国外垃圾焚烧发电政策及其启示
【摘 要】目前，世界各国都积极采取扶持政策鼓励、引导垃圾焚烧发电产业的发展，尤其日本、德国、加拿大三国垃圾焚烧发电政策较为典型。本文通过概述垃圾焚烧发电的意义及对国外垃圾焚烧发电政策探讨的目的，分析日本、德国和加拿大三国的垃圾焚烧发电政策，并从各国垃圾焚烧发电管理体制、相关法律建设及具体的政策措施三个方面进行剖析，从而结合我国垃圾焚烧发电政策的现状及问题，对比分析国外垃圾焚烧发电政策对我国可借鉴的方面，以促进垃圾焚烧发电产业的持续发展。
【关键词】垃圾焚烧发电；政策；启示
近年来，随着城市化进程的加快，人们生活水平不断提高，城市人口急剧增加，城市垃圾也急剧增长，城市垃圾处理问题成为城市管理中不可忽视的一个重要问题之一。为了人们的健康生活，为了保护城市的环境，对垃圾的处理问题就显得尤为重要。传统上，我国垃圾处理常采用卫生填埋、直接焚烧、堆肥的方式，但随着人们环保意识不断增强，科技不断进步，垃圾堆放用地的限制，我国也不断在探索更好的垃圾处理方式。应环境保护和能源利用的双重要求，垃圾焚烧发电越来越受到各国的青睐，成为垃圾处理的首选方式，一些国家这一产业发展的已经相对成熟，然而垃圾焚烧发电在我国的发展也不过三十多年，因此，我们有必要看看国外是如何管理垃圾焚烧发电产业的，取长补短，汲取精华，并结合我国的实际国情，促进垃圾焚烧发电产业发展。
1.国外垃圾焚烧发电政策发展现状
1.1日本的垃圾焚烧发电政策
日本政府为垃圾焚烧发电建立了一套与其政治体制和行政管理体制相适应的扶持政策体系，它有中央政府扶持政策体系和地方政府扶持政策体系两个层次，涉及政府、社会、公民三个主体，明确各方责任和义务。日本政策体系具体包括：新能源战略规划体系、法律扶持体系、倾斜性的产业政策体系、垃圾发电的研究开发激励体系、企业社会责任引导体系和公民环保节能绿色意识教育体系六大体系。
前三个体系中日本政府就宏观方面予以指导，从新能源战略规划的角度加以引导，并采取一系列强制措施保障垃圾焚烧发电的发展。这些措施主要体现在其法律扶持体系，日本政府推动制定和修订完善了大量的扶持法律和法规，如《关于处理与清扫废弃物品法》（1970）、《环境基本法》（1993）、《关于促进新能源利用的特别措施法》（1997）等，这些法律法规为日本政府发展垃圾焚烧发电产业提供了制度环境、政策依据、发展契机[1]。这些法律的制定和修改也体现了政府对于垃圾发焚烧电产业的倾向性政策，包括向垃圾焚烧发电厂提供政府补贴、对其税收采取优惠政策，甚至免税、技术开发支持、示范项目、政府绿色采购、强制目标制度。
后三个体系则较为具体，说明了日本政府对其垃圾焚烧发电的支持，尤其在技术研发、对发电企业的引导以及对公民垃圾分类意识的引导。资料表明，为鼓励垃圾焚烧发电等新能源产业的技术创新，日本中央政府每年给予地方政府投资20%-30%的财政补贴。在预算方面，为支持中小环保企业技术的研发，政府补贴技术开发费用率最高可达50%。
根据《节能法》、《关于促进新能源利用的特别措施法》等法规，一方面，在企业内部广泛设置公害防止管理员和节能管理员，提高工艺，节能环保；另一方面，也有一大批企业积极投入包括垃圾焚烧发电在内的技术研究和成果推广[1]。为特别扶持垃圾焚烧发电产业，日本政府建立了居民的生活垃圾收集和分类制度，对生活垃圾的分类与收集时间有明确的规定，强制居民遵守相关的分类和收集制度，对违反者处以严厉的处罚。
1.2德国的垃圾焚烧发电政策
20世纪80年代以来德国的垃圾管理思路由“末端处理一循环利用一避免产生”逐渐过渡转变到“避免产生一循环利用一末端处理”的方式上， 尤其是1991年《包装条例》和1994年《循环经济法》的实施， 更是对这一思路的确立和肯定。
德国的垃圾焚烧管理的主要政策包括环境税收、财政补贴制度、垃圾收费制度、垃级的分类收集制度以及建立垃圾焚烧处理的监督机制五大内容。通过征收生态税促使生产商积极生产节能降耗、环境友好的产品。垃圾收费则是对居民减少垃圾制造的一种制约机制[2]。
德国通过制定《电力供应法》，对垃圾焚烧发电投资进行补贴。德国对电厂的补贴通常一部分来自财政投入，一部分来自政府通过发行市政债券筹集的资金。目的是通过上网电价的收益，促進私人资本进入垃圾焚烧发电产业，同时保证垃圾焚烧等市政设施持续运转[3]。
1.3加拿大的垃圾焚烧发电政策
加拿大的垃圾发电产业扶持政策与其政治体制是相对应的。加拿大垃圾产业扶持政策就包括中央联邦政府扶持政策和省级政府扶持政策两个层次。其中，中央政府主要负责推动立法、宏观管理、监督地方政府、中央财政支持、协调地方政府利益关系等方面；地方省政府和北方领地政府是垃圾发电厂的直接投资者和管理者，他们在扶持垃圾焚烧发电产业方面发挥了先锋模范作用[4]。
联邦制定了大量的经济激励相关政策，包括财政补贴及税收优惠政策、项目支持政策、研究开发政策等。地方省政府和北方领地政府在联邦政府的基础上制定了更为详细的垃圾发电产业扶持政策，从而促进其新能源的发展。
1.4国外垃圾焚烧发电政策的启示
从日本、德国、加拿大三国的垃圾焚烧政策中，我们可以看到，各国都十分重视垃圾焚烧发电产业的发展，都将这种新能源的发展各国都积极促进相关的法律建设，以法律手段来规范垃圾焚烧发电产业，都采用了税收、财政等经济手段对垃圾焚烧发电予以经济上的支持，通过行政强制手段对垃圾焚烧发电予以制度上的保障。具体来看他们有以下值得我国借鉴的方面：
1.4.1层次分明的政府管理体系
运用结构功能分析方法分析，我们可以看到，政策是政府职能的产物，而没有相应的政府职能结构，就无法发挥政府的职能，这一点在日本和加拿大政府的政策实践中也有所体现。从日本和加拿大两国的垃圾焚烧政策建设中，我们可以看到，垃圾焚烧发电政策是与本国的行政管理体制相对应的，在中央政府宏观指导的基础上，地方政府充分发挥其积极性，根据各地的情况制定具体的政策体系，从而加强对各地的垃圾焚烧发电管理。
1.4.2法律先行的思想理念
从各国的垃圾焚烧发电的进程来看，相关法律的建设是必不可少的。由于垃圾焚烧发电发展的时间不长，各国都没有一部单独的法律加以指导。然而在各国关于环境、能源的一些综合性的法律法规中都对垃圾焚烧发电进行了一定的指导和规定。日本除了综合性的法律法规外，还对垃圾焚烧发电的一些环节制定了法律；德国也通过法律对垃圾焚烧发电给予支持；加拿大也不例外，只是各国列入法律的内容有所不同，侧重点不同。
1.4.3相关的配套政策或制度支持
政府的优惠政策方面，垃圾焚烧发电的配套制度设计手段除了上述的法律手段外，无外乎两个方面，经济和行政的手段。经济扶持政策方面，各国都通过税收和财政的支持来鼓励垃圾焚烧发电企业的发展以及垃圾焚烧发电技术的研发。尤其值得一提的是，德国政府通过各种途径引导社会资金进入该领域。
对企业的激励制度，政府进行积极引导和纠正，为企业制定利用新能源的量化目标，强制企业在生产中采用一定比例的新能源，对垃圾焚烧发电具有很大的支持作用，也强化了企业的社会责任；另外，政府为企业研发垃圾焚烧发电技术也给予大力支持，这些措施都很好的支持了垃圾焚烧发电企业。三国垃圾焚烧发电企业的性质各有不同，日本四大垃圾焚烧发电私营企业，德国与日本类似，也是通过私营企业发展垃圾焚烧发电产业，而加拿大则是地方政府直接投资管理的国有企业进行垃圾焚烧发电产业的发展。
社会扶持制度，各国都注重培育公民的环保节能意识，充分发挥公民的作用，建立了垃圾分类回收制度，强制公民进行垃圾分类堆放、倾倒，为垃圾焚烧发电奠定良好的基础，使垃圾发电厂可以更加高效地利用这些资源。
2.国外垃圾焚烧发电政策的启示
2.1我国垃圾焚烧发电政策的现状及问题
从我国垃圾焚烧发电的政策中，我们可以看到，我国对垃圾焚烧发电这种新能源是予以高度重视，大力支持的，然而，作为新产业，我国还处于一种探索其发展道路的阶段，因此，还是存在一定的问题。
2.1.1在管理体系上
我国尽管设置了对应的中央和地方政府机构，然而在具体实施的过程中，由于涉及的部门较多，管理相对复杂，因此权力界限相对模糊，难免责任不清。而垃圾焚烧发电是一项环环紧扣的工程，垃圾分类的不到位，造成垃圾处理中资源的浪费，垃圾焚烧发电中又会产生二次污染，各级政府权责模糊很容易在任何一个环节产生纰漏，造成资源浪费和环境的再次污染。
2.1.2在法律法规建设上
我国能源方面的法律法规几乎都是原则性比较强的，而具体细化的法律法规相对较少。我国与垃圾焚烧发电相关的法律主要有《中华人民共和国循环经济促进法》和《中华人民共和国可再生能源法》等。根据我国目前新能源发展的情况来看，没有独立的法律法规加以规范和引导，这是符合现实情况的，垃圾焚烧发电这种新能源的发展时间并不长，并且只是新能源发展中的一种，因此，垃圾焚烧发电的各项规定都融合在能源与环境的相关法律之中。但是在新能源以及环境保护的各项法律的规定之中，关于垃圾焚烧发电的规定并不明确，而是泛泛地提及，十分模糊，大多数规定都仅是原则性的，而具体的规定相对较少。
2.1.3在具体制度建设上
可以从三个方面来看。政府方面，在垃圾焚烧发电的经济支持上，我们可以看到，几乎所有的扶持都是由政府包揽，从税收到财政，私人资本几乎没有介入。从企业方面来看，由于政府的大包大揽，可能自主性较弱，并且积极性也会下降。目前对企业有节能降耗的要求，但在使用新能源方面却没有明确的要求，都是有电网统一调度分配。从公民方面来看，由于人们知识的缺乏，监督机制的不健全，激励机制的匮乏，我国垃圾分类制度只是停留在倡导的阶段，并没有真正落实到位。我们在大街小巷依然能看到拾荒者，他们才是垃圾分类制度真正的落实者。尽管各地都设有垃圾分类箱，可是公民在生活垃圾的处理上仍然没有做到分类收集处理，就连垃圾处理费的征收上都得不到保障。
2.2对我国垃圾焚烧发电政策的建议
通过比较国内外的垃圾焚烧发电政策，可以发现，我国在垃圾焚烧发电方面的经济支持力度还是很大的，政府也高度重视这类可再生能源的发展，注重循环经济的发展。在经济支持政策上，各国采用的政策比较类似，都普遍使用税收、财政支持政策来扶持垃圾焚烧发电企业。然而，我们相比较国外的一些优秀做法，还有一些不足之处，因此，我们需要吸收国外的经验，以求更好的发展我国的垃圾焚烧发电产业。
