All translations on this site are unofficial and provided for reference purpose only.
To view translations, select English under Step 1 (at the right of the screen). Not every item is (fully) translated. If you’re still seeing Chinese, you can use machine translation, under Step 2, to make sense of the rest.
Want to help translate? Switch to English under Step 1, and check ‘edit translation’ (more explanation in the FAQ). Even if you translate just a few lines, this is still very much appreciated! Remember to log in if you would like to be credited for your effort. If you’re unsure where to start translating, please see the list of Most wanted translations.
Organization of solar thermal power demonstration projects
Original title: 国家能源局关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知 国能新能〔2015〕355号
Links: Original CN (url).
国能新能〔2015〕355号
国家能源局
组织太阳能热发电示范项目建设
各省（区、市）发改委（能源局），新疆生产建设兵团发改委、国家可再生能源中心、水电水利规划设计总院、电力规划设计总院：
太阳能热发电是太阳能利用的重要新技术领域，为推动我国太阳能热发电技术产业化发展，决定组织一批太阳能热发电示范项目建设。现将有关事项通知如下：
一、示范目标
目前国内太阳能热发电产业处于起步阶段，尚未形成产业规模，工程造价较高，技术装备制造能力弱，缺乏系统集成及运行技术。为攻克关键技术装备，形成完整产业链和系统集成能力，现组织建设一批示范项目。太阳能热发电示范项目以槽式和塔式为主，其他类型也可申报，示范目标：一是扩大太阳能热发电产业规模。通过示范项目建设，形成国内光热设备制造产业链，支持的示范项目应达到商业应用规模，单机容量不低于5万千瓦。二是培育系统集成商。通过示范项目建设，培育若干具备全面工程建设能力的系统集成商，以适应后续太阳能热发电发展的需要。
二、示范项目要求
（一）资源条件和技术要求。场址太阳直射辐射（DNI）量不应低于1600kWh/m2a。示范项目各主要系统的技术参数要达到国际先进水平。鼓励示范项目采用技术较先进，实现国内产业化的设备。原则上符合随此通知印发的《太阳能热发电示范项目技术规范》（试行）的技术要求。
（二）示范项目实施方案编制要求（附件2）。实施方案要包括项目技术和工程方案、投资经济性测算报告。技术和工程方案应包括设备来源、技术合作方、系统集成方案等信息，并提供项目支持性文件、筹措资金材料等。投资经济性测算报告应对工程各环节的投资成本构成分列测算，以便于对各申报项目汇集后相互比较，逐一测算工程造价，为测算电价提供参考。若项目单位申报价格明显偏高，我们将不考虑该项目纳入示范的可能性，对存在不正常偏差和不规范测算的项目，也取消列入示范的资格。
（三）经济性分析边界条件。项目资本金比例不低于总投资的20%；项目贷款利息按照项目企业实际获得的贷款利率计算；项目建设期按2年，经营期按25年；资本金财务内部收益率参考新能源发电项目平均收益水平；增值税税率暂按经营期25年内17%测算。
（四）目前太阳能热发电尚未形成完整的技术和装备制造体系，为减少重复建设和浪费，对同一技术来源和类型的项目要控制数量。对各地申报项目数量做以下限制：同一项目业主在一个省（区、市）的项目超过1个时，应为不同的技术路线；一个企业可以在不同的省（区、市）申报项目，但总数量不超过3个，同一技术路线和技术来源的不超过2个。
三、示范项目组织
（一）示范项目申报。各省（区、市）能源主管部门组织经济性较好、实力较强的投资业主编制太阳能热发电示范项目实施方案，并开展项目初审和申报工作。项目技术和工程方案、投资经济性测算报告分开编写上报。示范项目申请报告请于10月底前报国家能源局新能源司。
