600mw机组电厂可行性评估报告

电厂新建工程可行性研究总报告年月电厂新建工程（图号01）可行性研究总报告院长总工程师设计总工程师主任工程师科长编写电厂新建工程可行性研究勘测设计成品目录第一卷总报告第二卷接入系统报告第三卷环境影响报告书第四卷投资估算及经济评价第五卷工程测量报告第六卷水文气象报告第七卷岩土工程勘测报告第八卷水土保持方案报告电厂新建工程（图号）可行性研究总报告目录1概述2电力系统3燃料供应4厂址条件41厂址概述42交通运输43工程地质44水文、气象45电厂水源46贮灰场47大件运输48厂址选择意见5工程设想51厂区总平面规划布置52装机方案53热力系统54燃烧制粉系统55主厂房布置56运煤系统57除灰渣系统58化学水处理系统59电气系统510热工自动化511水工部分512土建部分513暖通部分514电厂管理信息系统（MIS）515消防部分516脱硫部分（FGD）6水土保持7环境保护8劳动安全和工业卫生9节约和合理利用能源10电厂定员11电厂工程项目实施的条件和轮廓进度12投资估算及经济评价13主要技术经济指标14结论和建议电厂新建工程（图号）可行性研究总报告附图目录序号图名图号1厂址地理位置图2电网2001年220KV及以上地理接线图3电厂接入系统方案比较图4电网2010年500KV规划地理接线图5厂址总体规划图（1厂址）6厂址总体规划图（2厂址）7厂址总体规划图（3址）8厂区总平面规划布置图（1厂址方案一）9厂区总平面规划布置图（1厂址方案二）10厂区总平面规划布置图（2址方案一）11厂区总平面规划布置图（2址方案二）12厂区总平面规划布置图（3址方案）13厂区竖向规划布置图（3址方案一）14厂区主要管线规划布置图（3厂址方案一）序号图名图号15原则性热力系统图16烟风系统流程图17煤粉系统流程图18主厂房平面规划布置图19主厂房断面规划布置图20汽机房检修场地布置图21主厂房设备明细表22原则性锅炉补给水处理系统图（方案一）23原则性锅炉补给水处理系统图（方案二）24原则性凝结水处理系统图（方案一）25原则性凝结水处理系统图（方案二）26电气主接线27厂用电原则接线图28500KV配电装置平面布置图29供水系统图302址取水泵房平面图312址取水泵房剖面图3213址取水泵房平面图332厂址取水泵房剖面图341厂址取水泵房剖面图351厂址灰场平面布置图361厂址灰场剖面图372址灰场平面布置图序号图名图号382厂址初期灰场剖面图393厂址初期灰场平面布置图40远期灰场平面布置图413厂址初期灰场剖面图42排渣系统图（方案一）43排渣系统图（方案二）44除飞灰系统图（方案一）45除飞灰系统图（方案二）46运煤系统总平面布置图47原则性控制系统组态图48施工场地规划图（厂址方案一）49施工场地规划图（厂址方案一）50施工场地规划图（厂址）51厂址比选方案论证523厂址直流供水系统与循环供水系统方案比较专题报告53循环水系统优化专题报告54600MW主机选型55煤质分析与炉型选择56制粉系统及磨煤机选型57石灰石石膏湿法烟气脱硫装置平面布置图58石灰石石膏湿法烟气脱硫装置工艺系统流程图59脱硫厂用电原则接线图60主厂房通风方案专题报告序号图名图号61全厂控制系统网络结构62电厂辅助系统控制方案63电厂MIS系统专题报告电厂新建工程（图号01）可行性研究总报告附件目录1省电力工业局文件规（1992）30号关于地区电厂新建工程初步可行性研究报告的审查意见的通知2省发展计划委员会计能函2002166号关于印发火电厂前期工作协调会议纪要的通知3市环函20039号市环境保护局关于火电厂建厂意见的复函。4规建函20038号市规划建设局关于对“电力公司征求火电厂厂址（包括灰场及取水口）意见”的复函。5市国土资函20032号市国土资源局关于火电厂厂址、灰场无压覆重要矿产资源的复函。6市国土资函20034号市国土资源局关于火电厂建设用地的复函。7省军分区司令部关于对火电厂厂址、灰场、取水口等地无任何军事设施的复函。8市水利局市水函20033号关于火电厂在长江取水的函9中国人民解放军95439部队关于征求电厂厂址意见事宜（复函）10市民航管理局民航（2003）3号关于同意电厂厂址意见的函11市文物20031号市文物保护管理所关于火电厂厂址、灰场是否有文物的回函12长江航道局道航函20038号关于修建火电厂取水口涉及航道方面意见的函13电力开发公司文件司200343号关于电厂可研设计煤质的函14省发展计划委员会文件计交2003143号省计委关于铁路至段补充可行性研究报告的批复15铁路有限公司司函200306号关于大火电有关运输问题的函复16市发展计划委员会市计能函20033号市发展计划委员会关于确认火电厂标准煤价（含运煤价）的回函17电力开发公司文件司200281号关于火电厂工程可研设计工作的委托函18电力开发公司与矿业有限公司签订的供煤意向书19电力开发公司与省煤矿签订的供煤意向书20电力开发公司与省矿业集团有限公司签订的供煤意向书21电力开发公司与芙蓉集团实业有限责任公司签订的供煤意向书22电力开发公司与市开发有限责任公司签订的供煤意向书23电力开发公司与工农煤矿签订的供煤意向书24电力开发公司、中国华电集团、西部能源股份有限公司联合签署的关于合资建设与经营电厂工程协议书25煤炭工业部文件煤办字1993第26