2.2.1建立权责明确的垃圾焚烧发电管理体系
借鉴日本和加拿大的垃圾焚烧发电政策，笔者认为，根据我国的行政管理体制，在对垃圾焚烧发电的管理上也应该进行相应的制度安排。中央政府和各级地方政府分工协作，建立以中央政府为主导的地方政府负责制，由中央主要负责推动立法、宏观管理、监督地方政府、中央财政支持、协调地方政府利益关系等方面。而各级地方政府则根据各地的实际情况，制定出具体的垃圾焚烧发电政策，积极配合中央规划和法律法规以及各项制度的落实。目前根据我国行政管理体制的设计，这是可以实现的。
2.2.2促进我国垃圾焚烧发电的法治建设
近期，国家发改委新出台了《国家发展改革委关于完善垃圾焚烧发电价格政策的通知》，对垃圾焚烧发电价格做了具体的规定。由于垃圾焚烧发电处于发展阶段，考虑到其不确定性较大的现实状况，无法预测未来发展的方向，因此不宜将一些规定法制化。但是就某些环节，可以逐步进行法制建设，从一些重点环节入手，我们可以看到，在垃圾分类处理上日本政府的重视，通过《容器与包装分类回收法》、《绿色采购法》等法律规范公民的垃圾处理行为，从而为垃圾焚烧发电奠定了较好的基础，这一点我国可以加以借鉴，将垃圾分类制度纳入法律之中，健全各项垃圾分类处理制度。
2.2.3完善垃圾焚烧发电的相关制度建设
政府方面，加强各级管理的同时促进投资形式多样化，垃圾处理是一个产业，而不是单纯的市政设施，在良好的政策支持和机制体制保障下，各种主体均可参与，可采用BOT（建设-经营-转让）等多种经营模式。在保持政府对企业的激励的同时，可以借鉴德国对政府补贴资金的筹集方式，通过发行市政债券来筹集，一方面能降低政府的投入，另一方面可以加强人们对新能源的关注，这一点我国可以结合本国国情适当借鉴。
企业方面，日本在垃圾回收发电十分注重对私营企业的引导，这种引导手段也较为强硬，促使企业自觉使用新能源，不断降低企业内部的能耗，形成垃圾发电企业之间的竞争，在对其扶持的基础上，促进其技术的创新。这一点十分值得我国学习和借鉴。尽管我国也十分强调企业的社会责任感，然而没有激励机制的倡导是得不到响应的，因此，我国在激励企业使用新能源以及技术创新方面需要进一步加强，对电力企业和非电力企业都同样需要引导。
公民方面，随着我国公民社会意识的不断觉醒，公民的環保意识也不断增强，各地方政府在城市卫生基础设施建设中应更加重视垃圾分类箱的设置，加大对公民环保意识的宣传教育，加强实施过程中的监督管理，保障垃圾分类真正落实到位，而不只是停留在喊口号的阶段，从而为垃圾焚烧发电创造良好的条件。 [科]
【参考文献】
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作者：王艳
【摘 要】本文阐述了垃圾焚烧发电技术的特点，分析探讨了垃圾焚烧发电中常见污染问题及对策，提出了推进我国垃圾焚烧发电产业发展的策略。
【关键词】垃圾焚烧；发电技术；思考
在我国新的社会经济形势下，国内部分城市中已经建设了一定数量的垃圾焚烧发电站，不但有效解决了城市生活垃圾的处理问题，而且创造了可观的经济效益。但是我们也要认识到，我国的垃圾焚烧发电中仍然存在严重的环境污染问题，如果不能对相关污染问题进行有效的监管，将严重阻碍我国垃圾焚烧发电产业的长期发展。因此，在我国加快垃圾焚烧发电站建设步伐的基础上，要加强对于环境污染问题的深入研究，积极改进和完善相关技术措施，从而促进产业的和谐、稳定发展。
1.垃圾焚烧发电技术的特点
当前，在我国的垃圾处理中，生活垃圾所占的比例最大，国内每年堆积的生活垃圾总量约为1.4亿吨。在国内传统的垃圾处理中，普遍采取填埋的方法，但是这种方法的缺陷和弊端较多。在新的社会形势下，我国政府、环保和能源部门提出了垃圾处理的新原则，即减量化、无害化、利用化和安定化，其根本目的是在避免垃圾形成二次污染的前提下，加强垃圾的回收和再利用。目前，垃圾焚烧发电是国内外常见的垃圾再利用技术之一，实现了垃圾的无害化处理，减少了垃圾对于生态环境的污染，而且有效提升了区域的资源供应能力。
目前，在国内各省市、地区相继建设了一些具有较大规模的垃圾焚烧发电站，成为区域环境治理和能源供应的新途径之一。从专业技术的角度进行分析，垃圾焚烧发电技术的特点主要表现在以下几个方面：
1.1适用条件
垃圾焚烧发电技术的优势是显而易见的，但并不是所有的地区都适于开展垃圾焚烧发电。在各地区拟定垃圾焚烧发电站的建设时，必须对各类垃圾的低位发热值、可燃质含量与含水率等进行鉴定。一般情况下，生活垃圾的低位发热值要在6280kJ/kg以上，可燃质含量在35%左右，含水率在50%以下，这是应用垃圾焚烧发电技术的基本条件。
1.2技术类型与特点
1.2.1回转炉技术
回转炉技术是最为常见的垃圾焚烧发电技术之一，其主要是应用回转窑焚烧炉进行垃圾的处理、焚烧和发电。回转窑焚烧炉的窑身通常设置为一微倾斜的形式，垃圾从高端送入低速回转的圆筒内，在筒内经过翻转、燃烧等环节后，燃烬的灰渣从圆筒下端排出。目前，国内使用的回转窑焚烧炉以水冷壁式、耐火砖衬式为主，具体选用何种形式的回转窑焚烧炉要综合考虑地区生活垃圾的性质、经济条件和技术水平等因素。
1.2.2流化床技术
垃圾焚烧发电中流化床技术的主要原理为：各种物料悬浮于流化床焚烧炉的内部，以保证垃圾与空气的充分接触，从而提高炉内的燃烧和烟气排放效果。同时，流化床技术采用分级燃烧的方式，有利于降低各类氮氧化物的排放量和低成本脱硫，燃烧后产生的灰渣也易于综合利用，是较为环保的垃圾焚烧发电技术之一。但是受到煤炭资源价格上涨，飞灰量较大等原因的影响，流化床技术的应用受到了一定的制约。
1.2.3层燃炉技术
层燃炉技术是较为简单的垃圾焚烧发电技术形式，无需对垃圾进行严格的预处理，利用活动炉排较为良好的机械运动能，实现对于各类垃圾的搅动、混合，从而防止了垃圾在进入炉内后遇高温出现表面固化的问题。同时，应用层燃炉技术实现了垃圾的干燥、着火、燃烧与燃烬等流程均在炉排上进行，节省了技术应用中的人力、物力资源投入。
2.垃圾焚烧发电中常见污染问题及对策
在垃圾焚烧发电中，实现了各类垃圾的“三化”处理，但是在垃圾燃烧过程中有可能向外界排放各种有毒、有害气体或灰尘，从而造成了二次污染的问题。据我国环保部门统计：在垃圾焚烧发电过程中，二恶英的排放量较大的毒性有机化合物之一，其主要分布于垃圾焚烧炉产生的飞灰中。一般情况下，二恶英主要来源于各种原生垃圾中，或者燃烧过程中产生的烟气。同时，重金属也是垃圾焚烧发电中常见的污染物，主要有铅、铜、汞、铬、镉等，在焚烧过程结束后，重金属污染物主要分布干飞灰、烟气与底渣中。
在垃圾焚烧发电的污染治理中，要注意对于焚烧温度的控制，一般要保持在850℃以上，气体在炉内的停留时间要在2s以上，而且要保证烟气中的含氧量在6%-10%之间。二噁英虽不能在线监测，但运营过程中可以找出一些与二噁英生成有关的参数，比如CO的排放。中国城市建设研究院编制的《生活垃圾焚烧技术导则》规定，焚烧厂烟气中CO的含量不大于60mg/m3，炉渣热灼减率不大于3%。垃圾燃烧完全，能够有效控制二噁英的产生。在垃圾焚烧过程中，要尽量控制CuO、HC1、CuCl2的排放量，以防止对于大气的污染。同时，在垃圾焚烧发电过程中，要尽量保证各种重金属污染物残留于底渣中，既减轻了重金属直接排出炉外的技术难度，也有效避免了重金属污染物对于二恶英的催化作用。
3.推进我国垃圾焚烧发电产业发展的策略
目前，在我国各地区形成了发展垃圾焚烧发电产业的热潮，但是由于准入机制和相关监管制度的不健全，而导致大量不符合技术标准和环保要求的垃圾焚烧发电站存在，虽然在短期内取得了一定的经济效益，但是却形成了区域内新的污染源，对于区域经济、社会、环境的健康、和谐发展是极其不利的。因此，在我国垃圾焚烧发电产业的发展中，必须要综合分析和考虑各种影响因素，加强对垃圾焚烧发电站建设流程的审批，并且重视环保技术的创新和实践，从而构建具有中国特色的垃圾焚烧发电产业。
3.1技术政策的完善
在垃圾焚烧发电站的建设中，各级政府和相关部门必须从自身职责的角度出发，加强技术政策的完善。例如：在垃圾焚烧发电的工程设计、设备制造、工藝流程与运行管理等方面，要根据地区的实际情况，并借鉴外国的先进理念和成功经验，制定严格的技术规范与专业准则，特别要注重关键技术的研发与实践，从而为我国垃圾焚烧发电产业发展提供必须的技术基础。
3.2加强产业结构政策
在我国中央及各级地区政府循环经济发展规划的制定与实施中，应将垃圾焚烧发电产业列入其中，在提高产业整体社会地位的基础上，也要注重对于产业的资金、技术和政策扶持力度，从而构建完善的产业结构政策，为垃圾焚烧发电产业的发展创造良好的外部环境。
3.3污染物排放指标应与国际接轨
在我国垃圾焚烧发电产业的发展中，污染物排放超标的现象日趋严峻，这是今后必须重点解决的问题之一。目前，日本、美国、德国、法国、韩国等垃圾焚烧发电产业发达国家，均制定了严格的污染物排放指标，并且配备了相应的监管机制。但是我国垃圾焚烧发电的污染物排放指标尚要求不高，低于欧盟标准较多，所以，我国要积极参照其他国家的标准，在国内实现垃圾焚烧发电污染物排放指标的统一化，同时加强监督与管理工作的力度。
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作者：孙晓钟
摘要：歷经三个阶段的发展，光大国际已经成为中国垃圾焚烧发电的领跑者。绿色发展战略、自主研发战略、金融引领实业战略和二线城市优先布局战略，是光大国际实现垃圾焚烧发电发展战略的四大抓手;而抓住环保产业前沿积极布局，持续研发投入突破技术瓶颈，实现资本管理与实业管理结合，秉承质量第一规模助力的策略，则是光大国际成为国内垃圾焚烧发电领跑者的成功经验。
关键词：垃圾焚烧发电战略分析经验与启示光大国际
光大国际是国内最早布局垃圾焚烧发电领域的企业，通过持续投入现已推出从300T/d(吨/天)到1000T/d系列焚烧炉，均已投入商业运营，成为中国垃圾焚烧发电的领跑者。本研究通过对企业的技术、产业、资本、管理几个维度进行综合分析，得到其发展的经验与启示。
