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1、*兰能煤层气开发有限公司*煤矿煤层气发电站建设项目可行性研究报告目 录第一章 概 述11.1 项目概况11.2 可研编制依据11.3 研究原则21.4 主要研究内容31.5 主要研究结论41.6 主要技术经济指标4第二章 项目建设背景及必要性62.1 项目单位简介62.2 项目建设背景72.3 项目建设的必要性14第三章 市场预测和规模确定173.1 供电现状173.2 *省电力市场分析预测193.3 发电站建设的意义243.4 规模确定24第四章 项目选址与建设条件264.1 发电站建站条件264.2 站址选择的原则264.3 站址选择的条件274.4 站址位置274.5 建设条件27第五章
2、 物料供应305.1 发电站用燃料305.2 瓦斯价格分析305.3 原辅材料消耗31第六章 工程方案326.1 工艺方案326.2 总平面布置方案406.3 厂区管网、道路规划41第七章 环境保护及消防427.1 编制依据427.2 主要污染来源及防治措施427.3 消防系统50第八章 节约能源518.1 项目能耗指标518.2 节能措施51第九章 劳动安全及卫生539.1 编制依据539.2 危害因素539.3 安全措施方案559.4 卫生保健措施56第十章 组织机构与劳动定员及培训5810.1 生产组织机构5810.2 项目建设组织管理59第十一章 项目实施计划6211.1 建设工期62
3、11.2 项目实施进度计划表62第十二章 投资估算和资金筹措6412.1 编制依据6412.2 单项工程估算说明6412.3 其他费用估算说明6512.4 铺底流动资金6612.5 投资估算结果6612.6 资金筹措66第十三章 经济效益评价6813.1 编制依据6813.2 基础数据6813.3 流动资金估算6813.4 项目总投资6913.5 投资使用计划与资金筹措6913.6 年销售收入和年销售税金及附加估算6913.7 总成本费用估算7013.8 利润总额分配7113.9 财务盈利能力分析7113.10 清偿能力分析7213.11 不确定性分析7213.12 评价结论74第十四章 结论
4、与建议7514.1 结论7514.2 建议75附表：1、流动资金估算2、投资使用计划与资金筹措表3、销售收入、销售税金及附加和增值税估算表4、固定资产折旧估算表5、递延资产估算表6、总成本费用估算表7、损益表8、现金流量表（全部投资）9、固定资产借款还本付息表附件：1、*兰能煤层气开发有限公司*煤矿煤层气发电站建设项目可研报告编制委托书2、*煤矿煤层气发电站地理位置图3、企业营业执照4、供气协议5、供电上网意向书6、*煤矿煤层气发电站电气设备布置图7、*县*煤矿煤层气电站平面布置图8、*煤矿煤层气发电站电气主接线图第一章 概 述1.1 项目概况项目名称： *煤矿煤层气发电站建设项目建设单位：
5、*兰能煤层气开发有限公司法人代表： *项目负责人：*项目地址： *市*县*煤矿*煤矿煤层气发电站由*兰能煤层气开发有限公司投资建设，该发电站利用*煤矿抽放出的煤层气作为燃料，利用煤矿矿井水作为燃气发电机组冷却用水，所发电量经专线并入区域电网。项目建成后总装机容量22MW，年发电量10368万KWH，年消耗煤层气7257.6万m3，该项目实施对改善项目区周围大气环境、降低煤矿安全风险、提高能源综合利用率均有积极意义。1.2 可研编制依据1、*县*煤矿煤层气发电站建设项目可研报告编制委托书2、中华人民共和国经济和社会发展第十一个五年规划纲要3、煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十一五”规划4、国家八部委