号关于南煤田开发规划的审查意见26中国国际工程咨询公司文件咨能源1999575号关于省矿区（一期）总体规划设计的评估报告27国家发展计划委员会文件计基础20002395号国家计委关于矿区（一期）总体规划的批复28省发展计划委员会计能源函2003191号关于火电厂2600MW机组新建项目燃煤供应问题的复函29省电力公司文件计2003116号关于电厂接入电网运行的请示的批复30省地方铁路局文件地铁基建发200349号关于电厂需地方铁路运煤的复函31省国土资源厅国土资函2003213号关于对电厂2600MW机组工程需用地的请示的复函32省环境保护局环建函2003117号文关于电厂2600MW机组工程开展环境影响评价工作的复函33省水利厅水函2003217号关于电厂2600MW机组工程需在长江取水的请示的批复34中国工商银行业务部工银司函2003122号关于同意为电厂260万千瓦燃煤机组项目出具贷款意向书的函35中国工商银行省分行工银意向书200315号固定资产项目贷款意向书36中国银行省分行贷款意向书37中国建设银行贷款意向书承编号（2003）第010号38市交通局市交计函200337号市交通局关于电厂有关问题的函39市区人民政府江府200392号市区人民政府关于市区新型建材工业园区立项的请示40市发展计划委员会市计能2003188号市发展计划委员会关于同意区人民政府建立新型建材工业园区立项的批复1概述11设计依据111省电力工业局文件规（1992）30号关于地区电厂新建工程初步可行性研究报告的审查意见的通知112省发展计划委员会计能函2002166号关于印发火电厂前期工作协调会议纪要的通知113电力开发公司文件司200281号关于火电厂工程可研设计工作的委托函114与电力公司签订的工程勘测设计合同（待补）12建设规模原初步可行性研究阶段电厂建设规模按一期工程2300MW，最终规划容量1200MW考虑。从地区的煤炭资源、系统网架结构的发展及93年编制出版可研报告时电力工业局的意见，电厂新建工程按最终规模达4600MW机组容量考虑。本可行性研究阶段按4600MW规模规划，分期建设，一期按2600MW设计。13设计范围131负责承担勘测设计合同范围内的可行性研究，对工程可研阶段的勘测设计工作全面负责。132可行性研究范围包括厂址条件、电厂规模、接入系统方案、原则性工艺系统和布置方案、环境保护、项目实施的条件和轮廓进度、投资估算和经济效益分析等，内容深度详见火力发电厂可行性研究报告内容深度规定（DLGJ1181997）。133在本阶段，各专业应进行多方案分析比较，论证本工程技术上是否可行、经济上是否合理，并提出结论性意见，为建设单位编制和上报可行性研究报告提供依据。134扩大设计的项目（1）接入系统报告（2）环境影响报告书（3）水土保持方案报告135需电厂外委设计的主要项目（1）厂区围墙外道路（2）铁路专用线、桥梁设计（3）铁路部门关于大件设备铁路运输论证报告（4）电厂生活区规划设计（5）建设用地地质灾害危险评估报告14工作过程及参加人员141工作过程早在80年代，设计院先后受原西南电管局和省电力工业局的委托，按规划容量为1200MW的专机容量，在地区境内选择厂址，落实建厂条件。1985年1986年期间先后踏勘了县的、，县的、等厂址。1987年根据铁路的走向，补选出了乱石山、等厂址。1989年随着铁路的开工建设和煤田矿区规划设计工作的开展等因素，又踏勘了高洞场和护国镇一带，并在县境内选有特兴、和奎峰等厂址。通过数次现场踏勘，共选出了10个厂址。由于县的、厂址远离铁路，运煤困难，不予推荐；市的乱石山、石梁坝受蓝田坝机场净空的限制，不能成立；县的三江坝厂址场地狭小，且有部分场地在常年洪水位以下，不能满足电厂要求；因县城的发展和扩大，栽树子厂址太靠近县城和市规划区，因此也不作推荐；县的奎峰厂址靠近机场跑道延长线，从安全角度考虑，也不推荐；县的特兴厂址太靠近市规划区，直线距离仅有不到2KM，因此也不作推荐。电厂可行性研究报告于一九九三年完成，由于一些外部条件未完全落实，所以暂时搁置。在当时，电厂的运煤铁路仅处于规划当中，根据规划，铁路将采用东线方案，即从安宁站到市区东面跨长江然后沿长江右岸向南至区。由于铁路采用此方案，所以没有考虑在长江左岸的区范围进行选厂。根据目前省电力发展规划，电厂的建设又重新提出。2002年10月，根据省计委计能函2002166号关于印发火电厂前期工作协调会议纪要的通知、电力开发公司司200281号关于火电厂工程可研设计工作的委托函和原省电力局文件规（1992）30号关于地区电厂新建工程初步可行性研究报告的审查意见的通知，设计院对电厂开展可行性研究工作。本次可行性研究工作系在原90年代审批的初步可行性研究的基础上，按4600MW机组规划容量开展可行性研究工作。鉴于电厂可行性研究报告搁置较久，设计院重新组织各有关专业人员对电厂建厂的外部条件进行落实。经现场踏勘发现，地区铁路施工路线改为西线方案，即铁路从安宁站至市区西侧跨，然后沿长江西岸至区对岸，再跨长江至区。由于铁路改至长江左岸区范围内，并在石棚镇预留了车站，所以在区内进行电厂厂址补选成为必然。原初步可行性研究报告审批的厂址是厂址和厂址，根据目前正在实施的铁路线方案，设计院在开展工作时除对原比选厂址进行了复查和调整外，又在区镇一带补选了厂址，作为可行性研究报告的增补比选厂址。