一、光大国际及其发展沿革
(一)公司概况
中国光大国际有限公司(以下简称：光大国际)成立于1993年，是一家涉及传统基建与贸易的综合性集团公司，受1997年亚洲金融风暴的影响，3年巨亏2亿港元，企业到了崩溃边缘。2001年公司开始转型，经过2年的摸索，最终将战略方向转为垃圾发电、环保水务和新能源三大朝阳产业。转型之初，受市场需求和自身技术的局限，参加项目投标屡屡碰壁。光大国际第一个垃圾焚烧发电厂落地江苏苏州。2009年光大国际开始自主研发炉排炉，从国产首台套400T/d炉排炉到世界领先的1000T/d炉排炉，从江阴二期开始，到苏州三期、南京、宁波、济南项目，全部采用光大国际自主研发的焚烧炉[1-2]。目前，光大国际的垃圾焚烧项目遍及江苏、浙江、广东、山东等省市，并将业务拓展到越南等“一带一路”沿线国家。2019年，公司收入超过376亿港元，总资产超过1千亿港元，总员工人数超过1万人。
(二)发展历程
垃圾焚烧发电能够实现污染物的循环利用和对环境超低排放，成为目前垃圾处理的最有效途径。历经二十多年的创新发展，光大国际现已成为中国乃至亚洲环保行业特别是垃圾焚烧发电领域的领军企业，更是世界知名的生态环境集团。
第一阶段(2003.01-2009.12)为业务转型与技术创新阶段。光大国际成立之初的业务以基建、贸易和物业管理为主，20世纪90年代亚洲金融危机，公司严重亏损。2003年，企业整体转型垃圾发电、环保水务和新能源领域，成为国内第一批进入垃圾焚烧发电领域的集团企业。2004年10月，光大国际承建的第一个也是国内第一批垃圾焚烧发电项目“苏州垃圾发电厂”一期工程动工[3]。2006年，项目顺利验收运行，但核心设备全部进口，成为企业进一步发展的最大不确定性。为了在技术上掌握话语权，光大国际开始自主研发，创新发展之路。经过艰苦攻关，成功研制国内首台自主知识产权的400T/d焚烧炉，自此垃圾焚烧发电开启国产化的征程。
第二阶段(2010.01-2014.12)成果突破及业务拓展期。2010年，光大国际的400T/d焚烧炉成功应用于江阴二期项目[4]。2011年，光大国际旗下光大环保技术装备公司在常州成立。2012年底，苏州三期项目焚烧炉开始建设，装机设备为自主研发500T/d焚烧炉。此外，在项目运营方面，光大国际成功摸索出了BOT(建设-经营-转让)[5]模式，使苏州垃圾发电项目、儋州项目、郑州生活垃圾发电项目、宿迁市餐厨垃圾处理项目、台州临海市垃圾焚烧发电项目等一大批垃圾焚烧项目成功落地。
第三阶段(2015.01-今)新改革与新布局阶段。为了推进新一轮的产业发展，光大国际在2015年年底进行改革，整合集团业务，聚焦环境科技、环保能源、绿色环保、环保水务四个相对独立的业务板块。到2020年07月，光大国际自主研发1000T/d的焚烧炉在常州市成功下线，光大国际系列化、标准化、工程化焚烧炉产品，制造水平与工程效率国内领先。截至2018年底，全国垃圾焚烧发电总装机共计约888.8万千瓦，企业共152家，而光大国际2018年装机容量达到101.6万千瓦，占全国总量的11.4%，远远领先于其他公司，成为名副其实的行业龙头。
二、光大国际垃圾焚烧发电发展战略
(一)绿色发展战略
光大国际在做“绿色产业”，其中包含三层含义：一是业务属于绿色行业。主要布局环保能源、环保水务、绿色环保、环境科技领域，已经深耕17年，在中国和海外有100多个垃圾焚烧发电厂，每天实际处理能力超过5万吨，设计能力超过10万吨，可以处理1亿人口的生活垃圾。二是企业生产运营对外部是绿色的。光大国际的每一座垃圾焚烧发电厂的烟气都经过严格净化处理，尾气排放指标优于国家标准，达到甚至优于欧盟2000标准，产生的飞灰经稳定固化处理后卫生填埋，炉渣进行制砖等综合利用处理，对外部几乎零排放。三是对内部员工是绿色的。每座电厂都对垃圾气味进行严格处理，在垃圾运输途中，严防“跑冒滴漏”现象，在垃圾吊装现场，对操作室进行严格密封，消除对员工的伤害。
(二)自主研发战略
垃圾焚烧发电设备中最核心的部分是焚烧炉。由于中国人日常生活产生的垃圾具有高水分、高灰分、低热值的特性，国外进口设备不适应这种“燃料”，因此国外设备国产化困难较大。为打破外国技术的垄断，2008年，光大国际研发人员经过不懈的努力，从300T/d、350T/d、400T/d、500T/d、750T/d、850T/d，再到1000T/d焚烧炉[6]，遇到一个又一个的问题，解决一个又一个研发难题，经过无数次的炉膛数值模拟和无数次设计方案的修改，最终实现了与世界先进水平从跟跑到并跑，再到部分领跑的飞跃。
光大国际人始终没有停下创新的脚步，以垃圾焚烧炉技术为基础，拓展多种类的环保技术和装备，成功应用了飞灰等离子熔融技术，解决了垃圾焚烧的飞灰污染，将燃烧产生的飞灰收集加工为无毒害的玻璃体，有效延长产业链;突破了垃圾焚烧热利用率技术，将21%的全厂热效率增加到30%以上，达到世界先进水平。这些技术的突破，奠定了光大国际在世界环境行业的领先地位。
(三)金融引领實业战略
光大国际的发展策略是金融先行-产业随后-做强产业-回报金融，即金融引领实业。首先，光大国际旗下有光大国际、光大水务、光大绿色环保三家上市公司，总市值超过700亿港元为公司的业务开展提供充足资金;第二，光大国际多位高管均具备金融机构从业经验，在金融行业人脉丰富[7]。2013年，陈小平总裁代表光大国际与亚洲开发银行签订协议，亚行为公司提供A类贷款超过1亿美元。2016年光大国际与国家开发银行签署《绿色金融支持生态环境建设战略合作协议》，国开行为光大国际提供200亿元的金融支持。第三，光大国际背后的光大集团是金融央企，通过与兄弟单位光大银行、光大证券等签订战略协议，为业务的拓展及项目落地提供源源不断的流动资金。在一些企业为还在忙于融资的时候，光大国际早已为企业发展壮大的资金池引来源源活水。
(四)二线城市优先布局战略
我国垃圾发电市场存在明显的地方企业优势，每个大城市都有自己的垃圾焚烧发电企业，深耕当地多年，最了解地方的环境特点，因此作为总部在香港的光大国际，突破大城市的地方保护难度很大。为了产业更好布局，光大国际的决策者认为二线城市的机会比一线城市多，因此制定了从沿海到内陆，从城市到农村的战略，大力开拓二三线城市和县域市场[8-9]。
光大国际的业务从苏州、杭州、江阴一带开始，然后开拓湖南、四川和山东市场，布局的几乎都是二线三线城市;有些中小城市日产垃圾量不足，就在两个或者多个城市结合处共用一个垃圾发电厂，顺利地解决了小城市或者县城的垃圾发电难题，有效扩展了市场。
三、经验与启示
(一)抓住环保产业前沿，积极布局
十八大以来，党中央提出“绿水青山就是金山银山”的理念，并把人民对美好生活的向往作为奋斗目标，环保产业被提到了前所未有的高度。有研究认为国家基础设施投资的高峰期已经过去，环保产业将成为拉动经济增长的重要引擎。光大国际抓住了产业变革、消费升级、环境优化的有利时机，积极布局了环保能源、环保水务、绿色环保、环境科技、环保装备制造及国际环保业务板块，在中央享受发改委补贴，在地方借政府对环保科技的需求得到土地、税收、贷款的优惠政策，在环保行业的“黄金十年”迅速成长成为国内最大的环保集团。
(二)持续研发投入，突破技术瓶颈
为获得源源不断的科研成果，突破更多的技术瓶颈，光大国际持续加大研发投入，在总部设立技术管理中心和技术委员会，建立光大国际绿色技术创新研究院和无废城市研究院和生态环境规划设计院，建立博士后流动站，加大领军人才引进力度，通过科技进步提高公司核心竞争力。目前，光大国际已掌握世界先进的垃圾发电技术，在焚烧炉排、烟气净化、渗滤液处理、中间再热、自动化控制、烟气再循环等垃圾发电的关键领域拥有自主知识产权，形成以自主制造的核心设备为基础的完整产业链，技术、设备和成本三方面在业内形成明显优势。
(三)资本管理与实业管理结合
资本管理与实业管理不同，资本期待的是回报率，实业更注重把具体的项目做好，资本管理效率更快。固废(包括垃圾焚烧电厂)和水处理业务都属于资本密集型产业，光大国际管理层高效的平衡资本与实业的关系，首先利用资本管理保证的是项目的现金流，然后进行实业管理，做好具体项目的建设与运营。在具体操作中，涉及固废业务，无论生活垃圾、危废还是生物质，光大国际的运营模式以BOT为主，资本运作获得项目，实业管理落地项目，项目建成、运行，财务报表的数字亮眼、股票上涨，企业资金池源源不断，更好的充实资本。光大国际通过资本管理与实业管理结合，把盘子做大，时机成熟后拆分业务，形成新的上市子公司。
(四)质量第一、规模助力
光大国际始终坚持“质量第一、效益优先、规模发展”的理念，先后开展规模与效益扩增工程、质量与品牌提升工程、创新与人才引领工程，有效推动环保能源、环保水务、绿色环保、环境科技、装备制造及国际业务六大业务板块的成长壮大，成熟开展的项目包括垃圾发电、餐厨垃圾处理、垃圾分类、环卫一体化、污水处理、中水回用、供水、水环境综合治理和生物质综合利用，培育项目包括危废处理、生态修复、光伏发电、风电、技术研发、规划设计、装备制造、分析检测和环保产业园等。2018年9月7日光大国际装备制造公司承建的非洲埃塞俄比亚垃圾发电项目正式竣工投产，这是非洲第一座垃圾发电厂，更是光大国际扩大规模走向国际的坚实一步，以质量立足，助力规模发展。
参考文献：
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[2]胡明，徐鹏程，邵哲如，等.危废焚烧灰渣等离子熔融系统的热力学分析[J].工程热物理学报，2019，40(03)：214-220.
[3]庆蕾，高明.为垃圾发电事业坚守责任--专访光大环保能源(三亚)有限公司总经理王森林[J].中国电力企业管理，2015(15)：24-27.
[4]刘瑞媚.大型炉排炉垃圾焚烧过程的CFD模拟研究[D].华南理工大学，2017.
[5]李静，陈金强，张福录.500t/d逆推式炉排炉工艺设计[J].一重技术，2012(01)：1-5.
[6]胡立峰.我国生活垃圾焚烧机械炉排技术的应用现状[J].建筑工程技术与设计，2015(13)：86-87.
