燃煤电站节能改造项目可行性研究报告立项申请报告模板

研究报告-1-燃煤电站节能改造项目可行性研究报告立项申请报告模板一、项目概述1.项目背景(1)随着我国经济的快速发展，能源需求量不断攀升，煤炭作为我国主要的能源之一，在能源消费结构中占有重要地位。然而，燃煤电站的传统燃烧方式存在能源利用效率低、污染排放量大等问题，严重制约了我国能源结构的优化和环境质量的提升。为响应国家节能减排的政策要求，提高燃煤电站的能源利用效率，减少污染物排放，实施燃煤电站节能改造项目势在必行。(2)燃煤电站节能改造项目不仅有助于降低企业的运营成本，提高经济效益，还能有效减少二氧化碳、二氧化硫等温室气体和污染物的排放，对改善区域大气环境质量具有重要意义。近年来，我国政府高度重视能源结构调整和节能减排工作，出台了一系列政策措施，鼓励燃煤电站进行节能改造，以推动能源结构的优化和产业升级。(3)在此背景下，某燃煤电站积极响应国家号召，计划开展节能改造项目。通过对电站现有设备进行技术升级、优化运行管理、引入清洁能源等措施，旨在提高电站的能源利用效率，降低污染物排放，实现绿色发展。该项目对于推动燃煤电站转型升级、保障能源安全、改善生态环境具有重要意义。2.项目目标(1)本项目的主要目标是通过对燃煤电站进行节能改造，显著提高能源利用效率，降低能源消耗，实现节能减排。具体目标包括：将电站的综合能源利用效率提升至国际先进水平，减少单位发电量能耗10%以上；降低二氧化碳排放量15%以上，减少二氧化硫排放量20%以上，减少氮氧化物排放量10%以上。(2)项目旨在通过技术改造和管理优化，提高燃煤电站的生产运行效率，降低生产成本，提升企业的市场竞争力。具体目标包括：实现电站设备运行稳定，减少故障停机时间，提高设备可用率；通过优化运行策略，降低燃煤消耗量，减少燃料成本；通过提高设备自动化水平，减少人工操作误差，提高生产效率。(3)此外，项目还关注环境保护和可持续发展。目标包括：实现电站污染物排放达到国家环保标准，减少对周边环境的影响；推广使用清洁能源，逐步减少煤炭在一次能源消费中的比例，促进能源结构优化；通过项目实施，提升电站的社会形象，树立行业节能减排的标杆。3.项目意义(1)项目实施对于推动我国能源结构的优化和转型升级具有重要意义。通过提高燃煤电站的能源利用效率，减少煤炭消耗，有助于降低对化石能源的依赖，促进清洁能源的发展和利用，从而推动我国能源结构的优化和能源消费方式的转变。(2)项目对于改善我国环境质量具有显著作用。燃煤电站是大气污染的重要来源之一，通过实施节能改造，可以有效降低二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物等污染物的排放，改善区域大气环境质量，提升人民群众的生活环境。(3)此外，项目对于提高燃煤电站的经济效益和社会效益也具有积极作用。通过技术改造和管理优化，可以降低电站的运营成本，提高发电效率，增加企业的盈利能力。同时，项目的实施还能够带动相关产业链的发展，创造就业机会，促进地方经济发展，提升社会整体福利水平。二、项目可行性分析1.技术可行性分析(1)技术可行性方面，本项目所涉及的技术方案已在国内多个燃煤电站得到成功应用，技术成熟可靠。主要包括高效脱硫脱硝技术、余热回收利用技术、燃烧优化技术等。这些技术能够有效降低污染物排放，提高能源利用效率，满足项目节能改造的需求。(2)在设备选型上，项目将采用国内外知名品牌的先进设备，确保设备性能稳定、运行可靠。同时，项目将结合电站实际情况，对设备进行优化配置，确保系统整体性能最佳。在技术支持方面，项目将聘请经验丰富的技术团队，对设备安装、调试和运行维护提供全方位的技术保障。(3)项目实施过程中，将严格按照国家相关标准和规范进行设计、施工和验收。项目团队将进行详细的技术论证，确保项目实施过程中各项技术指标的达标。