同时，对原厂址位置向东偏南方向进行了稍许调整。2002年10月以来，设计院组成了由总交、地质、水文、测量、运煤、供水、水工结构、环保、施工组织等专业构成的现场踏勘小组，数次在区、区、区进行了现场踏勘工作。2002年12月2日，在市计委协调下，设计院专业人员与民航和空军部队有关人员在机场进行了座谈和讨论，并就此前多次讨论过的电厂厂址对航空飞行的影响问题再次进行了磋商，并达成了共识。根据工作程序，2002年12月9日10日，设计院组织了由总交、地质、水文、供水、水工结构等专业的主任工程师赴现场进行厂址外部条件的评审工作，对可研阶段外业工作给予了进一步的完善。同时在现场向业主电力开发公司代表对补选的厂址情况作了进一步的汇报。经过多次现场踏勘，在区共踏勘了、满池、石鱼塘、石坟山、黄果山、竹林湾厂址和灰场，在区镇踏勘了斑竹林（原厂址）、孝屋基（现厂址）和灰场，在区踏勘了厂址、三江坝厂址、皂角树厂址和渠坝厂址以及灰场。其中，石鱼塘厂址、石坟山厂址地形较平缓开阔，多为宽缓的冲沟和浅丘组成，相对高差1020米，场地条件较好，但最终经落实，厂址处于机场的西侧端净空保护区，对航空飞行有一定的影响，因此不再纳入厂址的比选范围。竹林湾厂址场地属丘陵地貌（与厂址相似），但北面是山脊，南面是一条大的溪流，致使场地范围受限，另由于厂址距预留的石棚车站较近，路线短、高差也大，受铁路纵坡坡度的限制，因此电厂铁路专用线难以引接，故建厂外部条件也不成立。黄果山厂址的地形条件、铁路专用线、场地等条件均较差，故本次不作推荐。满池厂址南面为长江，北面为起伏较大的山丘，中间可利用的场地狭长，土石方和边坡工程量较大，总平面布置受到较大局限，几乎无扩建条件，且灰场处于厂址的上风向，故不作推荐。皂角树厂址和渠坝厂址地形起伏太大，冲沟较多，不作推荐。通过这段时间的工作，确定了增补的区厂址、原初可审定的区厂址和区厂址作为本次可行性研究阶段的比选厂址。2003年元月3日，省计委在市主持召开了加快煤、电、路、化协调发展工作会议。会上明确了电厂的燃煤供应主要由矿区提供，根据矿区无烟煤供应的实际情况，设计院组织专业人员讨论了600MW机组W火焰锅炉的应用问题及第二台600MW机组燃煤运输的可行性和经济性，并编制了装机方案论证报告和煤炭运输方案论证报告提交给业主，供业主作为决策的参考。2003年2月22日，在电力开发公司的组织下，设计院专业人员在电力开发公司向省投资集团公司、省电力局、省调度局、西安热工所、电厂等单位的领导和专家作了装机方案论证汇报，会上各方代表进行了热烈的发言，电力开发公司总经理认真听取了各方的发言，会议决定电厂新建工程按2400MW规划容量考虑，单机容量按600MW机组考虑。2003年3月3日5日，在电力开发公司和开发办的组织下，市计委、有关领导、电力开发公司有关人员及设计院有关人员等对矿区有关供煤电和矿区公路网进行了现场踏勘。2003年3月10日，在市人民政府、市计委、区政府、区政府等有关领导和专家的大力支持和配合下，省投资集团公司、电力开发公司有关领导和专家对现场进行了踏勘，并听取了设计院的工作汇报。142参加可行性研究工作的人员名单经初步统计，参加本次可行性研究工作的主要人员名单如下姓名单位职务备注省投资集团公司董事长省投资集团公司总经理省投资集团公司副总经理省投资集团公司副总经理省投资集团公司项目经理电力开发公司总经理电力开发公司副总经理电力开发公司副总经理电力开发公司副总经理电力开发公司开发部经理电力开发公司开发部副经理电力开发公司生产部副经理电力开发公司高级工程师电力开发公司高级工程师姓名单位职务备注电力开发公司经营部部门经理电力开发公司办公室主任电力开发公司财务部经理电力开发公司开发部助理工程师电力开发公司开发部省电力公司计划发展部部门副总经理省电力公司高级工程师省电力公司高级工程师国电西安热工研究所教授级高级工程师省电力公司调度中心高级工程师省电力公司调度中心高级工程师电厂高级工程师电厂高级工程师市市委市委书记市人民政府市长市市委市委副书记市市委市委副书记市人民政府常务副市长市人民政府副市长市人民政府副市长市人民政府副秘书长市发展计划委员会主任市发展计划委员会副主任市发展计划委员会能源交通处处长市发展计划委员会重点处处长市发展计划委员会投资处处长市经贸委主任市发展计划委员会开发办主任市发展计划委员会能源交通处副处长市发展计划委员会外贸处副处长姓名单位职务备注市国土局局长市环保局局长局长市水利局局长局长市交通局局长局长市电业局局长市文化局局长市国土资源局副局长市民航管理局副局长市航道副局长电业局计划基建部主任市煤电路化办公室市民航管理局市民航局市区区委书记市区区委书记市区政府区长市区政府区长市区政府常务副区长市区政府常务副区长市区政府副区长市区政府常务副区长市区发展计划局局长市区发展计划局副局长市政府办二处副处长市铁路有限公司总经理市铁路有限公司副总经理市区人民政府常务副区长市区国土咨询局局长市区政府副区长市区政府办公室主任姓名单位职务备注市区发展计划统计局副局长市区招商局副局长市区计统局投资计划股长市区棉花坡乡政府副乡长市区镇书记市区镇镇长市区镇人大主席市区镇分管经济副书记市区镇主任市县委书记市政府县长市县县委书记市县政府县长芙蓉矿务局局长威元煤矿矿长省矿业有限公司董事长狐狸坡矿业公司总经理设计院院长设