（二）示范项目审核。国家能源局组织专家审核示范项目技术方案的先进性、设备的国产化率、经济性测算指标的合理性、项目前期工作情况，以及项目是否具备近期开工条件等，通过审核的项目列入备选项目名单。
（三）示范项目上网电价。国家能源局组织专家对各申报项目的根据投资经济测算报告进行统一评审，综合比较后提出上网电价的建议，若投资经济性测算报告中的数据明显不合理，则将该项目从备选名单中剔除。
（四）示范项目确认。国家能源局统筹考虑进入备选名单项目的经济性、设备国产化率和技术先进性，对名单项目进行排序并确认示范项目名单。
（五）示范项目建设。各省（区、市）能源主管部门牵头组织示范项目建设。项目建成后，项目单位应及时向省级能源主管部门提出竣工验收申请，省级能源主管部门会同国家能源局派出机构验收通过后，组织编制项目验收报告，并上报国家能源局。
附件：
1、太阳能热发电示范项目技术规范（试行）
2、《太阳能热发电示范项目实施方案》编制要求
国家能源局
2015年9月23日
太阳能热发电示范项目技术规范（试行）
（一）抛物面槽式太阳能热发电机组示范工程技术要求
单机容量：汽轮发电机组容量不小于50MWe；电厂的建设规模根据具体厂址条件进行规划建设；
汽轮机进汽额定参数温度不低于370 ℃，压力为9.8 MPa（a），采用再热机组。
2 传热工质
集热器传热工质宜选用导热油，其最高工作温度不低于390 ℃。
3 储热介质及系统容量
3.1储热介质
储热介质为熔融盐。
3.2储热系统容量
储热容量应满足短期云遮不停机，且保证汽轮机额定功率满发不少于1小时，具体储热容量根据优化确定。
3.3储热系统关键设备（储罐、换热器、泵等）
储热系统应至少包括热熔融盐储罐、冷熔融盐储罐、热熔融盐泵、冷熔融盐泵、导热油-熔融盐换热器、熔融盐仓储及熔融盐熔化装置等。
热熔融盐泵及冷熔融盐泵需分别设置1台备用，运行泵的总容量不低于最大熔融盐流量的110%。
应根据厂址气候条件、设备配置及系统设计特点设计可靠的熔融盐防凝措施。管路和阀门应配有伴热防凝系统。
4 集热及蒸汽发生系统
4.1抛物面槽式集热器
抛物面槽式集热器应包括吸热管、反射镜、支架、跟踪驱动装置等。
1）吸热管
应采用长度4060 mm规格。
2）反射镜
可采用玻璃热弯镜、钢化镜或复合镜，应根据当地环境气象条件确定。
3）支架
采用钢结构形式，应满足当地环境气象条件下的设计要求。
4）跟踪驱动装置
可采用液压驱动或机械驱动。
4.2蒸汽发生系统
应至少包括预热器、蒸汽发生器、过热器及再热器等。
4.3导热油系统设备
应至少包括导热油循环泵、膨胀油箱、溢流油箱等。
导热油循环泵应至少设置1台备用泵，运行泵的总容量不低于最大导热油流量的110%。
4.4聚光器清洗系统
缺水地区，聚光器清洗系统宜采用干式清洗系统或免冲洗，其他有条件地区可采用水清洗系统。
5 汽轮发电机组及其辅助系统
5.1汽轮发电机组型式
汽轮发电机组应采用中温高压再热式机组，汽轮发电机组应具有快速响应进汽参数变化及低负荷连续运行的能力。。
5.2冷却方式
缺水地区，汽轮机组冷却方式应采用空冷方式，其他有条件地区可采用湿冷方式。
5.3回热系统及设备
应设置回热、旁路、给水等常规火力发电厂汽水系统。应结合汽轮发电机组容量和运行时间，优化设计汽轮发电机组回热系统，如选用合理的回热级数、设置低加疏水泵等，以提高机组的热电效率。
6 辅助燃料系统
6.1辅助燃料
应选择天然气或燃油作为燃料，若示范工程附近有其他热源，可就近引接。辅助燃料排放应符合环保标准。
6.2系统设置原则
辅助燃料系统仅考虑电站启动、寒冷地区冬季厂区采暖、导热油系统和储热系统的防凝，尽可能不参与机组的运行调节。全年全部辅助燃料的低位热值与集热场输出热量之比宜不高于9%。
7 运行模式和系统控制
7.1机组运行模式
机组运行模式至少应包含以下各项：
1）导热油循环泵组和低温熔盐泵组均投入运行，汽轮发电机组正常运行发电（储热系统储热）；
2）导热油循环泵组和高温熔融盐泵组均投入运行，汽轮发电机组正常运行发电（储热系统放热）；
3）导热油循环泵组和低温熔融盐泵组不运行，高温熔融盐泵组运行，汽轮机所需蒸汽全部来自储热系统；
4）导热油循环泵组和低温熔融盐泵组运行，集热场产生的热量全部输往储热系统（低温熔融盐泵组运行）；
5）导热油循环泵组、低温熔融盐泵组和高温熔融盐泵组均不运行，防凝系统运行。
7.2系统控制
集热系统的控制应统一纳入电厂DCS控制系统。
- 其他
