某发电厂可行性研究报告书的编制.docx

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1、第一章 总论1.1 项目概况1.1.1 项目名称 华润浙江苍南发电厂1.1.2 项目规模 拟建两台1000MW超超临界燃煤发电机组，采用2X2953t/h一次再热燃煤锅炉，并新建一个3.5万吨级电厂煤码头。厂址及其它外围条件要留有再扩建2X1000MW的可能性，二期扩建时要有再相邻建设一个3.5万吨级泊位的余地。1.1.3 项目基本构成项目组成见表11所示。表11 项目基本构成项目名称华润浙江苍南发电厂建设单位华润电力控股有限公司规模（MW）项 目单机容量及台数8总容量备注本期工程21000MW2000MW燃煤机组配套工程航道和码头燃用大同煤矿烟煤，由秦皇岛港码头船运到拟建项目专用煤码头。码头

2、工程建设3.5万吨级卸煤泊位1个，3000吨级综合泊位1个；航道工程包括18.25km外航道、1.9km内航道；并围堤设置港池，在码头附近设置长260m宽130m的锚地。供水系统全厂淡水取自江南平原河网和平原引水工程，管道长度约6.8km和15.2km，新鲜总用水量为678m3/h。冷却采用海水直流冷却，最大用水量为64.08m3/s。除尘系统采用三室四电场除尘器，除尘器除尘效率为99.6%，脱硫装置除尘效率为50%，合计除尘效率为99.8%。烟气脱硫系统采用石灰石石膏法脱硫工艺，脱硫效率90%。烟气脱氮系统低氮燃烧技术，氮氧化物排放浓度400mg/Nm3,并预留脱硝装置空间。除灰渣系统采用灰

3、渣分排，干除灰，机械除渣。灰场建设单位已签订了粉煤灰综合利用协议，粉煤灰可利用量为50104t/a，当综合利用量不足时，需临时将粉煤灰贮存在灰渣场。本期灰场占地100公顷，为滩涂灰场。设计容量按21000MW机组存在10左右灰渣量考虑。污水处理系统包括生活污水处理站、工业废水处理站和脱硫废水处理站，分别处理不同废水，经处理后用于干灰加湿、冲洗道路和绿化等，少量剩余排海。接入系统电压等级为500kV，出线2回，出线走廊开阔，输变电工程不包括在拟建项目内。1.1.4 生产工艺拟建项目生产工艺主要由卸煤（电厂专用码头）输煤系统、燃烧制粉系统、热力系统、发电、烟气除尘系统、脱硫系统、除灰渣系统和公用工

4、程系统等组成。（1）装机方案拟建项目21000MW超超临界抽汽凝汽式发电机组，锅炉、汽轮机、发电机三大主机设备的技术规范如下：锅炉：为超超临界压力、一次中间再热、变压运行燃煤直流锅炉，采用单炉膛、II型露天布置，平衡通风，前、后墙对冲或八角切向燃烧方式，固态排渣，全钢架悬吊结构。汽轮机：为超超临界、一次中间再热、凝汽式、双背压、单轴、四缸四排汽。发电机：发电机转子绕组及铁芯为氢冷，定子绕组为水冷；采用静态或旋转励磁方式。（2）热力系统拟建项目热力系统除辅助蒸汽系统按母管制设计外，其余热力系统均采用单元制。热力循环采用八级回热抽汽系统，设有2（即双列）3台高压加热器、一台除氧器、四台低压加热器和

5、一台汽封加热器。（3）燃烧制粉系统拟建项目采用22953t/h再热锅炉，装设6台中速磨煤机，5台运行，1台备用。（4）卸煤输煤系统原煤海运进厂，新建一个煤码头，设1个3.5万吨卸煤码头和1个3000吨级综合码头。卸煤码头按年通过能力440万吨设计，运输船型为3.5万吨散货船，综合码头船型采用3000吨级杂货船。码头设胶带输送机，将卸船机卸下的煤转运至引桥胶带输送机，通过引桥胶带输送机将煤送至厂内。煤场总储煤量按21000MW机组运行22天的燃煤量设计，约30万吨（校核煤种时为20天）。设2个条形煤场，设计堆高按12m，设干煤棚1座，储量按21000MW机组运行3天的燃煤量设计。煤场安装2台臂长

