和工艺选对了和业主的高度负责任的态度对建垃圾焚烧发电厂是利远远大于弊的;加上中国地方政府没有那么多钱去投资垃圾发电厂这样的工程，所以一般就只有招商来进行投资，这也是目前为止解决这一矛盾的最好解决办法!

个人声明：上面是本人对垃圾焚烧发电项目收集的资料进行的归纳总结，仅作为传递信息之目的，内容仅供参考!如有雷同之处纯属意外!关于审批过程的其他问题和建垃圾焚烧发电厂的利与弊的分析仅代表本人个人观点!

垃圾发电项目合作协议范文第3篇

施工专业分包合同

总包合同编号：BGYG2015-023 分包合同编号：BGYG2015-0230601

承包人：重庆钢铁集团建设工程有限公司分包人：重庆两滨建筑工程有限公司

二〇一六年四月

重庆第三垃圾发电厂主厂房南区工程

旋挖成孔灌注桩施工合同

承包方：重庆钢铁集团建设工程有限公司

(以下简称甲方) 分包方：重庆两滨建设工程有限公司

(以下简称乙方)

根据中华人民共和国合同法及有关法律法规的规定，本着平等、互利、公平、诚信的原则，经甲、乙双方协商一致，甲方将重庆第三垃圾焚烧发电厂主厂房南区旋挖成孔灌注桩交由乙方施工，就有关事宜达成以下协议：

一、工程概况

1、工程名称：重庆第三垃圾焚烧发电厂主厂房南区工程

2、建筑面积：占地面积约15000平方(南区)

3、工程地址：重庆市江津区西湖镇青泊村

4、承包内容:重庆第三垃圾焚烧发电厂主厂房南区旋挖灌注桩工程

二、工程承包范围及内容

1、重庆第三垃圾焚烧发电厂主厂房南区工程旋挖成孔灌注桩的成孔、清孔、钢筋笼的制作及安装、声测管的制作及安装、混凝土浇筑成型、养护;

2、桩孔钻出土、石渣的场内的转运(甲方指定地点);

3、洞口钢护筒安装、持力层岩样取芯、成孔后的洞口安全防护、配合甲方完成桩基的验收工作。

三、合同价格

1、不区分土石成分，采用综合包干单价。

(1)、孔深在25米内(含25米)综合包干价为220元/m3(深度每米不足1m3的按1m3/m计算)。

(2)、孔深在25米以上综合包干单价230元/m3(深度每米不足1m3的按1m3/m计算)。

(3)、上述综合若包干价不含税金(普通地税发票);若包含税金，在上述单价上增加15元.

2、上述综合包干单价包含以下内容：

(1)、机械设备进出场费、机械就位、钻孔、安装孔口护筒、清孔、钢筋笼制作、调运及安装、岩石取芯、浮浆清理、清孔、成孔后的安全防护、机械维护、机械用油、吊车、铲车、挖掘机、土石方及淤泥的施工现场范围内(甲方指定地点)的转运、钢筋制作的机具及辅材、砼浇筑的工具用具、全部施工内容涉及的人工费、税金、材料费(钢筋、砼、声测管甲供)、机械费、规费、风险费、赶工费、组织措施及技术措施费、利润等完成全部合格产品的费用。

(2)、乙方对榻孔、孤石、流沙、淤泥等造成的重新回填、二次(或多次)旋挖钻进施工，甲方按综合包干价的50%计价。甲方负责提供回填灌注所需的低标号砼和增加的一次性钢护筒材料费。若需乙提供一次性钢护筒，则甲方按3000元/t支付乙方钢护筒费用，如取不出护筒(护筒被埋)由甲方承担其钢护筒费用。 (3)合同总价：暂定200万元，最终以实际结算金额为准。

四、合同工期

合同开工时间：2016 年4月18日，合同工期约为40天。

五、工程款支付

甲方收到发包方进度款后，以乙方实际完成合格工程量70%计价支付进度款，余款在桩基验收合格后六个月内付清;

六、质量要求

1、乙方应按照甲方测设的桩位及设计施工图的孔径精心组织施工，不得出现超钻、错钻、漏钻、偏离孔桩中心等质量事故，因乙方原因造成的损失由乙方承担全部费用;

2、检测费用由甲方承担，乙方承担相关配合工作，检测不合格的桩，所导致的全部费用由乙方承担;

3、本工程全部桩基础达到合格标准，必须满足规范、设计院、建设单位及地质监站对二类桩的控制要求，不得出现三类、四类桩。因检验不合格所造成的所有损失由乙方全权承担;

4、乙方应作好施工记录、对施工中存在的问题要如实反应出来。

七、安全责任

1、乙方进场机械、设备需申请报验，保证机械、设备的安全可靠性。特种作业人员需持有相关的有效的上岗证、操作证书。进入施工现场必须进行岗前安全培训教育，参加项目部组织的安全学习、考核。每日班前安全活动向作业人员交待当日施工的安全要点，做好记录;

2、乙方须服从甲方管理人员的指令，自觉接受业主、监理和有关职能部门的现场监督。组织作业人员学习施工现场的管理制度和项目部编制的基础施工专项方案，明确项目部施工管理意图;

3、乙方不得以任何理由拖欠工人工资，由此引发的劳资纠纷及行政主管部门的处罚由乙方承担。甲方保留追究乙方责任的权利;

4、由于乙方不按安全操作规程施工或安全措施不力造成事故而发生的费用，由乙方自行承担;

5、乙方应向施工作业人员配备必要的安全、劳保用品，并督促施工作业人员正常佩戴和使用。因此而受到处罚或造成伤害所发生的费用由乙方自行承担。

6、发生伤亡及其他安全事故，乙方应按有关规定立即上报有关部门并报告甲方，同时按国家有关法律、行政法规对事故进行处理。不论任何安全、意外事故，商业保险赔偿后，单次赔偿金额20000元以内的，由乙方自行承担;超过20000元，甲方承担60%，乙方承担40%.

7、乙方从事劳务作业的人员应当具备国家规定的作业资质，按规定进行报备，并接受随时抽查;

8、乙方在甲方提供的水电接驳口自行接通使用，甲方承担水电费;

9、工程安全责任事故由责任方承担责任，乙方自行承担机械、机具、材料的保卫看护责任，发生丢失或损坏自行负责，并应搞好周边关系的处理;

10、乙方按照甲方要求将现场有效的资料收集、整理、及时移交甲方项目，为项目最终结算提供必要依据，该资料未及时提供，甲方有权拒绝支付工程款;

11、乙方应提前提交所需材料的使用计划，由于未按要求提交材料及设备等计划而造成的延工由乙方自行负责;

12、本协议未能尽述的乙方应承担的其他责任。

八、甲方责任

1、按照协议约定办理结算及支付乙方工程款;

2、提供乙方施工作业人员住宿场地，费用由甲方承担;

3、监督、检查、协调处理现场的相关管理工作;

4、由于混凝土不能及时提供造成质量及进度影响，责任由甲方承担，乙方必须配合甲方工程;

5、甲方未按照约定支付工程款，应承担未支付合同价款的违约金，该违约金按照银行同期贷款利率5倍计算。

九、乙方责任

1、乙方质量不符合国家现行标准的要求，乙方应积极整改至合格，因此而延误的工期不顺延，并承担质量原因造成的经济损失;

2、乙方不得将本工程合同施工内容转包、再分包给第三方，如发生，甲方有权单方解除合同，乙方向甲方支付违约金5万元，并立即无条件清退出场，甲方不向乙方支付任何费用;

3、乙方施工作业人员聚众闹事、打架斗殴的，每发生一次乙方向甲方替违约金5000元，造成后果应自行承担相关法律责任;

4、乙方未按时支付农民工工资，乙方应按拖欠工资总额的200%向甲方支付违约金;

5、乙方单方面解除合同的，只能按照已完成工程量的60%结算，且乙方在规定时间内无条件下退场，并承担由此给甲方造成的一切损失。

十、争议处理方式

双方友好协商解决，如协商不成的，可依法向甲方(大渡口区)人们法院起诉。十

一、附则：

1、本协议一式伍分，具有同等法律效力，甲方叁份，乙方贰份;

2、本协议自双方签字盖章之日起生效;未尽事宜，双方另行协商。

承包方(盖章)：

分包方(盖章)：

承包方代表(签字)：

分包方代表(签字)：

合同签订时间：2016年4月16日

重庆第三垃圾发电厂主厂房南区工程

旋挖成孔灌注桩补充协议

承包方：重庆钢铁集团建设工程有限公司

(以下简称甲方) 分包方：重庆两滨建设工程有限公司

(以下简称乙方)

重庆第三垃圾发电厂主厂房南区工程属高回填地质，施工过程中垮塌严重，成孔极为困难，经甲乙双方协商，若采用全钢护筒成孔，单价有原合同单价调整为550元/m3(深度每米不足1m3的按1m3/m计算)。计算桩径按钢护筒直径计算;若采用回填后重新成孔，单价在原合同基础上增加15元/m3，回填单价按调整后的单价的50%计价。钢护筒成孔必须征得甲方同意并进行实际成孔收方签证后甲方才给予计量。

该协议一式两份，甲乙双方各执一份。

甲方负责人：

乙方负责人：

年

月

日

年

月

垃圾发电项目合作协议范文第4篇

项目准备

项目报批

项目报建

四

审批过程的其他问题和建垃圾焚烧发电厂的利与弊

垃圾发电项目合作协议范文第5篇

研究报告

1. 总论 ................................................. 5 1.1 项目提出的背景,投资的必要性和经济意义 ................ 6 1.1.1 项目提出的背景 .................................... 6 1.1.2 投资的必要性 ...................................... 7 1.1.2.1 世界风能开发现状与展望 .......................... 7 1.1.2.2 风力发电原理 ................................... 10 1.1.2.3 风力发电技术已相当成熟 ......................... 10 1.1.2.4 风能经济 ....................................... 12 1.1.2.5 风能资源十分丰富 ............................... 14 1.1.2.6 风电成本已具有市场竞争力 ....................... 16 1.1.2.7 我国风电行业的发展历程 ......................... 17 1.1.2.8 我国风电行业发展现状 ........................... 19 1.1.2.9 潜在市场及发展趋势 ............................. 21 1.1.2.9.1 潜在市场 ..................................... 21 1.1.2.9.2 发展趋势 ..................................... 22 1.1.2.10 我国几大风电场介绍 ............................ 29 1.1.2.11 国家对风电投资的政策 .......................... 30 1.1.2.11.1 世界鼓励风电的政策措施 ...................... 30 1.1.2.11.2 长期保护性电价 .............................. 30 1.1.2.11.3 可再生能源配额政策 .......................... 31 1.1.2.11.4 公共效益基金 ................................ 31