6、煤矿瓦斯治理与利用实施意见5、国家发改委煤矿瓦斯治理与利用总体方案6、国家发改委关于利用煤层气发电工作的实施意见（发改能源2007721号）7、*市国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要8、火电工程可行性研究报告书内容深度要求（试行）9、小型火力发电站设计规范（GB5004994）10、国家、省、市有关政策、法规、规范、标准11、建设单位提供的基础资料1.3 研究原则认真贯彻国家有关的方针政策，严格执行国家的编制规范、规程和规定，全面落实各厂址条件，准确进行技术经济比较。优选出最佳厂址方案。结合本工程实际，精心设计，优化方案，力求工艺系统先进合理。特别注重节约能源、节约用水、节约用地、保护环境
7、、节约工程投资。把*煤矿煤层气发电站建设成一个洁净生产环保型的、经济效益和社会效益较好的新型电站。电站建设本着节约能源，环境治理，自发自供政策，电站综合规划，主要设计原则确定如下：1、电站规模按22MW 燃气发电机组规划，以燃气方案论证，将瓦斯气体全部燃烧,排气燃尽达标后对空排放。2、辅机选型本着高效、经济、合理原则通过技术经济论证确定。3、发电机出线电压400V，发出电通过开关直接并入厂内400母线侧。4、电站厂址：电站厂址充分利用煤矿场地，就近资源点，做到坑口发电，资源综合利用。5、主机布置采用零米布置形式。6、机组运行按每年九个月计算。8、厂址地震烈度按7度考虑设防。9、场地类别按类。1
8、0、机组选型根据煤矿瓦斯气体的分析资料，结合国内外燃气轮机的技术特点，拟选用河南柴油机重工有限责任公司生产的GE1000GF型燃气动力机组。11、投资估算及经济评价按现行的定额标准及有关规定执行。12、机组年利用小时按九个月考虑。13、出线电压与回路：出线电压按400V出线考虑。因机组容量较小，考虑一回出线。14、热工控制推荐采用机、电集中控制方式。辅助系统采用单独的仪表和控制系统。1.4 主要研究内容本报告对项目建设的背景、必要性及可行性、建设条件、工艺及工程技术方案、节能节水措施、环境影响评价、劳动安全卫生、投资估算、经济效益、项目风险等进行了研究分析。1.5 主要研究结论项目建设符合我国
9、煤层气综合利用的基本政策，项目年发电量10368万KWH，回收利用煤层气7257.6万m3。该项目气源供应充足，工艺技术成熟，实施后具有良好的经济效益、社会效益和环境效益，项目可行。1.6 主要技术经济指标表1-1 主要技术经济指标表序号名 称单位数量备注一总用地面积m24500二规模（总装机容量）KW221000三总发电量万KWH/年10368四总建筑面积m21320五绿地率%20六年工作日天270七劳动定员人64八原辅材料用量1煤层气万m37257.62机油升270003水吨34564电万KWH290.3九工程总投资万元5075.051固定资产投资万元5044.22铺底流动资金万元30.8
10、5十年销售收入万元2771.37十一年总成本费用万元1342.61第四年十二年均利润总额万元1107.12达产年十三年销售税金及附加万元430.89达产年十四财务评价指标1投资利润率%21.5%2投资利税率%29.9%3财务内部收益率%23.26%税前4财务净现值（Ic=12%）万元2654.17税前5投资回收期A5.5税前（含建设期）6财务内部收益率%18.87%税后7财务净现值（Ic=12%）万元1528.19 税后8投资回收期A6.09税后（含建设期）9盈亏平衡点%49.810贷款偿还期A4.45第二章 项目建设背景及必要性煤层气俗称“瓦斯”，主要成分是CH4(甲烷)，主要伴生于煤层中。
