抽水蓄能电站建设项目建议书.doc

抽水蓄能电站建设项目建议书第一章 概 述1.1项目概要1.1.1项目名称抽水蓄能电站建设项目1.1.2项目背景兴建宣恩县抽水蓄能电站，可吸收恩施州网基荷电，将其转化为优质的峰荷电，优化电力系统电源结构，减少弃水调峰损失，提高水电经济效益,符合湖北省电力工业可持续发展要求。1.2项目内容及规模建设一座装机200MW抽水蓄能电站，年发电量3.48亿kw.h。1.3项目总投资预计总投资人民币7.62亿元（最大可装机容量300MW，预计投资10亿元，以下仅按装机200MW测量）。1.4经济效益评估项目建设期3.5年，建成后年售电收入2.25亿元，投资回收期为13年。1.5项目进展情况水利部门技术人员勘测了恩施州电力资源及地理条件，对开发建设宣恩县抽水蓄能电站持肯定态度。目前，已由长江水利委员会长江勘测规划设计研究院完成选点规划报告。1.6合作方式合资、独资第二章 项目建设的目的和意义2.1 项目的提出2.1.1 城市概况宣恩县地处鄂西南恩施土家族苗族自治州南部，东接鹤峰、西邻咸丰，北与恩施市交界，西南同来凤毗连，东南与湖北省龙山、桑植等县接壤。县境南北长73.9公里，东西宽71.5公里，国土总面积2740 Km2，分别占全省、全州国土面积的1.45%和11.3%。现辖6乡3镇，行政村282个。2005年末总户数为9.99万户，总人口34.45万人，其中乡村人口29.75万人，占86.4%；城镇人口4.70万人，占13.6%。县内聚居着汉、土家、回、苗、侗等24个民族，全县少数民族占总人口的66.56%。2005年全县完成生产总值143509万元，按可比价格计算，比上年增长7.7%。其中第一、第二、第三产业完成增加值分别为63976万元、27927万元、51606万元。县内水力资源丰富，已查明的理论蕴藏量为270.2MW，可开发利用为200MW以上。到2002年已开发利用38MW，占可开发利用量的19%。2.1.2 湖北省电力系统概况截止2005年底，湖北省全社会发电装机容量27415.2MW(含三峡电站已投产机组9800MW)，其中水电装机17888.9MW，火电装机9526.3MW，水、火电比例为65：35。统调电网装机容量24224.4MW，其中水电装机容量15913.9MW，火电装机容量8310.5MW，水、火电比例为66:34。2.1.3 宣恩县电力系统概况宣恩县拥有电站15座，装机199500kw。全县拥有110kv变电1座220MVA，拥有6座35kv变电站，配电台区1069台，容量为82200kvA；110kv线路6.92km，35kv线路261km，10kv线路1750km，380V、220V线路5810km。为合理利用电力资源,更好地发挥本地优势，特提出本项目。2.2 项目建设的必要性随着国民经济结构调整和人民生活提高，湖北电网电力供应缺口将进一步加大；负荷指数也呈下降趋势，峰谷差将逐步增大，预计2020年系统峰谷差为12880MW，根据湖北省的能源结构和电源发展规划，预测调峰容量缺口将达1210MW。届时，电网调峰矛盾将更加突出，系统对调峰电源的需求十分迫切。2.3 项目建设的意义2.3.1 抽水蓄能电站是电网最佳的调峰电源抽水蓄能电站不受气候因素制约的限制，具有调峰、填谷双重作用，开、停机及负荷调整十分迅速，无环境要求制约等优点，是其他能源不可比拟的。从经济性方面看，建设抽水蓄能电站与建设烧煤电站相比，单位MW装机年费用节省23万元；同建设烧气一蒸汽联合循环电站相比，单位MW装机年费用节省37万元，建设抽水蓄能电站年费用最节省。可见，抽水蓄能电站是最佳的调峰电源，将是湖北电网优先考虑的增加调峰能力的手段。2.3.2 抽水蓄能电站有利于维持电网安全稳定运行抽水蓄能机组具有启停迅速，双向运行的特点，运行灵活可靠，不仅可在电力系统中替代热力机组担任调峰作用，而且具有很强的负荷跟随能力，在电网中可起调频作用；抽水蓄能电站可根据电力系统生产与消费之间的供需情况而及时调整工况，维持电网供需平衡，保持电网安全稳定运行。 2.3.3 符合湖北省电网可持续发展要求随着经济高速发展，煤炭、石油和天然气供应会越来越紧张，优化电力系统电源结构，发展抽水蓄能电站，符合湖北省电力工业可持续发展要求。2.3.4 建设宣恩抽水蓄能电站符合恩施电力工业发展要求恩施州是湖北省唯一享受国家西部大开发政策的地区，水力资源丰富，在国家有关部门和湖北省政府的支持下，近年来恩施州积极引进资金投资水电，使电力工业成为当地仅次于烟草的第二大支柱产业。在恩施电力满足自身平衡的情况下，大量电力需外送到湖北省网。恩施州网以水电为主，比例超过90%，其中以径流式电站居多，在满足自身用电需求的情况下，送到湖北省网的主要是基荷电，电能质量较差，往往因湖北省网调峰需要进行弃水调峰，损失大量电能。兴建宣恩抽水蓄能电站，可吸收恩施州网基荷电，将其转化为优质的峰荷电，减少弃水调峰损失，提高水电站经济效益，这符合恩施州电力工业发展要求。