1.1.2.11.5 招投标政策 .................................. 32 1.1.2.11.6 我国对风电发展的政策 ........................ 32 1.1.3 投资的经济意义 ................................... 39 1.2 研究工作的依据和范围 ............................... 41 1.2.1 国家有关的发展规划、计划文件。包括对该行业的鼓励、特许、限制、禁止等有关规定。 ........................... 41 1.2.2 拟建地区的环境现状资料 ........................... 42 1.2.3 主要工艺和装置的技术资料及自然、社会、经济方面的有关资料等等。 ........................................... 42 1.2.3.1 方案一 ......................................... 42 1.2.3.2 方案二 ......................................... 43 2. 需求预测和拟建规模 .................................. 43 2.1 国内外需求情况的预测 ............................... 44 2.2 国内现有工厂生产能力的调查 ......................... 45 2.3 销售预测、价格分析、产品竞争能力，进入国际市场的前景 ....................................................... 49 2.4. 投资估算与资金筹措 ................................ 49 2.4.1 方案一 ........................................... 49 2.4.1.1 盈亏平衡分析、利润、净现金流量分析 .............. 50 3.投资决策评价 ......................................... 50 3.1.投资期法 ........................................... 50 3.2. 净现值法 .......................................... 50

3.3 方案二 ............................................. 51 3.4 方案二 ............................................. 53 3.4.1 盈亏平衡分析、利润、净现金流量分析 ................ 54 3.4.2 投资决策评价 ..................................... 55 4. 风电企业 ............................................ 56 4.1 战略计划 ........................................... 56 5 风险的估计 ........................................... 60 5.1 政策风险 ........................................... 60 5.2 行业风险 ........................................... 60 5.3 技术风险 ........................................... 62 6 实施计划 ............................................. 62

1. 总论

风能是太阳能的转化形式，是一种不产生任何污染物排放的可再生的自然能源。

受化石能源日趋枯竭、能源供应安全和保护环境等的驱动，自20 世纪70 年代中期以来，世界主要发达国家和一些发展中国家都重视风能的开发利用。特别是自20 世纪90 年代初以来，现代风能的最主要利用形式风力发电的发展十分迅速，世界风电机装机容量的年平均增长率超过了30%，从1990 年的216 万千瓦上升到2003 年的4020 万千瓦。

与此同时，限制风能大规模商业开发利用的主要因素风力发电成本在过去 20 年中有了大幅的下降。

随风力资源的不同、风电场规模不同和采用技术不同，风力发电成本也有所不同。目前低风力发电成本已降至3～5 美分/千瓦时，高风力发电成本也降至10～12 美分/千瓦时。到2010 年，它们将分别降至2～4 美分/千瓦时和6～9 美分/千瓦时，达到和化石能源相竞争的水平。随着风能这一态势的发展，世界风力发电机的装机容量到 2020 年预计会达到12.45亿千瓦，发电量占世界电力消费量的12%。因此，风能将是21 世纪最有发展前途的绿色能源，是当前人类社会经济可持续发展的最主要的新动力源之一。

1.1 项目提出的背景,投资的必要性和经济意义 1.1.1 项目提出的背景

十六大提出 2020 年我国国内生产总值(GDP)要实现比2000 年翻两番的总目标，以多大的能源代价实现这个总目标引起广泛关注。如果能源消费也随之翻两番的话，到2020年我国能源消费总量将达到每年近60 亿吨标准煤!而我国常规能源的剩余可采总储量仅为1500 亿吨标准煤，仅够我国使用25 年!国家电监委预计今年的电力缺口在2000 万千瓦，供需矛盾比去年更加突出。

需要特别注意的是，现阶段我国人均能源消费量只有世界人均能源消费水平的一半，而人均电力消费量则仅仅是美国的1/

13、日本的1/8。

解决能源和电力短缺的战略途径有两个：其一是节能，但节能只能缓解紧缺问题;其二是大力增加能源的供给。从能源技术的角度来看，一个需要回答的问题是：哪些能源才是解决我国能源和电力短缺的最现实的战略选择呢?

资料表明，我国的煤炭资源仅能维持 20 年使用;2003 年我国共进口石油1.1 亿吨;我国水能资源经济可开发量为3.9 亿千瓦，年发电量1.7 万亿千瓦时;显然，利用常规能源不能解决我国的能源和电力短缺。

在当前能源紧缺的背景下，发展风电意义重大，发展风电刻不容缓。

1.1.2 投资的必要性

1.1.2.1 世界风能开发现状与展望

以煤炭、天然气、石油、水利和核物质为原料或资源的传统电力开发造成了大量的环境负担，如环境污染、酸雨、气候异常、放射性废物处理、石油泄露等等。而以风能为资源的电力开发对环境的影响则十分微小，具有显著的环境友好特性，是典型的清洁能源。在四级风区(每小时20～21.4公里)，一座750千瓦的风电机，平均每年可以替代热电厂1179吨的CO2、6.9吨的SO2和4.3吨的NO排放。

风能资源无穷无尽，产能丰富。根据美国风能协会(AWEA)的估计，如果要产生美国可开采风能的能源总量，每年需要燃烧200亿桶原油(几乎是目前世界全部原油产量)。但与石油相比，风能却是可再生的资源，失而复得，同时风能具有自主性的特点，不会受到国际争端造成的价格震荡和禁运等冲击。AWEA测算，在美国使用现有技术，利用不到1%的土地开发风能，可以提供20%的国家电力需求。而1%的土地中，只有5%是设备安装等必须使用的，其他95%还可以继续用于农业或畜牧业。

风能资源比较丰富的地区大多边远，风能开发为边远地区就业增长、经济发展、农业用地增加收入等带来机会。从世界范围看，风能和太阳能产业可能成为新世纪制造业中就业机会最多的产业之一。

全球风能资源极为丰富，而且分布在几乎所有地区和国家。技术上可以利用的资源总量估计约53106 亿度/年。1973 年发生石油

危机以后，欧美发达国家为寻找替代化石燃料的能源，投入大量经费，动员高科技产业，利用计算机、空气动力学、结构力学和材料科学等领域的新技术研制现代风力发动机组，开创了风能利用的新时期。

由于风能开发有着巨大的经济、社会、环保价值和发展前景，经过 30 年的努力，世界风电发展取得了引人注目的成绩。近20年来风电技术有了巨大的进步，风电开发在各种能源开发中增速最快：全球风电装机总量1997至2002年的5年间增长4倍，由1997年的7600兆瓦增至2002年的31 128兆瓦，增加了2.3万兆瓦，平均年增幅达32%。而风能售价也已能为电力用户所承受：一些美国的电力公司提供给客户的风电优惠售价已达到2～2.5美分/千瓦小时，此售价使得美国家庭有25%的电力可以通过购买风电获得，而每个月只需支付4～5美元。

风电一直是世界上增长最快并且不断超越其预期发展速度的能源，1997～2002 年全球风电累计装机容量的平均增长率一直保持在33%，而每年新增风电装机容量的增长率则更高，平均为35.7%。2004 年欧洲风能协会和绿色和平组织签署了《风力12关于2020年风电达到世界电力总量的12%的蓝图》的报告，“风力12%”的蓝图展示出风力发电不再是一种可有可无的补充能源，已经成为解决世界能源问题的不可或缺的重要力量。

根据“风力12”发表的2005～2020 年世界风电和电力需求增长的预测报告，按照风电目前的发展趋势，将2005～2007 年期间的平均当年装机容量增长率设为25%是可行的，2008～2012 年期间降为

20%，以后到2015 年期间再降为15%，2017～2020 年期间再降为10%。推算的结果2010 年风电装机1.98 亿千瓦，风电电量0.43104亿度，2020 年风电装机12.45 亿千瓦，风电电量3.05104 亿度，占当时世界总电消费量25.58104 亿度的11.9%。按2007 年预计的装机容量0.4 亿千瓦计算，假设每台单机1500 千瓦，则需要齿轮箱26667 台，按每台120 万人民币计算，则市场规模达到320 亿元人民币，而且其市场规模每年还按20%的速度递增，在2020 年将达到1272 亿元人民币的市场规模。

经过三十多年的努力，世界风电发展取得了令人注目的成绩，世界风力发电成本迅速下降，从1983 年的15.3 美分/度，下降到1999 年的4.9 美分/度，表2 为2003 年世界风能开发利用前10 个国家风电装机及市场份额。目前欧洲占全世界风电装机容量的74%。德国为世界风电发展之首。我国风电发展进展极其缓慢。截止到2003 年底，全国风电场总装机容量仅为56.7 万千瓦，仅占全国总装机容量的0.14%。尽管已建有40 个风电场，但平均每个风电场的装机容量不足1.5 万千瓦，远未形成规模效益。从中可以看出中国市场份额最低，但具有相当大的发展潜力。

据《人民日报》2005 年11 月份最新报道：“我国风电发展了20 多年，但至今装机容量还只有76 万千瓦，仅占全国总装机容量的0.2%，伴随着技术的突破，从200Kw～750Kw风力发电设备的国产化已基本完成，其中600Kw、750Kw 风电设备的国产化率超过90%，国内第一台单机1200Kw 的风力风电机在新疆达坂城投入使用。风力发

电场的建设异军突起，风力发电的成本降至每千瓦时0.38 元左右，与火力发电的成本已相当接近。”

据国际能源署(IEA)预测，2020年，全球风电装机总量将达12.6亿千瓦。单机平均1.5兆瓦，年总电量达3.1万亿千瓦小时，占2020年全球总发电量的12%。要达到12.6亿千瓦的风电容量，总投资估算约需6300亿美元，这将是全球机电制造业和风电建设的一个巨大市场。

1.1.2.2 风力发电原理

太阳的辐射造成了地球表面受热不均，引起大气层中压力分布不均，空气沿水平方向运动形成风。各地风能资源的多少，主要取决于该地每年刮风的时间长短和风的强度如何。

把风能转变为电能是风能利用中最基本的一种方式。风力发电机一般由风轮、发电机(包括传动装置)、调向器(尾翼)、塔架、限速安全机构和储能装置等构建组成。风轮是集风装置，它的作用是把流动空气的动能转变为风轮旋转的机械能。一般它由2～3 个叶片构成。风轮转动的机械能通过传动装置增速齿轮箱传递到发电机转化成电能。

1.1.2.3 风力发电技术已相当成熟

为什么在发达国家中风电的年装机容量以 35.7%的发展速度高速度增長?一个重要原因是风电技术已经相当成熟。目前单机容量500、600、750 千瓦的风电机组已达到批量商业化生产的水准，成为