此外，项目还将对新技术、新工艺进行研发和推广，提高电站的整体技术水平，为我国燃煤电站节能改造提供有益的借鉴和参考。2.经济可行性分析(1)经济可行性分析显示，燃煤电站节能改造项目具有较高的经济效益。通过提高能源利用效率，预计每年可减少燃煤消耗量，从而降低燃料成本。同时，项目实施后，由于污染物排放减少，电站将享受国家和地方政府的节能减排补贴政策，增加额外的经济收益。(2)改造项目的投资回收期预计在5-7年之间，这一回收期考虑了项目实施过程中的投资成本、运营成本以及节能减排带来的收益。通过节能改造，电站的发电成本将得到有效控制，预计在项目运营的前几年内即可实现成本节约，加快投资回报。(3)从长期来看，节能改造项目的经济效益更加显著。随着环保标准的日益严格和能源价格的波动，未进行节能改造的电站将面临更高的运行成本和合规风险。因此，项目实施将使电站具备长期稳定的经济竞争力，有利于电站的可持续发展。同时，项目实施还能够提升电站的品牌形象，增强市场竞争力。3.环境可行性分析(1)环境可行性分析表明，燃煤电站节能改造项目对环境的影响显著正面。通过引入先进的脱硫脱硝技术，项目将大幅减少二氧化硫和氮氧化物的排放，改善大气质量。预计改造后，电站的二氧化硫和氮氧化物排放量将分别降低20%以上，有助于减轻区域空气污染。(2)项目还将通过余热回收利用技术，减少燃煤电站的热能浪费，降低温室气体排放。通过回收利用烟气余热，预计每年可减少二氧化碳排放量约10%，对减缓全球气候变化具有积极作用。此外，项目还将采用高效除尘技术，确保烟尘排放达到国家环保标准。(3)在水资源利用方面，项目将实施节水措施，提高水资源的循环利用率。通过改造升级冷却系统，预计可节约用水量20%以上。同时，项目还将对污水处理设施进行升级，确保废水排放符合环保要求，减少对周边水环境的影响。整体而言，项目的环境效益显著，有助于实现绿色可持续发展。4.社会可行性分析(1)社会可行性分析显示，燃煤电站节能改造项目符合社会发展的总体趋势和公众利益。项目实施后，将显著改善电站周边居民的生活环境，减少空气污染和噪音污染，提升区域居住质量。此外，项目还将提供就业机会，促进地方经济发展，增加居民收入。(2)项目符合国家关于能源结构调整和节能减排的政策导向，有助于提升社会对能源利用效率和环境保护的认识。通过改造，电站将树立节能减排的标杆，推动行业整体技术进步，为社会树立绿色发展的榜样。(3)项目实施过程中，将与当地政府、社区和利益相关方保持密切沟通，确保项目信息的透明度和公众参与度。通过公众参与，项目能够更好地反映社会需求，解决可能出现的争议和问题，增强项目的社会支持和接受度。此外，项目还将通过教育和培训活动，提高员工和公众的环保意识，促进社会的可持续发展。三、项目技术方案1.改造技术概述(1)燃煤电站节能改造技术主要包括高效脱硫脱硝技术、余热回收利用技术和燃烧优化技术。高效脱硫脱硝技术能够有效去除烟气中的二氧化硫和氮氧化物，降低污染物排放。余热回收利用技术则通过回收烟气中的热能，用于加热给水或发电，提高能源利用效率。燃烧优化技术通过对燃烧过程进行精确控制，减少燃料消耗，降低排放。(2)在具体技术实施上，高效脱硫脱硝技术通常采用湿法脱硫和选择性催化还原（SCR）脱硝技术。湿法脱硫通过喷淋塔将烟气中的SO2吸收并转化为硫酸钙，SCR脱硝则利用催化剂将NOx转化为氮气。余热回收利用技术主要通过热交换器实现，将烟气余热传递给循环水或其他流体。燃烧优化技术则通过调整燃料喷射、燃烧器设计和运行参数来实现。(3)改造技术还包括烟气净化技术、除尘技术、水处理技术等辅助技术。烟气净化技术用于进一步净化烟气中的颗粒物和有害气体，除尘技术则用于捕捉和去除燃煤过程中的粉尘，水处理技术则确保循环水系统的清洁和稳定运行。这些技术的综合应用，能够确保燃煤电站节能改造项目达到预期效果，实现节能减排目标。2.改造技术选型(1)在燃煤电站节能改造技术选型中，首先考虑的是脱硫脱硝技术的选择。