低热值煤发电工程可行性研究报告.doc

1 总论1.1 项目背景钱营孜井田位于安徽省宿州市西南，北距宿州市约15km，行政区划隶属宿州市和淮北市濉溪县管辖。宿州钱营孜2350MW低热值煤发电厂位于钱营孜井田工业广场北侧。本工程建设2350MW超临界燃煤机组，并留有扩建条件。本工程主要依托钱营孜矿及附近30公里范围内任楼、祁东、五沟、界沟等各矿井洗煤厂产生的低热值煤为燃料，节约能源、保护环境，符合国家能源及环保政策，有利于推动地方经济建设，有利于煤炭产业的可持续发展，属于国家鼓励发展的低热值煤发电项目。宿州钱营孜2350MW低热值煤发电厂的燃料来源于淮北矿区的宿县区与临涣区。根据安徽省淮北矿区总体规划(2005.6)，宿县区煤炭资源/储量2678.92Mt，临涣区煤炭资源/储量3754.10Mt。国家能源局关于促进低热值煤发电产业健康发展的通知把主要煤炭生产省区和大型矿区作为发展低热值煤发电的重点区域，要求科学编制低热值煤发电专项规划，做好与所在省区电力发展规划的衔接，统筹推进低热值煤发电项目建设。2012年8月17日，安徽省电力公司在合肥主持召开了宿州钱营孜2350MW低热值煤发电工程初步可行性研究报告评审会，2012年8月31日以皖电函2012120号关于钱营孜资源综合利用电站(2350兆瓦)工程初步可行性研究报告评审意见的函原则同意本工程的初步可行性研究报告。1.2 投资方及项目单位概况1.2.1 投资方概况本工程由安徽恒源煤电股份有限公司和皖能股份有限公司共同出资建设，出资比例为50%与50%，资本金占动态投资的20%，其余资金由银行贷款。(1) 安徽恒源煤电股份有限公司安徽恒源煤电股份有限公司由安徽省皖北煤电集团有限责任公司作为主发起人，于2000年12月29日发起设立。公司主要从事煤炭开采、洗选加工、销售等业务。2004年8月，公司首次成功向社会公开发行A股股票4,400万股，并在上海证券交易所上市交易，成为安徽省第一家上市的煤炭企业。安徽恒源煤电股份有限公司坐落在全国13个亿吨级煤炭基地之一的两淮基地，目前下辖7对矿井、6座配套选煤厂，年生产能力1445万吨、年洗选能力1345万吨。公司煤种齐全，主要有贫瘦煤、1/3焦煤、气肥煤、无烟煤、主焦煤等；煤炭产品主要有混煤、洗末煤、冶炼精煤等。(2) 安徽省皖能股份有限公司安徽省皖能股份有限公司是安徽省第一批规范化改制的上市公司，由安徽省能源集团有限公司(原安徽省电力开发总公司)作为唯一发起人，于1993年12月13日成立，1993年12月20日在深圳证券交易所挂牌上市，股票简称皖能电力，股票代码“000543”。公司主营电力、节能及相关项目投资、经营。1.2.2 项目单位概况本工程项目已成立钱营孜综合利用电站筹备处，公司由由安徽恒源煤电有限公司和皖能股份有限公司合资成立，出资比例分别为50%、50%。1.3 研究范围与分工1.3.1 研究范围根据火力发电厂可行性研究报告内容深度规定(DL/T5375-2008)，对本工程2350MW燃煤机组的建厂条件进行分析和论证，重点研究：电力系统、建设场地、燃料供应、交通运输、电厂水源、工程地质、水文地质、水文气象、贮灰场等主要的建厂条件。通过建厂条件的分析和论证，提出本工程的建设设想和总体规划，对环境质量做出分析和评价，并进行投资估算及财务分析。1.3.2 委托其他单位完成的专题报告1) 水资源论证报告2) 接入系统专题报告3) 环境影响评价报告4) 项目选址报告5) 水土保持方案报告6) 防洪评价、厂区洪水及内涝水位分析报告7) 安全预评价专题报告8) 职业病危害预评价报告节能评估报告9) 地质灾害危险性评估报告10) 地震安全性评价报告11) 大件运输可行性研究报告12) 节能评估专题报告13) 社会稳定风险评估报告1.4 设计依据及工作简要过程1.4.1 设计依据(1) 安徽恒源煤电股份有限有限公司委托书(004)；(2) 安徽省电力设计院编制的宿州钱营孜2350MW低热值煤发电工程初步可行性研究报告；(3) 安徽省电力公司关于钱营孜资源综合利用电站(2350兆瓦)工程初步可行性研究报告评审意见的函(皖电函2012120号)；(4)火力发电厂可行性研究报告内容深度规定(DL/T5375-2008)；(5)大中型火力发电厂设计规范(GB50660-2011)；(6) 项目建设单位提供的有关设计基础资料和支持性文件。1.4.2 工作简要过程受安徽恒源煤电股份有限公司委托，我院于2012年9月开始进行宿州钱营孜2350MW低热值煤发电工程可行性研究工作，该工程初步可行性研究报告已于2012年8月17日通过了安徽省电力公司组织的评审。