当前世界风力发电的主力机型。

更大型、性能更好的机组也已经开发出来，并投入生产试运行。如丹麦新建的几个风电场，单机容量都在2 兆瓦以上;摩洛哥在北方托萊斯建造的风电场，采用的风电机组功率达到2.1 兆瓦;德国在北海建设近海风电场，总功率在100 万千瓦，单机功率5 兆瓦，可为6000 户家庭提供用电，计划2004 年投产。据国外媒体报道，该公司5 兆瓦的机组是世界上最大的风力发电机，其旋翼区直径为126 米，面积相当于2 个足球场。发电机塔身和发电机总重1100 吨，发电机由3 片旋翼推动，每片长61.5 米，旋翼最高点离地面183米。该风电场生产出来的电量之大，相当于常规电厂，而且可以在几个月的时间内建成。

同时风电机组叶片设计和制造过程中广泛采用了新技术和新材料。由于现代大部分水准的风电机组都有三个叶片，质量大，制造费用高。为了减轻塔架的自重，有些国家如瑞典把大型的水准轴风机设计成两个叶片。瑞典Nordic WindpowerAB 公司已完成重量轻的双叶片500 千瓦和1 兆瓦机组的设计。

此外，风电控制系统和保护系统方面广泛应用电子技术和计算机技术。这不仅可以有效地改善并提高发电总体设计能力和水准，而且对于增强风电设备的保护功能和控制功能也有重大作用。

1.1.2.4 风能经济

风能产业在过去20年里发生了巨大变化，风电成本下降的速度比任何其它传统能源都快。过去10年间，建立一个新的天然气电厂的成本只降低了1/3。相比较而言，世界上的风电装机容量每翻一番，风电场的成本就下降15%，而20世纪90年代风电装机容量翻了三番，现在建立一座风电场的成本只及80年代中期的1/5左右，预计到2006年，成本还会再降35%～40%。展望未来20年，影响风能成本的一些因素还会迅速变化，风电成本还会继续下降。

①风能成本极大依赖风场的风速。风能正比于风速的立方，因此风速增强会引起很大的电力增长。

②大型风力发电机技术进步带来成本下降。风机塔越高、龙骨扫描面积(风机叶片扫描面积正比于龙骨长度的平方)越大，风机发出的电力越强。龙骨直径从80年代的10米增加到50米后，功率则由25千瓦增加到现在常用的750千瓦，电力输出增加近55倍，这其中的部分原因是由于现在的扫描面积是原来的25倍以上，同时由于风机离地面更高，风速也加强了。

③大风场比小风场更具经济效益。

④风力发电的电子测控系统、龙骨设计和其它技术的进步，使得成本大大降低。一个现代常用的1650千瓦风电机与以往25千瓦风电机相比，以20倍的投资获得了120倍的电力增长，单位千瓦

电力成本已大大降低。研究表明，优化风电机的配置也能改进项目的产能。

⑤风电企业的财务成本。风电是资本密集型产业，因此财务成本构成风能项目的重要成本变量。分析表明，如果美国的风电场获得同天然气电厂相同的利率贷款，其成本将会下降40%。

⑥输电、税收、环境和其他政策也影响风场的经济成本。输电和电网准入限制对风能成本有较大影响。在产业政策方面，风电开发比较发达的国家都提供了风电的税收优惠政策。美国联邦税则对风能开发提供了产品税返还(PTC)和风电机5年加速折旧政策，每千瓦小时1.5美分的PTC返还政策可根据年通货膨胀率进行折算(现在是1.7美分/千瓦小时)。PTC在1992年首次发布，1999年截止后又延长至2001年，之后又再次延期至2003年底。

⑦更加严格的环境保护条理将增加风能的竞争力。单位千瓦风电对环境的影响要远远低于其他传统主流发电。风电既不通过消耗资源释放污染物、废料，也不产生温室气体和破坏环境，也不会有其他能源的开采、钻探、加工和运输等过程成本和环境成本。更高的空气质量和环保标准将意味着风能将变得更加具有竞争力。相反，环境标准的降低或未将发电过程的环境治理成本计算在内，使不洁净能源的售价很低。但这是具有欺骗性的，这表明，政府和市场忽视了健康和环境成本，从而给了不洁净能源隐形补贴，而此补贴却远高于显性的对风能的补贴。

⑧风能提供了辅助性的经济效益。风能开发不依赖化石能源，因

而其经济表现比较稳定;风能为土地拥有者带来稳定的收入;风能为边远地区带来税收。

⑨风电和其它类型能源成本比较。早在20世纪90年代初，PG&E公司和美国电力研究所EPRI就曾预言，风能将会是最便宜的能源。这并非痴人说梦，如今风能可以与其它主流能源技术相竞争已成事实。基于现在市场条件，美国风能协会估计，大一点的风场风电的平均成本已经小于5美分/千瓦小时，这还不包括PTC补贴的1.5美分/千瓦小时，此项10年期的补贴，对30年运营期的风场可以降低风能成本0.7美分/千瓦小时。

1.1.2.5 风能资源十分丰富

为什么发达国家会竞相大力发展风电呢?另一个重要原因就是风力资源非常丰富。按目前技术水平，只要离地10 米高的年平均风速达到5～5.5 m/s(四级风速为5.57.9m/s)以上，风力风电就是经济的。科技进步可能把可利用风能的风速要求进一步降至5m/s 以下。

据估计，世界风能资源高达每年53 万亿千瓦时，预计到2020 年世界电力需求会上升至每年25.578 亿千瓦时。也就是说，全球可再生的风能资源是整个世界预期电力需求的2倍。

对我国来说，我国拥有可供大规模开发利用的风能资源。据初步探明结果，陆地上可开发的风能资源即达2.53 亿千瓦;加上近海(15 米深的浅海地带)的风能资源，全国可开发风能资源估计在10 亿千

瓦以上。与之对照，我国水能资源可开发量仅为3.9亿千瓦!我国2003 年的装机容量已为3.85 亿千瓦，所以国外专家评论，中国单靠风力发电就能轻而易举地将现有的电力生产翻上一翻。

我国风能资源丰富的地区主要分布在西北、华北和东北的草原和戈壁，以及东部和东南沿海及岛屿，这些地区一般都缺少煤碳等常规资源。在时间上冬春季风大、降雨量少，夏季风小、降雨量大，与水电的枯水期和丰水期有较好的互补性。

中国的风能资源主要集中在两个带状地区,一条是“三北(东北、华北、西北)地区丰富带”,其风能功率密度在200 瓦/平方米～300 瓦/平方米以上,有的可达500 瓦/平方米以上,如阿拉山口、达坂城、辉腾锡勒、锡林浩特的灰腾梁等,这些地区每年可利用风能的小时数在5000 小时以上，有的可达7000 小时以上。“从新疆到东北,面积大、交通方便、地势平,风速随高度增加很快，三北地区风能在上百万千瓦的场地有四五个,这是欧洲没法比的。其中青海、甘肃、新疆和内蒙可开发的风能储量分别为1143 万千瓦、2421 万千瓦、3433 万千瓦和6178 万千瓦，是中国大陆风能储备最丰富的地区。另一条是“沿海及其岛屿地丰富带”，其风能功率密度线平行于海岸线。沿海岛屿风能功率密度在500 瓦/平方米以上，如台山、平潭、东山、南鹿、大陈、嵊泗、南澳、马祖、马公、东沙等岛屿，这些地区每年可利用风能的小时数约在7000-8000 小时，年有效风能功率密度在200 瓦/平方米以上。

1.1.2.6 风电成本已具有市场竞争力

长期以来，人们以风电电价高于火电电价为由，一直忽视风电作为清洁能源对于能源短缺和环境保护的意义，忽视了风电作为一项高新技术产业而将带来的巨大的产业前景，更忽视了风电对于促进边远地区经济发展所能带来的巨大作用。但近10 年来，风电的电价呈快速下降的趋势，并且在日趋接近燃煤发电的成本。

以美国为例，风电机组的造价已由 1990 年的1333 美元降至2000 年的790 美元，相应地发电成本由8 美分/千瓦时减少到4 美分/千瓦时，下降了一半，预计2005 年可降至2.53.5 美分/千瓦时，达到与常规发电设备相竞争的水准。

美国 1980 年代初期第一个风电场的发电成本高达30 美分/千瓦时。目前，美国政府为所有新建风电场的前十年运行提供1.5 美分/千瓦时的发电税收减免，使的一些新建风电场的合同电价已降至3 美分/千瓦时以下。

据《人民日报》2005 年11 月07 日第十一版最新报道，“我国的风力发电的成本已降至每千瓦时0.38 元左右，与火力发电的成本已相当接近，具有相当的竞争力”。

风电机组的设计寿命通常为 20～25 年，其运行和维护的费用通常相当于风电机组成本的3～5%。

风电成本已经可以和新建燃煤电厂竞争，在一些地方甚至可以和燃气电厂匹敌。

上述比较只计算了风电和化石燃料发电的内部成本(即本身发电的成本)，尚未将社会承担的污染环境这些外部成本计算在内。更为科学、更为平等地比较风电和其他燃料发电成本的话，还应该计算不同发电方式的外部成本。

关于化石燃料或核能发电的外部成本，由于存在大量的不确定因素，一般难以被具体确认和量化。但是欧洲最近公布了一个历时10 年的研究项目的成果(在欧盟15 个成员国进行评估包括计算一系列燃料成本的“Extern E”计划)，给出了不同燃料的外部成本，整个研究的结论是，如果把环境和健康有关的外部成本计算在内，来自煤或石油的电力成本会增加一倍，而来自天然气的成本会增加30%，核电则要面对更大的外部成本，如公众的责任、核废料和电厂退役等。而风电的外部成本最小，与现行价格比较几乎可以忽略不计。

1.1.2.7 我国风电行业的发展历程

我国的风电场建设大体分为三个阶段。

第一阶段是 1986～1990 年我国并网风电项目的探索和示范阶段。其特点是项目规模小，单机容量小，最大单机200Kw，总装机容量4.2 千千瓦。

第二阶段是 1991～1995 年示范项目取得成效并逐步推广阶段。共建5 个风电场，安装风机131 台，装机容量3.3 万千瓦，最大单机500Kw。

第三阶段是 1996 年后扩大建设规模阶段。其特点是项目规模和

装机容量较大，发展速度较快，平均年新增装机容量6.18 万千瓦，最大单机容量达到1300Kw。

截止 2002 年底，全国共建32 个风电场，总装机容量达到46.62 万千瓦。在所有风电场中，装机容量居前三位依次为新疆达坂城二场、广东南澳风电场和内蒙古惠腾锡勒风电场。