针对我国燃煤电站的特点，我们选择了高效脱硫技术，如喷雾干燥脱硫（SDA）和旋转喷雾脱硫（RSD），这两种技术具有脱硫效率高、占地面积小、运行稳定等优点。对于脱硝技术，我们选用了选择性催化还原（SCR）技术，它能够有效降低氮氧化物排放，同时兼容脱硫系统，减少设备投资。(2)余热回收利用技术是提高燃煤电站能源利用效率的关键。在技术选型上，我们优先考虑了热交换器技术，包括空气冷却器和表面式热交换器。这些设备能够有效回收烟气中的热能，用于预热锅炉给水或作为工业热源。此外，我们还考虑了热泵技术，通过热泵可以将低品位热能转化为高品位热能，进一步提高能源利用率。(3)燃烧优化技术的选型主要基于提高燃烧效率、减少污染物排放。我们选择了先进的燃烧控制系统，通过实时监测燃烧参数，自动调整燃料喷射和送风量，确保燃烧过程稳定高效。同时，我们还考虑了燃烧器改造，采用低氮燃烧器减少氮氧化物排放。这些技术的综合应用，将有效提升电站的整体运行效率和环境友好性。3.改造技术实施路径(1)改造技术的实施路径首先从设备拆除和更换开始。在项目启动阶段，将对现有设备进行详细评估，确定需要更换或升级的设备。随后，按照设计图纸和技术规范进行设备拆除，并确保拆除过程中的安全措施到位。拆除后的设备将进行清洗、检验和修复，必要时进行现代化改造。(2)接下来是设备的安装和调试阶段。新设备将按照设计要求进行安装，包括烟道、脱硫塔、脱硝系统、余热回收系统等。安装过程中，将严格按照国家相关标准和规范进行，确保设备安装的精确度和安全性。安装完成后，进行系统的调试，包括运行参数的调整和设备性能的测试，确保系统稳定运行。(3)项目实施的关键环节还包括运行管理和维护。在技术实施过程中，将建立完善的运行管理制度，对操作人员进行培训，确保操作人员熟悉设备性能和操作规程。同时，制定详细的维护计划，定期对设备进行检查和维护，确保设备长期稳定运行。此外，还将建立数据监测系统，实时监控设备运行状态和污染物排放情况，为节能减排提供数据支持。四、项目投资估算1.设备投资估算(1)设备投资估算方面，本项目主要包括脱硫脱硝设备、余热回收设备、燃烧优化设备等。脱硫脱硝设备投资估算约为2亿元，包括湿法脱硫系统、SCR脱硝系统、烟道改造等。余热回收设备投资估算约为1亿元，主要包括热交换器、热泵等。燃烧优化设备投资估算约为0.5亿元，包括先进的燃烧控制系统和低氮燃烧器。(2)在设备投资估算中，还需考虑设备安装费用。安装费用主要包括施工、吊装、焊接等费用，预计总投资约为0.3亿元。此外，设备调试和试运行阶段的相关费用，如调试人员费用、试运行期间的原材料消耗等，预计总投资约为0.2亿元。(3)除了上述直接设备投资，还包括设备购置税费、运输费、安装调试期间的人工费用等间接费用。税费和运输费用预计总投资约为0.1亿元，人工费用预计总投资约为0.08亿元。综合考虑所有直接和间接费用，本项目设备投资估算总额约为3.2亿元。2.安装工程投资估算(1)安装工程投资估算主要涉及脱硫脱硝系统、余热回收系统、燃烧优化系统等关键设备的安装工程费用。脱硫脱硝系统的安装工程费用包括设备吊装、管道铺设、控制系统安装等，预计总投资约为1.5亿元。这些工程需要专业的施工队伍和技术人员，确保安装质量符合设计要求。(2)余热回收系统的安装工程费用包括热交换器、热泵等设备的安装，以及相关管道和辅助设施的施工。考虑到系统复杂性，安装工程费用预计约为0.8亿元。此外，安装过程中可能产生的临时设施费用、安全防护措施费用等，也将纳入估算范围。(3)燃烧优化系统的安装工程费用包括燃烧控制系统、低氮燃烧器等设备的安装和调试，预计总投资约为0.5亿元。这部分投资将覆盖设备安装、系统调试、性能测试等环节。同时，安装过程中可能产生的材料费、运输费、临时设施费等也将进行详细估算，确保投资估算的准确性和完整性。3.