11、长期以来，瓦斯作为煤矿“第一杀手”不仅对煤矿的生产安全和矿工生命安全构成了严重威胁，而且还是一种具有强烈温室效应的有害气体。煤层气随着煤炭的开采泄漏到大气中，会加剧全球的温室效应、破坏臭氧层，但同时煤层气也是一种清洁、高效、安全的新型能源，可用做电站燃料、用工业燃料、居民生活燃料和化工原料，1m3煤层气热值相当于1.13L汽油和1.22Kg标准煤。而如果对煤层气进行回收利用，在采煤之前先采出煤层气，煤矿生产中的瓦斯将降低70%到85%。世界主要产煤国都十分重视开发煤层气，英国、德国、前苏联、波兰等国主要采用煤炭开采前抽放和采空区封闭抽放方式抽放煤层气。80年代初美国开始试验应用常规油气井（即地
12、面钻井）开采煤层气并获得突破性进展，标志着世界煤层气开发进入一个新阶段。全球埋深浅于2000米的煤层气资源约为240万亿立方米，是常规天然气探明储量的两倍多。中国煤层气资源丰富，居世界第三。开发煤层气对中国来说十分必要。2.1 项目单位简介*兰能煤层气开发有限公司成立于2006年11月，公司位于*市文昌东街800号，现有员工30人，注册资金500万元，主要经营煤层气资源开发。*煤矿位于*市*县龙港镇国华村，距县城东5公里，距*市104公里，距侯马市87公里，距太原236公里。属*煤田南部，矿井工业场地位于沁辉公路南侧杨河北岸滩地上，北邻晋侯公路及沁辉公路，交通便利。煤矿井田面积19.3km2，
13、批采2#、3#、15#煤层，煤炭储量141.54Mt，设计生产能力90万吨/年，矿井剩余服务年限40年，矿井投产进行改扩建后，生产能力可达180万吨/年。目前，煤矿正处于建设阶段，在建井掘进过程中，瓦斯频繁超限，并经煤炭科学总院抚顺分院预测2#煤层具有与瓦斯突出危险性，对矿井安全生产已构成威胁，为确保安全生产，*煤矿研究决定，建立地面永久性瓦斯抽放系统，与*兰能公司合作开发煤层气，以确保煤矿安全、高效生产。2.2 项目建设背景一、*矿区是全国勘探程度最高、煤层气储量条件稳定、开发潜力最好的煤层气气田*市位于*省东南部，是1985年经国务院批准成立的地级市，辖城区、泽州、高平、阳城、陵川和*六县
14、(市、区)，总面积9490平方公里，总人口220万，其中市区人口30万。该市是在改革开放中蓬勃兴起的一座新型城市，经济实力居中西部前列，2005年，全市实现生产总值316亿元，财政总收入61.7亿元，并被国家授予创建全国文明城市先进市、全国优秀旅游城市和国家级园林城市的称号，是*省首批环保先进市。*市地处*煤田腹地，无烟煤储量大、分布广，是全国最大的无烟煤生产基地和最具煤层气开发前景的地区。全市含煤面积4564平方公里，占全市总面积的49%，总储量459亿吨，探明储量274亿吨。无烟煤储量约占全国无烟煤探明储量的26%，占全省无烟煤探明储量的55%。*市无烟煤具有低灰、低硫、发热量高、机械强度
15、高、热稳性高的特点，属优质无烟煤，是化工、电力、冶金、建材、民用的优质原料。2005年，全市共有煤矿546座，原煤销售完成7070万吨，煤炭行业完成工业增加值89.73亿元，增长22.1%，对全市工业贡献率达到72%，拉动工业经济增长13.8个百分点。煤层气俗称瓦斯，它是一种以吸附状态为主，储存于煤层及其围岩中的高纯度甲烷气。我国陆上埋深2000米以浅的煤层气资源量为31.46万亿立方米，*省煤层气储量为10万亿立方米以上，占全国煤层气储量的三分之一，而*市的煤层气资源在*又得天独厚，储量约为2万亿立方米，具有资源埋藏浅、可采性好、甲烷纯度高（大于95）等特点，煤体的瓦斯含量达17.538m3