随着我国《可再生能源法》的颁布实施和一系列优惠政策出台，风电的发展依法得到鼓励，风电的发展在未来几年内必将进入爆炸性的增长的阶段。根据最新资料，2005 年1～9 月，国家发改委审批同意开工的风电场达到8 个，总装机容量达到80 万千瓦，预计全年将会达到120 万千瓦。2003 年底，我国新增风电装机容量10 万千瓦，累计装机容量57 万千瓦;2004 年底，新增风电装机容量20 万千瓦，累计装机容量76 万千瓦，年新增风电装机容量增长近2 倍。根据政府提出的最新风电发展目标，到2020 年全国风电装机容量要达到3000 万千瓦，而到2003 年底我国风电装机容量仅有56 万千瓦，占全国电力总装机

容量的0.14%。这表明在今后的17 年中，年均要新增风电装机容量170 多万千瓦。按每台风机800kw 计算，其每年的市场容量在2125 台以上。

1.1.2.8 我国风电行业发展现状

我国自 1983 年山东引进3 台丹麦Vestas 55kW 风力风电机组，开始了并网风力发电技术的试验和示范。“七五”、“八五”期间国家计委、国家科委都开列了研制并网风力发电机组的重点攻关项目。1994 年全国风电新增装机容量为1.29 万千瓦，年装机容量首次突破万千瓦大关，2003 年年装机容量首次达到10 万千瓦。特别是进入“九五”期间，在国家有关优惠政策和国家经贸委“双加工程”的推动下，全国风电装机容量得到了快速的发展。在1994～1999 年期间，全国21 个风电场共装机容量为24.9 万千瓦，年装机4.15万千瓦。表明我国风电场建设在这6 年间已步入产业化阶段。在后来的发展中，又能及时跟上国际大中型风电机组的发展步伐。如德国从1993 年开始安装500kW 风电机组，而我国新疆达坂城2 号场于1993 年也在国内率先安装了4 台500kW 的风电机组。特别是在“九五”期间，450～750kW 的大中型风电机组倍受青睐。在“九五”期间的4 年间，共装机22.5 万千瓦，占全国风电总装机容量的85.7%。虽然风电建设取得了一定成绩，但最近几年的发展较缓慢，与发达国家比差距还非常大，德国2003 年的装机容量为267 万千瓦，累计达到1461 万千瓦，而我国2003 年的装机容量仅有10 万千瓦，累计达到57 万千瓦。

从 1984 年研制200kW 风电机组以来，已经历时整整15 个年头。目前，国产风电机组在我国的风电场中还未占一席之地。国家已经出台了相关政策，加快风电机组的国产化率，争取尽快将国内风电

市场，从外商手里夺取回来。这些外商企业，主要来自丹麦(占70.7%)、德国(占12.8%)、美国(占6.9%)、西班牙(占5%)和荷兰(占0.7%)等国家。国家发改委有关人士，最近在非公开场合明确表示，风电市场宁可发展速度慢一点，也要扶持民族工业，不能再蹈汽车工业覆辙。

风电机组是风电场的核心设备，在风电场的建设投资中风机设备费是风力发电项目投资的主要部分，约占总投资的60～80%，因此风电机组的状况成为一个国家风电发展的重要指标。

由于我国风电发展与世界先进水平有一定差距，风电机组的制造水平相差更大，我国各年装机的主导机型与世界主流机型存在几年的滞后。如2000 年后，兆瓦级风电机组已成为世界风电市场的主流机型，但我国装机的主导机型仍然是600kW。

风电机组的生产和制造是反映一个国家风电发展水平的重要因素。中国从 20 世纪70年代开始研制大型并网风电机组，但直到1997 年在国家“乘风计划”支持下，才真正从科研走向市场。

目前，我国已基本掌握了200～800kW 大型风电机组的制造技术，主要零部件都能自己制造，并开始研制兆瓦级机组。国内的市场份额有了很大提高目前，600 和800kW 机组的技术已经通过支付技术转让费购进全套制造技术或与国外合资生产等方式引进，现在新疆金风公司、西安维德风电公司以及洛阳拖-美德风电公司投入批量生产。

1.1.2.9 潜在市场及发展趋势 1.1.2.9.1 潜在市场

风电，“取之不尽，用之不竭”。与太阳能发电、生物能发电、地热发电和海洋能发电等“可再生能源”电力相比，风电居于首位。它几乎是没有污染的绿色能源，除了靠近时有增速箱“磨牙”和风机叶片冲击空气“霍霍”的噪音(300 米外小于55dB)、若与燃煤火电相比，同样发1kWh 电，风电可减排二氧化碳0.75kg，二氧化氮0.0045kg，二氧化硫0.006kg，烟尘0.0052kg。风力发电时，几乎不消耗矿物资源和水资源(润滑油脂除外)，若再与燃煤火电比，同发1kWh 电，可节约标煤0.39kg 和水3kg，这对缺煤、缺水、缺油或交通运输不便的区，尤其可贵。

风能是当前技术和经济上最具商业化规模开发条件的新能源，同时随着风力发电机国产化程度的提高，风力成本还可大幅度下降，有专家预测本世纪内可下降40%，而火电与核电成本下降的空间十分有限或几乎没有。

在当前我国电力供需矛盾突出的态势下，开发风力风电可以优化调整电力结构，是极富生命力的。因为一般从秋末至暮春是盛风期，风电可满发，而这期间恰逢水电枯水期，可补充电网中水电之不足，这对水电比重较大或径流水电站较多的电网来说，更具风水互补、均衡出力的作用。

风电场与常规火电厂或水电厂比较，由于单机容量小，可以分散建设，也可以集中建设，几百千瓦到几十万千瓦都行，非常灵活。融

资相对容易，基础建设周期短，一般从签订设备采购合同到建成投产只需一年时间，投产快，有利于资金周转，及早还贷。

风电的突出优点是环境效益好，不排放任何有害气体和废弃物。风电场虽然占了大片面积，但风电机组基础使用的面积很小，不影响农田和牧场的正常使用。多风的地方往往是孤岛、荒滩或山地，对解决远距电网的老少边区用电、脱贫致富将发挥重大作用。建设风电场的同时也能开发旅游资源，风电场设在海边，背衬蔚蓝大海，一排排白色巨轮竞相旋转，呈一道亮丽的风景线。

由于风速是随时变化的，风电的不稳定性会给电网带来一定的波动，但只要风电容量小于电网容量的10%，不会有明显的影响。目前，许多电网内都建设有调峰用的抽水蓄能电站，使风电的这个缺点可以得到克服，更充分地利用风力资源。

1.1.2.9.2 发展趋势

根据“风力 12”发表的2005～2020 年世界风电和电力需求增

长的预测报告，按照风电目前的发展趋势，将2005～2007 年期间的平均当年装机容量增长率设为25%是可行的，2008～2012 年期间降为20%，以后到2015 年期间再降为15%，2017～2020 年期间再降为10%。推算的结果2010 年风电装机1.98 亿千瓦，风电电量0.43104 亿度，2020 年风电装机12.45 亿千瓦，风电电量3.05104 亿度，占当时世界总电消费量25.58104亿度的11.9%。按2007 年预计的装机容量0.4 亿千瓦计算，假设每台单机1500 千瓦，则需要齿轮箱26667 台，按每台120 万人民币计算，则市场规模达到320 亿圆人民币，而且其市场规模每年还按20%的速度递增，在2020 年将达到1272 亿圆人民币的市场规模。

2005 年3 月，随着《可再生能源法》的颁布，有关的大型风力发电建设的消息就不绝于耳。甘肃、内蒙古、黑龙江、江苏都纷纷开始上马动辄10 亿元的风力发电项目。国内风力发电产业“风”起云涌。

3 月9 日，江苏盐城市发改委投资处表示，总投资16 亿元的盐城东台风力发电场项目

得到国家发改委正式批复，获准项目招标，预计2007 年底全部建成运行。

3 月18 日，黑龙江最大的风能开发项目“十文字风力发电”在穆棱市兴建，投资超过10 亿元。工程总体规划设计装机11.3 万千瓦。

3 月18 日，内蒙古自治区达茂旗宣布将利用当地丰富的风力资

源，大力发展风电项目。据当地媒体报道，达茂旗为此专门成立了风电项目开发领导小组，目前已经引进了中国华能集团公司、中国电力投资有限公司、内蒙古北方新能源电力公司、美国金州公司、加拿大风能开发公司、德国英华威公司6 家大型风能开发企业，签订协议总装机容量590 万千瓦，协议总金额472 亿元人民币。

3 月24 日，甘肃省投资10 亿元开发的安西风电场项目，日前被发展改革委批复进入特许权招标程序。该项目总投资约10 亿元、一期规模10 万千瓦、远期规划100 万千瓦。预计2006 年初可开工建设。

10 月15 日，我国目前最大的风力发电项目国华尚义风电项目一期工程竣工并网发电，成为张家口市大力开发风电能源的一个标志。有关统计数据显示，到2006 年底，该市风电总装机容量最低将达到24.8 万千瓦。张北、尚义、沽源、康保等10 县与市外开发商签订开发协议，签订合作开发协议28 项，累计签约的风电项目总装机容量达到1258万千瓦，占全国2020 年远景规划的60%多，其中4 家已经开工建设

11 月14 日一个总投资40 亿元的风力发电项目近日在包头市固阳县开始正式启动，这个项目是建设一个50 万千瓦的风力发电场。

在广州, 中国绿色和平最新报告《风力广东》指出，广东省有能力在2020 年，实现2,000 万千瓦的风电装机容量。这样的装机规模每年将发电350 亿千瓦时，相当于目前全省用电量的17%，或广州市全年的用电量，并能减少2,900 万吨二氧化碳的排放量。

绿色和平气候变化和可再生能源项目主任杨爱伦说：“洁净、可靠的风电可为广东高速的经济发展提供能源;同时，发展可再生能源将减少导致气候变化的温室气体排放。因此，对于广东来说，发展风电无疑是一个双赢的选择。”

《风力广东》是绿色和平委托世界著名的风能顾问加勒德哈森伙伴有限公司(GarradHassan & Partners)撰写的，报告基于一系列先进的广东风资源分析数据，以及对在全世界范围内相关技术的丰富知识，勾画了广东省风力发电的蓝图。

加勒德哈森伙伴有限公司首席代表高辉说：“广东的风速状况大致和世界第一风电大国德国差不多。只要有好的政策支持，到2020 年实现风电装机2,000 万千瓦，是一个合理并可行的目标。”

至 2004 年底，广东省风电装机容量为86,000 千瓦，在全国名列第四。在谈到广东省的优势时，中国可再生能源专业委员会秘书长李俊峰指出，广东省经济基础好、风电发展经验丰富、融资能力强、电力需求增长快，这些都为大规模地开发其风力资源创造了良好的环境。