[7]李留宇.光大国际投资锁定城乡垃圾发电项目[J].国际融资，2013(2)：8-13.
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[9]张颖，黄耆馨，王洁丽.垃圾焚烧技术在我国发展趋势及应用简析[J].商品与质量·理论研究，2014，000(008)：311-311.
〔本文系国家工业和信息化部项目“国家新材料产业资源共享平台”(项目编号：TC180A6NJ)阶段性成果〕
〔宋显珠，中国电子信息产业发展研究院。郑明月(通讯作者)，中国电子信息产业发展研究院材料工业研究所〕
作者：宋显珠 郑明月
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《环境卫生工程杂志》2014年第三期 1注意设备选型
1)在满足环保排放标准的条件下，尽量选择国产炉排炉、国产汽轮发电机组。2)应考虑合理的设备出力余量(锅炉、汽轮发电机组、化水、冷却水、渗沥液处理等)。设备选型时应考虑项目3～5a后的垃圾热值的增加、垃圾含水率的降低等因素。汽轮发电机组一般应考虑10%~20%设计点的发电余量。
2运营收益及成本 收益包括：垃圾补贴费、售电收益、炉渣废铁收益(一般情况下此收益可不计)等。成本包括：运行成本、预提大修理费、折旧费、贷款利息等。 2.1售电收益售电收益=上网电量×上网电价。上网电量=发电量×(1-厂用电率-线损)。厂用电率与垃圾电厂规模有关。日处理垃圾600t焚烧电厂，厂用电率+线损约15%。日处理垃圾1000t以上焚烧电厂，厂用电率+线损约13%。上网电价：2012年发改委发布了《关于完善垃圾焚烧发电价格政策的通知》(发改价格[2012]801号)规定：“以生活垃圾为原料的垃圾焚烧发电项目，均先按其入厂垃圾处理量折算成上网电量进行结算，每吨生活垃圾折算上网电量暂定为280kW•h，并执行全国统一垃圾发电标杆电价0.65元/(kW•h)(含税，下同);其余上网电量执行当地同类燃煤发电机组上网电价”。垃圾焚烧电厂的上网电价一般可按0.65元/(kW•h)预算。
2.2垃圾补贴费垃圾补贴费与当地的财政收益和环保要求有关，一般情况下，政府垃圾补贴费为70～150元/t。垃圾补贴费在一段时期内应根据物价水平的提高做相应调整。
2.3运行成本运行成本包括：管理人员和运行人员工资、社保、用水费用、备品配件费用、燃料费用、消耗品、灰渣填埋费等。
2.4预提大修理费大修理费可计入固定资产但需满足《中华人民共和国企业所得税法实施条例》第512号第六十九条规定：企业所得税法第十三条第
(三)项所称固定资产的大修理支出，是指同时符合下列条件的支出：
(一)修理支出达到取得固定资产时的计税基础50%以上;
(二)修理后固定资产的使用年限延长2a以上。预提大修理费按固定资产一定比例提成，专款专用。
2.5折旧费折旧是指在固定资产使用寿命内，按照确定的方法对应计折旧额进行系统分摊，是固定资本在使用过程中因损耗逐渐转移到新产品中去的那部分价值的一种补偿方式。折旧的方法有年限平均法、工作量法、双倍余额递减法、年数总和法。一般情况下企业折旧采用年限平均法。固定资产年折旧率=(1-残值)/预计使用年限。残值：按固定资产10%计。不同的设备有不同的折旧年限，《中华人民共和国企业所得税法实施条例》(第512号)第60条对折旧有明确的规定：除国务院财政、税务主管部门另有规定外，固定资产计算折旧的最低年限如下：①房屋、建筑物，为20a;②飞机、火车、轮船、机器、机械和其他生产设备，为10a;③与生产经营活动有关的器具、工具、家具等，为5a;④飞机、火车、轮船以外的运输工具，为4a;⑤电子设备，为3a。
2.6贷款利息建设期贷款利息进入建设投资成本，生产期贷款利息进入生产成本。利率：与银行、贷款年限、、项目性质、公司信用等有关，银行贷款利率见表2。贷款年限：固定资产贷款一般在3～10a。贷款额度：一般为项目总投资的70%以下(与项目性质、公司信用等有关)。还款方式：等额本金、等额本息。
2.7税收与垃圾电厂有关的税收：增值税、所得税、教育附加税、土地使用税、车船使用税等。增值税：《财政部国家税务总局关于资源综合利用及其他产品增值税政策的通知》财税[2008]156号规定：“以垃圾为燃料生产的电力或者热力。垃圾用量占发电燃料的比重不低于80%，并且生产排放达到GB13223—2011第1时段标准或者GB18485—2001的有关规定，实行增值税即征即退的政策”。所得税：《中华人民共和国企业所得税法实施条例》第512号，第88条规定：企业所得税法第二十七条第
(三)项所称符合条件的环境保护、节能节水项目，包括公共污水处理、公共垃圾处理、沼气综合开发利用、节能减排技术改造、海水淡化等。项目的具体条件和范围由国务院财政、税务主管部门商国务院有关部门制订，报国务院批准后公布施行。企业从事前款规定的符合条件的环境保护、节能节水项目的所得，自项目取得第1笔生产经营收入所属纳税起，第1年至第3年免征企业所得税，第4年至第6年减半征收企业所得税。垃圾焚烧电厂增值税实行即征即退，所得税实行三免三减半的优惠政策。
3垃圾焚烧发电项目投资分析 3.1项目投资分析前提条件日处理垃圾：600t/d(2×300t/d)。锅炉参数：额定蒸汽蒸发量24t/h;额定蒸汽出口压力4.1MPa;额定蒸汽出口温度400℃;锅炉给水温度130℃;锅炉热效率80%。汽轮发电机：1×12MW(汽耗率以4.8kg/kW•h计)。上网电价：0.65元/(kW•h)。垃圾补贴：70元/t。年处理垃圾：20万t。入炉垃圾热值：5643kJ/kg(设计点)。年运行小时：8000h(折算成年满负荷运行小时7200h)。厂用电率：15%。每吨垃圾发电量：345kW•h/t。增值税即征即退，企业所得税三免三减半，之后所得税税率25%。总投资：2.5亿元人民币(其中注册资金8000万元)银行贷款：1.7亿元，年贷款利率6.55%(贷款10a，2a建设期，8a等额还本付息，年还贷款2735万元，其中年平均还贷利息610万元)。年折旧：1425万元(年平均折旧率按6%计，15a折旧，固定资产形成率按95%计，10%残值)。预提大修理费：190万元(按固定资产的0.8%预提)。
3.2运行收益垃圾处理费：20万t/a×70元/t=1400万元/a。供电收益：7200h/a×345kW•h/t×25t/h×85%×0.65元/(kW•h)=3431.025万元。收益小计：1400万元/a+3431.025万元=4831.025万元(未计炉渣等收益)。 3.3运营成本工资成本：650万元(100人计，工资5万元/(人•a)，社保30%计)。办公费用：100万元。水费：150万元(50万t×3元/t)。配件、材料、其它消耗品等：350万元(国内设备按固定资产的1.5%预算)。其他：150万元(石灰、活性炭，飞灰填埋费等)。运营成本小计：1400万元。
3.4项目投产后前20a利润预测项目投产后前20a利润预测结果见表3。 3.5投资回报分析前20a总的可分配利润为39908万元(静态)。前20a每年平均可分配利润为1995.4万元(静态)。前20a自有资金平均回报率24.94%(静态)。静态回收年限约8a。
3.6垃圾焚烧电厂投资及运营成本构成分析投资成本中各项费用所占投资比例：设备购表22013年某银行抵押贷款利率年利率/%5.606.006.156.406.55贷款种类6个月(含)6个月至1a(含)1～3a(含)3～5a(含)5a以上短期贷款中长期贷款曾祥耙垃圾焚烧发电项目投资成本及运营成本分析•59•置费50%;建设工程及安装工程费30%;其他费用20%。总收益：250~350元/t，其中发电收益占75%，垃圾处理费收益占25%。运行成本：60~80元/t。此项目运行成本为70元/t。项目单位投资：40~60万元/t。项目投资回收期：8~10a(动态)。
4结论
1)垃圾焚烧电厂只有到达一定规模才有望赢利，垃圾处理规模600t/d是一个临界点。2)项目投资回收期(动态，含建设期)在10a内，可认为项目可行，风险较小。3)焚烧炉的选型可优先选择国产炉排炉，单位投资应争取控制在40万元/t之内。4)争取政府垃圾补贴费70元/t以上，垃圾补贴费应能补偿运营费用。政府如对环保排放指标、飞灰处理、渗沥液处理另有严格要求，垃圾补贴费还应相应提高。5)厂址尽量选择距电网、供水、排水较近的地方，并争取政府给予土地价格优惠。6)垃圾热值设计点的选择和汽轮发电机的选型要适当考虑余量。7)设计和设备选型要合理，保证较高的锅炉热效率、较低的发电汽耗率和厂用电率。
作者：曾祥耙 单位：北京金州工程有限公司
一
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!
洁源垃圾焚烧发电：马继忠
发电即利用发电动力装置将水能、化石燃料(煤炭、石油、天然气等)的热能、核能以及太阳能、风能、地热能、海洋能等转换为电能。下面是小编为大家整理的生活垃圾焚烧发电科普知识，仅供参考，欢迎阅读。
垃圾焚烧发电为什么是较为理想的选择？
垃圾焚烧发电作为发达国家广泛采用的城市生活垃圾处理方式，符合“无害化、减量化、资源化”三原则。
1、减量化：垃圾焚烧后，一般体积可减少90%以上，重量减轻80%以上。垃圾焚烧后再填埋，可以有效地减少对土地资源的占用。
2、无害化：高温焚烧后可消除垃圾中大量有害病菌和有毒物质，可有效地控制二次污染。大量生活垃圾露天焚烧和填埋场自燃向大气中排放的二噁英，是同量垃圾经过现代化焚烧排放二噁英的几千倍。来自德国的研究显示，当垃圾被运往焚烧厂时，二噁英单位含量就已达50纳克，生活垃圾经过焚烧后，垃圾中原有二噁英得到分解，向空气排放的二噁英不高于0.1纳克。
3、资源化：垃圾焚烧后产生的热能可用于发电供热，实现资源的综合利用。垃圾发电不但能变废为宝，产出电能，还能节约煤炭资源。国际上通常认为垃圾的.平均低位热值能达到3000千卡/千克，标准煤的热值是7000千卡/千克，大约燃烧2.3吨垃圾可节约1吨煤。我国的城市垃圾以生活垃圾为主，含水量较大，热值只有1000千卡/千克，但即便如此，焚烧7吨垃圾也可节省1吨煤，假使全年城市垃圾的一半用作焚烧，则可省煤2000多万吨。
垃圾焚烧发电污染物如何处理？
污水怎么处理?
垃圾储坑产生的污水(即“渗滤液”)约占垃圾总量的25%，含有高浓度的有机物，经过“厌氧发酵+好氧反应+超滤+纳滤+反渗透”组合工艺处理才能达标排放。垃圾源头干湿分类，可以减少末端渗滤液产生量。
烟气怎么净化?
垃圾燃烧产生大量的烟气，通过向炉膛内喷洒尿素溶液，向烟道内喷洒熟石灰粉末(或石灰浆)、活性炭粉末，通过布袋除尘器过滤和氢氧化钠溶液洗涤，实现对烟气中粉尘、NOx、HCl、SOx等污染物的去除。
飞灰怎么稳定化?