16、/t，瓦斯压力在1.113.7Mpa。目前，*矿区是全国勘探程度最高、煤层气储量条件稳定、开发潜力最好的煤层气气田。 二、煤层气是煤矿安全生产的最大威胁，抽采后直接排空会对环境造成重大影响，同时造成资源浪费煤层气是矿难事故的罪魁祸首，国内煤矿矿难7080都是由瓦斯爆炸引起的，给人民群众生命财产造成了重大损失，先采气后采煤可以大大降低煤矿事故，有利于煤矿安全生产。为进一步加大煤层气抽采利用力度，国务院办公厅出台了关于加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的若干意见（以下简称意见），提出瓦斯“必须坚持先抽后采、治理与利用并举的方针”，规定“煤层中吨煤瓦斯含量必须降低到规定标准以下，方可实施煤炭开采”。相对
17、于全国来讲，*市是一个煤矿瓦斯危险程度较严重的地区，有高瓦斯矿井138座，占全市矿井总数的四分之一以上，集中分布在“三河”流域（沁河、芦苇河、长河），是瓦斯治理的重点区域。现主采的3#煤层，由于其变质程度高，封储盖条件好，开采时瓦斯涌出量大，*县永红煤矿和中美合作大宁煤矿的绝对瓦斯涌出量都已超过200m3/min，*嘉丰镇五里庙煤矿的相对瓦斯涌出量达248 m3 /t。多年来，瓦斯灾害一直困扰着全市的煤矿安全生产，是煤矿安全的第一杀手。瓦斯灾害的形式主要是瓦斯爆炸和瓦斯燃烧，近两年又出现了新的灾害形式煤与瓦斯突出，给煤矿瓦斯综合治理增加了新的难题。20世纪80年代，*市的乡镇煤矿，受“有水快流
18、”政策的影响，一哄而起，从审批资源到打井见煤，缺失设计、图纸、地勘等重要环节，导致日后通风、排水、提升、供电等能力严重不足，且绝大部分矿井采用落后的“以掘代采” 生产方式，资源回收率低，产量不稳定，事故频发。据对沁河、芦苇河周边的37个高瓦斯矿井专项调查，37个煤矿中，有30个矿井发生过瓦斯事故，死亡175人，伤155人，某矿10年内曾发生9起瓦斯爆炸事故。最大的一次瓦斯爆炸发生在长河流域的郭庄煤矿（1998年8月10日），一次死亡25人，损失惨重。据统计，1985年建市至2001年，瓦斯事故的发生起数及死亡人数分别占到重、特大事故总起数和总死亡人数的54.24%和68.39%，瓦斯成为影响煤
19、矿安全生产的最大隐患。目前煤层气抽采量大但利用量小的矛盾较为突出，除少量作为煤矿的生活用外，大部分煤层气燃烧后直接排空，不但造成了巨大的环境压力，而且浪费了宝贵的资源。为防止煤层气大量排放到空气中产生对环境的污染，鼓励煤层气综合利用，意见提出限制企业直接向大气中排放煤层气，要求环保总局研究制订煤层气对大气污染物排放的具体标准，对超标准排放煤层气的企业依法实施处罚，同时对利用煤层气发电等项目进行鼓励和扶持。三、*市加快瓦斯开发利用，实现抽采互补、互相促进的良性循环1、煤层气地面开发情况截止目前，在*市从事地面钻孔抽采地下煤层气的企业主要有四家，分别是中联煤层气有限公司、中石油、*煤业集团、*亚美
20、大宁能源有限公司，已建成地面抽采钻井300余口，占全国的1/2，地面煤层气年抽采能力达2.5亿立方米，并已形成商品化产销用体系。上世纪90年代初，*煤业集团在国内率先引进美国地面煤层气开发技术进行煤层气的开发，1994年9月在潘庄井田第一口煤层气地面抽放示范井取得成功，是我国最早开发的地面煤层气抽放井；1996年在潘庄井田形成了7口煤层气试验井，平均单井的产气量为2500 m3/d；2004在寺河矿北区首采工作面施工了30口煤层气井，10月份全部投产排采，目前单井平均产气量达2500 m3/d，其中一口煤层气井自喷产气，日产气量最高达5000 m3以上；2005年初又在寺河北区和西区建成了11