太阳能热发电示范项目达标验收时，机组连续运行不少于5天，每天持续不间断运行时数大于4h；机组设计出力连续运行时间为：在设计的气象条件下，机组在设计出力90%以上连续运行大于1h。
（二）熔融盐工质塔式太阳能热发电机组示范工程技术要求
1.1单机容量：汽轮发电机组容量不小于50MWe；电厂的建设规模根据具体厂址条件进行规划建设。
1.2汽轮发电机组初参数：再热式超高压或高压参数。
吸热器传热工质为熔融盐。熔融盐特性应满足汽轮机进汽参数的要求。
3.1定日镜
1）定日镜包括反射镜镜面、镜面支撑、立柱、跟踪装置、驱动装置以及配套动力及通信电缆等。为保证整体性能，宜集成采购定日镜。
2）定日镜的规格应根据示范工程厂址条件、技术方案特点（如聚光比等），经技术经济分析选择确定。
缺水地区，定日镜清洗宜采用干式清洗方式或免清洗，其他有条件地区可采用水清洗系统。
3.3吸热器
1）镜场宜为南北镜场，吸热器宜采用表面式。应有确保熔融盐吸热器安全的设计。
2）吸热器的材料应根据吸热器设计温度、表面热流密度、成本等因素综合考虑选择。
4.1熔融盐蒸汽发生器用于将液态储热熔融盐的热量传递给汽轮机工质水/蒸汽的换热装置。
4.2应采用预热、蒸发、过热和再热多级受热面设计，且宜带有炉水强制循环泵的蒸汽发生器，确保蒸汽发生器局部受热面不同负荷时不超出金属材料的安全使用温度。
4.3蒸汽发生器应有可靠防凝措施，确保给水预热器熔融盐入口温度在特殊情况下不低于凝固温度。
储热介质与传热工质相同为熔融盐。
储热容量应满足短期云遮不停机，且保证汽轮机额定功率满发不少于2小时，具体储热容量应结合镜场设计优化配置。
储热系统应至少包括热熔融盐储罐、冷熔融盐储罐、热熔融盐泵、冷熔融盐泵、熔融盐仓储及熔融盐熔化装置等。
1）熔融盐储罐
采用高低温双罐熔融盐储热方案，储罐的大小应满足单独一个储罐储存所有熔融盐的需要。
2）熔融盐泵组
低温熔融盐泵组的选型应以吸热器设计最大热功率为选型工况。储热单元充热能力应与吸热器最大热功率相匹配。
高温熔融盐泵组的选型应以汽轮机最大连续安全运行工况对应蒸汽流量为选型工况。
熔融盐泵组应设置备用泵。
5.4防凝系统
应根据厂址气候条件、设备配置及系统设计特点设计可靠的熔融盐防凝措施。管路和阀门应配有伴热防凝系统。
充分考虑到太阳能塔式光热发电的特点，汽轮发电机组应具有快速响应进汽参数变化及低负荷连续运行的能力。
缺水地区，汽轮机组冷却方式应采用空冷方式，其他有条件地区可采用湿冷方式。
应设置回热、旁路、给水等常规火力发电厂汽水系统。应结合汽轮发电机组容量和运行时间，优化设计汽轮发电机组回热系统，如选用合理的回热级数、设置低加疏水泵等，以提高机组的热效率。
应选择天然气或燃油作为燃料，若示范工程附近有其他热源，可就近引接。辅助燃料排放应符合环保标准。
辅助燃烧系统仅考虑用于初始熔融盐熔化和熔融盐防凝的功能，不参与机组运行调节。全年全部辅助燃料的低位热值与集热场输出热量之比宜不高于8%。
辅助燃烧系统应考虑寒冷地区电厂的冬季采暖需求。
机组运行模式至少应包含以下各项：
1）低温熔融盐泵组和高温熔融盐泵组均投入运行，汽轮发电机组正常运行发电；
2）低温熔融盐泵组不运行，汽轮机所需蒸汽全部来自储热系统；
3）高温熔融盐泵组不运行，吸热器产生的热量全部输往储热系统；
4）低温熔融盐泵组和高温熔融盐泵组均不运行，防凝系统运行。
集热系统的控制应统一纳入电厂DCS控制系统。
- 其他
太阳能热发电示范项目达标验收时，机组连续运行不少于5天，每天持续不间断运行时数大于4h；机组设计出力连续运行时间为：在设计的气象条件下，机组在设计出力90%以上连续运行大于1h。
（三）水工质塔式太阳能热发电机组示范工程技术要求
1.1单机容量：汽轮发电机组容量不小于50MWe；电厂的建设规模根据具体厂址条件进行规划建设。
1.2汽轮发电机组初参数：非再热式超高压或高压参数。
2 传热工质
3 集热系统
1）定日镜包含反射镜镜面、镜面支撑、立柱、跟踪装置、驱动装置以及配套动力及通信电缆等。为保证整体性能，宜集成采购定日镜。
2）定日镜的规格应根据示范工程厂址条件、技术方案特点（如聚光比等），经技术经济分析选择确定。
缺水地区，定日镜清洗宜采用干式清洗方式或免清洗，其他有条件地区可采用水清洗系统。
可采用表面式吸热器或腔式吸热器，应根据工程条件结合镜场容量及布置特点等因素综合考虑确定。
示范工程是否设置储热系统，应经技术、经济比较论证后确定。
如果设置储热系统，储热介质宜优化选择；储热容量应优化确定，并应满足短期云遮不停机和机组正常起停的要求。
如设置储热系统，且采用显热液态熔盐作为储热介质，则应根据厂址气候条件、设备配置及系统设计特点设计可靠的熔盐防凝措施。如采用潜热相变熔盐的多罐储热系统，应充分考虑储罐设备的安全。液态熔盐管路和阀门应配有伴热防凝系统。