飞灰主要是布袋除尘器过滤下来的粉尘，约占垃圾总量的1~3%，吸附了大量的重金属，是国家规定的危险废物，必须经过稳定化处理。常用方法是利用化学螯合剂“锁住”重金属元素，使其不能释放到土壤和地下水中。
炉渣怎么处理?
垃圾焚烧产生的炉渣经过高温无害化处理，再经过磁选等分离后，可对炉渣进行综合利用，比如可以作为路基材料或制作砌块、行道砖，不能综合利用部分可送至卫生填埋场填埋。
垃圾焚烧发电厂建设、调试、运营汇编
一、项目建设阶段
1、项目建议书报批
2、确定设计院
3、电厂建设期编制项目可研报告
4、批复项目可研
5、编制项目环境评价
6、批复项目环境评价
7、编制项目初步设计
8、批复项目初设计
9、项目选址
10、办理项目土地手续
11、涉外投资的编制项目申请报告，要包括购买国产设备的清单，用于退还 增值税
12、政府核准申请报告
13、到外经贸委办理外商投资企业批准证书
14、到工商局办理公司营业执照
15、到规划局办理土地规划手
16、到规划局办理工程单体规划手续
17、与供电公司签订并网框架协议
18、勘探
19、正式设计
20、设计文件审查与确认
21、线路及主接线并网方案确定及审批
22、 制定工程管理和招投标管理办法
23、根据设计进行主要设备的考察招标
24、根据建设要求进行施工单位的招标
25、开工建设前进行三通一平的工作
26、办理施工许可证等建设证件。
27、开工建设举行剪彩仪式
28、办理取水许可证
29、根据设计进行打井
30、招标监理公司
31、施工图纸技术交底和图纸会审
32、根据设计进行桩基、汽机房、锅炉房、烟塔、输煤、灰库等的施工
33、设备安装公司招标、施工
34、并网线路的设计、材料采购、施工，办理跨越铁路的手续
35、锅炉验收并办理压力容器许可证 工程安装完毕
二、 调试及试生产阶段
1、 投产前启动 CDM 项目
2、 由供电公司验收并网线路
3、 与供电公司签订购售电协议
4、 与供电公司签订并网协议
5、 核定批复临时上网电价
6、 办理发电许可证
7、 成立试生产组织机构
8、 分系统调试
9、 由经贸委组织专家进行启动前的验收
10、锅炉的联调及试生产
11、汽轮机的联调及试生产
12、发电机的联调及试生产
13、试生产过程中的安全、消防及质量控制
14、由经贸委组织专家进行竣工验收
15、环保验收
16、工程整体验收
17、启动资源综合利用项目
18、办理采购国产设备退税
垃圾焚烧发电工程热工控制系统方案
李宏文
摘要：本文以某大型环保能源集团的一个垃圾焚烧发电厂为例，阐述了垃圾焚烧发电厂控制特点、方案策略、控制手段及控制系统选择与优化。
关键词：垃圾发电，热工控制方案，选择与优化。
垃圾焚烧发电在国内经过十几年的发展，经过引进国外先进设备，消化吸收国外先进技术，形成适应我国垃圾成分特点的相应技术，并开发出有效的分散集约化控制系统。
根据工程的可行性研究、环境影响报告书、初步设计和施工图设计，分析垃圾焚烧发电的热工控制系统。
一、.工程概述
垃圾焚烧发电项目一期工程由两条原生垃圾焚烧线和二套汽轮机发电机组以及辅助公用系统组成。
原生垃圾焚烧，主要工艺设备为两台日处理量350t/d 马丁式逆、顺推(两段)炉排，单锅筒自然循环垃圾焚烧余热锅炉，蒸发量22t/h、过热器出口温度400℃、压力4.0MPa，两套烟气净化处理系统。两套额定电压10.5KV功率7500KW，进汽压力3.8Mpa进气温度395℃的汽轮机发电机组。
发电机组年发电量 12000 万度。
垃圾电厂的机组装机容量都比较小，垃圾焚烧发电厂的控制系统与常规小型燃煤火力发电厂基本一样，由于垃圾发电厂的自动化程度要求高于小型燃煤火力发电厂，从控制方式、控制手段和控制规模上讲，可以说是还要复杂一些。
由于垃圾成分复杂、受季节变化影响其热值和含水率变化较大，基本是每一次投料的垃圾成分都不一样，就对稳定焚烧控制系统有较高的要求。
二、垃圾焚烧发电对热工自动化的控制要求
1、每天焚烧处理的垃圾量，必须充分燃烧;通过燃烧控制使余热锅炉蒸发量稳定在额定值范围内;必须保证炉膛的温度在850℃以上，必须保证二恶英的分解时间2S;烟气通过烟气净化处理设备，脱硫-脱销-去除有害气体(二恶英类)-除尘，控制烟气排放指标参数在国家标准规定值以下;并优化焚烧控制减低单耗(耗电量、耗水量)提高产汽量;做到保证排放标准的前提下提高发电量。
2、保证垃圾焚烧生产线工艺设备对热工自动化控制系统的要求，确保工艺设备能够安全、可靠稳定的运行。在保证经济合理性的前提下，遵照先进适用的原则，尽量采用先进的技术、质量可靠的设备，并适宜地提高自动化水平。
3、热控专业包括热工检测、热工报警、热工保护、热工控制等部分，尽量采用标准设计、典型设计和通用设计。
三、垃圾焚烧发电监控系统的构成
本工程以和利时MACS V为核心构成 DCS控制系统，完成对两条焚烧线和两套汽轮发电机组及其辅助公用系统和热力系统的监控，为二期设备预留相应的通道和容量。和利时MACS V DCS 控制系统由服务器站、现场控制站、工程师站、操作员站、冗余通讯网络、现场仪表等成。
本一期工程配置5个现场I/O控制站，均配置有一对高性能、大容量的冗余主控单元(一台主控单元可控制多达2048点数字量和模拟量，34M内存)，在通过冗余100M工业以太网与操作站间构成一个可靠的实时控制网络的同时，又具备各自独立的控制功能(每对冗余的主控单元分别控制和管理各自的输入输出模块)，加上每个现场I/O站内的各卡件都是独立的1：1冗余供电，所以系统的可靠性特别高(系统危险性降到最低)。
另外，本系统远程I/O(控制)机柜，由于是采用防腐、防尘、防雨、微正压设计，加上本系统的控制层采用Profibus DP总线方式结构，所以将I/O站放在I/O点比较集中的现场，也可以放在集中控制室内(每个站可以根据需要带远程扩展柜)，这样不仅可以大大降低成本(可以节省大量信号电缆和减少工程量)，还可以提高系统信号的抗干扰能力。
1、监控系统的功能 1.1数据采集系统(DAS) 1.1.1图形显示功能：包括回路操作显示，分组显示，棒状图显示，趋势显示， 工艺流程图显示等等。
1.1.2报警管理：报警显示，可按报警时间，报警优先级，报警区域，报警类型来管理所有报警。报警包括工艺参数越限报警、控制设备故障报警、控制系统自诊断故障报警等。
1.1.3制表记录：包括操作工艺设备的记录与定期记录，事故追忆记录， 联锁动作的记录，事故顺序(SOE)记录，跳闸记录等。
1.1.4历史数据存储和检索、性能计算、指导信息、管理报告。 1.2模拟量控制系统(MCS) 模拟量控制系统能满足焚烧炉、锅炉和汽机及其辅助系统安全可靠、稳定高效运行。在系统故障时，自动地将系统无扰动地从“自动”方式切换 为“手动”方式。 1.3 顺序控制系统(SCS) 以程序控制为基础，对下列系统进行顺序控制，焚烧炉联锁控制、焚烧炉炉排的控制、出渣系统控制、锅炉吹灰器和布袋除尘器反吹程序控制，汽机联锁保护等。 1.4 开环控制和联锁控制系统
对于泵阀联锁、泵泵联锁、各个水池液位控制泵启停、等需要开环控制、联锁控制。 2.监控系统的构成 2.1 现场控制站
控制站由主控单元控制器、模拟量输入输出卡件、数字量输入输出卡件、网络通讯等单元构成。 为了确保焚烧线和汽轮发电机组更安全可靠运行，尽量减少停炉停机，控制站采用双机热备结构。 其中一台为主控单元，另一台为后备主控单元，它随时准备在主控单元出现故障时代替主控单元来继续对 I/O 进行控制。
通讯系统为双网冗余，部分重要输入、输出冗余配置，参与保护的参数实现三取二信号输入确保系统安全可靠，三取二配置的I/O要接入不同的I/O卡件上。
每条焚烧线(焚烧余热锅炉)各设一个现场控制站，汽机各设一个现场控制站，公用辅助系统设一个现场控制站，1对冗余的服务器，各个站之间1:1冗余以100M工业以太网。 2.2 操作员站
由工业级控制机与人机接口LCD、操作台、打印机。 DCS 系统共提供6台全功能操作员站2台炉各1套、2台机各1套，值长台1套布置在集中控室内。提供1台工程师站布置在工程师站，各个站之间1:1冗余以100M工业以太网。
台操作站、工程师站平时各自完成所控的对象，在特殊需要时通过密码身份的切换可完全对等，互为备用，只要任意一台操作员站正常，即可完成全功能操作，此外，在特殊情况下，也可通过身份密码和权限的切换，实现操作员站和工程师站的切换。 2.3 打印机
控制系统设两个网络打印机，一台黑白A3激光打印机(用于报表打印)，一台彩色A3激光打印机(用于事件、报警、图形等打印)安放在工程师站内。 2.4 GPS脉冲时钟装置
2.4.1 GPS时钟装置包括天线、接受器、整套装置内部设备之间及GPS装置至DCS系统的连接。 2.4.2 装置的时钟输出信号精度至少为1uS，GPS与DCS之间每秒进行一次时钟同步。
2.4.3 GPS时钟装置提供至少8路时钟信号输出通道，能支持以下可选的接口形式：IRIGB(调制或非调制)、1PPS、RS-2
32、RS422/48
5、NTP(10 Base-T以太网接口)。
2.4.4 当GPS时钟装置的实时时钟无法跟踪GPS时，装置提供继电器输出接点输出进行报警。 2.4.5所供GPS时钟装置提供一路输出信号给电气监控系统，并满足电气监控系统时钟精度需求，达到统一全厂控制系统的时钟。 2.5电源
2.5.1和利时电源柜内配置冗余电源切换装置和回路保护设备，二路电源中的一路来自不停电电源(UPS)，另一路来自厂用电源，并用这二路电源在机柜内馈电给DCS现场控制站、服务器机柜、操作员站和工程师站(正常使用UPS电源)。
2.5.2和利时控制柜内的二套冗余直流电源，并这二套直流电源都具有足够的容量和适当的电压，能满足设备负载的要求。
2.5.3 任一路电源故障都报警，二路冗余电源自动切换，以保证任何一路电源的故障均不会导致系统的任一部分失电。 3.监控系统可靠性措施
3.1 控制站具有分散性首先控制站在地理位置上是分散布置的， 其次控制站所实现的如数据采集、过程控制等按功能进行分散，也就意味着整个控制系统的危险性分散。 3.2 冗余配置
3.2.1DCS系统服务器冗余配置
3.2.2控制站主控单元采用双机热备配置 3.2.3通讯总线双缆冗余，重要的I/O通道冗余