21、3口煤层气井，已陆续投入排采并产气，10月开始在成庄矿四盘区开工建设50口煤层气井；到2005年底形成175口煤层气井井组规模，成为国内最大规模的地面煤层气井群；目前已建成的16 万m3/d的煤层气压缩站，是国内最大规模的煤层气压缩站；购置槽车约30部。2、煤层气利用情况*市煤矿瓦斯开发和利用起步早，在上世纪90年代中期，*永红煤矿就成功进行了瓦斯抽放，用于矿区供电、供气、供暖。经过多年的探索和实践，瓦斯利用初步形成一定规模，主要用于民用燃气、工业燃气、瓦斯发电、煤层气汽车等领域。利用煤矿瓦斯发电。2000年，针对*市丰富的地下煤层气资源和现有生产矿井中已建成的瓦斯抽放系统，胜利油田机械动力厂
22、深入该市地方煤矿进行了多次考察调研，与该市通力合作，全国第一台国产瓦斯发电机组(单机400KW)在*县五里庙煤矿发电试验成功。2001年，寺河煤矿利用井下瓦斯抽放系统建成了总装机1.5万千瓦的瓦斯发电站，目前是亚洲最大的瓦斯发电站。2005年，胜利油田机械动力厂开发生产的单机容量2000KW的涡轮机发电机组在亚美大宁运行发电，是国产瓦斯发电单机容量最大的机组。目前，在*市高瓦斯矿井配套建成的永久性地面瓦斯抽放系统中有 18个矿建成了瓦斯发电站，总装机容量4.3万千瓦，是全国矿区中瓦斯发电规模最大的地区，年发电量2.58亿度，年利用矿井瓦斯气大约1亿立方米。推广汽车使用煤层气。2005年初，*市
23、成立市区公交车和出租车推广使用煤层气领导组，制定了*市汽车推广使用煤层气管理办法，开始在市区公交车和出租车行业推广使用煤层气。到2005年底，建成了煤层气加气站2个，煤层气汽车改装厂2个，目前，市区内的公交车和出租车已全部使用煤层气燃料。 瓦斯民用和工业利用情况。目前，*永红、武安等一批煤矿全部利用矿井瓦斯供职工洗澡、灶房、取暖、用电；在*煤业集团矿区范围内和该市部分市区利用槽车运送供气取得成功，居民用户已达2.6万户，市区内宾馆、饭店、洗浴等行业的锅炉和灶房已采用煤层气作为燃料，年供气规模达到1000万立方米；*市九州玻璃厂、富基新材料公司已改用燃烧煤层气，年用气规模530万立方米；铭石公司
24、与郑州燃气公司达成协议，于2005年10月开始供气，日供气量1万立方米；总投资20.68亿元，利用亚行贷款煤层气综合利用项目国家已核准，计划将*地区的煤矿井下瓦斯通过管道输送到阳城县、泽州县和市区，供居民、宾馆、饭店等用户使用，用户将达到9万户，年供气量达到2.45亿立方米，使用撬车供应陵川县县城、*县县城、高平市市区的管网，年用气量638万立方米。四、政策保障为煤层气产业化发展迎来了利好的发展契机国家八部委下发的煤矿瓦斯治理与利用实施意见，鼓励大力发展瓦斯民用、发电、化工等。煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十一五”规划提出2006-2010年的煤层气开发目标是：2006年，全国矿井瓦斯利用总量8
25、亿立方米以上；2010年，利用总量50亿立方米以上，利用率50%以上。其中，民用和工业燃气利用量20亿立方米以上，发电利用量30亿立方米以上，瓦斯发电装机容量150万千瓦以上。2007年4月，国家发改委下发了关于利用煤层气发电工作的实施意见指出：全部燃用煤层气（煤矿瓦斯）发电并网项目由省级人民政府投资主管部门核准；煤矿企业全部燃用自采煤层气（煤矿瓦斯）发电项目，报地方人民政府投资主管部门备案。电力产业政策鼓励煤矿坑口煤层气（煤矿瓦斯）发电项目建设。鼓励采用单机容量千瓦及以上煤层气（煤矿瓦斯）发电机组，开发单机容量千瓦及以上的内燃机组，以及大功率、高参数和高效率的煤层气燃气轮机（煤矿瓦斯）发电机