我院接受建设单位委托后随即选派各专业技术骨干成立项目组，制定详细的可行性研究设计计划，在初步可行性研究报告的基础上，结合国内超临界机组设计、运行经验，进行多方案比较，以造价合理、指标先进、系统可靠、节能环保为设计前提，以打造国际一流电厂为努力目标。在设计过程中利用各种方式多次与建设单位就有关原则性方案进行了交流，共同完成了本工程2350MW机组工程可行性研究报告。1.4.3 人员组成1.4.3.1 工程管理人员序号职 务姓 名1总工程师朱 滨2项目总监王振海3项目管理部部长张 松4项目设总唐筱辉1.4.3.2 项目人员组成序号专 业姓 名主设人审核人1汽机张 巍李 伟2锅炉许成交李 杰3电气徐德锋方学霞4热控蔡宾宏钱丹阳5土建赵 欣汤镇宗康传芳6水工工艺邬登林何 宁7水工结构尤 娟张晓勇8输煤胡发祥吴兆柱9除灰张 靓汪莉萍10化学李 琴朱宇军11暖通张大鹏聂小斌12总图段应超应明芝13环保马 涛黄 和14施工组织欧阳荣金郑 飞李 遥15地质何礼秋黄兴怀16水文陈 静黄兴怀17测量张 亮张士武18技经沈克辛孙红瑾19系统柴敏修陈晓峰1.5 项目概况1.5.1 厂址地理位置宿州钱营孜2350MW低热值煤发电厂位于钱营孜井田工业广场北侧。位于宿州市西南，北距宿州市约15km，行政区划隶属宿州市和淮北市濉溪县管辖。宿州位于安徽省最北部，是淮海经济协作区的核心城市之一。1999年撤地建市，辖砀山县、萧县、灵璧县、泗县、埇桥区和一个省级经济技术开发区。全市总面积9787平方公里，总人口626万人，境内平原广袤、沃野千里，气候适宜，生物繁茂。宿州是两淮煤田的重要组成部分，现已探明煤储量约60亿吨，石油达20亿吨，煤层气3000多亿立方米。2011年宿州市地区生产总值780亿元，增长13.8%；财政收入64.1亿元，增长48.5%，增速居全省第一；固定资产投资460亿元，增长30%以上；通过全面实施“7233”工程，全市规模以上工业增加值280亿元，增长25%；工业投资250亿元，增长40%；工业用电量增长19.3%，高于全省平均水平6.3个百分点。宿州市将继续推进工业扩张、农业提升、城镇扩容三大战略，联动谋划建设煤炭循环经济园，培育壮大以煤电能源工业为龙头的主导产业，加快推进煤炭资源综合利用，带动煤电化产业集群发展。本工程可行性研究阶段对比选择了两个厂址：厂址一位于钱营孜煤矿工业广场北部，宿州市西南方向，西与任楼矿井田、东与桃园矿井田毗邻。矿井场外道路由场外道路及南段、联络道路、货运道路及地销煤道路组成，进场道路与场地东侧合肥-徐州高速公路连接，货运道路及地销煤道路与场地西侧宿县-蒙城公路接通。厂址二行宫铺厂址位于宿州市经济开发区内，位于宿州南部工业开发区的西外沿处，S305西边，距离宿州市区约3.5公里。1.5.2 建设项目的规模、进度及资金来源项目名称：宿州钱营孜2350MW低热值煤发电工程项目性质：新建建设规模：本工程建设2350MW超临界燃煤机组，预留扩建条件。建设进度：项目计划于2013年5月开工建设，2015年3月第一台机组投产；2015年6月第二台机组投产。资金来源：本工程项目的建设资金拟全部采用内资。其中注册资本金暂按本工程动态总投资的20%考虑，资本金以外的资金采用按商业贷款考虑。1.5.3 主要设计原则(1) 充分体现“安全可靠、经济适用、符合国情”的电力建设原则。以保证电厂安全、可靠、经济运行为前提，采用国内外成熟先进的设计思路、设计手段、在电厂总体方案设计和各子系统设计当中充分体现先进性、合理性和经济性。(2) 对工艺系统方案进行多方案比选，在确保电厂安全可靠的前提下，为有利于施工、方便运行和检修，尽可能减小建筑体积、缩短高压管道和电缆长度、减少不必要的设备备用裕度。(3) 电力系统：根据电厂所在电力系统负荷状况，电源、电网结构情况及电力系统规划，参照有关主管部门提供的相应水平年的负荷预测资料，在充分的电力市场分析研究的基础上，提出负荷预测方案、负荷特性分析意见，校核本工程的合理装机规模和建设进度。通过必要的计算，提出电厂电力送出初步方案，确定本工程机组出线电压等级及回路数。对电气主接线及出线走廊提出要求。(4) 厂区总体布置按2350MW机组进行规划设计，留有扩建条件。(5) 机组型式：按2350MW机组按超临界燃煤机组考虑。在工艺技术路线的选择上，既要采用世界上的先进可靠技术，又要做到经济合理，技术的先进性要服从于经济的合理性和国家的政策，对于国内已经成熟和过关的产品则尽量以国产设备为主。