6、为38m的斗轮堆取料机，堆料出力为3800t/h，取料出力为1500t/h。（5）电气系统拟建项目21000MW燃煤机组以500kV电压等级接入系统，出线2回，向西南方向出线，经厂址西南3.5km山地后，至南雁变。（6）烟气除尘脱硫系统a.烟气除尘系统每台锅炉配置两台三室四电场静电除尘器，此外烟气脱硫采用石灰石石膏湿法脱硫，通过脱硫吸收剂的洗涤，可使烟尘浓度进一步降低，合计除尘效率99.80%。b.烟气脱硫系统采用全烟气脱硫，脱硫工艺初步采用石灰石石膏湿法脱硫工艺，脱硫效率达95%，环评按90%计。（7）除灰渣系统拟建项目采用灰渣分除，干湿分除、干灰粗细分除系统，渣在厂内采用机械输送，厂外采用

7、汽车运输方式；灰在厂内采用浓相干除灰输送系统，厂外采用汽车运灰方式。a.除渣系统：采用水冷湿式排渣方式，炉底渣经水浸式刮板捞渣机排出，经刮板捞渣机输送到渣仓或经埋刮板输送机二级转运至渣仓。在渣仓脱水后的渣可供综合利用或自由卸汽车装车运往灰渣场堆放。刮板捞渣机的溢水、输送设备底部收集水和渣仓析水通过澄清池澄清、板式换热器、冷却后循环使用。b.除灰系统：省煤器和电除尘器灰采用正压气力输送系统，共设2座粗灰库、公用1座细灰库。干灰库内的灰除供综合利用（如制砖、填方、制水泥等）外，多余的灰调湿后自由卸汽车运往灰场干灰碾压。c.石膏输送系统：吸收塔的石膏浆液通过石膏排出泵送入石膏水力漩流站浓缩、浓缩后的

8、石膏浆液进入真空皮带脱水机脱水，使石膏的含水量小于10%，脱水后的石膏存放在石膏堆料间，石膏综合利用或用密封自卸汽车外运到灰场单独存放。d.石子煤系统：中速磨石子煤系统经石子煤收集斗储存，定期排放至专用收集小车，可由人工或经电瓶叉车将石子煤运至石子煤堆放区，然后通过轮式装载机转运到汽车至灰场堆放。（8）化学水处理a.锅炉给水处理系统系统总出力约280t/h，化学水处理车间按两系列140t/h设置。系统运行及再生方式为过程控制：正常情况下一系列运行，一系列再生备用，最大补水量或非正常情况下的用水可投入备用系列开由除盐水箱储备。通过上述方案处理后，出水水质能满足超超临界机组对补给水的要求。锅炉补给

9、水处理系统流程为： b.凝结水精处理系统为连续去除热力系统腐蚀产物、提高凝汽器发生泄漏时的应变能力，缩短机组启动时间，并为电厂进行给水加氧处理创造条件，设计考虑单元制全容量凝结水精处理系统，其原则性系统流程为： c.循环冷却水处理为了有效地控制凝汽器内微生物的繁殖，防止冷却设备的堵塞和腐蚀现象发生，采用电解海水制取次氯酸钠的方式，对循环冷却水系统添加次氯酸钠。1.2 项目承办单位华润集团为中国内地和香港最具实力的多元化控股企业之一，总资产达1,200亿港元，营业额达730亿港元。华润集团从事的行业都与大众生活息息相关，主营业务包括日用消费品制造与分销、地产及相关行业、基础设施及公用事业三块领域

10、。该集团下属的子公司华润电力控股有限公司成立于2001年8月27日，并于2003年11月12日在香港联合交易所主板上市，是恒生综合行业指数（公用事业）及恒生香港中资企业指数成份股之一。华润电力主要在中国经济发达或经济增长较快的地区开发和运营300MW或以上的大容量、高效率发电机组，参股和控股的发电企业主要包括徐州华润电力有限公司、河北衡丰发电有限责任公司、浙江温州特鲁莱发电有限责任公司、广东广合电力有限公司、湖南华润电力鲤鱼江有限公司、华润电力登封有限公司、华润电力湖北有限公司、衡水恒兴发电有限责任公司、华润电力（常熟）有限公司、河南华润电力首阳山有限公司及华能国际电力开发公司等大型或特大型发