其他费用估算(1)其他费用估算主要包括设计费用、环境影响评价费用、安全评价费用、职业健康安全评价费用等。设计费用涉及项目的设计方案、施工图设计以及后期设计变更等，预计总投资约为0.3亿元。环境影响评价和安全评价费用是为了确保项目符合国家环保和安全标准，预计总投资约为0.2亿元。职业健康安全评价费用旨在保障员工的工作环境安全，预计总投资约为0.1亿元。(2)项目实施过程中的临时设施费用也是一个不可忽视的成本。这包括施工期间的临时办公室、宿舍、食堂等设施的建设和维护费用，预计总投资约为0.1亿元。此外，还包括施工现场的交通、通讯、照明等临时设施费用，以及可能产生的场地租赁费用。(3)还需考虑项目实施过程中的不可预见费用，如突发事件应对费用、材料价格波动风险应对费用等。这些费用通常难以在前期进行精确估算，但为了确保项目的顺利进行，通常会在估算中预留一定的风险准备金。预计不可预见费用总额约为0.1亿元，这部分费用将根据实际情况进行调整和分配。4.投资效益分析(1)投资效益分析显示，燃煤电站节能改造项目将带来显著的经济效益。通过提高能源利用效率，预计每年可节省燃料成本约1000万元。同时，由于污染物排放减少，电站将享受国家和地方的节能减排补贴，预计每年可增加收入200万元。综合考虑，项目预计每年可实现净收益1200万元。(2)在长期效益方面，项目实施后，电站的运行成本将得到有效控制，预计投资回收期在5-7年。此外，随着环保标准的日益严格，未进行节能改造的电站将面临更高的运行成本和合规风险。因此，项目实施将使电站具备长期稳定的经济竞争力，有利于电站的可持续发展。(3)项目的社会效益和环保效益也不容忽视。通过减少污染物排放，项目有助于改善区域大气环境质量，提升人民群众的生活环境。同时，项目的实施还将推动能源结构的优化，促进清洁能源的发展和利用，对实现国家节能减排目标具有积极意义。总体来看，燃煤电站节能改造项目具有显著的投资效益和社会效益。五、项目进度安排1.项目实施阶段划分(1)项目实施阶段划分为四个主要阶段：前期准备阶段、设备采购与安装阶段、调试与试运行阶段、正式运行与维护阶段。(2)前期准备阶段包括项目可行性研究、设计方案的确定、环境影响评价和安全评价等，预计耗时约6个月。此阶段将完成项目立项、设计单位招标、设计合同签订等工作。(3)设备采购与安装阶段是项目实施的关键阶段，包括设备采购、运输、安装和调试等，预计耗时12个月。在此阶段，将严格按照设计图纸和技术规范进行设备安装，并确保安装质量符合要求。调试与试运行阶段将进行设备性能测试和系统联调，确保项目顺利过渡到正式运行阶段，预计耗时3个月。2.各阶段时间安排(1)项目前期准备阶段预计耗时6个月，具体安排如下：第1-2个月进行项目可行性研究和初步设计，第3-4个月完成环境影响评价和安全评价，第5-6个月进行设计单位招标和设计合同签订。(2)设备采购与安装阶段预计耗时12个月，具体安排为：第7-9个月进行设备采购和运输，第10-11个月进行设备安装和基础建设，第12个月进行设备调试和系统联调。(3)调试与试运行阶段预计耗时3个月，具体安排为：第13-15个月进行设备性能测试和系统联调，确保各项指标达到设计要求。在此期间，还将对操作人员进行培训，确保其熟练掌握设备操作和维护技能。调试阶段结束后，项目将进入正式运行与维护阶段。3.项目进度控制措施(1)项目进度控制措施首先包括制定详细的项目进度计划，明确各阶段的时间节点和任务分工。计划将采用甘特图和关键路径法（CPM）进行编制，确保项目按计划推进。同时，将设立项目进度监控小组，负责定期审查项目进度，及时发现并解决进度偏差问题。(2)为确保项目进度，将实施严格的合同管理。与承包商、供应商等签订的合同中，将明确项目进度要求、违约责任和奖惩措施。项目进度监控小组将定期与承包商进行沟通，确保合同条款得到有效执行。对于进度延误的情况，将及时采取补救措施，如调整资源分配或追加合同工期。