1）如设置储热系统，且采用显热液态熔盐作为储热介质，熔盐蒸汽发生器宜采用卧式管壳式。
2）应采用预热、蒸发和过热多级受热面设计，且宜带有炉水强制循环泵的蒸汽发生器，确保蒸汽发生器局部受热面不同负荷时不超出金属材料的安全使用温度。
3）蒸汽发生器应有可靠的防凝措施，确保给水预热器熔盐入口温度在特殊情况下不低于凝固温度。
充分考虑到太阳能塔式光热发电的特点，汽轮发电机组应具有快速响应进汽参数变化及低负荷连续运行的能力。
缺水地区，汽轮机组冷却方式应采用空冷方式，其他有条件地区可采用湿冷方式。
应设置回热、旁路、给水等常规火力发电厂汽水系统。应结合汽轮发电机组容量和运行时间，优化设计汽轮发电机组回热系统，如选用合理的回热级数、设置低加疏水泵等，以提高机组的热效率。
应选择天然气或燃油作为辅助燃料，若示范工程附近有其他热源，可就近引接。辅助燃料排放应符合环保标准。
如设置储热系统，则辅助燃烧系统按照不参与机组的运行调节、仅满足机组启停要求设置。
如不设置储热系统，则辅助燃烧系统按照短期云遮不停机的要求参与机组的运行调节。
辅助燃烧系统应考虑寒冷地区电厂的冬季采暖需求。
全年全部辅助燃料的低位热值与集热场输出热量之比宜不高于6%。
如设置储热系统，则机组运行模式至少应包括以下各项：
1）吸热器产生的过热蒸汽全部送往汽轮机，驱动发电机发电；；
2）吸热器及镜场不运行，汽轮机所需蒸汽全部来自储热系统；
3）汽轮发电机组不运行，吸热器产生热量全部输往储热系统；
4）吸热器产生的热量一部分用于发电，一部分用于储热；
5）汽轮机的过热蒸汽来自吸热器和储能系统；
6）防凝运行（主要针对设储热系统机组需要防凝保护时）。
如不设置储热系统，则机组运行模式至少应包括以下各项：
1）吸热器产生的过热蒸汽送往汽轮机，驱动发电机发电；
2）辅助锅炉产生的过热蒸汽送往汽轮机，驱动发电机发电，用于特殊情况下满足机组带负荷的需求；
3）辅助锅炉产生的过热蒸汽送往汽轮机和辅汽系统，用于暖机和热力系统预热。
集热系统的控制应统一纳入电厂DCS控制系统。
8其他
太阳能热发电示范项目达标验收时，机组连续运行不少于5天，每天持续不间断运行时数大于4h；机组设计出力连续运行时间为：在设计的气象条件下，机组在设计出来90%以上连续运行大于1h。
一、申报情况说明
（一）申报单位概况
简述项目申报单位的主营业务、经营年限、资产负债、股东构成、主要从事或投资项目、现有经营项目（业务）规模、近三年财务状况（净利润，平均净资产，平均总资产，利润总额，营业收入净额；流动资产，流动负债；经营活动现金流量净额）、资信等级、是否有从事发电工程（火电、可再生能源发电等）业绩及主要业绩情况等内容。
（二）项目前期工作概况（如已开展前期工作）
简述申报项目已经开展的前期工作情况及进展。
说明申报项目取得地方政府相关意见的情况，及是否提供相关优惠政策。
提供申报项目所在厂址连续观测年太阳法向直接辐射辐照量（DNI）等关键气象数据，并说明观测数据时间段。
（三）项目厂址条件
申报项目厂址概述，应包括厂址占地面积及厂址拐点坐标，电网接入系统，交通运输条件，水文及气象条件（是否设置气象数据观测站），水源，地震、地质及岩土工程等方面，并对项目厂址是否存在颠覆性因素进行说明，厂址条件的研究深度应达到DL/T 5374-2008《火力发电厂初步可行性研究报告内容深度规定》的要求。
概况附表：
| 一、申报单位概况 | ||||
| 业主单位 | ||||
| 注册时间 | 注册资金 | 万元 | ||
| 注册类型 | 经营年限 | 年 | ||
| 股东构成 | 总资产 | 万元 | ||
| 净资产收益率 | % | 总资产收益率 | % | |
| 营业收入利润率 | % | 流动比率 | % | |
| 总资产周转率 | % | 经营活动现金流量净额 | 万元 | |
| 发电工程（火电、可再生能源等）主要业绩
（列举三项） |
||||
| 通信地址 | 邮政编码 | |||
| 法定代表人 | 联系人 | |||
| 联系电话 | 电子信箱 | |||
| 二、项目前期工作概况 | ||||
| 项目名称 | ||||
| 项目所在地区 | 省 市 县（区） | |||
| 所在地区地方政府意见 | □支持
□不支持 |
地方优惠政策 | □有 □没有 | |
| 年太阳总辐照量 GHI（平均值） | kWh/m2.y | 数据区间 | 年起，
至 年 |
|
| 年太阳散射辐照量 DHI（平均值） | kWh/m2.y | 数据区间 | 年起，
至 年 |
|
| 年太阳法向直射辐照量DNI（平均值） | kWh/m2.y | 数据区间 | 年起，