11、电企业。截止2005年3月31日，华润电力包括计划建设、在建及已投入商业运行的发电厂在内的总权益装机容量达到8,668MW（不含参股华能国际的权益装机），其中运营中的权益装机达到3,822MW，为香港上市发电公司中增长最快的独立发电企业之一。目前，华润电力已投入运营的供电区域包括河北、河南、湖北、湖南、广东、江苏、淅江共7个省区，为千家万户提供稳定的电力。此次华润电力在浙江省温州市苍南县投资建设发电厂，将为满足我省用电需求、保障持续供电和促进温州地区经济发展方面起到很重要的促进作用。1.3 项目拟建地点华润浙江苍南发电厂工程的厂址拟建于浙江省东南部温州地区的苍南县境内，按苍南县人民政府的要求，

12、对苍南县境内的舥艚厂址和大渔厂址开展规划选址可行性论证分析工作。舥艚厂址的厂区围墙内用地面积约为37.10104m2，其中包括磨石粉厂的用地面积。大渔厂址厂区围墙内面积约为41.80104m2。1.4 可行性研究报告编制单位温州市城市规划设计研究院苍南分院苍南县城乡规划设计研究院1.5 编制依据1.5.1中华人民共和国城市规划法1.5.2中华人民共和国电力法1.5.3中华人民共和国环境保护法1.5.4建设项目选址规划管理办法1.5.5建设项目环境保护管理条例1.5.6浙江省2010年电力发展规划及2020年展望1.5.7温州市国民经济和社会发展第十一个五年规划1.5.8温州市域城镇体系规划（1

13、999-2020）1.5.9苍南县城镇体系规划（1999-2020）1.5.10浙江苍南发电厂工程（2X1000MW）初步可行性研究1.5.11华润浙江苍南发电厂环境影响报告书1.5.12苍南县电网“十一五”规划及2020年远景发展规划1.5.13浙江省国土资源厅文件，浙土资函2005303号关于浙江苍南发电厂建设用地事项的复函1.5.14浙江省海洋与渔业局文件，2005009号，项目用海审查意见1.5.15中华人民共和国浙江省海事局文件，浙海通航2005269号关于华润电力浙江苍南电厂建设码头及取排水构筑物的批复1.5.16中华人民共和国温州鳌江海事处文件，鳌海事200466号，关于在舥艚建

14、设浙江苍南发电厂使用岸线的函1.5.17苍南县人民政府文件，苍政发2004298号，苍南县人民政府关于同意在舥艚建设浙江苍南发电厂的函1.5.18苍南县风景旅游管理局文件，苍景旅200559号，关于苍南发电厂选址可以调整出炎亭景区的复函1.5.19浙江省人民政府办公厅文件，浙政办函200646号浙江人民政府办公厅关于“滨海玉苍山”风景名胜区规划范围调整问题的复函1.5.20苍南县风景旅游管理局，关于炎亭风景区景区规划范围调整的复函1.5.21苍南县水利局文件，苍水政函2004001号，关于同意在舥艚建设浙江苍南发电厂的函1.5.22苍南县平原引供水有限公司文件，苍引供水200408号，关于同意

15、在舥艚建设浙江苍南发电厂取水的函1.5.23苍南县水利局文件，关于苍南电厂供水措施承诺函1.5.24苍南县林业局文件，苍林便函200426号，关于同意在舥艚建设浙江苍南发电厂的函1.5.25苍南县规划建设局函件，苍规建函200426号，关于同意在舥艚建设浙江苍南发电厂的函1.5.26苍南县规划建设局关于苍南发电厂纳入苍南县域总体规划的意见1.5.27温州航运管理处苍南管理所文件，温苍航管200414号，关于同意在舥艚建设浙江苍南电厂的函1.5.28中国人民解放军浙江省苍南县人民武装部，2004苍武字第19号，关于同意在舥艚、大渔湾建设大型燃煤电厂的函1.5.29苍南县海涂围垦工程指挥部办公室文