计院副院长设计院副院长设计院副总工设计院市场部主任设计院主任设计院市场开发部经理设计院项目工程部设计总工程师设计院项目工程部设计总工程师设计院土建处主任总工程师设计院水工处主任总工程师设计院勘测处主任总工程师设计院勘测处主任总工程师姓名单位职务备注设计院水工处科长，高级工程师设计院总图专业高级工程师设计院运煤专业高级工程师设计院热机专业高级工程师设计院供水专业高级工程师设计院水工结构专业高级工程师设计院施工组织专业助理工程师设计院系统专业高级工程师设计院技经专业高级工程师设计院环保专业高级工程师设计院岩土工程专业工程师设计院测量专业工程师设计院水文专业工程师设计院除灰专业高级工程师设计院电气专业高级工程师设计院电气专业工程师设计院自动化专业高级工程师设计院土建结构专业高级工程师设计院建筑专业高级工程师设计院暖通专业高级工程师设计院化水专业高级工程师设计院继电保护专业高级工程师设计院运动专业高级工程师设计院通信专业高级工程师设计院脱硫专业高级工程师设计院计算机专业工程师2电力系统21电力系统现状211电力工业现状“九五”以来，特别是随着等大型电站的建成投产，电力工业进入了历史上发展最快的时期，19972000年间，装机容量年均增长1526，发展速度大大高于全国水平，电力工业取得较大成就。到2002年底，省全口径装机容量179966MW，其中水电装机118546MW，占总装机的659；火电装机6142MW（含燃气装机2232MW），占总装机的341。全省完成发电量7351亿KWH（其中水电4563亿KWH，火电2788亿KWH），同比增长155，全省社会用电量67183亿KWH，同比增长1395。2002年统调装机14112万KW（含330万KW），其中水电8807万KW，火电5305万KW；统调发电量52525亿KWH，其中水电28912亿KWH，火电23613亿KWH。统调最大负荷900万KW。2002年实现向华东送电，送电容量55万KW，送电量（洪沟口子）送电1479亿KWH。向净送电量8759亿KWH，同比增长179。随着电站的投产，电网已建成昭觉洪沟三回500KV线路、石板菁500KV线路、洪沟龙王同杆双回500KV线路，以及洪沟陈家桥（）500KV线路，形成树枝“Y”状的500KV结构。截至2002年底，电网有500KV变电站3座、500KV开关站一座，500KV变电容量3000MVA，500KV线路共11条，长度2119KM。220KV变电站65座，220KV开关站1座，220KV变主变91台、12250MVA（含用户专用变1110MVA）。220KV线路共166条，长度7984KM。电网2002年地理接线见附图1。212存在的问题（1）电力工业快速发展但结构问题突出水能资源丰富，能源发展方针长期以来都是“水主火辅”，因此在增加的装机容量中，水电的发展速度明显高于火电。随着宝珠寺、大桥等有调节性能电站的建成投产，水电特性有所改善但调节性能差的水电站的比例仍然较高。截至2002年，达到季以上调节能力的仅有宝珠寺和大桥电站（装机容量共800MW），仅占全省水电装机的675；达到季调节能力的只有电站（3300MW），占水电总装机的2784；日调及径流电站装机达7755MW，占水电总装机的6541。水电结构的不合理，导致电网丰枯出力悬殊，丰水期水电弃水电量大，而枯水期水电可发电量较少，为满足枯期负荷而补充的火电装机年利用小时数较低，与全国差距较大。另外，电网火电装机在向大机组、高参数的方向发展并取得了一定成绩，但单机容量小的机组仍然较多。单机在50MW以下的火电机组容量，占火电装机的35左右。小机组运行年限长、煤耗高、污染严重、运行经济性差，亟待改造。（2）负荷峰谷差大，水电弃水调峰，运行经济性差随着生活用电和第三产业用电比重的不断上升，负荷的峰谷差也逐渐加大。虽然采取了丰枯、峰谷电价以及进行削峰填谷等需求侧管理措施，但附图1效果不明显。2002年统调电网最大峰谷差3583MW，日平均负荷率只有7658。丰水期由于火电调峰容量有限，水电被迫弃水调峰，1998、1999、2000、2001和2002年全年弃水调峰损失电量分别为2233亿KWH、2867亿KWH、3975亿KWH、4657亿KWH和2329亿千瓦时。弃水损失大，影响水电的经济效益。（3）电网薄弱，稳定水平较低500KV电网是随着电站的投运逐步建成的，由于只有电站一个电源接在500KV主干网上，且距负荷中心较远，受端电网无直接接入500KV电网的电源，缺乏电源支撑，并且电站装机容量大，扣除送端攀枝花地区用电后约有29003000MW电力送入自贡洪沟500KV变电所，电力汇集过于集中，500KV网架结构薄弱，稳定水平较低，二自线三相短路故障的暂态稳定极限为2400MW，要封锁500600MW左右的电力。（4）电力供应不足现象再次出现“九五”后期，随着电站等一批水、火电源的陆续投产，扭转了省持续二十多年的缺电局面，并且在一段时期内出现了暂时性的、低水平下的电力富裕现象。进入“十五”期后，随着国民经济的高速发展，省的电力负荷出现了前所未有的快速增长。电力供应不足的现象又再次出现，并频频拉闸限电，制约了经济的发展。根据2002年统计，全年共拉闸41469条次，拉闸时间主要在水电出力低的枯季。