3.2.4 DCS网络分为服务器自操作员双网冗余、服务器与工程师站双网冗余供4个网段 3.2.5操作员站为多站互备冗余配置，其中任一操作员站有故障其它的站均能实现上位控制功能，并能冗余后备工程师站(带有有权限管理)。
3.3 锅炉和机组的重要保护和跳闸功能采用独立的多个测量通道，跳闸回路采取三取二逻辑。 3.4 对每个独立的控制对象，有投入运行的许可条件，以避免不符合条件的投运，还有动作联锁，以便在危险的运行条件下使设备联锁保护跳闸。
3.5 当主控系统发生全局性或产生大故障时，为确保机组紧急安全停机，设置独立于主控系统的紧急停机按钮。
锅炉操作台需要布置以下操作按钮：
(1) 紧急停炉(双确认双按钮，加防护罩不带指示灯);
(2) 汽包事故放水门(双按钮，开、关各一副，加防护罩带指示灯); (3) 向空排汽门(双按钮，开、关各一副，加防护罩带指示灯);
汽机操作台需要布置以下操作按钮：
(1) 紧急停机(双确认双按钮，加防护罩不带指示灯); (2) 启动交流润滑油泵(单按钮，加防护罩带指示灯); (3) 启动直流润滑油泵(单按钮，加防护罩带指示灯); (4) 开真空破坏门(单按钮，加防护罩指示灯); 电气操作台需要布置以下操作按钮：
(1) 紧急停发电机(双确认双按钮，加防护罩不带指示灯); (2) 分发电机灭磁开关(双按钮，加防护罩不带指示灯); (3) 启动消防水泵(单按钮，加防护罩指示灯); (4) 增磁、减磁(各一副按钮，加防护罩指示灯);
4、DCS监控系统通讯网络
4.1 DCS系统外部设备通讯网络设有并支持，RS323 RS422/485接口MODBUS协议、及PROFIBUS -DP现场总线、HATE协议等。
4.2 DCS与厂级监控信息系统(SIS)
4.2.1和利时DCS系统配置一台数据采集接口可以与SIS相连。数据采集接口功能由值长站完成。包括数据库、网络接口卡(冗余)、驱动程序、相关网络通讯接口功能软件包。
该接口计算机提供的服务能够让SIS系统通过该计算机访问DCS数据 ，除了这种数据采集接口功能以外该计算机可监视DCS数据，但不具有DCS系统的其它功能。
SIS系统向数据采集接口计算机请求获得数据，数据采集接口计算机接到SIS系统的请求后从DCS系统取得数据并发送给SIS系统。使得SIS系统可以方便地定义所要采集的数据并且与接口计算机实现通讯、实时地取得数据。
4.2.2 SIS系统的接入不会降低DCS的性能，如分辨率、操作响应速度、网络的负荷率等。
5、垃圾焚烧余热锅炉控制方式
垃圾焚烧炉的控制原则是按余热锅炉的蒸发量控制垃圾的投入量、炉排运动及
一、二次燃烧空气量，保证余热锅炉效率最大。当炉膛温 度<850℃时，投入辅助燃烧器，确保二恶英的分解。 垃圾焚烧余热锅炉热工控制系统主要由以下几大部分构成： 5.1、以 DCS 为核心的监控系统;
DCS系统同时提供MODBUS 和PROFIBUS-DP 两种通讯协议与控制子系统进行通讯。 Modbus 协议是应用于电子控制器上的一种通用语言。通过此协议,控制器相互之间、控制器经由网络和其它设备之间可以通信。 常用于智能仪表的通讯。 PROFIBUS-DP具有高速低成本，用于设备级控制系统与分散式I/O的通信。是一种用于自动化车间级监控和现场设备层数据通信与控制的现场总线技术。
可实现现场设备层到车间级监控的分散式数字控制和现场通信网络， 从而为实现工厂综合自动化和现场智能化提供了可行的解决方案，最大优点在于具有稳定的国际标准保证，并经实际应用验证具有普遍性，用于PLC等车间级控制系统的通讯。 5.2、焚烧炉综合燃烧控制系统(ACC)
ACC(炉排控制系统)与焚烧余热锅炉主控系统通讯通过 PLC(S7-300)实现炉排液压自动控制和接受 DCS 来的含氧量、炉膛温度和主汽流量信号，可实现自动燃烧控制。 ACC 系统与焚烧余热锅炉总控DCS 通讯采用 ProfiBus-DP 现场总线通讯。
5.2.1 在ACC就地控制柜设有操作面板，并设有切换开关,可以选择“DCS 信号接受/不接 受”,当选择“不接受”时，DCS 不能操作炉排系统所有动作，但显示仍正常。
5.2.2 当选择“DCS 信号接受时”,大部分动作都能就地(OP 面板)和主控室同时操作,以最后操作的动作为最后指令。
主要控制推料器、逆顺 推炉排的进退，料层调节、炉排冷却风机、清灰风机各风室风门的开关， 主油泵、 滤油泵和冷却油泵的启停， 还有行程和阀位的反馈显示，液压站压力、油温、油位参数和泵的状 态显示。还有相关控制变量的设定值进行设定，包括速度、时间和长短行程设定。 5.2.3 对逆推炉排、顺推炉排、推料间隔控制中的“间隔开,间隔停”料层厚度调节等时间设定设有选择开关,当选择“就地”时,DCS 不能操作;当选择“远方”时,就地不能操作，推料、逆推、顺推、出渣 DCS/PLC 选择开关是共用一个的。
5.2.4 对于少数操作不频繁的参数操作,DCS 上不设操作控制,可以就地地操作面板去操作。 5.2.5 ACC 与 DCS 系统之间有焚烧余热锅炉联锁，紧急停炉信号联锁、引风机跳闸联锁用于ACC 紧急停止，联锁保护信号采用硬接线，为无源常开触点。 5.3、启动燃烧器控制系统，辅助燃烧器控制系统;
就地综合燃烧控制系统、主控制系统上监控。 燃烧器控制逻辑由厂家进行 PLC 编程，通过硬接线方式接入DCS 系统进行控制。 实现远程和就地的燃烧器控制，在 DCS 上实现启停，油调节阀的控制， 自动控制时设有点火允许开关， 在现场的配合下， DCS 向 PLC 发出吹扫指令，吹扫完成后实现点火。
根据炉膛温度，DCS 能够自动启停辅助燃烧器，确保炉膛温度不低于 850℃。
6、烟气净化处理系统;
烟气净化控制系统采用了西门子公司的S7-300 系列PLC，可采用 profbus-DP 协议与 DCS 系统通讯，需要进入的点达到 500 多点，由于通讯的点太多，控制站的响应速度会变慢。为了避免出现这种情况，我们采取以下控制方案：
6.1烟气净化处理系统和布袋除尘控制系统配一台上位机，通过以太网与 PLC 通讯，放在中控室进行监视和操作。
组成完整独立的烟气净化系统，只需将在线监测的数据通讯到烟气净化控制系统控制和DCS监视，既减轻DCS系统负荷，又减少DCS至PLC的中间环节，直接由PLC的上位机监视和控制，分散了系统风险。
7、就地远传监视仪表和控制设备;
焚烧余热锅炉及汽轮机组的运行参数监视检测，温度、压力、流量、物位、液位、主辅系统控制各种电动门、电磁阀、电动机、执行器等控制均进入DCS 集中控制，并有状态、故障显示，运行检修、就地远程控制功能。
8、辅助车间控制系统;
8.1化学水处理控制系统由一台 PLC 控制站和一台上位机组成，化水系统是一个完整独立的控制系统，余热锅炉和汽轮机组的汽水取样在线检测数据，通讯至化学水处理系统和主控DCS 监视，方便运行人员及时了解汽水指标参数。
8.2污水处理控制系统由一台 PLC 控制站和一台上位机组成，是一套完整独立的控制系统，只将必要的监视控制通过profbus-DP 协议通讯到DCS监控。
8.3也可将化水和污水的两台上位机可通过交换机组成一个对等的工业以太网络(通讯协议为 TCP/IP)，实现操作站和工程师站的互备，通过 ProfiBus-DP 协议与 DCS 系统进行通讯，监视必要的运行参数。
8.4空压机站控制系统，通过 MODBUS 协议与 DCS 系统通讯，监视空压机的运行状态，通过硬接线方式，实现在 DCS 上的控制操作。
8.6飞灰固化控制系统，定期运行操作,DCS不设控制监测,由就地控制操作。
9、微机型电气综合测控保护系统(微机保护);
微机型电气综合测控保护系统，是发电厂电气监测、保护、控制的一套完整独立电气保护测控系统，具有高安全性、可靠性、稳定性。执行电力规范标准。
本工程采用许继CCZ8000微机保护系统，配置WBF-821A和WFB-822A发电机主保护和后备保护、WBH-821和WBH-822主变主保护和主变后备保护、WXH-823线路保护、WJE-821故障解列装置、WXH-800母线保护装置、WCB-822厂变保护、WBT-821备自投、WCH-821母联保护测控、WDH-821电动机保护、WYJ-821电压检测并列测控、同期屏、电度表屏。组成一套完整的发电厂站微机电气综合测控保护系统。
微机型电气综合测控保护系统通过RS422/485接口 MODBUS 协议通讯和硬接线方式和 DCS 系统进行通讯联锁，主要监视主变、厂用变，高低压配供线路的电压、电流、功率和电气主开关状态等。
10、烟气在线监测系统(CEMS);
烟气在线监测系统是德国西克 麦哈克的MCS100E监测设备，在每套焚烧线的烟气出口安装了独立的监测探头，配置独立的监测分析设备。
烟气排放参数通过ProfiBus-DP 协议进入 DCS 系统，另提供一路同样使用ProfiBus-DP 协议或采用RS422/485接口MODBUS协议通讯给烟气净化处理系统作为控制变量。烟气在线监测数据采集仪器采用硬接线方式(4-20mA)信号将烟气监测参数通过电信局环保专线网络上传地方环保监测平台。
11、余热锅炉吹灰系统;
焚烧余热锅炉激波吹灰系统自带PLC控制系统，由PLC控制吹灰时间、频率，激波吹灰系统通过RS422/485接口 MODBUS 协议与 DCS 系统进行通讯，监控吹灰系统的启停和手/自动、故障状态显示，可远传和就地控制调整。
12、地中衡称重系统;
本项目采用一套全自动无人值守地中衡称重记录管理系统、称重系统通过RS422/485接口 MODBUS 协议与 DCS 系统进行通讯，仅上传日入厂垃圾重量、石灰粉重量、生物质重量等数据。
13、公示屏数据显示，
LED公示屏通过RS422/485接口 MODBUS 协议与 DCS 系统进行通讯， 按环保部门要求显示烟气排放相关参数。
四、焚烧炉燃烧控制子系统
1、锅炉给水三冲量串级调节系统; 锅炉给水控制的主要任务是使锅炉的给水量跟踪锅炉的蒸发量， 保证锅炉汽水平衡和正常运行所需的工况， 对锅炉汽包水位实现自动控制，使其在允许范围内变化，以提高锅炉汽轮机组的安全性和锅炉运行的经济性。