(3)项目进度控制还将依赖于有效的沟通机制。项目团队将定期召开进度会议，及时交流项目进展情况，协调各方资源。此外，将利用项目管理软件进行进度跟踪和记录，确保项目信息透明化。对于项目中的重要节点，将设立预警机制，提前预测潜在风险，并制定相应的应对策略。六、项目组织管理1.项目管理组织架构(1)项目管理组织架构设计旨在确保项目的高效运行和目标实现。该架构包括项目管理委员会、项目总监、项目经理、项目团队和外部顾问等关键角色。(2)项目管理委员会由公司高层领导组成，负责项目的整体决策和战略规划。项目总监作为委员会的执行者，负责监督项目的日常运营和管理。项目经理则是项目实施的核心，负责协调项目团队、监控进度、控制成本和质量。(3)项目团队由各专业领域的专家和工程师组成，包括技术、工程、采购、质量、安全等岗位。外部顾问则提供专业咨询和监督服务，确保项目符合行业标准和法规要求。组织架构中，各层级之间通过定期会议和报告机制保持沟通和协调，确保项目目标的顺利实现。2.项目管理团队(1)项目管理团队由经验丰富的专业人士组成，包括项目经理、技术经理、工程经理、采购经理、质量经理和安全管理员等关键岗位。项目经理负责整体项目规划、执行和监控，确保项目按时、按质、按预算完成。(2)技术经理是项目实施的技术负责人，负责技术方案的制定、技术指导和技术难题的解决。工程经理则负责项目现场的管理，包括施工进度、质量和安全监督。采购经理负责设备的采购、供应商管理及合同执行。(3)质量经理负责确保项目实施过程中的质量控制，包括对施工质量、设备质量及材料质量进行严格把关。安全管理员则负责项目现场的安全管理，确保施工过程中的安全措施得到有效执行，降低事故风险。此外，团队还包括财务、人力资源、行政等支持部门，为项目提供全方位的支持和服务。3.项目管理制度(1)项目管理制度是确保项目顺利实施和目标实现的重要保障。首先，建立明确的项目组织架构和职责分工，确保每个团队成员都清楚自己的工作内容和期望成果。其次，制定详细的项目进度计划，包括关键里程碑和时间节点，以及相应的监控和评估机制。(2)项目管理制度还包括合同管理、风险管理、质量管理、安全管理等方面。合同管理要求对合同条款进行严格审查，确保合同条款的合理性和可执行性。风险管理则要求对项目可能面临的风险进行识别、评估和应对，包括制定应急预案。(3)质量管理方面，建立质量管理体系，确保项目实施过程中的每一环节都符合预定的质量标准。安全管理则要求对施工现场进行严格的安全监管，包括安全培训、安全检查和事故处理。同时，定期对项目管理制度进行审查和更新，以适应项目进展和外部环境的变化。七、项目风险分析及应对措施1.技术风险分析(1)技术风险分析首先关注改造技术的成熟度和适用性。项目所采用的高效脱硫脱硝技术、余热回收利用技术和燃烧优化技术虽然在国内外已有成功案例，但在本电站的具体应用中可能存在技术适应性问题，如设备性能不稳定、系统匹配度不足等。(2)另一个技术风险是设备故障和维修。改造后，新设备的运行可能面临设备故障、维护保养等问题，尤其是对于关键设备如脱硫塔、脱硝系统等，一旦出现故障，可能影响整个电站的运行，导致生产中断和成本增加。(3)技术风险还包括新技术应用的不确定性。虽然新技术能够提高能源利用效率和减少污染物排放，但其长期运行效果和经济效益仍需在实践中检验。此外，新技术可能带来新的操作和维护挑战，需要项目团队具备相应的技术能力和经验。因此，技术风险分析应重点关注新技术的可靠性和适应性，以及团队的技术准备和培训。2.市场风险分析(1)市场风险分析首先关注能源价格波动。燃煤电站的运营成本与煤炭价格密切相关，若煤炭价格大幅上涨，将直接影响电站的经济效益。此外，市场对电力的需求变化也可能导致电价波动，进而影响电站的市场竞争力。(2)其次，市场竞争加剧也是市场风险之一。随着节能减排政策的推进，越来越多的燃煤电站将进行节能改造，市场竞争将更加激烈。