这主要是由于进入“十五”期后，省经济快速增长，电力需求急剧上升，近年水电来水偏枯,火电装机不足,丰大枯小矛盾加剧，局部电网“卡脖子”，有电送不出，加剧了供电矛盾。22电力市场分析221负荷预测（1）经济发展及用电现状是西部地区最具有影响的省份之一，其人口占西部人口的30，GDP占31，居西部第一。2000年全省GDP（当年价，下同）达到4010亿元，全国排名第十，西部省份排名第一；2001年GDP达到4222亿元，同比增长92，比全国平均增长率高19。2002年全省GDP达4875亿元当年价，同比增长106。“九五”期GDP平均增长率89，改变了以往低于全国平均增长速度的状况，并开始超过全国平均增长速度。从历史统计资料表明，经济发展的速度接近并超过全国平均水平。经济的快速发展，也带动了电力工业的快速发展。“八五”期间全社会用电量增长率1062，“九五”期间受金融危机的影响，全社会用电量增长率仅393，十年间全社会用电量平均增长率725，“十五”期间又恢复了高速增长的势头。省国内生产总值和全社会用电情况见表121。省国内生产总值和全社会用电量增长统计表表121单位万KWH、亿元年份全社会用电量增长率（）国内生产总值增长率（）弹性系数199025945518909570731991282678951016138112199230915937117727130721993348112601486081290971994390911230200141114108199542983996250495108092199645643619298515101061199746649220332011102022199845259298358026910331999468013413711656061200052123113740109126200158961312442189214320026718313954875106132注国内生产总值为当年价。统计资料表明“八五”期间国民经济发展速度与全社会用电量发展速度基本一致，全社会用电量年均增长1061，GDP年均增长1121，电力弹性系数为095。“九五”后期，亚洲金融危机的爆发，在一定程度上影响我国经济大发展，加上产业结构调整的步伐加大等原因，全省GDP的增长与全省用电量的增长出现较为特殊的现象，“九五”期全社会用电量年均增长为3，GDP的年均增长88，电力弹性系数为045。从19902000年的发展情况，电力弹性系数低于全国平均水平，并波动较大。（2）经济发展目标及用电负荷预测省政府提出到2020年要实现三大目标一是到2005年初步建成西部经济强省；二是到2010年确保实现跨越式发展的总体目标，即建成西部经济强省和长江上游经济屏障；三是提前实现2020年全省国内生产总值翻两番，力争全省人均国内生产总值达到3000美元，赶上全国当年平均水平。预计二十年年均GDP增长率8左右。根据“电力要先行”的指导思想，为满足经济发展与人民生活水平的不断提高对电力的需求，结合的资源、环境、工业基础、电力负荷发展等有关资料分析，预测到2020年全省用电量在2000年基础上翻两番，电力弹性系数约为09。根据省政府的规划，结合西部大开发及加入WTO等因素的影响，采用经济增长模型、产值单耗法等多种方法对省及统调电网负荷预测，并结合2000、2001、2002年电力负荷的高速增长态势，全省、统调电网负荷预测结果见表222。省负荷预测结果表222单位亿KWH，MW项目20012005201020152020“十五”“十一五”“十二五”“十三五”年电量589687612411660208511726046最大负荷10530155502186029323689010870610470全社会负荷小时数55995636568956625647年电量448636953134218311000840710640统调电网最大负荷8000114301710024100327101030840710630负荷小时数55995569556955695596据此预测，2005年，省全社会用电量达到876亿KWH，年均增长11，最大负荷达到15550MW，年均增长108。统调电网用电量达到636亿KWH，年均增长10，最大负荷达到11430MW，年均增长103。2010年全社会用电量和最大负荷分别达到1241亿KWH和21860MW。“十一五”期间年均增长72、70。统调电网用电量和最大负荷分别达到953亿KWH和17100MW。“十一五”期间年电力电量增长均为84。222向外区送电根据省政府关于水电支柱产业的政策的逐步落实，结合目前电源前期工作情况、资金情况、省电力供需情况以及对省外电力市场的分析,本报告的外送容量及外送曲线，按国家电力公司国电规2002692号文，对的评审意见的通知确定的外送容量和方向到2005年（“十五”期末），东送的目标是25003000MW，其中送15002000MW，送华东1000MW。2010年外送容量达到4000MW，其中送2500MW，送华中1500MW，并实现与西北电网的联网。2015年外送容量达到7500MW，其中送2500MW，送华中1500MW，送华东3500MW。2020年外送容量达到9500MW，其中送4000W，送华中1500MW，送华东3500MW。省外送电力见表223。