(6) 输煤系统：电厂煤源以钱营孜煤矿低热值煤为主、任楼矿选煤厂、祁东矿选煤厂、五沟矿选煤厂和界沟矿选煤厂的低热值煤为补充，钱营孜工广厂址采用管状皮带由钱营孜矿直接输送至电厂主厂房，不足部分低热值煤由其余各矿火车或汽车运至厂区。行宫铺厂址燃料来自钱营孜矿的洗中煤、煤泥采用管状皮带机运输进厂，其它矿煤泥采用汽车直接运输进厂。(7) 灰渣系统、灰渣场：除灰渣系统采用灰、渣分除；祁东矿塌陷区为灰场。(8) 供排水系统：以宿州城南污水处理厂中水作为电厂补给水水源，也以新汴河地表水作为电厂的备用水源。厂内采用带冷却塔的二次循环供水系统。(9) 化水部分：锅炉补给水处理采用石灰预处理+超滤+反渗透+一级除盐+混床方案；凝结水精处理采用前置除铁过滤器加高速混床的工艺系统。(10) 热控部分：本期工程拟将发电机/变压器组和厂用电系统的控制纳入分散控制系统，实现炉、机、电单元统一值班，在集中控制室内对单元机组的运行管理；每台机组设一套分散控制系统，单元控制室内每台机组将设置分散控制系统(DCS)和汽轮机数字式电液控制系统(DEH)的运行员操作站。(11) 电气部分：2台机组均以发电机-变压器组单元接线接入厂内220kV屋外配电装置，屋外配电装置采用双母线接线。起/备变电源从220kV屋外配电装置母线引接。发电机出口本期设计按不设断路器或负荷开关考虑。(12) 土建部分：根据工程地质资料，对于基础埋深较大的主厂房、烟囱及冷却塔等重要建筑物，荷重较大附属建构筑物，浅层地基土的承载力满足不了要求，需采用桩基础，桩基可采用钻孔灌注桩。汽机房、除氧间和煤仓间为独立的全现浇钢筋混凝土框、排架结构体系：横向为框排架结构，纵向为框架结构。(13) 暖通部分：汽机房采用自然进风自然排风的通风方式；集控楼设置集中空调系统，辅助生产建筑采用分体空调；输煤系统设置负压除尘系统。(14) 环境保护：认真执行环境保护政策。根据建设方提供的煤质资料和省市环保部门对电厂的环境保护排放要求，进行环保分析计算。确保电厂的烟尘、二氧化硫、氮氧化物、废水及废弃物的排放满足国家有关规定。落实石灰石来源。(15) 厂址区域稳定与工程地质通过现场勘探，了解地质构造，地基土的性质，不良地质现象，地下水情况，压矿及压文物古迹的可能性。分析区域构造断裂与历史地震资料以及场地的不良地质现象，对场地稳定性和厂址的工程地质条件作出初步评价，并提出在下阶段尚应查清和解决的问题。(16) 水文气象：对影响建厂的水文、气象条件，作出判断，提出建厂的可能性。提出厂址区域的洪水位、内涝水位及防治措施。(17) 机组年利用小时数各工艺系统按5500小时考虑，技经分析按5000小时计算。1.6 项目建设的优势和特点 1.6.1 项目建设是发展经济、建设环保节能型社会的要求本工程采用目前国际先进的“高参数、大容量、高效率、低排放”三十五万超临界循环流化床发电机组，有效地提高了机组热效率、降低了发电煤耗，在煤价上涨、环保要求不断提高的情况下，具有较强的市场竞争力。1.6.2 项目建设符合国家电源结构调整产业政策和节能减排政策本工程符合国家电源结构调整产业政策和节能减排政策，项目建设具备良好的经济效益，环保效益和社会效益，该项目燃用洗煤产生的低热值煤，建成后将成为资源利用最大化、废弃物排放最小化、经济效益最优化，符合科学发展观和节能减排要求的项目。1.6.3 优化资源配置，降低企业运营成本，增强企业竞争力本项目推荐厂址位于钱营孜矿井的工业广场附近，避免了低热值煤的长途运输和就地堆放，对煤矿和电厂进行统一规划，合理优化配置企业拥有的生产要素，使资源得到充分利用。(1) 电厂和煤矿建在一起，避免煤炭的远距离运输，并可以节省电厂燃料系统的一部分投资。(2) 公用设施及生活福利设施等统一建设，共同使用，避免重复。(3) 统一对煤炭进行计量和煤质化验，节省人力，减少折腾。1.6.4 采用高标准的环保措施环保优势明显本工程采用目前国家标准要求的除尘和脱硫脱硝装置，各项环保指标均高于国家标准，废弃物全部资源化再利用和全面的零排放，环保优势明显。1.7 建设的必要性和主要结论1.7.1 建设的必要性宿州钱营孜2350MW低热值煤发电工程是恒源煤电股份有限公司与皖能股份公司共同投资建设的项目，发挥自身资源优势，顺应国家促进低热值煤发电的产业政策，顺应安徽省加快皖北振兴、发展能源产业的战略部署。宿州钱营孜2350MW低热值煤发电工程属于国家鼓励的资源综合利用项目，充分利用资源，减少土地占用，降低环境污染，符合国家产业政策，开展资源综合利用，发展绿色经济和循环经济，对实现经济和社会可持续发展具有重要意义。项目的建设符合国家能源局关于促进低热值煤发电产业健康发展的通知精神、符合安徽省低热值煤发电中长期专项规划(2012-2020)要求。