16、件，苍海围指200412号，关于建设浙江苍南发电厂土石方处置和提供灰场的函1.5.30苍南县文物馆公文，苍文物20046号，关于同意在舥艚建设浙江苍南发电厂的函1.6 基本思路1.6.1 符合各有关城市、电力发展规划要求。1.6.2 节约用地，并符合国家现行土地管理、环境保护、水土保持等法规有关规定。1.6.3 投资省、建设快、运营费低，具有最佳效益。1.7 编制原则1.7.1 可操作原则：从基地条件、动拆迁情况和经济效益等方面进行比较周密的考察和论证，选择尽量节约投资成本和能迅速起步的位置，使电厂的规划建设具备良好的可操作性。1.7.2 合理布局原则：随着城市经济的发展，为提高电网运行的经济

17、性、可靠性，促进省域范围内电力电量平衡，合理的电厂布局能产生较好的社会经济环境综合效益。1.7.3 通达性原则：空间通达性的高低，反映一个实体与其他实体相接触进行社会经济和技术交流的机会和潜力，提高空间通达性的有效途径就是有便捷易达的交通条件，因此，电厂选址的一个主要原则是将其设置在交通便利的地段。1.7.4 土地利用优化原则：在市场经济条件下，必须用市场的眼光重新认识和审视城市工业的发展，政府应对构成城市空间和功能载体的自然成长资本（如土地）与人力作用资本（如路、桥、码头）等进行重组、运营，达到土地优化配置。1.7.5 弹性原则：由于电力行业的发展受到区域社会经济发展情况的影响，因此，对电厂

18、的选址要坚持弹性原则，形成可持续发展的思路。第二章 项目背景2.1 浙江省电网概况2.1.1电力系统现状概况浙江电网是华东电网的重要组成部分，目前通过王店南桥双回、瓶窑武南双回、瓶窑繁昌以及双龙福州北双回共7回500千伏线路分别与上海市、江苏省、安徽省及福建省电网相连。位于浙江省境内的新安江、富春江水电站及天荒坪抽水蓄能电站2004年末装机容量共275.97万千瓦，秦山核电站二、三期（由三省一市合资新建）装机容量275.6万千瓦，五个电站由国家电力公司华东公司直接调度管理，送入浙江电网的电力、电量作为浙江电网的受电。2004年浙江省6000千瓦及以上发电装机容量2257.6万千瓦，其中：省公司

19、统调装机1225.84万千瓦，华东直调电厂装机551.57万千瓦，非统调装机480.18万千瓦。全省6000千瓦及以上电厂发电量1199.66亿千瓦时，同比增长13.36%。其中：浙江统调电厂发电量761.89亿千瓦时，同比增长7.58%；非统调电厂发电量210.99亿千瓦时，同比增长23.61%；华东直调电厂发电量226.78亿千瓦时，同比增长26.42%。2004年浙江电网拥有500千伏变电所11座，容量2075万千伏安，500千伏输电线路总长度约2999公里；220千伏主变容量约3054万千伏安，220千伏输电线路总长度约8368公里。500、220千伏主变容量分别较2003年增加93%

20、、17%。2004年浙江省全社会最高用电负荷为2100万千瓦，比2003年增长12.3%，用电量为1388.5亿千瓦时，较上一年增长14.9%。2004年浙江省500千伏电网接线情况详见图21。图21 2004年底浙江500千伏电网接线示意图2.1.2 电力电量预测浙江省地处东南沿海，交通便利，商品经济活跃。经过改革开放20多年的建设，浙江省已经从资源贫乏的农业省发展成为工业为主的经济大省，经济总量和综合实力进入全国前列，是全国最具经济发展活力的省份之一。2001年，浙江省地区生产总值达到6748亿元，比1998年增长34.9%，年均增长10.5%，人均生产总值14550元。2004年，据初步