广东省不仅是我国经济最发达，人口最多的省份，其二氧化碳排放量亦居前列。中国科学家指出，广东的二氧化碳浓度为全国最高的地区之一，并高于全球平均水平。近年来，广东省以及珠江三角洲地区气候的温室效应增强，各种极端气候事件显著增加，旱涝频率增大。

发展风能，刻不容缓。报告认为，中国将形成强大的风机制造产业，足以支持宏伟的风电发展计划。新产业在带来经济效益的同时，

也将创造更多的就业机会。发展风电将大大减少因使用化石燃料发电而产生的二氧化碳排放。

报告还建议，广东应该和比邻的香港就风电开发一起努力。目前，两地不但在能源方面有合作，还共同承担着由传统发电方式造成的污染。香港在尽力开发其自身资源的同时，也可以到广东省投资风电项目。

绿色和平项目主任杨爱伦说：“国际金融机构，如亚洲发展银行、世界银行，都应该更积极地投资于广东乃至整个中国的风电发展。”

《风力广东》是绿色和平旗舰“彩虹勇士号-亚洲洁净能源之旅”的其中一个主要活动，旨在通过宣传广东风电的潜力，推动可再生能源的发展，拯救全球气候变化带来的危机。

在江苏，投资 8 亿元、装机容量10 万千瓦的江苏如东县风力发电场二期工程目前已开工，将在2007 年上半年建成，年可发电2.24 亿度。洋口港经济开发区副主任、新能源局局长徐晓明说，如东正计划增加投资5 亿元、5 万千瓦装机容量，使二期的装机容量达到15 万千瓦;正进行预可行性研究的三期工程80 万千瓦浅海滩涂风电场项目的投资也计划从60 亿元增加到80 亿元。如付诸实施，如东风力发电场将成为全球最大的风电场。

江苏是全国最缺电的省份之一，同时又是风能大省，潜在风力发电量 2200 万干瓦，占中国风能资源近1/10。如东县境内海岸线长达106 公里，全年风力有效发电时间达7941小时。投资近8 亿元、装机容量10 万千瓦的风电场一期已于去年8 月开工，有望在年底发

电，年发电量2.3 亿度。徐晓明表示，作为国家特许权招标项目，如东风电场旨在探索促进风力发电的规模化发展和商业化经营。根据国家发改委的要求，一期工程发电机组累计发电利用小时数达3 万小时前为第一段电价执行期，通过特许权招标方式确定，全部由电网公司收购;3 万小时后为第二阶段，与其他发电企业竞价上网。风力发电是新能源中比较成熟的一种，如充分利用，可成为仅次于火电、水电的第三大电源。目前，长三角正掀起一轮风力发电热：总投资16 亿元、年上网电量4.24 亿千瓦时的盐城东台风力发电场项目已得到国家发改委批复;南通启东40 亿元风电项目已向江苏省发改委申报;年初，浙江舟山市岱山县计划投资20 亿元，建设总装机容量达20 万千瓦的海上风电场;上海也正在拟订《10 万千瓦近海风力发电场计划》等可再生能源计划，希望到2010 年，可再生资源发电达到发电总装机容量的5%。

2004 年11 月27 日，著名物理学家和社会活动家何祚庥院士应邀在福州大学“海峡两岸科教创新论坛”作专题报告指出，大力发展风力发电及大型锂离子电池储能技术是解决中国能源短缺问题的重要途径，并建议海峡两岸携手合作，共同发展海上大型风电产业。他预计，风力发电(包括风机和电能)将成为未来中国的第一大产业。他认为，我国风电如果以每年30%的速度发展，到2020 年占到全部电力的10%具有可行性。相对于水电、核电而言，风电更有望成为解决我国能源和电力可持续发展战略最现实的途径之一。

2005 年1～9 月，国家发改委审批同意开工的风电场达到8 个，

总装机容量达到80 万千瓦，预计全年将会达到120 万千瓦。如按每台风机800kW 计算，每台增速齿轮箱50 万元人民币计算，则国内的市场规模可达1500 台，7.5 亿元人民币，而且市场每年至少要以60%的速度增长。

据有关专家预测，我国风电场的建设将向以下方向发展： ①总结特许权风电场开发经验，在全国范围内开发几十个 10～20 万千瓦规模的大型风电场;推行固定电价方式(或称“保护”电价、购电法)的激励政策，促进中小型风电场的发展，培育稳定的风电市场。

②风电设备制造企业抓住新增市场机遇，扩大现有产品生产批量的同时，继续引进国外先进技术，实现产品升级换代，满足市场对兆瓦级机组的需求，在积累实际经验的基础上，提高自主开发能力，降低机组生产成本。

③风电的发展与当地的经济承受能力和电网容量相适应。在经济发达能源短缺的沿海地区加速风电发展;在资源丰富的西部地区，随着电网容量增长和大规模开发风电，在政策上要解决跨省区销售风电的问题，如配额制，绿色电力交易等。

④规模开发和分散开发相结合。以规模化带动产业化，设想建立几个百万千瓦级超大型风电基地。因地制宜开发各地具有较好条件的中小型风电场。农村电网增强后可以考虑单机分散并网，如丹麦、德国目前的方式，德国虽然没有10 万千瓦规模的风电场，但风电装机已经超过1200 万千瓦，分布式电源也是未来电力结构发展的一种趋

势。

⑤海上风能资源比陆上大，不但风速高，而且很少有静风期，能更有效地利用风电机组以提高发电容量。海水表面粗糙度低，海平面摩擦力小，风速随高度的变化小，不需要很高的塔架，可以降低风电机组成本。海上风的湍流强度低，又没有复杂地形对气流的影响，作用在风电机组上的疲劳载荷减少，可以延长使用寿命。一般估计风速比平原沿岸高20%，发电量可增加70%，在陆上设计寿命为20 年的风电机组在海上可达25～30 年。要认真研究国外开发海上风能的经验，开始资源勘测和示范工程准备，为今后大规模发展海上风电创造条件。

1.1.2.10 我国几大风电场介绍

新疆是一个风能资源十分丰富的地区，有九大风能利用区，总面积 15 万平方公里，可装机8000 万千瓦。

达坂城风场座落在达坂城山口东西长约 80km，南北宽约20km，是南北疆气流活动的主要通道，这个地区风能蕴藏量为250 亿千瓦时，可装机容量400 万千瓦。2003 年底已装机299 台，总装机容量20 万千瓦，是我国最大的风电场。

广东南澳风电场地处台湾海峡喇叭口西南端，素有“风县”之称。现有各类发电机130台，容量5.7 万千瓦，是中国第二大风力风电场，其最终目标是总装机容量20 万千瓦，建成亚洲最大的海岛风电场。

内蒙古辉腾锡勒风电场位于内蒙古乌兰察布盟锡林以南，是我国重要的风电场之一，规划装机容量400 万千瓦。辉腾锡勒具有建世界一流风电场的有利条件：丰富的风能资源储量，风力资源品质良好，土地成本低廉，靠近电网，交通方便。1996 年开始建设，现装机容量近10 万千瓦。

1.1.2.11 国家对风电投资的政策 1.1.2.11.1 世界鼓励风电的政策措施

在最近十年世界风电之所以得到飞速发展，是世界各国积极采取各种激励政策加以鼓励和引导的结果。下面介绍一下保护性电价、配额制、可再生能源效益基金和招投标4 种最主要的政策。

1.1.2.11.2 长期保护性电价

长期保护性电价(Feed-in-Tariff)政策为风电和其他可再生能源开发商提供的上网电价以及电力公司的购电合同。上网电价由政府部门或电力监督机构确定。价格水平和购电合同期限都应具有足够的吸引力，以保证将社会资金吸引到可再生能源部门。长期保护性电价政策的吸引力在于它消除了风电和其他可再生能源发电通常所面临的不确定性和风险。从实践看，保护性电价是一种有效地刺激风电发展的措施。目前欧洲有14 个国家采用这一政策。德国、丹麦等国风电迅速增长，主要归功于保护性电价政策措施的实施。我国目前实施

的风电电价政策也是保护性电价政策的一种类型。

1.1.2.11.3 可再生能源配额政策

可再生能源配额制(Renewable Portfolio System,RPS)是以数量为基础的政策。该政策规定，在指定日期之前总电力供应量中可再生能源应达到一个目标数量。还规定了达标的责任人，通常是电力零售供应商。通常引人可交易的绿色证书机制来审计和监督RPS政策的执行。如我国将对电力企业规定可再生能源发电容量不小于总装机容量5%的配额。如一个大的发电企业有1000 万千瓦火力发电装机容量，就必须按照5%的配额发展50 万千瓦风力发电项目。配额制政策的优势在于它是一种框架性政策，容易融合其他政策措施，并有多种设计方案，利于保持政策的连续性。配额制目标保证可再生能源市场逐步扩大，绿色证书交易机制中的竞争和交易则促进发电成本不断降低，交易市场提供了更宽广的配

额完成方式，也提供了资源和资金协调分配的途径。

1.1.2.11.4 公共效益基金

公共效益基金(Public Benefit Fund，PBF)是风能和其他可再生能源发展的一种融资机制。设立PBF 的动机是为了帮助那些不能完全通过市场竞争方式达到其目的地特定公共政策提供启动资金。合理运用这种手段可以有效地弥补市场在处理外部性缺陷，使得产品或服务的价格能够比较真实地反映其经济成本和社会成本，从而实现公

平性的原则，同时也促进整个行业朝着真实成本更低的方向改进。设立公共效益基金已经成为发达国家非常通行的政策。

1.1.2.11.5 招投标政策

招投标政策是指政府采用招投标程序选择风能和其他可再生能源发电项目的开发商。能提供最低上网电价的开发商中标，中标开发商负责风电项目的投资、建设、运营和维护，政府与中标开发商签订电力购买协议，保证在规定期间内以竟标电价收购全部电量。该政策的优势因素表现在招投标政策采用竞争方式选择项目开发商，对降低风电成本有很好的刺激作用。招投标政策利用了具有法律效益的合同约束，保障可再生能源电力上网，有助于降低投资者风险并有助于项目融资。该政策与可再生能源发展规划结合，能加强政策的作用。我国的正在进行风电场特许权招标试点，就是实施该政策的表现形式。

1.1.2.11.6 我国对风电发展的政策

原国家计委于 2002 年12 月对江苏如东市和广东惠来市两个风电场特许权示范项目建议书批复，明确规定为促进风电规模化发展和商业化经营，每个风电场建设规模为10 万千瓦，单机容量不小于600kW，机组采购本地化率不低于50%。项目通过公开招标选择投资者，承诺上网电价最低和设备本地化率最高的投标人为中标人。特许经营期为第一台机组投产后25 年，经营期内执行两段制电价政策，