至 年 |
|
| 年日照小时数
（平均值） |
Hrs | 数据区间 | 年起，
至 年 |
|
| 连续观测太阳法向直射辐照量（DNI）数据 | □有
□没有 |
数据来源 | □实测
□气象资料测算 |
|
| 连续观测数据持续时间段 | 年 月起，
至 年 月， 计 月 |
是否开展
后续观测 |
□是 □否 | |
| 三、项目厂址条件 | ||||
| 厂址占地面积 | hm2 | |||
| 厂址拐点坐标（四点） | 1）北纬 东经 2）北纬 东经
3）北纬 东经 4）北纬 东经 |
|||
| 电网接入点 | □有 □没有 | 电网接入距离 | km | |
| 交通运输条件（可多选） | □公路 □铁路□水路 □其它： | 厂址海拨高度
（黄海高程） |
m | |
| 厂址年均大气压 | KPa | 年最低气温
（近10年） |
℃ | |
| 年最高气温
（近10年） |
℃ | 年平均温度
（近10年） |
℃ | |
| 月平均降雨量
（近10年） |
mm | 年最大风速
（近10年） |
m/s | |
| 年均7级以上大风天数
（近10年） |
天 | 年平均沙尘天数（近10年） | 天 | |
| 年平均冰雹天数
（近10年） |
天 | |||
| 水源 | □地表水（河流、湖泊）□地下水 | 取水距离 | km | |
| 厂址气象数据观测站 | □有 □无 | 具备太阳直接辐射连续测量功能 | □是 □否 | |
二、技术方案
说明申报项目拟采用的太阳能光热发电技术型式（抛物面槽式、塔式熔融盐介质或塔式水介质），明确单机容量、全厂规模和预计年发电量，并对主要技术方案、技术来源、研发内容、预期成果、设备国产化率等进行描述。详见附件1。
（一）抛物面槽式太阳能热发电示范工程技术方案
应至少包含以下主要技术内容，但不限于：
1、汽轮机额定进汽参数（主蒸汽压力和温度），再热进汽参数，额定功率，回热级数，汽轮发电机组热效率，排汽冷却方式；
2、集热场传热介质导热油最高允许工作温度和凝固点温度；
3、储热系统介质、容量及关键设备配置；
4、集热及蒸汽发生系统设备配置：说明集热场采光面积选择原则；包括：抛物面槽式集热器规格及构成附件（吸热管、反射镜、支架和跟踪驱动装置等）、蒸汽发生器、导热油系统设备（导热油循环泵、膨胀油箱和溢流油箱等）、聚光器清洗装置选择等；
5、常规岛部分热力系统设备配置，包括：抽汽、加热器、给水和汽机旁路系统等；
6、辅助燃料系统配置，明确是否设置辅助燃料系统；若设置，则说明拟采用的辅助燃料类型（燃油或天然气），及其系统功能作用；若申报项目附近有其他热源，则可就近引接；
7、机组运行模式及系统控制方式，汽轮机组最低稳定负荷。
（二）熔融盐介质塔式太阳能热发电示范工程技术方案
应至少包含以下主要技术内容，但不限于：
1、汽轮机额定进汽参数（主蒸汽压力和温度），再热进汽参数，回热级数，额定功率，汽轮发电机组热效率，排汽冷却方式；
2、熔融盐最高允许工作温度和凝固点温度；
3、集热系统配置：说明聚光场采光面积选择原则，定日镜规格及其构成附件（反射镜镜面、镜面支撑、立柱、跟踪装置、驱动装置以及配套动力及通信电缆等），定日镜清洗装置，表面式吸热器及其材料选择等；
4、熔融盐蒸汽发生系统配置：熔融盐蒸汽发生器构成及特点；
5、储热介质及系统容量，关键设备（熔融盐储罐、熔融盐泵组等）配置，防凝系统及配套措施；
6、常规岛部分热力系统设备配置，包括：抽汽、加热器、给水和汽机旁路系统等；
7、辅助燃料系统配置，明确是否设置辅助燃料系统；若设置，则说明拟采用的辅助燃料类型（燃油或天然气），及其系统功能作用；若示范工程附近有其他热源，则可就近引接；
8、机组运行模式及系统控制方式，汽轮机组最低稳定负荷。
（三）水工质塔式太阳能热发电技术方案
至少包含以下主要技术内容，但不限于：
1、汽轮机额定进汽参数（主蒸汽压力和温度），非再热，回热级数，额定功率，汽轮发电机组热效率，排汽冷却方式；
2、集热系统配置：说明聚光场采光面积选择原则，定日镜规格及其构成附件（反射镜镜面、镜面支撑、立柱、跟踪装置、驱动装置以及配套动力及通信电缆等），定日镜清洗装置，吸热器的型式及其材料选择；
3、熔融盐蒸汽发生系统配置（如果有）：熔融盐蒸汽发生器构成及特点；
4、储热系统配置：储热介质及系统容量，关键设备配置，防凝系统（如果有）及配套措施；
5、常规岛部分热力系统设备配置，包括：抽汽、加热器、给水和汽机旁路系统等；
6、辅助燃料系统配置:明确是否设置辅助燃料系统；若设置，则说明拟采用的辅助燃料类型（燃油或天然气），及其系统功能作用；若示范工程附近有其他热源，则可就近引接。