21、统计，浙江省地区生产总值达到11300亿元，较2003年增长14.5%。浙江省国民经济的快速发展对电网的供电能力提出了更高的要求，但目前电力建设难以适应经济发展和人民生活水平迅速提高对用电的需求。根据浙江省电力公司的统计，2004年浙江省全社会最高用电负荷为2100万千瓦，比2003年增长12.3%，用电量为1388.5亿千瓦时（未含天荒坪抽水蓄能电站抽水用电），较上一年增长14.9%。 2005年全省最高用电负荷及用电量将分别达到2540万千瓦及1604亿千瓦时，“十五”期间的年均增长率分别为17.0%及17.2%；预计2010年全省最高用电负荷及用电量将分别达到4100万千瓦及2510亿千

22、瓦时，“十一五”期间的年均增长率分别为10.1%及9.4%。2015年全省最高用电负荷及用电量将分别达到5250万千瓦及3190亿千瓦时，“十二五”期间的年均增长率分别为5.1%及4.9%。2.1.3电力电量平衡（1） 电源规划浙江省的自然条件缺煤无油，水力资源有限，一次能源短缺，但具有建设火电、水电、核电、风电、潮汐电等电厂的条件，其中又以火、水、核为主。由于我省的地形以丘陵、山地居多，特别是浙中、浙西南地区，铁路交通不发达，而沿海拥有较多的深水良港，杭州湾、北仑港、象山港、三门湾、乐清湾均具有适合建设3.55万吨级码头、个别地区能建10万吨级码头的港址。因此，从我省的实际情况出发，电源建设

23、将贯彻“合理布局电源项目，优化发展燃煤火电，积极建设核电，积极推进天然气发电，因地制宜开发水电，积极开发风电等新能源”的方针。相当长一段时间内，我省的电源建设仍将以火电为主，特别是大型港口火力发电厂的建设，以利于提高一次能源的利用率，积极建设大型核电厂，创造条件建设对环境有利的天然气发电工程，择优开发有调节能力、经济效益较好的中、小水电，逐步进行抽水蓄能电站的开发和建设，以缓解调峰矛盾。“十五”期间我省计划建设电源容量924.2万千瓦，其中水电18.5万千瓦、煤电584.5万千瓦、气电179.2万千瓦、核电142万千瓦；“十一五”期间规划投产电源容量2477万千瓦，其中水电131万千瓦、煤电1

24、963.5万千瓦、气电351万千瓦、核电31.5万千瓦。（2） 电力电量平衡电力电量平衡的原则考虑如下：a、浙江省的小水电、小火电装机较多，这部分装机不是统一调出力很不稳定，故规划中的电力平衡按统调口径进行测算。b、新安江、富春江水电厂直属华东网局，将视为华东口子输入，天荒坪抽水蓄能电站为国家三省一市合资项目，我省暂按新机留成和投资比例分得装机50万千瓦参与平衡，桐柏按71万千瓦参与平衡，秦山核电二、三期亦仅列浙江分得装机142万千瓦进行平衡，其余省内新增装机全部参与电力平衡。c、新增的大中型统调机组，上半年投产的参与当年电力电量平衡，下半年投产的不参与当年电力电量平衡。d、电量平衡时，统调燃

25、油、燃气机组因调峰运行的需要，平均设备利用小时按3500小时计。2006年及以前，由于全省仍有较大的电力缺口，发电机组的平均设备利用小时将继续保持较高的水平，统调燃煤机组利用小时按6500小时计。随着电力供需矛盾逐步缓解，2007年后发电机组设备利用小时将逐步恢复正常（5500小时左右）。核电机组平均设备利用小时按6500小时测算。常规水电站按多年平均发电量参与平衡。e、“十二五”期间新投产参与电力电量平衡的机组仅考虑了“十一五”结转项目：1)浙能舟山六横电厂第二台100万千瓦机组2011年投产。2)秦山核电二期扩建第二台65万千瓦机组2011年投产。从电力电量平衡的结果来看，在我省规划建成投

26、产一批电源项目并考虑区外来电的情况下，到“十一五”末，浙江省的电力电量将基本平衡。“十二五”期间，在新投产参与电力电量平衡的机组仅考虑“十一五”结转项目的前提下，到2015年，考虑统调机组备用率为15%时，全省电力缺口为511.7万千瓦左右。浙江省2005-2015年的电力、电量平衡结果见表21和表22。表21浙江省2005-2015年电力平衡表 单位：万千瓦、% 20042005200620072008200920102015全 省 最 高 负 荷21002540286031703480379041005250其中：6000以下负荷 *86301515151515156000KW以下负荷与装