1.7.1.1 低热值煤发电符合安徽省产业和能源发展要求，有利于促进宿州市加速崛起安徽省国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要中提出“增强能源保障能力，推进传统能源生产和利用方式变革，加快新能源和可再生能源开发利用”，“高标准建设一批大容量、高参数、环保型煤电机组，满足十二五用电增长需求”。宿州钱营孜2350MW低热值煤发电工程属于低热值煤发电范畴，是安徽省产业和能源发展中需要推进发展的项目。宿州市是全国重要的粮棉主产区和重要的煤电能源供应基地之一。振兴皖北经济战略的提出，宿州市在政策、财政等方面将获得到更大得扶持力度，提出了“三大战略”、“双千亿、双翻番”的发展目标，重点发展以煤电化产业、轻纺加工、食品加工等为主体的特色型产业。宿州钱营孜2350MW低热值煤发电工程符合宿州市产业发展定位，有利于提升资源利用效率，促进煤电一体化发展，已经列入宿州市国民经济和社会发展第十二个五年规划，属于宿州市十二五期间重点发展的煤电化产业重点项目和省政府861行动计划重点项目。1.7.1.2 低热值煤发电有利于提高能源利用效率，有利于节约土地和运力资源，减轻环境污染。加快发展低热值煤发电产业，对实现低热值煤资源就近高效转化，提高煤炭资源利用效率具有重要意义。部分煤泥、洗中煤掺混在优质煤中长距离运输，增加运输能耗，加剧运力紧张矛盾。加快发展低热值煤发电产业，对保护宝贵的土地资源、避免运力浪费具有积极作用。煤泥、洗中煤等长期在矿区堆存，易自燃并释放有害气体，污染大气环境；同时经雨水淋溶，也会污染水体和土壤。加快发展低热值煤发电产业，对多途径利用废弃资源，减少煤泥、洗中煤等低热值煤堆存，保护矿区生态环境具有重要作用。1.7.1.3 本工程建成后，有利于提高淮宿亳电网的供电能力，以满足负荷快速增长的供电需求。本工程所发电力不但可以供给当地用电需求，减少当地用电量迅速增长的压力，有力保障当地的工业发展，还可以支援华东电网用电，增强华东电网电 力供应的可靠性。综上所述，本工程对皖北煤电基地的建设，满足安徽省电力发展需求，促进电源布局更加合理化，调整皖北经济发展的产业结构，对推动当地的经济发展将有重要的作用。1.7.2 主要结论与建厂条件相关的用地、煤源、水源、煤炭运输、接入系统、灰场、环境保护、工程地质状况等基本落实并已经取得有关方面的意向、协议和支持性文件。根据已经初步落实的建设场地、水源、煤源、运输、环保、贮灰、接入系统等建厂条件，本工程装机方案按2350MW国产超临界燃煤循环流化床汽轮发电机组考虑。本工程的静态投资静态投资为269338万元，单位投资3847元/千瓦。当设备年利用为5000小时，按投资方内部收益率10%测算，不含税上网电价为350.94元/MWh，含税上网电价为410.09元/MWh，该电价水平低于安徽省电网标杆电价444元/MWh，较强竞争力，因此本工程在技术上是可行的，在经济上是合理的。2 电力系统2.1 系统概述2.1.1 安徽电网现状安徽电网是华东电网的一部分，省内电网习惯上依地理位置分为三大片：即皖北(含淮南、淮北两片)、皖中和皖南电网，三片电网通过500kV和220kV主干线路相联。截至2011年底，全省统调电厂45座，机组110台，总装机容量29453MW，其中省调电厂38座，机组93台，总装机容量21023MW(其中火电机组64台，容量20271MW，常规水电机组26台，474MW，抽水蓄能机组2台，80MW，风电场1座，容量198MW)；华东网调电厂7座，总装机容量8430MW，其中火电机组12台，容量7580MW，抽蓄机组5台(琅琊山、响水涧)，容量850MW。2011年底，安徽电网通过7回500kV线路(即当涂江苏东善桥线路，繁昌江苏东善桥线路，当涂江苏惠泉双线，敬亭浙江瓶窑线，河沥浙江富阳双线)与华东电网相联。全省500kV变电站合计17座(其中开关站1座、电厂联络变1座)，降压变压器23台，总容量17600MVA。500kV线路62条，线路总长度4046.02km(含省际联络线，不包括境外线路长度)。220kV变电站150座(包括2座开关站)，变压器258台，总变电容量39450MVA，线路424条，总长度11324km。2011年，全省统调发电量1576.2亿kWh，较2010年增加180.5亿kWh，同比增长12.9%。全省统调用电量1109.9亿kWh，比去年增加132亿kWh，同比增长13.4%。全省统调最大用电负荷达到19920MW(7月29日)，同比增长6.5%。