7、机组运行模式及系统控制方式，汽轮机组最低稳定负荷。
技术方案附表：
| 光热发电技术型式 | □抛物面槽式 □塔式熔融盐介质 □塔式水介质 | ||
| 单机容量 | MW | 全厂规模 | MW |
| 抛物面槽式太阳能热发电技术方案 | |||
| 汽轮机额定进汽参数 | 压力： MPa（a）；
温度： ℃ |
汽轮机额定功率 | MW |
| 汽轮机机型 | □再热□非再热 | 回热级数 | 级抽汽 |
| 汽轮机排汽冷却方式 | □湿冷 □空冷 | 汽轮发电机组
循环热效率 |
% |
| 导热油最高允许
工作温度 |
℃ | 导热油凝固点温度 | ℃ |
| 储热系统介质 | 储热系统容量（折算到汽轮机额定出力小时数） | Hrs | |
| 设计点法向直射辐照度 | W/m2 | 聚光器采光面积 | m2 |
| 抛物面槽式集热器
回路数 |
个回路 | 单个回路长度 | m |
| 吸热管长度 | mm | 吸热管吸收率 | % |
| 反射镜类型 | □玻璃热弯镜
□钢化镜 □复合镜 □其它： |
反射镜反射率 | % |
| 反射镜开口尺寸 | m | 跟踪驱动装置类型 | □液压驱动
□机械驱动 |
| 导热油循环泵配置 | 运 备 | 聚光器清洗装置 | □干式
□湿式 □免清洗 |
| 辅助燃料系统 | □需要 □不需要 | 辅助燃料（如果需要） | □燃油
□天然气 |
| 辅助燃料系统作用功能（多选） | □机组启动 □导热油系统防凝
□机组运行负荷调节 □其它： |
||
| 辅助燃料年消耗量 | t/y（Nm3/y）
|
辅助燃料年采暖耗量 | t/y（Nm3/y） |
| 全年全部辅助燃料的低位热值与集热场输出热量之比 |
% |
||
| 机组运行模式 | □连续 □两班制 □其它： | ||
| 汽轮机组最低稳定负荷 | %（占汽轮机组额定负荷百分比），运行时间 Hrs,或不受限 | ||
| 机组停运保护年耗电量 | kW·H | 计划年网购电量 | kW·H |
| 集热及蒸汽发生系统光热转化效率（设计点） | % | 机组光电转化效率
（设计点） |
% |
| 机组负荷率（设计点） | % | 机组连续运行小时数（设计点） | Hrs |
| 机组每天连续不间断运行小时数（无辅助燃料参与） | Hrs | 机组连续运行天数 | 天 |
| 槽式太阳能热发电关键技术设备情况汇总表 | |||
| 吸热管 | 技术来源：
□国外引进 □自主研发 |
设备供应：
□进口 □国产 |
供应商：
|
| 反射镜 | 技术来源：
□国外引进 □自主研发 |
设备供应：
□进口 □国产 |
供应商：
|
| 跟踪驱动装置 | 技术来源：
□国外引进 □自主研发 |
设备供应：
□进口 □国产 |
供应商：
|
| 导热油循环泵 | 技术来源：
□国外引进 □自主研发 |
设备供应：
□进口 □国产 |
供应商：
|
| 蒸汽发生器 | 技术来源：
□国外引进 □自主研发 |
设备供应：
□进口 □国产 |
供应商：
|
| 聚光场跟踪控制成套系统及设备 | 技术来源：
□国外引进 □自主研发 |
设备供应：
□进口 □国产 |
供应商：
|
| 项目技术研发内容及预期成果、聚光集热设备国产化率说明（500字内描述）：
|
|||
| 塔式太阳能热发电技术方案（熔融盐工质） | |||
| 汽轮机额定进汽参数 | 压力： MPa（a）；
温度： ℃ |
汽轮机额定功率 | MW |
| 汽轮机机型 | □再热 □非再热 | 回热级数 | 级抽汽 |
| 汽轮机排汽冷却方式 | □湿冷 □空冷 | 汽轮发电机组循环热效率 | % |
| 熔融盐最高允许
工作温度 |
℃ | 熔融盐凝固点温度（ | ℃ |
| 储热系统介质 | 储热系统容量（折算到汽轮机额定出力小时数） | Hrs | |
| 设计点法向直射辐照度 | W/m2 | 镜场采光面积
|
m2 |
| 单体定日镜尺寸 | × m2 | 全厂定日镜数量 | 面 |
| 定日镜反射率 | % | 跟踪装驱动装置 | □单轴
□双轴 |
| 定日镜清洗装置 | □干式 □湿式 □免清洗 | 吸热器设计温度
（摄氏度） |
℃ |
| 吸热器材料 | 熔融盐泵配置 | 运 备 | |
| 辅助燃料系统 | □需要 □不需要 | 辅助燃料（如果需要） | □燃油
□天然气 |
| 辅助燃料系统作用功能（多选） | □初始熔融盐熔化 □机组启停
□熔融盐系统防凝 □机组运行负荷调节 □其它： |
||
| 辅助燃料年消耗量 | t/y（Nm3/y） | 辅助燃料年采暖耗量 | t/y（Nm3/y） |