外送容量表表223单位MW项目2005201020152020送电容量2500400075009500其中送1500250025004500送华中1000150015001500送华东（锦屏电站点送）35003500（2）电网与周边电网即西北电网，两电网的送电按反调峰方式送电。2010年左右丰大方式向西北送电600MW，丰小方式向西北送1200MW，枯大方式西北向送电600MW，枯小方式西北向送1200MW。积极推进与周边电网的联网，可提高电网的水电利用率，改善电能质量，获得水火补偿，跨流域补偿，降低备用容量等联网效益。23电源建设规划231电源建设方针和思路能源资源的特点水能是能源资源的最大优势。的电力发展要在国家能源政策、产业政策、环保政策的指导下，坚持走可持续发展的道路。根据国家西部大开发及西电东送的战略的要求，从努力实现新的跨越式发展的需要出发，统一规划，调整结构，实行“大力开发水电，优化发展火电”的方针，基本思路是积极优化电源结构，鼓励流域、梯级、滚动、综合开发水电；适度建设火电，在交通条件好、煤炭资源富集地区建设大型路口、坑口火电，加大现有火电改造力度，积极推进以大代小项目。232电源建设规划根据水、火电源前期工作情况、施工周期、资金等情况，2005年全省装机22550MW，其中水电装机14810MW，火电装机77385MW，水火电比重067033；2010年全省装机36040MW，其中水电装机24360MW，火电装机11670MW，水火电比重066034。2010年以后水电特性逐步改善，水电比例仍然较高。24电力电量平衡及电厂建设必要性241平衡主要原则（1）使用程序华中理工大学开发的“联合电力系统运行模拟软件（WHPS2000）”。（2）电力平衡计算水文年为枯水年，电量平衡采用平水年。（3）备用容量的选取负荷备用取最大负荷的3，旋转事故备用取最大负荷的4，停机事故备用取最大负荷的4。（4）外送容量送的份额900MW，平衡中扣除了相应的装机容量；外送容量中，包括了与西北的电力交换；（5）火电检修大修周期取3年，根据机组容量大小，检修时间为3060天；小修频率为每年2次，按机组容量大小，检修时间为820天。另外，当年大修了的机组只小修一次。水电检修大修周期取4年，按机组容量大小，检修时间为3060天。小修频率为每年2次，按机组容量大小，检修时间为815天。另外，当年参与大修的机组只小修一次。除具有年（或以上）调节性能的水电站可考虑安排在丰水期检修外，其余水电机组尽量安排在枯水期检修。242电力电量平衡根据上述原则，省20052010年年的电力平衡见表24120052010年省电力平衡汇总表。表24120052010年电力平衡计算表单位MW年份200520062007200820092010不联西北2010联西北方式丰枯丰枯丰枯丰枯丰枯丰枯丰枯一、系统需要容量19335186172131621043223982221823513235642469825061286442773728804271311最高发电负荷15550149281664016141178001726619050184792038019769218602186021860218602备用容量221636893107490230294952289450852749529236845510324455043外送电力156901569015690156901569031003673700233二、电源装机容量20727208952293525219103051078728587302993138232444335453438833545343881火电7763774188059405103051078710787118691247212354123561167912356116792水电1296413154141301581416804173641780018430189102009021189227092118922709三、水电利用容量1181074421333488641565496671591298201671310349182301289818230128981工作容量116786977131848364155049167157629320165639794181731163918173116392备用容量132465150500150500150500150555571259571259四、火电利用容量746371467740879994601028610187112901217211778114771142511917114311工作容量5845596560317471760988038226972310056100869039101769479101822备用容量16181181170913281851148319611567211616922438124924381249五、检修容量46620431248307410282969783301848330441189300274929961水电检修容量16614481832468183246818324391832468310274831027482火电检修容量3005951065606845501600579300576879254439248六、火电需要容量735997277799971065611008274181