由于2011年夏季为“凉夏”，持续高温天气很短，用电负荷需求未得到有效释放，导致全省平均最大负荷增长率略低于平均最低负荷增长率，而低谷用电量相对增长较快，使我省用电负荷特性有所改善。安徽电网省间交换电量较多，主要为“皖电东送”机组的送出电量，另外还有少量的省间双边交易电量，以及区外和网内的计划受进电量。2011年，“皖电东送”机组发电量增加较多，全年发电量480.9亿kWh，同比增长12.7%；2011年，双边交易电量有所减少，计划受进电量和往年基本持平，不含“皖电东送”机组的省间交换电量预计受进16.9亿kWh，同比增长46.7%；年统调送网电量433.7亿kWh，同比增加12.6%。2011年安徽省220kV及以上电网现状接线图见下图2.1.1-1。图2.1.1-1 2011年安徽省220kV及以上电网现状接线图2.1.2 淮宿亳电网现状及近期发展淮宿亳电网包含淮北市和宿州市、亳州市等三市的电网。截至2011年底，淮宿亳电网500kV变电站仅有濉溪变1座，变电容量750MVA。220kV变电站18座，主变32台，总变电容量4890MVA。该片电网通过500kV濉溪禹会双回线路与皖中电网相连，另通过淮北二厂蒋南双线、蒙城丁集、涡阳颍州单线、茨淮阜阳等6回220kV线路与邻近蚌埠、淮南、阜阳等3个地区电网相联。至2011年底，淮宿亳220kV电网有省调电厂4座，分别为淮北电厂(210MW)、淮北二电厂(2320MW)、临涣煤泥矸石电厂(2300MW)、国电宿州电厂(135+137.5MW)，装机总容量为1722.5MW，均是以220kV电压等级接入地区电网；另有“皖电东送”一期电厂之一的华电宿州电厂(2630MW) ，装机容量为1260MW，以500kV电压接入500kV濉溪变。2011年淮宿亳电网统调用电量约为115亿kWh，同比增长16.2%；统调最大用电负荷达2290MW(未计同时率)，同比增长11.7%。淮宿亳地区2011年220kV及以上电网现状接线示意图见图2.1.2-1。图2.1.2-1 2011年淮宿亳220kV及以上电网现状接线示意图根据淮宿亳电网2012-2016年滚动调整规划，2012-2016年左右淮北电网将新建220kV铚城变(180MVA)、碱河变(2240MVA)、况楼变(180MVA)、杜庄变(180MVA)、龙湖变(180MVA)、电厂变(180MVA)、段园变(180MVA)，扩建铚城变(180MVA)等一批输变电工程；宿州电网将新建宿南变(180MVA)、曹村变(180MVA)、官桥变(180MVA)、汴河变(180MVA)、沱东变(180MVA)，扩建虹乡变(180MVA)等一批输变电工程；亳州电网将新建赵桥变(180MVA)、漆园变(180MVA)、夏湖变(180MVA)、武集变(180MVA)、木兰变(180MVA)、乐土变(180MVA)等一批输变电工程，以满足淮宿亳电网的供电需求。淮宿亳地区2014年220kV及以上电网规划接线示意图见图2.1.2-2。图2.1.2-2 2014年淮宿亳地区220kV及以上电网规划接线示意图2.1.3 宿州电网现状及近期发展宿州市位于安徽省最北部，与苏、鲁、豫3省11个市县接壤，是淮海经济协作区的核心城市之一，也是安徽省距离出海口最近的城市。宿州市下辖1区4县，及埇桥区、萧县、砀山、灵璧、泗县，总面积9787平方公里，总人口为626万人。宿州电网属于典型的末端电网，受地理和经济条件限制，其电网分成南部电网(埇桥区、灵璧县和泗县)和北部电网(萧县和砀山县)，南北网均未形成环网。宿州电网内电源装机较少，需要从淮北电网受进电力。宿州南部220kV 电网形成淮北国安电厂-双庆双线、濉溪-埇桥开关站双线(按500kV 线路设计，降压运行)、南坪-沱河线的受电渠道，北部220kV 电网形成纵楼-陇海线、显通-马井双线的受电渠道。2011 年底，宿州电网统调电源装机规模达到1532.5MW，其中华电宿州电厂2630 MW，以500kV 接入500kV淮北濉溪变；国电宿州电厂#3 机135 MW，以110kV 接入电网；国电宿州电厂#4 机137.5MW，以220kV 接入电网。另有华电宿州生物质电厂(212.5 MW)、祁东电厂(215 MW)、砀山光大电厂(130MW)接入地区电网。2011 年底，宿州电网共有220kV 变电站8 座(含埇桥开关站)，变电容量1560MVA，分别为姬村变(2120MVA)、沱河变(150MVA+180MVA)、双庆变(180MVA)、刘尧变(2120MVA)、虹乡变(150MVA)、马井变(2150MVA)、陇海变(120MVA)；110kV 变电站20 座，变电容量1408 MVA。