| 全年全部辅助燃料的低位热值与集热场输出热量之比 |
% |
||
| 机组运行模式 | □连续 □两班制 □其它： | ||
| 汽轮机组最低稳定负荷 | %（占汽轮机组额定负荷百分比），运行时间 Hrs，或不受限 | ||
| 机组停运保护年耗电量 | kW·H | 计划年网购电量 | kW·H |
| 集热及蒸汽发生系统光热转化效率 | % | 机组光电转化效率 | % |
| 机组负荷率（设计点） | % | 机组连续运行小时数（设计点） | Hrs |
| 机组连续不间断运行小时数（无辅助燃料参与） | Hrs | 机组连续运行天数 | 天 |
| 塔式太阳能热发电关键技术设备情况汇总表（熔融盐工质） | |||
| 定日镜 | 技术来源：
□国外引进 □自主研发 |
设备供应：
□进口 □国产 |
供应商：
|
| 跟踪装驱动装置 | 技术来源：
□国外引进 □自主研发 |
设备供应：
□进口 □国产 |
供应商：
|
| 吸热器 | 技术来源：
□国外引进 □自主研发 |
设备供应：
□进口 □国产 |
供应商：
|
| 熔融盐泵 | 技术来源：
□国外引进 □自主研发 |
设备供应：
□进口 □国产 |
供应商：
|
| 熔融盐蒸汽发生器 | 技术来源：
□国外引进 □自主研发 |
设备供应：
□进口 □国产 |
供应商：
|
| 聚光场跟踪控制成套系统及设备 | 技术来源：
□国外引进 □自主研发 |
设备供应：
□进口 □国产 |
供应商：
|
| 项目技术研发内容及预期成果、聚光集热设备国产化率说明（500字内描述）：
|
|||
| 塔式太阳能热发电技术方案（水工质） | |||
| 汽轮机额定进汽参数 | 压力： MPa（a）；
温度： ℃ |
汽轮机额定功率 | MW |
| 汽轮机机型 | □再热 □非再热 | 回热级数 | 级抽汽 |
| 汽轮机排汽冷却方式 | □湿冷 □空冷 | 汽轮发电机组
循环热效率 |
% |
| 储热系统 | □有 □没有 | 储热系统介质 | |
| 储热系统容量（折算到汽轮机额定出力小时数） | Hrs | 设计点法向直射辐照度 | W/m2 |
| 镜场采光面积 | m2 | 单体定日镜尺寸 | × m2 |
| 全厂定日镜数量 | 面 | 定日镜反射率 | % |
| 定日镜清洗装置 | □干式 □湿式 □免清洗 | 跟踪装驱动装置 | □单轴
□双轴 |
| 吸热器设计温度 | ℃ | 吸热器材料 | |
| 辅助燃料系统 | □需要□不需要 | 辅助燃料（如果需要） | □燃油
□天然气 |
| 辅助燃料系统作用功能（多选） | □初始熔融盐熔化 □机组启停
□熔融盐系统防凝 □机组运行负荷调节 □其它： |
||
| 全年全部辅助燃料的低位热值与集热场输出热量之比 |
|
||
| 辅助燃料年消耗量 | t/y（Nm3/y） | 辅助燃料年采暖耗量 | t/y（Nm3/y） |
| 机组运行模式 | □连续 □两班制 □其它： | ||
| 汽轮机组最低稳定负荷 | %（占汽轮机组额定负荷百分比），
运行时间 Hrs,或不受限 |
||
| 机组停运保护年耗电量 | kW·H | 计划年网购电量 | kW·H |
| 集热及蒸汽发生系统光热转化效率 | % | 机组光电转化效率 | % |
| 机组负荷率（设计点） | % | 机组连续运行小时数（设计点） | Hrs |
| 机组连续不间断运行小时数（无辅助燃料参与） | Hrs | 机组连续运行天数 | 天 |
| 塔式太阳能热发电关键技术设备情况汇总表（水工质） | |||
| 定日镜 | 技术来源：
□国外引进 □自主研发 |
设备供应：
□进口 □国产 |
供应商：
|
| 跟踪装驱动装置 | 技术来源：
□国外引进 □自主研发 |
设备供应：
□进口 □国产 |
供应商：
|
| 吸热器 | 技术来源：
□国外引进 □自主研发 |
设备供应：
□进口 □国产 |
供应商：
|
| 聚光场跟踪控制成套系统及设备 | 技术来源：
□国外引进 □自主研发 |
设备供应：
□进口 □国产 |
供应商：
|
| 项目技术研发内容及预期成果、聚光集热设备国产化率说明（500字内描述）：
|
|||
三、支持性文件
要求示范项目取得县级及以上政府部门出具的原则性支持意见，以盖章复印件或扫描件形式作为本项材料，需包括但不限于以下内容：
1、县级及以上政府部门用地的原则同意意见；
2、县级及以上政府部门用水的原则同意意见；
3、县级及以上电力部门关于电网接入的原则同意意见；
4、县级及以上政府部门关于天然气用量的原则同意意见（如示范项目采用辅燃）。