27、机自行平衡6000以上非统调负荷 *390.9410380375370365360350非统调的负荷与装机自行平衡 6000以上统调负荷1623.12100246527803095341037254885浙江电网6000以上装机容量1706.02252.54275833913756418945924672.04其中：水 电219.9223.2228.2233.2258.2303.2308.2308.2火 电1456.11999.342499.83127.83467.83855.84253.84333.84核 电3030303030303030其中：6000以上非统调装机 *480.185555

28、40535530525520500其中：水 电121.7125130135140145150150火 电358.54304104003903803703506000以上统调装机容量1225.841697.54221828563226366440724172.04其中：水 电98.298.298.298.2118.2158.2158.2158.2火 电1097.61569.32089.82727.83077.83475.83883.83983.8核 电30303030303030306000以上统调装机工作容量1165.81422.919602537304633453734.04172.0不包括

29、当年夏季高峰后投产机组其中：水 电98.292.298.298.298.2138.2158.2158.2火 电1037.61300.741831.82408.82917.83176.83545.83983.8核 电3030303030303030电力输入合计669.1640673610594589589934天荒坪抽水蓄能电站50505050505050按分得装机计算秦山核电二、三期142142142142142142142按分得装机计算秦山核电二期扩建63按分得装机计算桐柏抽水蓄能电站357171717171按分得装机计算新安江、富春江输入50505050505050三 峡 输 入73969

30、7131166166166川 电 输 入25582013年以后为锦屏电站输入其 他 输 入3003002001501101102202009年以后为安徽风台电厂输入金 沙 江 水 电114溪落渡、向家坝电站输入统调机组工作容量备用率9.8-1.86.813.217.615.416.14.5备用率为15%时的电力缺口-83.8-352.1-201.7-50.080.812.539.3-511.7表22浙江省2005-2015年电量平衡表 单位：亿千瓦时20042005200620072008200920102015全 省 需 电 量1419.881640183020202200239025703

31、250全 省 用 电 量（不 含 抽 水）1388.451604178219602140233025103190全省发电量合计1032.041243.991540.11763.51954.22032.52211.82481.1其中：水 电51.9582.0384.385.586.794.999.695.8火 电952.921134.791428.61650.91840.31910.52085.12358.1核 电27.227.227.227.227.227.227.227.26000以下发电量59.1665.965.941.941.941.941.941.9其中：水 电22.9335.935.

32、935.935.935.935.935.9火 电36.2330.030.06.06.06.06.06.06000以上非统调发电量210.99288.0277.2252.4209.1205.8202.5193.5其中：水 电18.6030.031.232.433.634.836.036.0火 电192.39258.0246.0220.0175.5171.0166.5157.56000以上统调发电量761.89890.11197.01469.21703.21784.81967.42245.7其中：水 电10.4216.117.217.217.224.227.723.9火 电724.30846.81

33、152.61424.91658.81733.51912.62194.6核 电27.1727.1727.1727.1727.1727.1727.1727.17输入电量合计338.35328.8318.3257.3269.3258.3258.3438.3天荒坪抽水蓄能电站7777777秦山核电二、三期92.392.392.392.392.392.392.3秦山核电二期扩建41.0桐柏抽水蓄能电站51010101010新安江、富春江输入15151515151515三 峡 输 入42495365747474川 电 输 入7.5262013年以后为锦屏电站输入其 他 输 入165150808060601

34、212009年以后为安徽风台电厂输入金 沙 江 水 电52溪落渡、向家坝电站输入考虑输入后电量平衡-31116100.8123.50.80.0-270.7统调燃煤机组利用小时738868006800643561005826576758802.2 苍南县电网概况2.2.1 电力系统现状（1）供电范围及分片电量负荷情况2004年苍南电网在严重拉闸限电的情况下总供电量为157147.09万千瓦时，比上年增长13.75，最高网供负荷275.3MW。为规划方便，以苍南县行政区域划分及各乡镇经济特点、用电负荷特性为依据，供电区域分片如下：灵溪片：灵溪镇、藻溪镇、浦亭乡、凤池乡龙港片：龙港镇钱库片：钱库镇、