220kV线路19 条，共748 km；110 线路56 条，共959km。2011年宿州电网统调最大负荷843MW，同比增长10.5%，统调用电量45 亿kWh，同比增长21.3%。宿州电网目前存在的主要问题：(1) 开发区供电规划问题近年来，随着开发区园区面积的不断扩大和招商引资企业的不断入驻，开发区电力负荷出现高速增长的局面，特别是化工园区的快速推进，使得220kV 沱河变和110kV 金海变将无法满足负荷增长的需要。(2) 宿南矿区供电问题目前，宿南矿区已由宿州电网供电的煤矿有芦岭、朱仙庄、祁东等矿井，原由淮北供电的桃园煤矿、祁南煤矿、钱郢子煤矿也将逐步转由宿州电网供电。基于煤矿供电的安全可靠性要求较高，以上每座煤矿均需从两个不同的变电站各出1 回专线供电，因此急需增加新的电源点才能满足煤矿用电接入需求。(3) 西南片区供电问题近年来，西南片区供电负荷增长较快，向该区域供电的的110kV 城南、六里两座变电站2010 年夏季均出现满载情况，同时淮北矿务局和皖北煤电集团等出现供电紧张情况，急需规划新的变电站满足负荷的要求。(4) 市区110kV 变电能力不足市区4 座110kV 变电站均分布在城市周围，距城市中心区较远，向城市中心区供电的多条10kV 线路出现满载或过载，急需在市区建设新的电源点加强110kV供电能力才能解决问题。宿州地区2011年和2014年220kV及以上电网现状接线示意图参见图2.1.2-1和2.1.2-2。2.2 电力负荷预测与电力电量平衡2.2.1 负荷预测2.2.1.1 安徽电网负荷预测根据省电力公司最新预测结果得出的安徽电网20122017年推荐的电量负荷预测值见下表2.2.1.1-1。表2.2.1.1-1 安徽省电网2012-2017年电量负荷预测推荐方案表 单位：亿kWh、MW安徽省2011(实绩)2012201320142015“十二五”增长率20162017统调电量1144116714291614176011.9%20532187统调最大负荷199202271025210285403300012.0%37000410002.2.1.2 淮宿亳电网负荷预测根据对淮北、宿州、亳州(简称，淮宿亳)三个地市社会经济发展和历年负荷增长情况进行的分析，结合安徽省电力公司最新负荷预测资料和淮宿亳电网2012-2017滚动调整规划，淮宿亳电网20122017年的电量负荷预测的推荐方案见表2.2.1.2-1。表2.2.1.2-1 淮宿亳电网2012-2017年电力电量预测表 单位：亿kWh、MW淮宿亳电网2011(实绩)2012201320142015“十二五”增长率20162017统调电量11513615116818813.66%204223其中：淮北市414448535810.10%6573亳州市313843495516.20%6270宿州市435460677415.01%7780统调最大负荷2256270129753408396914.47%44494969其中：淮北市720799860960111010.96%12701440亳州市73090310401200142017.65%16301860宿州市840104011201300152014.87%164017702.2.2 安徽电网近期电源规划和省外协议分电情况截至2011年底，我省统调装机总容量为29453MW。根据安徽省电力公司最新机组投产计划进度表及2012年初部分新电源前期工作进展，列出20122015年安徽省内在建、核准及取得路条的电源装机建设初步方案，见表2.2.2 -1。表2.2.2-1 20122015年安徽电源建设初步方案(在建、核准及取得路条) 单位：MW年 份2012上半年2012下半年2013上半年2013下半年2014年2015年净新增容量合计25005001885132079003862水电当年投产容量250500001600佛磨抽蓄160响水涧抽蓄250500火电当年投产容量225002020132079404000新庄孜电厂270合肥电厂#6号机660淮南顾桥煤矸石电厂660马鞍山电厂“上大压小”扩建1320淮北虎山电厂660660国电宿州电厂“上大压小”扩建700华电六安电厂二期660660宣城电厂二期660临涣电厂二期660板集电厂2000安庆电厂二期2000* 田集电厂二期1320* 凤台电厂二期1320* 平圩电厂三期2000*平山电厂1320退役机组-135-200-138宿州汇源厂-135-138安庆热电厂-200注：(1) 标*号的为皖电东送二期机组；(2) 华塑热电厂(炉桥盐化)为企业自发自用自平衡的电源项目，上表未计入；(3) 响水涧抽蓄电站为华东项目，协议分给我省电力500MW。