其他原则性支持文件作为项目前期工作成熟程度的附加条件，在对各省推荐项目进行比选过程中，不同项目其他条件一致的情况下，本条件将作为全国示范项目排序的参考依据之一。其他原则性支持文件重点包括军事、环保、民航等。
要求项目投资方提供以下材料，证明投资示范项目的资金能力（各表和审计报告封面应以盖章复印件或扫描件形式提供）：
1、2011至2013年度或投资单位成立至今的资产负债表；
2、2011至2013年度或投资单位成立至今的现金流量表；
3、2011至2013年度或投资单位成立至今的损益表；
4、会计师事务所出具的2013年度财务审计报告。
根据项目前期工作情况，对已与项目投资方达成共识的主要设备制造商，提供以下材料：
1、光热电站主要设备制造商与投标人签署的供货协议或供货承诺书。承诺书中要求包括但不限于以下内容：规格、型号、产地、主要技术参数、数量、价格（包括设备价格，并承诺中标后供货价格不再调整）、供货进度、技术服务、质量保证、备品备件供应、维修和售后服务等；
2、光热电站主要设备制造商的生产许可证、设备有关测试/认证材料、质量体系认证文件（如有）。
包括：（1）项目投资方应提供针对本项目的融资方案；（2）贷款人的融资承诺书（如有）。
第二部分 投资经济性测算报告
一、简述
项目规模，包括集热系统规模和汽轮发电机组容量；上网电量和等效年利用小时；建设工期及其财务评价计算期。建设期，根据建设项目规模和施工条件，合理确定。运营期，即建设项目达到设计成产能力后25年。
二、编制依据和方法
1、《建设项目经济评价方法与参数（第三版）》；
2、《太阳能热发电工程可行性研究报告编制办法（试行）》（GD005-2013）。
3、项目投资及其资金来源。政府提供的科研投入不计入项目投资。项目自身的科研投入和未产业化阶段常规投入区别测算。建设资金来源为资本金和银行贷款，资本金比例不低于总投资的20%。
三、成本
成本费用计算应全面、合理，成本计算包括：（1）材料费，包括加热、储热介质材料费和其他材料费，其中进口材料费；（2）外购燃料及动力费，包括辅助加热燃料费和外购电费；（3）水费；（4）工资及福利；（5）修理费，其中进口零部件、备品备件费用；（6）折旧费；（7）摊销费；（8）其他费用；（9）财务费用。
四、财务评价
1、盈利能力分析
在满足运营期成本支出，应缴纳的税费，银行贷款还本付息，和资本金内部收益率不低于10%的基础上，测算平均上网电价。
建设项目的融资前分析。
2、偿债能力分析
进行借款还本付息计算和资产负债计算，分析项目的偿债能力，提出利息备付率、偿债备付率和资产负债率。
3、盈亏平衡分析：通过计算项目达产年的盈亏平衡点（BEP），分析项目成本与收入的平衡关系，判断项目对产出品数量变化的适应能力和抗风险能力。
4、敏感性分析：分析计算上网电量、工程投资、上网电价等变化引起的内部收益率的改变，分析项目抗风险的能力。
经济效益分析附表：
| 项目规模 | MW | 项目当地直接辐射量 | kWh/m2.y | ||
| 项目建设期 | 年 | 项目经营(运营)期 | 年 | ||
| 年发电量 | 104 kWh | 等效利用小时数 | 小时/年 | ||
| 厂用电率 | % | 辅助燃料比例 | % | ||
| 项目静态投资 | 万元 | 项目动态投资 | 万元 | ||
| 折旧年限 | 年 | 单位电量动态投资 | 元/千瓦时 | ||
| 资本金比例 | % | 贷款利率 | % | ||
| 项目投资 | 投资（万元） | 主要设备采购来源 | |||
| 1.太阳岛（集热器、反射镜、定日镜等） | 装备采购 | ||||
| 建安工程 | |||||
| 2.常规岛（汽轮机、发电机等） | 装备采购 | ||||
| 建安工程 | |||||
| 3.储热系统 | 装备采购 | ||||
| 建安工程 | |||||
| 4.其他设备及安装 | |||||
| 5.征租地费用 | |||||
| 6.其他费用 | |||||
| 7.建设期贷款利息 | |||||
| 项目动态投资总计 | |||||
| 运行维护费用 | 数量 | 单价 | 年费用（万元） | ||
| 1.辅助燃料费用 | |||||
| 2.人工费用 | |||||
| 3.日常耗材 | |||||
| 4.水费 | |||||
| 5.电费 | |||||
| 6.修理费 | |||||
| 7.保险费 | |||||
| 8.其他 | |||||
| 运行维护费用总计 | |||||
| 资本金内部收益率 | % | 测算上网电价 | 元/千瓦时 | ||
| 备注：
|
|||||
（一）概算表