第三章 项目建设站址3.1 自然地理概况宣恩县抽水蓄能电站张家坪站址,利用已建的狮子关电站水库作为下水库，在张家坪处新建一个上水库，上水库集雨面积0.20km2,汇流区长0.45km，平均比降62.2%，流域内地势陡，植被覆盖较好，灌木和树林茂密，对径流和洪水均有一定的调蓄作用。3.2 气候特征根据宣恩县气象站气象资料统计，多年平均气温为15.8，受季风影响，1月最冷，7月最热，1月平均气温为4.6，7月平均气温为26.5，极端最高气温40.8(1959年8月6日)，极端最低气温-12.74(1977年1月30日)；多年平均相对湿度82%，多年平均日照时数1150h。3.3 径流根据湖北省平均年径流深等值线图，张家坪多年平均径流深为1000mm，径流变差系数Cv值为0.29，Cs/Cv2.0。由此，张家坪站址多年平均径流量为20万m3。3.4 暴雨洪水特征根据湖北省暴雨径流查算图表，张家坪年最大10分钟、1小时、6小时和24小时的点雨量均值分别为15.3mm、41.0mm、74.0mm和106mm。第四章 项目建设的地质4.1 地形地貌张家坪抽水蓄能电站站址位于已建狮子关电站库区洪家河左岸近岸地段，洪家河在该段流向呈NW向，已建狮子关电站正常蓄水位678m。张家坪抽水蓄能站址上库位于张家坪，张家坪地形宽缓，高程1170-1230m，张家坪NNE方向、SE为山体阻隔，山顶高程约1230m；下库位于龙塘坪冲沟左侧，地表陡度22度。4.2 地层岩性工程区出露地层分别为中生界嘉陵江组、大冶组。第五章 装机容量5.1 拟装机容量根据电网的日负荷特性，以及规划水平年对抽水蓄能电站的需求规模，兼顾张家坪站址水文、地形地质条件和上、下库容积等因素初拟张家坪抽不蓄能站址的日发电时间一般为6h并预留部分事故备用，由此初步拟定最小装机容量为200MW。5.2 最大蓄能量张家坪抽水蓄能站址上、下水库水量和能量平衡计算采用分层计算法，将下水库的工作深度分成若干段，逐层将水体从下水库抽水至上水库，分别计算每层的水头和发电量，直至下水库达到死水位为止。经计算，张家坪抽水蓄能站址的最大可能蓄能量为148.56万kwh。5.3 电站运行方式5.3.1 工作方式及工作时间本电站为日调节抽水蓄能电站，在电网中主要承担调峰、填谷和紧急事故备用等任务，同时还具有调频、调相等功能。根据电力系统的电源组成及特性、来水情况，张家坪抽水蓄能站址采用集中抽水、放水方式，即根据系统需要，在系统低谷时段（0:007:00范围内）以最大功率满负荷抽水约6.8h、高峰时段（17:0023:00范围内）满出力发电约5.2h（从正常蓄水位开始至日循环库容用完为止）。5.3.2 年发电量年抽水电量张家坪抽水蓄能站扯下水库日发电库容对应的发电量为104万KW.h，抽水耗电量为144.30万kw.h。当张家坪抽水蓄能站址在电力系统全部发挥调峰、填谷作用时，按前述的工作方式，机组每年考虑检修一次（时间按30d计），机组承担系统备用的时间以每年100h计，则张家坪抽水蓄能站址的年工作时间约为1842h，年发电量为3.48亿kw.h,年抽水电量为4.83亿kw.h。5.3.3 电站综合效率由年发电量和年抽水电量计算可得张家坪抽水畜能电站综合效率为72.1%。第八章 施工预算8.1 施工总进度总工期按3.5年安排，施工准备5个月后主体工程施工，第一台机组发电工期3年，第4年6月第2台机组发电，工程完工。另工程筹建期1年，不计入总工期。8.2 投资估算根据水利水电行业投资估算现行有关的编制规定，并结合当地已建或正建工程的有关工程价格资料，按2007年2季度价格水平计算。张家坪站址工程静态总投资为69746.2万元。8.3 投资计划和资金筹措8.3.1 固定资产投资据工程投资估算，张家坪抽水蓄能站址的静态总投资为69746万元，目前投资价差指数为零，固定资产投资即为静态总投资。8.3.2 资本金本工程建设资金由资本金和银行贷款两部分组成。资本金按工程总投资的20%计，总需15235万元。资本金在建设期按投资比例分年投入不计利息。8.3.3 建设期利息建设期借款按复利计算利息，当年借款按半年计息，初期运行期的建设期利息按投产容量比例分割为财务费用和建设期利息，年利率为7.56%，经计算，电站建设期利息为6014万元。8.3.4 流动资金流动资金按10元/kw计算，为200万元，其中30%的流动资金应从资本金中支用，其余70%则利用银行贷款，贷款额为140万元，年利率为7.02%。8.3.5 总投资经测算，抽水蓄能电站工程的总投资为76174万元。第九章 效益分析9.1 上网电价测算上网电价包括上网容量电价和上网电量电价。依据抽水蓄能电站经济评价暂行办法的规定，张家坪抽水蓄能站址上网电价应采用湖北电网颁布的预测电价进行计算，由于电网未颁布预测电价，本次采用电网的可避免容量成本和电量成本测算电站的容量价格和电量价格。9.2 电站年发电收入电站年发电收入为电站容量收入和电量收入之和。经计算，年发电收入为22539万元。9.3 盈利能力分析通过全部投资财务现金流量计算，电站所得税后的财务内部收益率为12.2%，财务净增现值为18886万元，投资回收期为13.3年。通过资本金财务现金流量