第一段为风电场累计上网电量相当于达到等效满负荷小时数3 万小时之前，执行投标人在投标书中要求的上网电价，第二段为3万小时的电量之后到特许期结束，执行当时电力市场中的平均上网电价。风电场建成后的可供电量由所在地电网企业按上述电价收购，风电电价对销售电价的影响纳入全省电价方

案统一考虑。这是我国电力体制改革，厂网分家后风电发展的重要举措，明确了风电不参与电力市场竞争，对规定的上网电量承诺固定电价，引人投资者竞争的机制，降低上网电价，打破电力部门办风电的垄断，有利于吸引国内外各种投资者。对于银行安排基本建设贷款的风电项目可给予2%财政贴息。

江苏如东风电场作为亚洲最大的风电工程，被国家发改委明确批复为CDM(清洁发展机制)项目，继去年 8 月成功启动100 兆瓦一期工程后，现今二期建设规模为150 兆瓦，完成后预计每年可减排二氧化碳37 万吨，实现减排收入1000 万元，无论是在环境保护抑或成本增殖方面都凸显了风电新时代的到来。其三期规划总装机容量达到85 万千瓦，投资超过50 亿元

2002 年4 月财政部和国家税务总局联合发布通知，即规定风力发电企业的增值税减半征收。

2005 年2 月28 日，《可再生能源法》颁布，在《可再生能源法》的条文中，投资人士寄予厚望的有关风力发电强制上网、全额收购、分类定价等等原则都得到了保留。此外，《可再生能源法》明确规定

了风力发电的接入成本将由电网承担，这实在是一大利好。《可再生能源法》的颁布在发展风力发电的过程中无疑是一个里程碑。从技术上来讲，现在风力发电机组的技术已经基本成熟，国内也开始有企业能够生产600 千瓦的发电机组，随着各地大规模地上马风力项目，相信很快会把成本降下来;从市场上讲，现在投资火力发电，风险已经开始呈现，煤价居高不下、贷款审批趋严，还受到越来越多的环保压力，而投资风力发电，国家可以承诺全额收购电力、允许较高的上网费用、在贷款、土地、税收等方

面还有不少优惠;从政策上讲，遵循国家指出的投资方向无疑是个省心、省力的投资选择。

在 2005 年5 月17 日结束的全国风电建设前期会议上，国家发展和改革委员会能源局决定，在2010 年建立起完备的风力发电工业体系，风电技术水平和装备能力达到国际水平。

国家发展和改革委员会能源局局长徐锭明说，目前中国已装备风力发电机1300 多台，

建成43 个风电场，风电装机容量为76 万千瓦，但目前仍处在风电建设的初期阶段，风电事业受到风机制造水平较低、科技人才不足和政策措施跟不上等三大因素制约。

中国幅员辽阔，风能资源丰富，风电又属绿色能源，发展风电的条件很好。国家发展和改革委员会能源局计划，到2010 年，全国风电装机容量达到400 万千瓦，大型风电场基本立足于国内制造的装备，风电上网电价进一步降低，使风力发电基本能与常规电力相竞争。

同时，研究制订促进风电发展的法规和政策，使可再生能源配额制等市场保障政策和具体措施落实到位。到2020 年，全国风电装机容量达到2000 万千瓦，在风能资源丰富

的地区建成若干个百万千瓦级风电基地，风电在局部地区电力供应中达到较高比例，市场竞争力明显增强。

按照徐锭明的说法，今后几年，全国要搞几次风电建设大战役，彻底提升风电工业水平，使风电从目前的“游击队”水平变成“正规军”水平，风能利用遍布全国城乡。

据《人民日报》2005 年11 月07 日第十一版报道：

“我国风力发电发展了 20 多年，但至今装机容量还只有76 万千瓦，仅占全国总装机容量的0.2%。现在，跨越式发展的机会终于来了!我们要将基础研究的成果运用于设备设计和制造，在世界风能界刮起一阵强劲的中国风’!”今天，国内第一个风电叶片自主研发机构华翼风电叶片研发中心在北京人民大会堂宣告成立，师昌绪、徐建中、何祚庥等12 位院士难掩心中的激动。

事实上，强劲的“中国风”已经刮起。在国家发改委、科技部等部门的支持下，目前，从200 千瓦到750 千瓦风能发电设备的国产化已基本完成，其中600 千瓦、750 千瓦风电设备的国产化率超过了95%;完全自主研制的1000 千瓦以上风电机组已开发成功，国内第一台单机1200 千瓦的风力发电机在新疆达坂城投入使用;在保定高新技术产业开发区新能源设备产业基地，600 千瓦、750 千瓦风机叶片的制造成本只有国外产品的30%，而重心偏矩、叶片平衡、叶

片强度等指标大大优于国外同类产品，迫使国外这两个系列的产品全面退出中国市场。

伴随着技术上的突破，风力发电厂的建设如异军突起。在广东、江苏、吉林，上百台风机组成的风力发电厂正在加紧建设，风力发电的成本降至每千瓦时0.38 元左右，与火力发电的成本已相当接近。

“国内风电技术和产业的这些成绩，来之不易。而将来的发展，更是担子不轻。”国家发改委副主任张国宝说，根据发改委正在制订的可再生能源规划，到2020 年，我国风力发电的总装机容量要达到3000 万千瓦。按这个速度发展，今后15 年内每年的装机容量将是过去20 年总量的3 倍。

我国的风力发电经过 20 多年发展，到2004 年底，已在14 个省区市建立起43 个风力发电厂，累计安装风力发电机组1292 台，总装机容量为76.4 万千瓦。

过去很长一段时间内，与发达国家相比，我国风力发电的研究和制造能力都有不小差距，绝大多数风力发电厂都是利用发达国家的贷款购买国外设备，规模小，成本高。国产风电面临着提高研发设计制造能力、提高引进设备国产化率、降低成本等三大难题。过去 10 年，风电一直是世界上增长最快的能源。目前全球风电装机容量达4760 万千瓦，风力发电量占世界总电量的0.5%，预计2020 年风力发电将占世界电力总量的12%。据理论推算，中国风能可开发的装机容量为2.53 亿千瓦，居世界前列。

中国风能协会秘书长秦海岩最近指出，根据我国的国情，要实现

风电产业化，需要采取分步实施的方法。在《可再生能源法》的政策框架体系下，我们将2020 年目标分为三个阶段实施。

第一阶段：2005 至2010 年，完善我国的风电发展的政策框架体系，完善我国陆地风资源普查工作，开始着手海上风资源试点普查工作，建立和健全我国的风机检测和认证制度，进行有关风电并网可靠性研究，筹建风机设计和风电场开发的国家队。国家用50 万千瓦的风电场资源，采取风电场开发和风机整机制造供货联合(一体化)招标的方式，支持2 到3 家国内独资或合资控股的、年产兆瓦级风机20 万千瓦的制造(总装)厂，实现新建风电场的风机全部本地化供应(风机零部件的本地化生产率要达到90%)。在风机检测和认证方面，在2009 年前完成两轮自主知识产权风机的整机现场检测，2010 年前颁发我国的风机认证标识。

第二阶段：2011 年至2015 年，建立起专业化的国家队，能够进行独立自主的风机设计、风电场设计、风电场运行管理。另外，国家再用50 万千瓦的风电场资源，采取风电场开发和风机制造供货联合(一体化)招标的方式，再支持2 家国内独资或合资控股的、年产兆瓦级风机20 万千瓦的制造(总装)厂。与此同时，全面开展我国沿海地区的近海海上风资源普查工作，完善我国风电场开发、风机制造的工业基础。到2015 年末，至少应有5 家国内独资或合资控股的、年产兆瓦级风机20 万千瓦的制造(总装)厂，实现国内新建风电场的风机零部件95%以上本地化生产。

第三阶段：2016 年至2020 年，全面实现我国自主知识产权的

风电场开发和运营，以及风机制造的工业产业化，并走出国门，进入世界风电市场。

随着风力发电这种新型能源日益受到各方的“追捧”，国家也开始对风力发电的管理

进行进一步的规范。2005 年8 月10 日，国家发改委在其网站上公布了《国家发展改革委关于风电建设管理有关要求的通知》(下称《通知》)，对风电场建设的核准和风电场上网电价进行了进一步的明确和规范。

总装机容量 5 万千瓦及以下的风电项目已经下放到各省(区、市)发展改革委核准。

《通知》规定，风电场建设的核准要以风电发展规划为基础，核准的内容主要是风电场规模、场址条件和风电设备国产化率。风电场建设规模要与电力系统、风能资源状况等有关条件相协调;风电场址距电网相对较近，易于送出;风电设备国产化率要达到70%以上，不满足设备国产化率要求的风电场不允许建设，进口设备海关要照章纳税。

《通知》还对风电场上网电价的确定进行了规定：风电场的上网电价由国务院价格主管部门根据各地的实际情况，按照成本加收益的原则分地区测算确定，并向社会公布。风电特许权建设项目的电价则通过招标方式确定，但是，不得高于国务院价格主管部门规定的上网电价水平。

这项《通知》最大的变化是强调了风电设备的国产化和明确了风

电设备的进口关税不能减免。这明显体现了国家要鼓励国产风电设备制造业的发展。目前海关规定的风机整机进口税率为12%，部件为3%。但是进口环节增值税为17%，实际进口风机时征税31%，因此一般风电项目投资中设备要占70%。在没有国产设备的情况下，进口税使风电成本增加约20%。

2004 年我国76.4 万千瓦的风电装机容量中，82%来自进口，其中丹麦NECMICON 公司一家的产品，就占到中国总装机容量的30%。多年以来，国内不少有实力的设备制造企业、科研机构一直在试图加快风力发电设备的国产化进程，然而直到今天，进口设备垄断国内市场的局面仍在持续。

成本高、回报期长是阻碍国内风电设备制造迅速扩张的主要原因。要制造一个装机容量在650 千瓦的风力发电设备，大概就要投入300 万到400 万元的资金，虽然制造时期用不了一年，但回报期却需要10 年，因此，这样的高门槛，像650 千瓦这样大功率的风力发电设备国内产的就比较少，只有二三家在生产。

目前已经有很多国内企业看到了风电设备制造的潜力和前景，开始投入设备制造的开发工作，而国外一些著名的风电设备制造公司如丹麦的Vestas 以及美国GE 公司已经对在国内设厂或与国内企业合作开始“跃跃欲动”，有的已经在建厂，有的已经开始在“圈地”。