根据上表电源初步建设方案，在2011年底装机规模(29453MW)的基础上，安徽电网至2015年总装机容量净增加17967MW，达到47420MW，以满足我省电力负荷快速增长的供电需求和国民经济增长的需要，同时为华东电网提供一定的电力支撑。安徽电网作为华东电网的送电省份，在2011年及以后接纳的华东以外的区外来电仅包括三峡分电以及华东电网已确定的区内直属直调电力，2011年华东直属直调电力分给安徽的容量为768MW(其中新富水电200MW，天荒坪抽蓄200MW，琅岈山抽蓄300MW，秦山核电68MW)；2012年至2015年，安徽新接纳的华东区内电力仅有响水涧抽蓄机组。具体见表2.2.2-2。表2.2.2-2 20112015年安徽接受区外电力统计 单位：MW2011年2012年2013年2014年2015年电力流合计-6162-5649-5379-11339-11339一、送入电力141819312201220122011、区外合计650650920920920三峡650650920920920特高压交流00000呼盟直流000002、直属合计7681281128112811281秦山核电6881818181新富水电200200200200200天荒坪抽蓄200200200200200琅琊山抽蓄300300300300300响水涧抽蓄0500500500500绩溪抽蓄00000二、送出电力-7580-7580-7580-13540-135401、皖电东送一期-7580-7580-7580-7580-75802、皖电东送二期-5960-59602.2.3 电力电量平衡根据供电区域划分及本工程的地理位置，为研究本工程所发电力消纳方向，分别从安徽电网、淮宿亳电网和淮宿电网三个层次进行电力平衡。其中，淮宿亳电网包括淮北、宿州、亳州等3个地市电网。2.2.3.1 安徽电网电力电量平衡根据前述的安徽省电力需求预测和省内核准及取得路条的电源装机建设初步方案，在下半年投产机组不参加平衡的原则下，作出2012-2017年全省电网电力电量平衡，分别见表2.2.3.1-1、2.2.3.1-2。表2.2.3.1-1 安徽电网20122017年电力平衡表(统调) 单位：MW序号年 份2012年2013年2014年2015年2016年2017年1全省最大负荷2271025210285403300037000410002需要备用容量(15%)3407378242814950555061503按15%需要装机容量(1)+(2)2611728992328213795042550471504年底装机容量3065533860417604562245622456225当年新增装机容量225032057900386200其中：新庄孜电厂270淮南顾桥煤矸石电厂660国电宿州“上大压小”700马鞍山电厂“上大压小”1320合肥电厂6#机660虎山电厂660660华电六安电厂二期660660宣城电厂二期660临涣电厂二期660国电宿州停役-135-138安庆热电厂停役-200* 田集电厂二期1320* 凤台电厂二期1320* 平圩电厂三期2000*平山电厂1320佛磨抽蓄160板集电厂2000安庆电厂二期20006年高峰期实际装机容量3009031880417604562245622456227水电、火电受阻容量2342342342342342348实际可用容量2985631646415264538845388453889电力盈亏：(8) - (3)37402655870574382838-176210按省外电源协议分得容量19312201220122012201220111皖电东送758075801354013540135401354012电力盈亏：(9)+(10)-(11)-1910-2725-2634-3901-8501-13101注：(1) 水电受阻除陈村、港口湾水电站、响洪甸、佛磨抽水蓄能电站外，其它常规水电列为受阻容量；安庆热电厂因以热定电，最大发电出力150MW，故有50MW机组为受阻容量；(2) 风电不计入电力平衡表；(3) 年底全省装机容量中不计琅琊山抽蓄和响水涧抽蓄，暂按省外电源协议分得一半容量参加平衡；(4) 2015年后未考虑新增电源装机，以判断电源装机建设空间，供参考。