35、芦浦镇、仙居乡、括山乡望里片：望里镇、新安乡宜山片：宜山镇金乡片：金乡镇、大渔镇、石砰镇、龙沙乡舥艚片：舥艚镇、炎亭镇桥墩片：桥墩镇、观美镇、莒溪乡、腾洋乡、五凤乡矾山片：矾山镇、赤溪镇、南宋镇、凤阳乡、中墩乡、昌禅乡马站片：马站镇、霞关镇、沿浦镇、蒲城乡、渔寮乡、岱岭乡另外还有新设立的山海协作区。具体分片情况见附图三。苍南县各乡镇分片电量情况见表2-3、逐年供电量增长情况如图2-2所示。表2-3 苍南县分片供电量增长情况表表中 单位：万千瓦时时间1995199619971998199920002001200220032004灵溪片9392956810558104511190519852298

36、56345083886739838比重25.8%24.5%23.3%22.0%22.0%27.0%31.1%29.9%28.1%25.4%龙港片10066115731366915087178802572231274385314722053789比重27.6%29.6%30.2%31.8%33.1%35.0%32.6%33.4%34.2%34.2%宜山片36863610407241194444531773359270979812730比重10.1%9.2%9.0%8.7%8.2%7.2%7.7%8.0%7.1%8.1%钱库片465750226082659473198920117621501221

37、88325924比重12.8%12.9%13.4%13.9%13.6%12.1%12.3%13.0%15.8%16.5%望里片667012505比重4.91%8.0%舥艚片14882787比重1.09%1.8%金乡片4895536867067105818487329916113151299515133比重13.4%13.7%14.8%15.0%15.2%11.9%10.3%9.8%9.4%9.6%桥墩片9299009131167112212541397153920692587比重2.5%2.3%2.0%2.5%2.1%1.7%1.5%1.3%1.5%1.6%矾山片721894908973939

38、12081279137816711911比重2.0%2.3%2.0%2.0%1.7%1.6%1.3%1.2%1.2%1.2%马站片62266976882592810191077115713991633比重1.7%1.7%1.7%1.7%1.7%1.4%1.1%1.0%1.0%1.0%网损14941455156911681282156219792690.92243.73602.1全县36462390594524647490540047358795876115402138146157147图2-2 苍南县供电量增长情况苍南县各乡镇分片负荷情况见表2-4、逐年负荷增长情况如图2-3所示。表2-4苍南

39、县分片负荷增长情况表 单位：MW分片199519961997199819992001200220032004灵溪片171719.5263153.559.66775.9龙港片16.820.325.3313760.176.689.9109.6宜山片7.47.68.310.110.314.618.318.2324.0钱库片9.19.811.512.914.320.82931.9328.7望里片17.5324.4金乡片8.510.41112.31417.923.623.525.4舥艚片4.25.1桥墩片2.62.62.93.13.24.54.65.466.1矾山片2.32.42.52.72.83.43

40、.94.734.7马站片1.92.12.22.42.43.23.44.164.4总计65.672.286.2100.5115178219267308全县6365.779.595105.3174212.5238.5275.3同时率0.960.910.920.950.920.980.970.900.90图2-3 苍南县负荷增长情况（2）电源现状至2004年底，苍南电网并网电源总装机容量为67799kW，其中龙发电厂和鹤顶山风电场归属市调，其余全部为县调电厂，其中火电厂30000kW，风电场14350kW，水电厂23449kW，装机容量超过6000kW的电厂有两个，为龙发电厂和鹤顶山风电场（详见表2-5）。其中龙发电厂总装机容量为30000kW（6*5000kW），接入35kV系统运行，燃料为重油，2002、2003、2004年发电量分别为4519.16万kwh、3407.67万kwh、5826.93万kwh；鹤顶山风电场装机容量14350kW（2*500+15*600+3*250kW），接入35kV系统，2002、2003、2004年发电量分别为1450.25万kwh、1691.9