130578021224410103120911026411485七、电力盈亏4041986100630537447053369564467011022534122092194注20032004外送按170万KW考虑20052009外送按250万KW考虑2010年外送按400万KW考虑、分别考虑联与不联西北丰期代表月7月枯期代表月12月平衡结果表明2005年，装机22510MW（见省电源建设安排表，下同），其中水电14810MW，火电7738MW，电网在满足外送容量外送后，电网丰季电力富余800MW左右，上半年枯期缺电3000MW，下半年枯季缺电2000MW左右；2006年，装机26170MW，其中水电16760MW，火电9405MW，电网在满足外送容量外送后，电网丰季电力富余1000MW左右，上半年枯期缺电1000MW，下半年枯季缺电300MW左右；2007年，装机29070MW，其中水电18290MW，火电10790MW，电网在满足外送容量外送后，电网丰季电力富余3000MW左右，上半年枯季缺600MW左右，下半年枯季满足平衡，略有富裕；2008年，装机31130MW，其中水电19260MW，火电11870MW，电网在满足外送容量外送后，电网丰季电力富余3000MW左右，上半年枯季可基本平衡，下半年枯季富余560MW左右；2009年，装机33750MW，其中水电2140MW，火电12350MW。水电机组按机组投产水纳入平衡，电网在满足外送容量外送后，电网丰季富余4000MW左右，枯季基本满足平衡；2010年不联西北，装机36040MW，其中水电24360MW，火电1167MW（火电装机因退役而减少），电网在满足外送容量外送后，电网丰季电力富余2500MW左右，枯季少量缺额；2010年联西北，装机36040MW，其中水电24360MW，火电1167MW（火电装机因退役而减少），电网在满足外送容量外送后，电网丰季电力富余2000MW左右，枯季基本满足平衡；这就是说，在20062010年间，由于水电比重仍然较大，2010年水电比重为66，水电特性该善不大，丰大枯小的矛盾仍然存在，丰期可考虑增加外送容量。通过平衡计算，电厂及其他规划电厂按计划建成投产，在丰水期大约有13002760MW的电力富余；在枯季，则可满足平衡，略有富裕。需得说明的是，水电建设周期比较长、投资大、涉及因素多、风险大；而负荷的增长又很快，因此，对火电规划容量应有留有一定的富裕量、以适应负荷的变化。省电量平衡汇总表表242单位亿千瓦时项目200520062007200820092010不联西北2010联西北一、系统需要电量9240988010550112801205013621136241负荷电量8760940010070108001157012410124102外送电量48048048048048012111214二、水电可用电量54746692661071697823872087051水电发电量54266413643270707700860086572弃水电量482791779912211948项目200520062007200820092010不联西北2010联西北三、火电发电量3396346741184230422750214966四、电量不足五、利用小时1水电42354319375040064217451645462火电46283907419038773486409340462010考虑联西北电量平衡结果表明（1）在2005年由于系统缺电，火电机组平均利用小时偏高。在20052010年间，电网的电量可以平衡。（2）电网中水电的调节性能较差，每年丰水期有2428亿千瓦时左右的弃水。2010年与西北联和加大外送容量后可减少弃水电量。（3）电网的水电比重比较大，决定了火电设备平均利用小时数不会太高，但随着电网负荷的增加和外送力度的加大，火电设备利用小时有呈加大的趋势，2007年的火电设备平均利用小时为3370小时左右，而到2010年，则增加到41454210小时左右。电厂处于外送通道上，为提高外送能力，丰水期电厂需要开机，且争取多开机，电厂的设备利用小时数将可高于全网火电平均利用小时数。因此，建议电厂的设备利用小时数分两种情况考虑场地布置按5000小时，经济评价按4500小时。243电厂在系统中的作用及建设的必要性根据电网平衡结果，可以得出以下结论（1）电厂是一个区域性骨干电厂，是电网的骨干电源之一,也是为数不多的靠近煤源的大型骨干电源之一，具有建设大型电厂的区域优势；（2）电厂的主要供电范围是电网。根据煤源、厂址条件和电厂在系统中的作用，建议电厂规模为4600MW，不堵死扩建的余地；（3）根据的电力平衡，电厂应加快前期工作，本期先投产2台，投产时间分别为2006年和2007年，后续机组视负荷发展安排；（4）电厂是一大型火电厂，建成后有利于改善电网的电源结构；（5）电厂处于二省市的结合部。电厂建成后，将有利于电网在开辟外送的第三通道，扩大的外送能力，对促进经济的发展具有重要意义。244关于地区燃煤电厂建设规模的设想（1）火电规划容量的设想煤炭资源十分贫乏，而且分布不均。西、北很少，攀西有大约十亿吨，但主要是炼焦煤。而惟独南煤炭资源比较丰富，其中，市内“垂深在1500M以内，储量达70亿。