若项目未能有效提升电站的竞争力，可能导致市场份额下降，影响项目的投资回报。(3)政策和法规的变化也可能带来市场风险。政府可能出台新的环保法规或能源政策，对电站的运营产生重大影响。例如，环保标准提高可能导致电站需要额外投资进行升级改造，而能源政策调整可能影响电站的电力销售价格和市场份额。因此，项目需密切关注市场动态和政策变化，及时调整经营策略。3.政策风险分析(1)政策风险分析的首要考虑因素是环保政策的变动。随着国家对环境保护的重视，可能出台更为严格的污染物排放标准，要求燃煤电站进行更深入的节能改造。这可能导致项目需要增加额外的投资以满足新的环保要求，从而影响项目的成本和盈利能力。(2)其次，能源政策的调整也可能带来政策风险。政府可能会对电力市场进行改革，如调整电价机制、推行可再生能源配额制等，这些变化可能直接影响电站的运营模式和收入水平。若政策变动不利于电站的长期运营，可能会增加项目的风险。(3)此外，税收政策的变化也是政策风险分析的重要内容。政府可能会调整相关税收政策，如提高增值税税率、调整企业所得税等，这些政策调整可能会增加电站的运营成本，降低项目的投资吸引力。因此，项目团队需要密切关注政策动态，以便及时调整项目策略，降低政策风险。4.应对措施(1)针对技术风险，项目将实施全面的技术风险评估，确保改造技术的适用性和可靠性。将邀请第三方专业机构对技术方案进行评估，并制定详细的技术实施和监控计划。同时，为关键设备建立备件库，确保设备故障时能够及时更换，减少停机时间。(2)对于市场风险，项目将建立灵活的价格调整机制，以应对能源价格的波动。通过多元化市场策略，如增加与电网公司的长期合同，减少对单一市场的依赖。同时，密切关注市场动态，及时调整市场定位和营销策略。(3)针对政策风险，项目将建立政策监控和预警系统，确保及时了解政策动态。在政策制定阶段积极参与相关讨论，争取有利于项目的政策支持。此外，项目将准备备用方案，以应对可能的政策变动，确保项目的长期稳定运行。八、项目效益分析1.经济效益分析(1)经济效益分析表明，燃煤电站节能改造项目将显著提高电站的经济效益。通过技术改造，预计每年可降低煤炭消耗量，从而减少燃料成本。同时，由于污染物排放减少，电站将享受国家和地方的节能减排补贴，预计每年可增加收入。(2)项目实施后，电站的运行成本也将得到有效控制。通过提高能源利用效率，预计每年可节约运营成本数百万元。此外，项目的长期运行将有助于提高电站的市场竞争力，增加发电收入。(3)综合考虑项目的直接经济效益和间接经济效益，预计项目投资回收期在5-7年左右。在项目运营的后期，随着成本的降低和收入的增加，电站的盈利能力将得到进一步提升，为投资者带来良好的回报。经济效益分析还将包括对项目对区域经济发展的带动作用，以及对地方税收的贡献。2.环境效益分析(1)环境效益分析显示，燃煤电站节能改造项目将对环境产生积极影响。通过减少煤炭消耗，项目预计每年可降低二氧化碳排放量，有助于缓解全球气候变化。同时，由于脱硫脱硝技术的应用，二氧化硫和氮氧化物的排放量也将显著减少，改善区域大气环境质量。(2)项目实施后，电站的废水排放将得到有效控制，通过升级污水处理设施，确保废水达标排放，减少对周边水环境的污染。此外，项目还将减少粉尘排放，降低对周边土地和植被的影响，保护生态环境。(3)从长期来看，燃煤电站节能改造项目对环境的综合效益显著。通过项目的持续运行，预计将有效降低区域空气和水质污染，改善居民生活环境，提升城市整体环境质量。此外，项目还将提升电站的社会形象，增强公众对环保事业的信心和支持。3.社会效益分析(1)社会效益分析表明，燃煤电站节能改造项目对当地社区和居民具有积极影响。项目实施过程中将提供就业机会，包括施工、运维和管理岗位，有助于提高当地居民的收入水平和生活质量。(2)改造后，电站的环境质量改善将直接受益于周边社区。