本工程采用常用的串级三冲量控制方式。该系统由主、副两个 PID 调节器和三个冲量(汽包水位、蒸汽流量、给水流量)构成。这个系统有三个回路，即 I 为主回 路， Ⅱ为副回路， Ⅲ为前馈回路， 副回路的作用主要为快速消除内扰， 主回路用于校正水位偏差，而前馈通道则用于补偿外扰，主要用于克服“虚假水位”现象。该系统的主调节器 PID1 为水位调节器，它根据水位偏差产生给水流量给定值，副调节器 PID2 为给水流量调节器，它根据给水流量偏差来控制给水流量， 蒸汽流量信号作为前馈信号用来 维持负荷变动时的汽水平衡， 由此构成的是一个前馈-反馈双回路控制系统。 该系统可保证稳态时汽包水位无静态偏差， 其控制品质较高。 为了测量准确，汽包的液位采取三选中的测量措施且汽包液位有汽包压力补偿，给水流量有给水温度补偿，主蒸汽流量有主蒸汽温度与压力补偿。
2、过热蒸汽温度串级调节系统; 锅炉汽包产生出来的饱和蒸汽，经三级过热器加热成过热蒸汽。使热蒸汽达到设计蒸汽温度，垃圾焚烧余热锅炉设计了两级过热器蒸汽温度串级调节系统(一级减温器、二级减温器)，在此过热汽温调节控制系统中，副回路对主汽温度起粗调作用，而主调节器对主汽温度起细调作用。过热汽温调节对象为一高阶惯性环节，它可用一个一阶惯性环节和一个纯滞后环节的串联近似，这样就可以用史密斯补偿器进行补偿，可以显著改善系统的调节品质。
3、炉膛负压调节系统;
3.1垃圾焚烧余热锅炉燃烧的稳定性和可靠性是实现焚烧余热锅炉安全经济运行的关键，余热锅炉炉膛负压是一个重要控制参数，炉膛负压的大小受引风量、一次、二次风量与燃料量三者的相互作用影响。
3.2传统的焚烧余热炉膛负压控制方式是引风机电机恒速运行时，检测炉膛负压再根据负压给定值经 PID 运算后，由执行器控制引风机入口挡板开口度，改变风阻调节引风量来调整。 3.3焚烧余热锅炉炉膛负压闭环控制中，若负压过大，还会造成炉内燃料的费，导致排烟温度过高，炉膛漏风量增加，引风机电耗增加。负压过小，又会影响燃料的充分燃烧，焚烧余热炉膛向外泄漏烟气(含可燃气体)飞灰等，影响焚烧余热锅炉的安全经济运行。
3.4我们变频调速技术，将原有引风机风门挡板开至最大，应用炉膛负压闭环控制，通过调节引风机电机转速直接调节风量来实现焚烧余热锅炉炉膛负压自动调节控制，保证垃圾焚烧余热锅炉运行在设计要求炉膛负压范围内。
4、减温减压器出口压力温度控制系统; 4.1减温减压器的压力控制：
Pset：减温减压器的压力设定值;
Pvap2：减温减压器的压力测量值;
由于减温减压器的压力是一个快相应信号，用 Pset，Pvap2构成一个简单的PID回路，来控制蒸汽调门开度。
4.2减温减压器的温度控制：
Hvap1：主蒸汽焓值，由 TVap1(主蒸汽温度)、 Pvap1(主蒸汽压力)得到;
Hwat：给水焓值，由 Twat(给水温度)、 Pwat(给水压力)得到;
Hset：减温减压器蒸汽焓值设定值，由 Tset(减温减压器的温度设定值)、 Pset(减温减压器的压力设定值)得到;
Kjs：由理论计算得到的水汽比(给水流量与主蒸汽流量的比值);
能量守恒公式有: Hvap1+ Kjs * Hwat = (1 + Kjs) * Hset
即有: Kjs = (Hvap1Hwat) 4.3温度控制可用2级PID控制：
副控用 Tset,Tvap2(减温减压器的温度测量值)构成一个简单的PID回路，来调整水汽比 K ，以消除水汽流量、压力、温度测量的误差。
主控用 K*Fvap(水汽比乘主汽流量)、Fwat(水流量)构成一个简单的PID回路，来控制给水调门开度。副控为慢调PID， 主控为快调PID。
5、烟气净化处理控制系统;
5.1烟气净化处理主要有由脱酸、除尘、活性炭吸附3 个部分组成。采用的工艺主要是半干法/ 干法+ 活性炭吸附+ 布袋除尘器，脱酸是垃圾焚烧烟气净化系统的核心。
5.2通过监测反应塔入口和出口的压差和烟气流量来调节石灰浆量，雾化喷嘴喷入石灰浆，在净化塔内以很高的传质速率与烟气混合，烟气中小液滴与氧化钙颗粒以很高的传质速率与烟气中的SO2 等酸性物质混合反应，垃圾焚烧余热锅炉的烟气经过净化塔、活性炭吸附、布袋除尘器净化达到国家的大气污染物排放标准。
5.3烟气净化系统主要控制调节子项：1反应塔出口温度调节;2排烟量与中间反应物回流量间的自动调节; 3排烟中 HCL 和 SO2 酸性气体含量与石灰乳量间的自动调节;4活性炭吸附量的自动调节;
5、除尘器差压调节、布袋的离线清灰、布袋的反吹;6飞灰收集输送调节;
6、顺序控制系统(SCS)
顺序控制主要在锅炉辅助控制系统中，包括： 启动燃烧器、辅助燃烧器、炉排清灰系统、风机系统、布袋除尘器控制系统、 石灰浆制备系统、 锅炉定期排污系统、 锅炉自动吹灰系统等。
7、锅炉联锁保护系统
7.1 事故停炉联锁保护由DCS主控系统内完成。只有停炉的逻辑条件出现时(按垃圾焚烧余热锅炉制造厂的技术要求)联锁保护系统能自动切断进入焚烧系统的垃圾和其他燃料，停止推料器和炉排的运动，关闭所有燃烧器，关闭所有风机。锅炉安全保护系统包括：MFT、炉膛吹扫、油泄漏试验、锅炉点火、炉膛火焰监视和灭火保护功能、MFT首出和快速减负荷等。
7.2 局部保护：锅炉汽包水位保护高水位保护：打开紧急放水电动门; 低水位保护：LLL保护动作停炉;主蒸汽压力超压保护：自动打开生火排汽电动门;
8、综合燃烧控制装置
综合燃烧控制装置控制下列各环节，液压装置、受料斗档板、推料器、逆推炉排、顺退炉排、一次和二次燃烧空气调节、炉排清灰风机、炉排冷却风机、 出渣机、辅助燃烧器等，组成综合燃烧控制装置及其系统 (ACC)。
五、垃圾发电厂汽轮机组的运行方式
1.垃圾焚烧发电厂汽轮机组的运行方式因垃圾焚烧工况特点而定：
1.1正常情况垃圾燃烧的热惯性很大，蒸发量不能立即改变。为了充分利用热能，必须有一台机组运行在前压调节方式下，即机跟随的运行方式，这样才能保证机炉热能参数稳定运行。 1.2汽机检修或汽机故障检修时，焚烧炉继续运行处理一定的垃圾量，产生的多余蒸汽应经旁路冷凝系统，冷凝后回收凝结水重复使用或者直接由旁路放空系统放空(这种情况造成能源的浪费)达到停机不停炉继续处理焚烧垃圾。
1.3二台套汽轮发电机组配置的垃圾焚烧线，可以不设旁路冷凝系统，一台机组检修或故障可以转移负荷到另一台机组，可以保证一条焚烧线的正常运行(本工程取消了旁路冷凝系统)。 1.4当外电网发生故障时应有一台汽机带厂用电在转速控制方式下运行(孤网运行)。
六、汽轮机控制系统构成
2.1 以DCS为核心的汽轮机监控系统
1) 汽轮机调节系统、凝汽器热井水位自动调节系统、疏水调节系统、射水真空调节系统、轴封调节系统、循环水调节系统，
2)除氧器模拟量控制系统(MCS)、除氧器液位自动系统，除氧器压力自动调节系统， 减温减压装置压力、温度调节系统，给水调节系统、
2.2汽机危急跳闸系统(ETS)采用硬接线组态进入DCS，ETS危机跳闸系统和DCS。
2.3 汽机安全监视系统(TSI)主要监视汽机超速、轴振动、轴位移等参数，分别由汽机安全监视仪表和主控系统监视，以确保其系统安全性和数据可靠性。
2.4汽机数字电液调节系统(DEH 系统实现前压、功率、转速调节)采用美国伍德沃德Woodward 505汽轮机控制系统，Woodward 505数字电液控制系统与DCS 系统硬接线互通联锁、保护、控制信号。
2.5 Woodward 505数字电液调节系统是一种汽轮机智能控制装置， 它接受汽机转速、主蒸汽压力、发电机功率信号，经过速度/负荷 PID、限制控制 PID 和串级 PID 等运算后，输出控制信号给电液转换阀，通过油动机驱动进汽调节阀，还可实现一系列的系统保护。
2.6本工程中它要实现垃圾焚烧发电所要求的前压控制、 功率控制和转速控制。 在两台汽机正常运行时， 有一台运行在前压调节状态下。外电网跳闸时，控制器切换到转速控制方式，带约 20%的厂用电运行。
2.7 汽机联锁保护系统，汽轮机是高温高压蒸汽热能动力高速运转的设备，在机组启动、运 行或停机过程中，必须按设备制造厂的技术规定要求操作，违规违章操作很容易发生严重的安全事故，汽轮机辅机设备必须协同工作才能保证汽轮机组的安全运行。所以汽轮机联锁保护系统是及其重要的。
汽轮机主要保护：润滑油压力过低、汽机超速、汽机轴位移大、胀差过大、冷凝器真空度过低、泠凝器热井水位过低、发电机故障跳闸、轴振动和轴承温度等重要的监视和保护。
汽机联锁保护系统中，重要的信号如汽轮机转速HH 信号、 凝汽器压力HH信号、润滑油压力LLL 信号均采用3 取 2信号组合法，提高保护系统的动作率和减低拒动误动作率，提高系统的可靠性。
2.8机组联锁保护;主要是机组跳闸保护，由DCS主控系统内完成。当汽轮机、发电机跳闸条件出现时，联锁保护系统关闭汽机自动主汽门，调节门及抽汽逆止门，实现机跳电或电跳机，在汽机就地盘及中央控制室的控制台上设有紧急停机按钮。在紧急情况时，操作人员能迅速按急停按钮保护机组设备安全。
八、.热工自动化设备选型 5.1 温度测量
1)选用符合 IEC 标准且为电站设计的热电偶、热电阻测温元件; (上海自动化仪表) 2)联锁保护用温度信号一般选用温度开关或电接点双金属温度计;(上海自动化仪表) 3)就地温度显示选用双金属温度计;(上海自动化仪表) 5.2 压力测量
1)选用智能式压力、差压变送器;(罗斯蒙特3051)
2)联锁保护用压力信号一般选用压力开关或电接点压力表;(美国SOR压力开关)
3)就地压力显示，选用弹簧管压力表，膜盒式压力表、膜片压力表。(选用上海自动化仪表) 5.3 流量测量 根据被测介质的性质，对于汽水流量采用孔板、喷咀测量(孔板、喷嘴的节流损失过大)我们采用新型的流量测量元件德尔塔吧、其他导电介质流量选用电滋流量计、燃料油流量测量选用金属管转子流量计等。(江苏杰创电磁流量计) 5.4 物位侧量
1)液位测量一般选用差压液位变送器。常压容器选用静压式液位变送器也可以采用远传磁翻板液位计;
2)储浆、液位侧量选用超声波物位计;(西门子超声波液位计) 3)液位信号测量选用磁性浮球液位开关。
5.5 调节阀选用进口调节阀或引进电动调节阀也可用国内知名品牌调节阀;(上仪调节阀配PS执行器)
5.6执行机构选用角行程电动执行机构驱动。带全开、全关位置信号反馈，4-20mA 信号控制。 5.7 电动阀选用机电一体化电动头(扬州电力) 5.8 变频器 选用性能优异的变频器;(选用ABB)