煤质优，占全省总储量的33，占南储量的47”摘自市“十五“能源发展规划，2000年10月，而且资源富集于矿区，适于大规模开采。目前尚未见到地区煤炭资源的长远规划。就资源量而言，地区具有建设总规模为20003000万吨/年的矿井，国家计划委员会曾经将矿区一期工程规划为1050万吨/年。这里，暂按地区矿井的总生产能力为2000万吨/年、可供电煤1200万吨/年进行计算，地区可供总容量为5800MW左右的火电厂群用煤。当然，电煤供应是个相当复杂的问题，它不仅受煤炭资源总量影响，也受勘探深度的影响，而且要服从国家计划的统筹安排。因此，在矿区有了新的规划之后，以新的规划为准。（2）2020年的火电规划容量根据能源资源的特点,在省目前的电源规划中，从20032020年大约需要净增火电装机10000MW包括利用外省区煤，其中市占3600MW左右，占全省净增火电容量的36左右。可见，地区在的火电规划中，占有十分重要的位置。现在进行可行性研究的电厂，是在规划建设的第一座大型火电厂，规划容量4600MW，不堵死扩建余地。工程分二期，一期工程2600MW，需燃煤250万吨年，拟于2006年首台投产。市政府已经对该厂燃煤进行了规划。根据市计划发展委员会的4600MW火电厂供煤规划报告，一期2600MW机组供煤规划由矿段和矿段作为主要煤源，两矿段附近其它矿井作为辅助煤源。规划建设煤矿总规模为550万吨，其中骨干矿438万吨/年。和两矿段东西走向77KM，南北宽217KM，面积约400KM2。已探明地质储量976亿吨，目前可利用储量831亿吨，其中骨干矿井规划区储量为612亿吨，地方小煤矿规划区储量219亿吨。矿区煤炭皆属无烟煤，灰份较低，中高发热量，且以低硫煤为主。电厂的二期2600MW机组供煤规划由大村矿段和石宝矿段组成，两矿段附累计保有储量108亿吨。按原煤炭部1993年“关于南煤田规划的审查意见”，规划新建骨干矿井7对，建设总规模为700万吨，其中骨干矿438万吨/年。根据上述分析可以看出A地区的煤炭资源具有建设总规模为500万千瓦以上火电厂的供煤能力；B到2020年，规划在地区建设总规模为360万千瓦左右的火电厂；C本次进行可行性研究的电厂4600MW工程的燃煤供应是有可靠保障的。25电厂接入系统方案251电厂近区负荷供电2511电厂近区电网概况（1）电网现状市处于东南部，与贵州、接壤。市的用电由国家电网（下称主网）和地方电网共同承担，主网部分由电业局负责经营管理，地方电网由各县区电力公司经营管理。A主网主网处于电网的末端，主网内没有电源，是一个受端电网。供电区包括了市的三区四县，所需电力由220KV变电站的2回220KV线路送入林庄后，再通过1回220KV线路送本网的扬桥变，1回与的来苏变相连。电网现有最高电压等级为220KV，有220KV变电站2座，主变容量360MVA；220KV线路4条。主网到各区县通过110KV线路联系。电网2000年最大供电负荷300MW左右。在直辖之后，林庄来苏线路只在缺电时，才由来苏向输送少量电力。B地方网地方电网2001年装机120MW，其中水电104MW，火电162MW,都是小机组。发电量4522亿千瓦时，其中水电为356亿千万时，火电为096亿千万时，设备利用小时数分别为2970小时和6000小时。地方电网的最高电压等级为110KV，现有110KV变电站3座，主变4台，容量778MVA；110KV线路3条，长度132KM。（2）存在问题网内电源不足是当前电网最主要的矛盾。主网目前的供电是通过2回截面为400MM2的220KV线路由外区送入的，其经济输送能力为350MVA左右，主变容量为360MVA，在电网正常的情况下，可基本维持主网的用电需要。但由于地方电网小水电调节性能差，枯季出力大约只有丰期的大约三分之一左右，其缺额需要由主网来补充，造成市枯期用电十分紧张。当电网故障或安排检修时，拉闸限电现象十分严重，制约了经济的发展，影响了正常的生产和人民的生活秩序。2512电厂近区负荷供应主网是市的供电主体，随着电力体制改革的深入，主网覆盖面的不断扩大，其主体作用将进一步加强，供电比例将进一步增加。根据采用多种方法进行的预测，到2005/2007/2010年，最大负荷分别达到383/422/480MW。由于地区目前主网没有电源，而地方电网装机容量小，且枯季出力低，其所需电力决大多数要由外区送入。因此，主网现有的输送能力将不能满足市的用电需要。而根据国家厂、网分开的电力体制改革精神，电厂建成后，要送入电网后由系统进行分配。因此，市需要的电力，由在建设500KV变电站来供给是经济合理的，也是符合国家电力体制改革精神的。变的投产时间需要在2006年左右。考虑到电厂起备电源的需要，至少应略先于电厂投产时间。252电厂供电范围根据电力平衡，电厂建成后，主要供电网用电。但由于电网要向电网送电，而电厂又处于电网的边缘、并与电网相邻，因此，从朝流流向来看，送电网的电力中，将有一部分要就近从电厂接力送到。因此，从这个意义上来看，电厂供电范围主要是，可兼供。253电厂出线电压等级电厂规划容量为4600MW，本期工程为2600MW机组，拟于2006年、2007年各投产一台，是电网中的重要骨干电源。由于电厂规模大，单机容量大，按电厂接入系统导则要求，机组容量在500MW及以上的机组，宜直接接入500KV电压电网；根据前面分析，电厂建成后，不直供本地负荷，要