26、组。煤层气（煤矿瓦斯）电站所发电量原则上应优先在本矿区内自发自用，需要上网的富余电量，电网企业应当予以收购，并按照有关规定及时结算电费。煤层气（煤矿瓦斯）电站不参与市场竞价，不承担电网调峰任务。发改委要求电网企业应当为煤层气（煤矿瓦斯）电站接入系统，提供各种便利条件。电网企业要按照国家标准、行业标准和规程规定验收电站投资建设的接入系统工程，并及时签订并网调度协议，确保电网的稳定和电站的正常运行。政策保障为煤层气产业化发展迎来了利好的发展契机。*市煤层气资源丰富，同时煤层气发电成为我国鼓励发展的产业，这些都为煤层气发电项目提供了良好的发展环境，*县*煤矿煤层气发电站建设正是在这样的背景下提出的，
27、*市工程咨询中心接受*兰能开发有限公司委托，对*煤矿煤层气发电站建设项目进行了可行性研究。2.3 项目建设的必要性一、项目建设是减少温室气体排放，保护大气环境的需要煤层气的主要成分甲烷（CH4）直接排空会造成环境污染。研究表明，煤层气的温室效应是CO2的2024倍，在全球气候变暖中的份额为15%，仅次于CO2，对臭氧层的破坏力是二氧化碳的78倍。*市是产煤大市，每年因采煤产生大量的甲烷气体，如果不对其进行处理直接排空对环境影响很不利，目前有些煤矿用燃烧后排空的办法来减少煤层气的排放，却又造成了资源的严重浪费。研究表明，对煤层气进行充分燃烧，其燃烧热值与天然气相当，而且洁净，几乎不产生任何废气，
28、利用煤层气发电是充分利用这种清洁能源，减少环境污染的有效途径之一。*煤矿煤层气发电站每年利用煤层气约7257.6万m3，具有良好的环境效益。二、项目建设是改善煤矿安全生产，提高煤矿效益的需要我国高瓦斯矿井和瓦斯突出矿井占46%，因瓦斯事故而死亡的人数约占煤炭行业工伤事故死亡人数的3040%，占重大事故的7080%。瓦斯治理坚持“以抽保用、以用促抽”的原则，采煤之前先采出煤层气，防止煤矿瓦斯事故，改善煤矿的安全生产条件。利用煤矿瓦斯就近建立坑口发电站，它的好处有：其一，解决了煤层气的利用问题，为煤矿减少了处理排出气体的费用开支，进而促进煤层气的开发和利用，从根源上防止瓦斯事故，形成了良性循环；其
29、二，减少了煤矿向空气中排放的温室气体量，减少或避免了煤矿因大气污染物排放超标而受的处罚，降低煤矿的生产成本，为其改善生产条件创造了可能。三、项目建设是解决我国油气资源短缺现状的需要首先，中国的常规石油、天然气资源相对缺乏，是贫油、贫气国。一次能源产量以煤为主，而煤炭消费约一半用于发电。二十多年来，中国经济迅速发展，对能源的需求也越来越大，近年来，中国对国际能源市场的依赖程度日渐加大，已经成为石油、液化天然气的纯进口国。中国要想保持经济持续快速的增长，有必要开发新的能源，取代原有的不合理的能源结构。其次，采煤的伴生气体煤层气，作为一种非常规天然气，是最现实的天然气接替资源。不但是清洁、无污染的新
30、型能源，而且是优质能源和化工原料，随着开采和利用技术的不断成熟，越来越受到人们的重视。煤层气开发具有可观的效益收益。现阶段国内外市场原油、天然气、煤炭等常规能源的价格不断攀升，而开发煤层气可以伴随着煤矿开采的先期工程进行，节约工程成本。综上所述，该项目属于利用新型能源发电的政策鼓励发展的项目，项目的技术条件成熟，实施后对减少温室气体排放、促进煤矿安全生产和缓解当地电力紧张均有积极意义，项目建设是必要的，也是可行的。第三章 市场预测和规模确定3.1 供电现状*电网从北到南已形成覆盖全省的500kV双回路（北部为双回路、中南部为单环网）为主干的全省性电力网络。按照行政区的划分，*省电力公司包括十一