5.9 烟气排放监测系统确保烟气的排放指标符合国家标准，每条焚烧线设一套烟气检在线测仪表以检测烟气中的 HCL、SO
2、CO
2、NOX、CO、O2 等组分含量。(选用西克麦哈克)
九、工业电视监控系统
工业电视监控系统服务器置于电子间，在中控室设置监视器、大屏幕、LED等，视频信号采用光纤通讯采集，工业电视系统设置一套服务器可通过网络实时查询监视。并根据监视对象配置带云台可调焦距、光圈的摄像机。 基本监视对象有：
1) 门卫室 2)地磅房 3)垃圾卸料平台 4)垃圾进料斗 5)炉膛火焰监视 6)汽包水位 7)出渣口8)烟囱 9)升压站10)高低配电间 11)厂区等重要的设备安全及保安管理点。
十、厂内网络通讯系统
电信运营商提供固定电话、移动通讯、互联网接入服务及设备，我们采用100M光纤网络、25门内部虚拟网电话(可选开外线)、80部电信工作手机，配置两个通讯站(办公楼电讯间、主厂房)，组成全厂生产调度指挥和网络办公安全监控系统。
2012年7月
______市垃圾焚烧发电BOT项目
框 架 协 议(标准版)
甲方：______省______市人民政府
乙方：
甲乙双方按照国家节能减排和发展循环经济的要求，为了对______市生活垃圾进行“减量化、无害化、资源化”处理和处置，清洁美化当地生活环境，同时对焚烧过程产生的热能和灰渣进行综合利用，以达到资源循环利用的目的，甲方同意乙方投资建设“______市垃圾焚烧发电”项目(以下称“本项目”)，现就合作事项达成如下协议：
一、合作方式
1、甲方授予乙方或乙方指定的项目公司 “______市生活垃圾焚烧发电”项目(期)特许经营权，经营期限30年[不含建设期]，按通行的BOT方式运作。特许经营期内，乙方独立经营，甲方不参与本项目的利润分配。特许经营期满后，乙方应将能正常运行的本项目无偿的移交给甲方。
2、特许经营期内，乙方自行负责投资建设、经营本项目，本项目投资方为乙方或乙方授权的公司。在特许经营期内，乙方拥有本项目所有财产、设备和设施的所有权及项目所在地的土地使用权，乙方可以出于为本项目融资的目的抵押上述所有权和本项目相关权利，但抵押期限不能超出特许经营期限。
3、特许经营期内，甲方不得将本项目特许经营权授予第三方，甲方承诺不在同一地区内批准建设从事相同性质的基础设施建设的同类其他项目，且不得允许存在与乙方具有竞争性的企业、公司或其他组织(包括但不限于以城市生活垃圾为原料的公司及其他行业机构)。
二、项目基本情况
1、本项目采用炉排炉焚烧发电工艺进行焚烧处理。乙方保证所采用的工艺技术
设备具有先进性和可靠性，并保证处理后的烟气排放达到国家GB18485-2001的标准要求，竣工时以国家环保验收标准为准。
2、项目设计总规模为日处理生活垃圾吨/日，总投资暂估为万元。项目建设计划分期进行，其中：
一期处理规模为日处理吨，投资预计为万元人民币;
二期扩建处理规模为日处理吨，投资预计为万元人民币;
……
3、本项目一期建设用地面积亩，由甲方以行政划拨的形式无偿提供，使用期限为年(即建设期、试运行期与特许经营期之和)。考虑到本地区生活垃圾增长因素，甲方同意另在本项目周边预留亩土地，作为乙方项目二期扩建用地，预留年限年，甲方同意在乙方进行二期扩建时将上述预留土地以行政划拨形式提供给乙方。
三、合作条件
1、投资额：总投资额万元(一期)，投资额以初步设计的相应概算额为依据，实际投资额以工程结算审计为准。
2、甲方按月支付给乙方垃圾处理费，垃圾处理费单价为元/吨，垃圾处理费由甲方指定本地财政每月与乙方结算。项目投产次年起，垃圾处理费单价随物价指数相应幅度调增，具体在双方《特许经营协议》中详述。
当乙方运营本项目出现非经营性亏损或因当地物价指数变化使乙方运营成本大幅度提高时，双方应参照建设部126号令《市政公用事业特许经营管理办法》的规定程序调整垃圾处理费单价，或者给予乙方适当补偿以确保乙方保本微利正常运营、维护本项目。
3、本项目发电的上网电价按国家发改委文件及相关规定执行，甲方保证优先安排乙方的全部发电量入网;
4、(如有)本项目投运后产生的炉渣、蒸汽、热水等产品，在同等条件下，甲方应优先安排使用并积极协助优先推广应用。
5、乙方自行投资建设本项目厂区内的所有基建和所需设备、设施及配套项目工
程，并提供技术品牌和模式专利。乙方在特许经营期内独立经营核算，保障本项目连续、可靠、安全的运营，自行承担本项目的运营、维护和维修的一切费用和风险。
6、乙方全权经营项目公司，出于投融资及企业发展目的，可以依法变更项目公司股东。
四、甲方责任
1、甲方负责辖区内生活垃圾的收集和装运，保证每日将合乎质量及数量要求的生活垃圾运送到乙方指定的垃圾储坑内。甲方保证每日向乙方提供的符合质量要求的垃圾数量(一期)不少于吨的保底量，不足保底量的按保底量结算处理费，超出保底量则按实际数量结算。
2、甲方应完成本项目所在地政府部门或公共管理机构规定的各种相关许可和批准，以便双方履行本协议之需;同时，甲方应全力协助乙方及时办理项目用地地勘、项目的前期报批、环评、立项、可研等所有手续，获取所有必须的许可和批准，以便乙方如约履行本协议。各项许可、批准及手续的详细取得时间按《特许经营权协议》中约定的时间执行。
若因本项目相关手续办理出现问题、相关项目用地使用权取得出现问题、市政规划调整等不可归责于乙方的原因造成本项目无法继续实施时，甲方应赔偿乙方实际投入的所有损失。
3、基于本项目属环保公益事业性质，甲方应负责将本项目列入当地政府为民办实事之一或重点项目。甲方应按国家发改委关于建设城市生活垃圾处理及发电项目的有关优惠政策和享受政府招商引资及公益(环保)项目的优惠政策，给予本项目享受土地、税收、立项等相关优惠政策待遇和当地对同类项目的相关优惠政策。具体优惠政策，甲方应在《特许经营权协议》予以明确。
甲方应全力协助乙方向省发改委申请立项、批文、上网电价的报批及获得优惠待遇，争取上级政府和国家有关部门的财政资金补助。
以本项目申请并取得的各项资金和财政补贴补助，无偿、专项用于本项目建设和运营，申请到的国债资金按规定要求提供给本项目使用。
4、甲方按照同等公益事业的最优惠价格和条件，向本项目提供建设、运营及维
护本项目所需的公用设施服务，如供水、排水、供电等，甲方应在《特许经营权协议》中对优惠政策进行详细约定。
甲方应及时向乙方提供员工膳食、住宿交通、生活设施等方面的便利。
5、本协议签订日后，甲方应成立由同级政府领导任负责人的专门工作小组，并指定一职能机构及负责人员与乙方进行日常工作对口衔接，具体负责协调本项目审批等相关事项，争取项目早日开工建设投产。甲方应负责本项目全部建设、运营期间的关系协调，协助协调解决与当地各有关部门及群众的各种事项。
甲方全力协助乙方在前取得土地规划手续，甲方全力协助乙方在前取得土地使用权证;
6、甲方负责最迟于前完成项目用地所涉及的拆迁安置、“五通一平(七通一平)”以及相关土地变更等手续，接至项目规划红线范围的道路、供电、通讯、排水、排污，并完成场地平整。项目如需采用自备井取水，甲方给予办理取水批复手续，保障可用水、电量达到项目建设、生产需要。以保证乙方或乙方指定的项目公司能正常开工。
7、本协议签订后，甲方应全力协助解决本项目发电并网供电事宜。红线外电力接入系统由甲方负责与电网企业沟通并由电网企业投资建设。
8、如因炉渣砖市场受限，过剩的炉渣填埋到甲方无偿提供的填埋场，填埋费用由乙方承担。
五、乙方责任
1、乙方负责在本协议生效后，办理完成注册本项目公司的相关手续。
2、项目开工时限要求：乙方保证在取得项目用地的《建设用地使用权证》和项目的可研、环评、立项的批准以及项目选址意见、规划许可、建设工程许可、施工许可等手续的批复及《施工许可证》后，及时与甲方书面确定开工日期。如因甲方原因致使双方无法确定开工时间或不能及时确定开工时间的，所产生的后果由甲方负责 。
3、工程建设期：预计本项目建设周期为18个月，自双方书面确定开工日期之日起计算。开工日期的推迟及工期的延期情况应在《特许经营权协议》中进行详细约
定。试运行3个月后正式投入运营。乙方应按期完成建设，保证项目如期运营。
4、乙方负责本项目整体技术方案、设备、工程建设与运营管理。本项目垃圾焚烧处理标准应完全达到国家生活垃圾焚烧控制标准(GB18485-2001)的要求。
5、乙方的垃圾焚烧工艺必须按国家规定安装在线检测系统，并接受甲方环保部门的监督。如因乙方原因造成的排放不合格，环保部门将依照项目规定处理。
6、如国家进行生活垃圾焚烧控制标准调整修改时，乙方须进行相应的技术改造，保证达到新的排放标准。与此相应，甲方应提高垃圾处理补贴费，以确保项目正常运营，保证投资者合理的回报。
7、乙方应自觉接受甲方对垃圾处理厂经营管理的监督，提供有关运行和排放的记录数据，若有违约应承担相应的责任。
六、其他约定
1、本协议为甲乙双方达成的唯一有效的框架协议。
2、本协议具有排他性，在此期间，甲方不得与任何第三方签署与上述项目相关的协议。
3、在本项目公司注册后60日内，甲方应与项目公司正式签订《特许经营权协议》及相关文书，本协议所有精神均应在特许经营权协议中具体体现，任何一方不得擅自更改本协议精神，并共同遵守。《特许经营权协议》签订后，乙方应立刻开展项目前期准备工作。甲方应负责于本协议签订之日起60日内完成本项目用地的征用和“七通一平”工作，具备施工条件。
七、违约责任
本协议签订后双方共同遵守，不得违约，若非因乙方原因(包括但不限于甲方不能为乙方取得土地等原因)造成本协议无法履行或本协议目的无法实现的，甲方需向乙方承担人民币元的违约金。
八、协议的生效
1、本协议文字为中文。
2、本协议为双方合作事项的基本(原则)精神，未尽事宜可通过双方补充协议
或在《特许经营权协议》及相关文书体现，补充协议与本协议具同等法律效力。
3、本协议一式肆份，双方各执两份，双方签字并盖章后生效，双方在本协议生效的一个月内，在本协议基础上甲方与乙方指定的项目公司签订《特许经营权协议》及《垃圾处理服务协议》。
甲方(章)：
代表：
年月日
乙方(章)： 代表：年月日
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