强烈推荐架江田电站的可行性研究报告.docx
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强烈推荐架江田电站的可行性研究报告
1、综合说明
1.1工程地理位置及河流规划
1.1.1地理位置
架江田水电站位于阳山县青莲镇,电站引用大冲坑来水,厂房位于深塘村委会的架江田自然村附近—大冲坑与岭背河汇合口上游,发电尾水注入岭背河。
青莲镇离阳山县城21km,离英德市130km。
厂房位置离青莲镇4.5km,已有乡村公路连接,交通方便。
1.1.2河流规划
架江田水电站是利用地面径流与地下溶洞水结合的电站,开发河段为珠江流域北江水系二级支流青莲水的一级支流——大冲坑。
大冲坑发源于江英镇的中心村,在下洞村流入溶洞,在灰洞村(泉1)出露,沿途接纳多处溶洞水,其中较大一处为泉2,在岭背河与连江汇合口上游约5km处汇入岭背河,流域集水面积4.56km2,河长4.6km。
由于是粤北地区典型的喀斯特地形,溶洞发育较强,枯水期地表水较小,缺乏实测资料,在阳山县2003年江河流域综合规划中未能列入规划。
1.2自然条件
1.2.1水文气象
1.2.1.1气象
流域地处亚热带气候区,兼有中亚热带气候性质,冬季受东亚冷高压影响,气温较低,干燥少雨,夏季受到副热带高压和热带高压及热带气旋影响,形成云雾弥漫,阴雨延绵不断,雨量充沛。
多年平均降雨量为1910mm,多年平均气温20.2℃,极端最高气温39.9℃,最低气温-3.2℃,多年平均风速1.5ms,最大风速20ms,多年平均蒸发量为1575.4mm(陆地),多年平均相对湿度77.5%,多年平均雨日176天。
1.2.1.2径流
流域内径流由降雨及地下水形成,径流年内分配不均,且与降雨年内分配相对应,从省水文图集查得多年平均径流深h=1100mm,年径流量为418万m3,多年平均流量为0.13m3s,流域内没有水文站,利用邻近流域的阳山气象站作为参证站。
1.2.1.3洪水
采用广东省水文站总站1991年编印的《广东省水文图集》和《广东省暴雨径流查算图集》(使用手册),并采用“广东省推理公式法”进行计算,成果见表1-1。
坝址洪水成果表
表1-1
频率
名称
P设计频率(%)
10
5
洪峰流量Q(m3s)
33
39
由于河道坡降大,两岸又没有耕地、房屋,所以库区内没有淹没。
1.2.2工程地质
1.2.2.1地形、地貌
架江田水电站所处的岩体为石炭系上中统壶天群、灰白、浅白、浅灰及粉红色白云岩和石灰岩(C2+3dt)。
岩体内断裂发育及溶洞发育较强。
1.2.2.2地层与岩性
站区处于石灰溶岩发育区,区内地质岩性较复杂。
1.2.2.3地质构造及区域地震烈度
架江田水电站处于中生界、上古生界、三迭系、二迭系等岩溶发育较强的岩体,但岩体内断裂不大,岩体内断裂未能越出岩体外,在本范围内没有较大的区域性活动断裂。
根据本地区的地质环境及广东省地震局和广东省建设委员会在1992年所编的《1:
180万地质区划图》及有关规定和说明,工程建设地段区域基本地震烈度为Ⅵ度以下,地震对工程影响不大,可不设防震。
1.2.2.4主要建筑物工程地质条件
一、拦河坝
本工程有一座拦河坝,经实地勘查,床底及两岸可见裸露基岩,地质条件基本良好;拦河坝为矮坝。
二、动力渠道
动力渠道全为明渠,环山而建,山势平缓,开挖后自然地面可作基础。
三、压力前池
本电站前池位于370m的山坡上,山势平缓开阔,估计表层覆盖1~2m,计划开挖至弱风化基岩,将建筑物置于其上,可满足建筑物的基础要求。
四、压力管道
压力管槽沿山坡布置,平面上为一直线,开挖量小,边坡稳定,压力管附近无断层经过,镇墩、支墩均置于弱风化石灰岩。
五、厂房和升压站
本厂房和升压站布置在山脚荒地上,估计开挖较浅可见基岩,开挖至弱风化灰岩,具有足够的承载力。
六、天然主要建筑材料
电站区内均为裸露石灰岩,建筑物所需块石、碎石等粗骨料均可就地取材。
砂料则需从青莲镇小北江边沙场购运,运距为1km。
1.3工程规模、效益及环境影响评价
1.3.1工程规模和效益
架江田水电站为高水头引水径流式电站,集雨面积为3.8km2,设计水头为300m,装机容量为1×480kW,年发电量为195.44万kW.