表2.2.3.1-2 安徽电网20122017年电量平衡表(统调) 单位：亿kWh序号年 份201220132014201520162017年1最高负荷227102521028540330003700041002年需电量1161129914501615176318973年初装机容量322553414043360472224722247222其中：常规水电474474474474474474抽水蓄能168016801840184018401840火电3010131986410464490844908449084电网发电量1528 1627 2083 2276 2276 2276 其中：常规水电发电量11.911.911.911.911.911.9抽蓄发电量11.2915.6518.6518.6518.6518.65其中：响洪甸发电量1.71.71.71.71.71.7琅琊山发电量4.284.284.284.284.284.28佛磨发电量3333响水涧发电量4.368.728.728.728.728.72绩溪抽蓄000000天荒坪0.950.950.950.950.950.95火电发电量(按5000小时)1505159920522245224522455外送电量3793796776776776776协议分电电量3838383838387电量盈亏：4+6-2-526 -13 -6 22 -126 -260 说明：(1) 华东区内省外来电根据分配容量，水电按3200小时，核电按7000小时，抽蓄按75%的效率1800小时；(2) 火电装机参与电量平衡容量做如下考虑：皖电东送机组不计入平衡火电按5000小时测算发电量。(3) 省内水电和抽蓄电站按设计资料和运行实绩测算发电量。由全省电力电量平衡可知，安徽电网仅考虑在建、新增核准和路条机组情况下，在除去皖电东送机组以后，安徽省内用电有一定亏缺。自2012年起，电力亏缺一直维持在1910MW以上，2015年安徽电网电力亏缺为3901MW。2016年至2017年，由于未安排新建电源装机，电力亏缺逐步增大，2017年电力亏缺达到13101MW。若上述结果不考虑省外协议分电，亏缺电力还将更大。这种情况下，省内负荷的电力需求和“皖电东送”的需要将会受到影响。因此，随着负荷的增长，在保持现有皖电东送规模及规划的电源装机基础上，“十二五”期间安徽还需要规划部分新建机组以满足省内负荷需要。2.2.3.2 淮宿亳电网电力平衡根据前述的安徽省电力需求预测和省内核准及取得路条的电源装机建设初步方案，在下半年投产机组不参加平衡的原则下，作出2012-2017年淮宿亳电网电力平衡，如表2.2.3.2-1所示。表2.2.3.2-1 淮宿亳电网20122017年电力平衡表(统调) 单位：MW序号年 份2012年2013年2014年2015年2016年2017年1统调最大负荷2701297534083969444949692需要备用容量(15%)4054465115956677453按15%需要装机容量(1)+(2)3106342139194564511657144年底装机容量1723360842684130413041305当年新增装机容量01885660-13800其中：虎山电厂660660国电宿州“上大压小”700临涣电厂二期660国电宿州停役-135-1386年高峰期实际装机容量1723294842684130413041307电厂满发供电能力1585271239273800380038008电力盈亏：(7)-(3)-1521-7097-765-1317-1915注：(1) 火电厂厂用电率按8%考虑；(2) 国电宿州“上大压小”工程已于2012年年底投运，不参加2012年电力平衡；虎山电厂1#机计划于2013年下半年投运，暂不参加2013年平衡，2#机计划于2014年上半年投运，参加2014年平衡；临涣电厂二期2330MW机组计划于2012年底建成1台、2013年上半年建成另1台，参加2013年平衡；(3) 本工程暂不参加上表平衡；(4) 上表仅考虑并入地区220kV电网的电源。由淮宿亳电网电力平衡表可见，在仅考虑省内核准及取得路条的电源装机建设规划的情况下，2012-2017年淮宿亳电网在高峰负荷方式下处于亏缺电力状态，2013年亏缺约709MW电力，2013年底或2014年初淮北虎山电厂投运后，2014年淮宿亳电网发、用基本平衡。随着地区负荷的增长，2015年淮宿亳电网电力出现亏缺，约765MW，2017年达到1915MW，亏缺电力需从系统受进。因此，在已确定的电源装机建设规划基础下，淮宿亳电网