1.1.3 投资的经济意义

在 20 世纪80 年代，诺基亚抓住了信息化的浪潮的机遇，从一家生产卫生纸的企业成长为世界顶级的通讯设备制造商;微软在IBM 的脚下成长为象IBM 一样的巨人。在二十一世纪风电等可再生能源大发展的浪潮下，如果我们不抓住千载难逢的机遇，我们将错失成为世界顶级企业的机会。

在风电事业上进行投资将具有显著的经济效益和社会效益。在国内能源短缺的现状下，投资可再生能源领域在好满足了市场需求符合中国的能源战略，同时具有经济环保的效益。

以风能为资源的电力开发对环境的影响则十分微小，具有显著的环境友好特性，是典型的清洁能源。在四级风区(每小时20～21.4公里)，一座750千瓦的风电机，平均每年可以替代热电厂1179吨的CO2、6.9吨的SO2和4.3吨的NO排放。

风能资源无穷无尽，产能丰富。与石油相比，风能是可再生的资源，失而复得，同时风能具有自主性的特点，不会受到国际争端造成的价格震荡和禁运等冲击。利用不到1%的土地开发风能，可以提供20%的国家电力需求。而1%的土地中，只有5%是设备安装等必须使用的，其他95%还可以继续用于农业或畜牧业。

1.2 研究工作的依据和范围

1.2.1 国家有关的发展规划、计划文件。包括对该行业的鼓励、特许、限制、禁止等有关规定。国家出台的政策和法规有：

1. 2000～2015 年新能源和可再生能源产业发展规划

2. 2002 年4 月财政部和国家税务总局联合发文，对风力发电实行按增值税应纳税额减半征收的优惠政策。

3. 国家计委于2002 年12 月对江苏如东市和广东惠来市两个风电场特许权示范项目建议书批复，开展风电场特许权招标，风电不参与市场竞争。

4. 《可再生能源法》 2005 年2 月28 日颁布 2006 年1 月1 日起实施明确规定风力发电强制上网、全额收购、分类定价、风力发电的接入成本由电网承担等原则。

5. 2005 年8 月10 日《国家发展改革委关于风电建设管理有关要求的通知》规定风电设备国产化率要达到70%以上，不满足设备国产化率要求的风电场不允许建设，进口设备海关要照章纳税。

6. 国家发改委《可再生能源中长期发展规划》，2020 年风电装机容量将要达到3000万千瓦。

7. 国家“十一五”规划，树立科学的发展规，走自主创新和可持续发展的道路。

1.2.2 拟建地区的环境现状资料

重庆市是西部的老工业基地，机型制造业基础雄厚，是装备制造业的基地。在该地区投资建厂，在人才、资源和政策方面具有一定的优势，具有可行性。

1.2.3 主要工艺和装置的技术资料及自然、社会、经济方面的有关资料等等。 1.2.3.1 方案一

公司的规模初期按年产 500 台设计，随着风电市场的扩大再增加设备，扩大生产能力，按流水线方式组织生产。

公司约需要7000 千万的投资。公司的规模初期控制在100 人左右。每台份齿轮箱上，有9 个齿轮件，内齿圈一般情况下采用调质件，可不磨齿，其余8件为渗碳淬火齿轮要磨齿，生产能力按年产500 台计算，每年共有4000 个齿轮需要磨齿，按每个齿轮平均磨齿时间6 小时，一年350 天计算，需要磨齿机3 台，按Φ500 直径2 台，Φ800 直径1 台配置。滚齿机也按3 台配置，Φ500 直径2 台，Φ1200(可扩展至1600)高效滚齿机1 台，可滚内外斜齿，主要用于加工内齿圈和直径较大的齿轮。箱体和行星架的加工采用龙门镗铣床和落地镗铣床各一台。主要和关键设备采用进口或高精度的设备。

方案一的优点是自己可以比较有效地控制加工质量和进度，对市场的反应敏捷及时;缺点是所需资金比较大，资金筹措可能会比较困难。

1.2.3.2 方案二

考虑到方案一所需资金大，不易筹措的实际困难，为了及时把握当前这一良好发展时机，我们准备先从简单处着手，可考虑采用生产外包这一方式，可以减少加工设备的大笔资金投入，集中精力抓住设计技术的提高，同时通过有效的手段来控制和保证外包生产的质量进度。

生产外包后对厂房和设备的要求大幅度降低，主要的设备为装配试验设备。

该方案的优点是所需资金较少，项目容易启动，在固定资产上的投资仅有 40 万，总投入资金约160 万，相对易于启动和实施;缺点是主要零部件的加工都通过外协来进行，进度和质量取决于供应商，很多因素处于非有效控制状态，抗风险的能力比较低，自身或者外界突发事件的影响，可能对本项目产生严重的影响。为尽量减少风险，增强抗风险的能力，我们必须尽力加大资金的投入量。

采用本方案，成败的关键在于合格供应商的选择和如何对其质量、进度和成本价格进行有效的控制上。

2. 需求预测和拟建规模

2.1 国内外需求情况的预测

援引国家发改委副主任张国宝的话，根据发改委正在制订的可再生能源规划，到2020年，我国风力发电的总装机容量要达到3000 万千瓦。按这个速度发展，今后15 年内每年的装机容量将是过去20 年总量的3 倍。而在2004 年底的风电装机容量为76 万千瓦，也就是说，今后每年将新增风电装机容量近200 万千瓦，平均按每台风机1500kW，其增速齿轮箱每台120 万人民币，其齿轮箱的市场规模为平均每年1334 台，16 亿元人民币。因此，风电齿轮箱是齿轮箱市场中一个快速增长的细分市场。

根据“风力12”发表的2005～2020 年世界风电和电力需求增长的预测报告

按照风电目前的发展趋势，将2005～2007 年期间的平均当年装机容量增长率设为25%是可行的，2008～2012 年期间降为20%，以后到2015 年期间再降为15%，2017～2020 年期间再降为10%。推算的结果2010 年风电装机1.98 亿千瓦，风电电量0.43104亿度，2020

年风电装机12.45 亿千瓦，风电电量3.05104 亿度，占当时世界总电消费量25.58104 亿度的11.9%。按2007 年预计的装机容量0.4 亿千瓦计算，假设每台单机1500 千瓦，则需要齿轮箱26667 台，按每台120 万人民币计算，则市场规模达到320 亿圆人民币，而且其市场规模每年还按20%的速度递增，在2020 年将达到1272 亿圆人民币的市场规模。

在国内市场，预测在 2006～2010 年“十一五”期间，在《可再生能源法》和国家及各省市有关政策的支持下，国内风电市场每年将按60%的速度增长。假设2005 年的风电总装机容量为80 万千瓦，则到2010 年风电总装机容量将达到840 万千瓦，当年新增装机容量为315 万千瓦。

根据以上预测，公司“十一五”的目标为到 2010 年风电新增装机容量达到100 万千瓦以上，齿轮箱产量达到1500 台，国内市场占有率超过35%，销售额达到7.5 亿元，利润1.0 亿元。

公司的远期战略目标为，从 2010 年起产品走向世界，并向齿轮箱的其他市场和风电成套总装发展，争取在2020 年建成为世界一流的风电设备供应商，当年新增风电装机容量达到1000 千瓦以上，在世界风电市场的占有率超过8%，销售额突破100 亿元。

2.2 国内现有工厂生产能力的调查

国内风电成套设备供应商主要有新疆金风公司，2005 年的目标是装机达到500 台约40 万千万。

作为中国自己的风电设备供应商金风科技公司是在科技部支持下成长起来的一家风力发电企业，2004 年科技部批准金风科技公司成立了“国家风能风电工程中心”。金风科技公司在8 年中完成了从第一台产品的生产、试验，到国产风电设备的产业化推广。2004 至2005 年，中国风电市场的年新增装机容量从不到200MW 增长到近600MW，增长率为198%。在如此迅猛增长的市场当中，国产风机仍保持着25%以上的市场占有率，而金风公司的市场份额也从占国产份额的82%增长到90%。

除金风公司外还有 20 家左右小的风电成套设备供应商，比较有实力的如浙江运达公司。浙江运达风力发电工程有限公司以风力发电产品开发、市场开拓、质量控制和设备总成套为主要业务，通过虚拟制造的方式来完成产品的生产。该有较规范的规章制度和质量保证体系，已通过ISO9001 质量管理体系认证，并且公司效益良好。为了增强经济实力，2003 年5 月底完成了增资扩股，由原来的注册资金1000 万元增加到2551 万元，这为公司以后的发展奠定了基础。该公司已被审定批准为浙江省风力发电高新技术研究开发中心，并于2003 年11 月成为区外高新技术企业。该公司在大中型风力发电机组开发研究方面拥有十分丰富的经验。通过与国内各大专业配套厂合作，逐步形成了国内风力发电机组的专业制造基地。公司拥有良好的科研基础和一支素质良好的专业技术队伍，其中教授级高工5 人，

均在我国风力发电技术领域做出突出贡献，并被国务院批准享受政府特殊津贴;高级工程师7 人，工程师15 人，其中大部分在丹麦、德国接受过风力发电技术专业培训;公司的主要技术骨干曾经主持或参加了国家“六五”、“七五”、“八五”和“九五”重点科技攻关计划中的风力发电专题项目，具有较强的开拓、创新意识。该公司现主要产品为250kW、600kW 和750kW 风力发电机组，该系列机组均采用失速型三浆叶、上风向、水平轴布置，配有先进的PD 集散控制系统，其中250kW、600kW 机组已完全实现国产化，该系列机组在国内有非常好的市场前景，目前250kW 机组和750kW 机组产品在东南沿海地区也显现出较好的市场开发潜力。该公司在国家“八五”科技攻关中完成的200kW/250kW 风力发电机组，已安装在浙江苍南风电场、广东南澳风电场及大连长海风电场。1998 年11 月，该产品被国家科技部等六部委批准，颁发了“国家重点新产品”证书。该公司在“九五”期间，完成了国家科技部“九五”重点科技攻关计划专题“大型风力发电机组研制”、国家计委“九五”重点科技攻关计划专题“600kW 风力发电机组总体设计关键技术研究”以及浙江省重大科技项目“600kW 风力发电机组研制”。目前新开发成功的750kW 风力发电机组是该公司承担的国家“十五”重点科技攻关计划课题。通过与德国Repower 公司的合作，引进、消化、吸收国外先进技术，首批2 台750kW 机组已出售给山东长岛，已于9 月底并网发电，并以此为基础正在进行国家863 项目MW 级大型风力机产品的开发。