6.1.2发电机型号和基本参数
型号:
SFW480-6,1台。
额定功率:
480kW
额定电压:
400V
额定功率因数:
0.8
额定转速:
1000rmin
额定频率:
50HZ
相数:
3相
6.2水电站与电力系统的连接
架江田水电站位于阳山县东部青莲镇境内,电站装机容量480kW,年平均发电量195.44万kW.=21年,施工工期1年;8、税金按产值的6.13%计。
12.2.2电量计算
年销售电量=195.44×0.9×(1-1%)×(1-5%)=165.43万kW.h。
12.2.3发电成本计算
1、职工工资总额=6×0.6=3.6万元
2、职工福利费=3.6×14%=0.504万元
3、修理费=379.7×1.0×1%=3.797万元
4、其他费用=0.048×21.4=1.027万元
年运行费用C=3.6+0.504+3.797+1.027=8.928万元
年折旧费用D=379.7×5%=18.985万元
售电总成本=C+D=8.928+18.985=27.913万元
售电单位成本=27.913165.43=0.169元kW.h
12.2.4销售利润计算
售电纯收入B=165.43×0.42=69.48万元
税金T=69.48×6.13%=4.259万元
年售电利润=69.48―4.259―27.913=37.308万元
12.2.5财务评价指标计算
1、财务内部收益率(FIRR)的简化计算式
=(B―C―T)
=(69.48―8.928―4.259)
=×56.293=0.148
试算得FIRR=0.098=9.8%>Ic=7%
Ic=7%;
I-工程投资:
379.7万元;
3、财务净现值FNPV
FNPV=(B―C―T)―×=188.90万元>0
4、财务净现值率FNPVR
FNPVR=FNPV×=0.532>0
5、投资回收期Pt
Pt==379.7(69.48―8.928)=6.27年
12.2.6财务评价小结
由以上计算结果可知,评价指标均满足要求,故财务评价可行。
12.3国民经济评价
12.3.1费用的调整
参照同类型水电站工程,采用影子价格综合调整系数为1.1。
1、投资I=379.7×1.1=417.67万元
2、年运行费用C=8.928×1.1=9.82万元
12.3.2售电收益
1、一九九四年度阳山电厂(火电装机2.5万kW)省核准结算电价为0.625元kW.h,以此作为影子电价。
2、按质论价的调整,本电站为径流式水电站,可靠性电量约占年设计有效电量的13,季节性电量约占年设计有效电量的23,相应调节系数为1.0和0.5,故综合加权平均调节系数为1.0×13+0.5×25=23,则计算电价为0.625×23=0.42元kW.h。
3、年售电收益B=165.43×0.42=69.48万元。
12.3.3经济指标计算
1、经济内部收益率(EIRR)的简化计算式为:
=(B-C)=(69.48-9.82)
=0.157
试算EIRR=0.157=15.7%>Is=8%
2、经济净现值ENPV
ENPV=(B―C)―×=178.93万元>0
3、经济净现值率ENPVR
ENPVR=ENPV×=0.509>0
12.3.4国民经济评价小结
由以上计算结果可知,国民经济指标评价均满足要求,国民经济评价可行。
12.4经济评价结论
通过以上计算财务内部收益率9.8%大于小水电财务基准收益率(Ic)7%,财务净现值和净现值率均大于零,投资回收期为6.27年,经济内部收益率15.7%大于社会折现率(Is)8%,经济净现值经济净现值率均大于零,各项评价指标均较好,故本工程经济指标评价可行。
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