东汽通过引进德国技术，开始进入风电成套设备制造领域，目前

的重点在1.5MW 风机上。

在风电增速箱制造方面，目前国内主要为重庆齿轮箱有限责任公司和南京高精齿轮股份有限公司。

其中重庆齿轮箱有限责任公司在设计方面暂时处于行业领先的地位，而南京高精齿轮股份有限公司则在制造方面处于行业领先的地位。

重庆齿轮箱有限责任公司始建于 1966 年，于1972 年投产。占地面积53 万平方米。现有职工2000 余人，其中专业技术人员484 余人，研究员级高级工程师8 人，高级工程师55 人，高级会计师2 人，高级经济师7 人，享受国务院津贴8 人。公司是中国最大500家机械工业企业之一，国家一级计量单位，国家大型军工企业。重庆市工业企业50 强，重庆市信息化带动工业化重点单位。公司从92 年连续多年被评为重庆市工业50 强，具有每年生产各类齿轮箱约1000 台的能力。其中大型齿轮箱(单重50 吨以上)年产120-150 余台，中型齿轮箱(单重10 吨以上)年产约300 余台，具有年产联轴节减振器2000 余台的能力。该公司现拥有总资产8.9 亿元，其中固定资产原值5.3 亿元，固定资产净值3.5 亿元;2005 年重庆齿轮箱有限责任公司主营业务收入9.6 亿元，工业总产值10.2 亿元，产出以每年35%以上的速度增长。该公司2005 年风电齿轮箱产量为年产300 台，预计到2010 年达到年产1200 台的生产能力。

南京高精齿轮股份有限公司也是一家齿轮箱专业制造厂，2005 年风电齿轮箱产量达到了年产600 台，他们聘请了三名日本人对风

电齿轮箱制造进行管理，具有相当强的上升空间。

2.3 销售预测、价格分析、产品竞争能力，进入国际市场的前景

公司 2006～2010 年风电市场预测及公司目标见表8。每台800kw 齿轮箱的成本详见表9，加工费与材料费基本相当。从表中可以看出每台齿轮箱的变动成本为42 万，销售价格50 万，利润为8 万。风电齿轮箱的制造其提前期在60 天左右，毛坯采购需要30 天左右，加工制造需要30 天左右。

风电齿轮箱在国内制造，由于制造成本低，只要质量好是很容易打入国际市场的。此外，由于我们是在质量和可靠性上展开差异化竞争，在国际市场上应该是很有竞争力的。 2.4. 投资估算与资金筹措 2.4.1 方案一

根据公司初期的规模，固定资产总投资约7000 千万，其中蓦集资金4000 千瓦，银行贷款3000 千万，资产负债率控制在40%左右。要使公司运转，至少需要征地和装配厂房的建设，估计至少需要500 万左右启动资金。在组织拥有设计和营销能力后，可以采用虚拟组织的形式，生产制造可以采用外协加工的方式，当具有一定资本后，再购买设备自己加工。

公司在 2010 年底要达到1500 台的产量，7.5 亿的销售收入，总投资约需1.7 亿元，分三期进行建设，前期投资规模为7000 千万，产量为500 台，中期和后期各为5000 千万。

2.4.1.1 盈亏平衡分析、利润、净现金流量分析

按照当前国内的制造水平和市场行情，800kw 齿轮箱，每台齿轮箱的变动费用为42 万，售价50 万。7000 千万的固定资产投资，按十年直线法计提折旧，每年的折旧费为700 万，其他固定费用假设为100 万，则每年的固定费用合计为800 万。则盈亏平衡点为：(700+100)/(50-42)=100 台，即盈亏平衡点为100 台，产量在100 台以下则亏损，在100 台以上则盈利。

如在 2009 和2010 年，各追加5000 千万的设备投资，并按十年直线法计提折旧，每年增加的其他固定费用按100 万计算。

3.投资决策评价 3.1.投资期法

在不追加投资的情况下，投资回收期=4+(7000-6695)/2144=4.14(年)。 3.2. 净现值法

采用净现值法计算，在不追加投资的情况下，假设该项目具有10 年的生命周期，剩余资产的残值不计，则在其10 年生命周期内的总净现值(NPV)为5772.97 万元，投资回收期不到6 年。项目实施带来的净现值与总收益表万元

年次各年的净现金流量(NCF)5%的复利现值系数现值累计现值

第一年 -300 0.952 -285.60 -285.60

垃圾发电项目合作协议范文第6篇

课程编号：

适用专业：风能与动力技术机电一体化(风电方向)

课程类别：岗位核心学习领域

修课方式：必修

教学时数：60学时

一、课程的性质和任务

(一)课程定位

《风力发电机组安装调试》学习领域是风能与动力技术专业、机电一体化技术专业、机械制造及其自动化专业的一门核心学习领域课程。通过本课程的学习，使学生掌握机械零部件装配的基础知识，学会风力发电机机舱、叶轮、发电机等部件的装配工艺，熟练操作钳工、电工，学会各种典型工具的使用方法。

使学生在完成课程的同时，在创新意识、团队协作、交流表达、信息处理、分析问题与解决问题等各方面得到提高。

(二)学习目标

通过《风力发电机组安装调试》的学习，使学生掌握以下专业能力、方法能力、社会能力。

1.专业能力目标

(1)掌握机械零部件加工的基础知识：

(2)掌握机组零部件组装;

(3)学会配线工艺制定及装配;

(4)学会典型零件的装配工艺的编制方法;

(5)熟练检测工具的运用;

(6)熟练掌握风机装配的基本方法;

(7)学会装配部件的检测调试方法;

(8)学会典型工具的使用方法。

2.方法能力目标

(1)能独立制定工作计划并进行实施;

(2)具有独立进行分析、设计、实施、评估的能力;

(3)具有获取、分析、归纳、交流、使用信息和新技术的能力;

(4)具有自学能力、理解能力与表达能力;

(5)具有将知识与技术综合运用与转换的能力;

(6)具有综合运用知识与技术从事程度教复杂的技术工作的能力。

3.社会能力目标

(1)具有较强的口头与书面表达能力、人际沟通能力。

(2)具有较强的团队精神和协作精神。

(3)具有良好的心理素质和克服困难的能力。

- 1 -

(三)前导课程

《机械制图》、《电气装配规划与实践》、《机械零部件加工与检测》、《风电场建设基础》。

(四)后续课程

《风电机组控制技术》、《风力发电机组运行维护》、《风电场管理》等。

二、课程内容标准

(一)学习情境划分及学时分配

(二)学习情境描述

三、课程实施建议

(一)课程教学模式

《风力发电机组装配》课程教学,以学生学习为中心,优化组合、综合应用多种教学媒体,构建"真实的虚拟"学习情境,构建雄厚的教学设备，真正实现"教、学、做"一体化,强化对学生的实践技能培养。通过参与一个完整的项目，充分调动学生的积极性，加强学生的动手能力，让学生在专业知识、文化素养以及适应社会环境的能力都得到很大的提高，运用任务驱动，让学生主动的参与学习，具备一定的专业技能。

(二)教学方法

1.循循善诱，激发兴趣(引导文法)

引导文法是以完整的行为方式为导向，这一行为方式就是技术工人的工作活动。通过教师的循循善诱，让学生很快入门，激发学生的学习兴趣。

2.教师主导，学生主体(四步教学法)

自主预习、交流展示、点评升华、当堂检测四步组成，其中自主预习是基础，交流展示和点评升华是关键，当堂检测是巩固和运用，四步教学模式，把课堂给了学生，让他们有了展现自己的舞台，人人动起来，气氛活起来，体现教师的主导作用，突出学生的主体地位，是一种以学生的发展为主线的教学思想，符合学生认识发展的规律。

3.教师主导，启发引导(示范法)

以教师为主，用示范教学法启发学生对知识点、技能点的理解，在教师引导下边学边做，边做边学，体会通过项目掌握重、难点知识的乐趣。

4.学生主体，教师辅导法(讲授法)

以学生独立操作为主，教师讲解为辅，对学生在操作过程中出现的问题提出解决建议，培养学生独立思考、独立操作能力。

5.典型项目分析(案例教学法、任务驱动)

选取典型的机械零部件，从用户需求分析、原理图的制作、焊接与调试等，提供完整工作过程。

6.分组讨论(讨论法)

将学生分成自主学习小组，教师安排学习项目，小组同学在组长的带领下通过讨论、分析、小组研讨、交流等形式分享学习经验。

(三)教学条件 1.标准与规范

学校计划建立一个可容纳60人同时教学的风机模拟实训实验室，可提供学生完成风力发电机组机舱的装配、风力发电机组发电机的装配、风力发电机组叶轮的装配工作，同时实训室还配备有投影仪、电脑、等基础设备为学生的学习提供物质条件。

2.教学设施

本专业已建成电工电子实训室、模拟电路实训室、数字电路实训室、自动控制实训室、单片机实训室、PLC实训室、数控加工实训室、风机模拟实训实验室等12个实训室、占地面积4020平方米，设备资产600余万元;校外实训基地5个：新疆金风科技有限公司、酒泉风能设备制造产业园、甘肃电力明珠集团向阳风电场、酒泉华电子有限公司、玉门石油管理局。

3.实训条件

校内实训基地风力发电机装配实训室1个，校外实训基地5个，并与新疆金风科技有限公司、甘肃电力明珠集团向阳风电场等10家公司建立了长期的校企合作关系，为广大风电专业学生更扎实的学习风电知识提供了有力的保证，满足了校外见习、校外实训和顶岗实习的需要，同时也为学生提供了很好的就业平台。

(四)课程考评方法

本课程采用任务驱动教学法，为实施过程考核提供了条件。采用过程考核(任务考核)与课程考核(期末考评)相结合的方法，强调过程考评的重要性。过程考核占70分，课程考核占30

分(具体见下表), 取代了依靠一次期末考试来确定成绩的方式。

1.素质考核

素质考核由指导的考核教师完成，素质考核总分为10分。参考以下考核表进行考核。

学生素质考核表

2.任务单考核

每个学习任务有学生学习的任务工单，考查学生完成任务工单的情况。参考任务工单考核表进行。

任务单考核=成果评定60%+学习过程评价30%+团队合作评价10%

(1)成果评定=自我评分分值20%+班组评分分值30%+教师评分分值50%。 (2)学习过程评价=自我评分分值20%+班组评分分值30%+教师评分分值50%。 (3)团队合作评价=自我评分分值20%+班组评分分值30%+教师评分分值50%。 3.成绩计算

成绩=素质考核成绩总和/15+(任务单考核成绩总和/15)*60%+期末考核成绩*30%。

四、参考文献

(一)教材：

风力发电机组装配，校本教材。

(二)实训指导书

风力发电机组装配实训指导书，校本教材。

(三)参考资料企业内部资料。

执笔人:方占萍审核人:程明杰复审人:李玉宏审批人:冯黎成

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