31、个供电分公司；按照电网结构和送受电关系，划分为大同、忻朔、中部、南部四大供电区，其中忻朔电网包括忻州市和朔州市电网，中部电网包括太原市、阳泉市、吕梁市、晋中市电网，南部电网包括临汾市、运城市、长治市、*市电网。截至2006年底，*省发电总装机容量27451.27MW。省网（省内自用）装机容量20751.27MW，其中火电19961.25MW，水电790.02MW。2006年网调发电站新增容量1200MW：王曲发电站2600MW；省网新增装机容量3245.5MW，其中省调：武乡发电站2600MW、蒲光发电站2300MW、太二六期1300MW、左权250MW、同煤450MW、阳煤2135MW、神华
32、2135MW、赵城250MW，全部为火电机组；地调新增小火电、小水电205.5MW；扣除巴公发电站退役机组24MW，实际新增3221.5MW。2006年*电网新增输变电项目有：新建500kV变电站2座（忻州、*），主变压器3台，总容量2250MVA，扩建500kV变电站2座（侯村、运城），主变压器2台，总容量1500MVA，500kV变电容量共计新增3750MVA，新增500kV输电线路7条，长度增加299.154km；新建220kV变电站8座（榆次南150MVA、高平北2150MVA、武乡150MVA、平鲁2150MVA、文水2150MVA、襄汾2150 MVA、金鑫2180MVA、振兴21
33、20），主变压器14台，总容量2100MVA；扩建220kV变电站5座（桃园150MVA、杨家堡180MVA、灵丘150MVA、温池150MVA、赵庄150 MVA），主变压器5台，总容量780MVA，220kV变电容量共计新增2880MVA，新增220kV输电线路25条，长度增加395.194km。截止2006年底，*电网已投入使用的输变电项目有：500kV变电站（包括开闭站2座）9座，主变压器11台，总容量8250MVA ，500kV线路25条，总长度2032.266km； 220kV变电站（开闭站2座）89座，主变压器190台，总容量23191.07MVA，其中：220kV公用变电站79
34、座，总变电容量20161MVA；220kV用户变电站10座，总变电容量3030MVA，220kV线路213条，线路长度7114.604km。2006年底，全省发电量完成1526.403108kWh，其中水电23.87108kWh、火电1502.5355108kWh；*省自用装机容量1181.0347108kWh，其中：水电23.87108kWh、火电1157.17108kWh；全省全社会用电量完成1097.6771108kWh，同比增长15.99%，其中：第一产业用电量33.2557108kWh，同比增长-6.69%、第二产业用电量929.5337108kWh，同比增长17.32%、第三产业用
35、电量81.4258108kWh，同比增长12.45%、城乡居民生活用电量53.4261108kWh，同比增长16.29%。全省自用最高发电负荷16600MW，同比增长16.6%。2006年*电网向外送电的通道有：北部通过大同二厂以双回500kV大房线路向京津唐电网送电；河曲发电站、神头二发电站以双回500kV神徐线路和侯村至廉州单回500kV线路向京津冀电网送电；王曲发电站1200MW机组容量以双回500kV潞辛线路向山东送电；阳城发电站2100MW机组容量以点对网的方式向江苏送电；通过忻州市保德220kV变电站以110kV电压向陕西省榆林地区送电；中部娘子关发电站2100MW机组与*电网解列
36、，以双回220kV线路并入河北南网。2006年外送电量399.7108kWh，其中网调外送296.6108kWh，省调外送103.1108kWh。3.2 *省电力市场分析预测3.2.1电力市场分析“十五”期间，*省深入推进经济结构调整，努力构建和谐社会，全省国民经济和社会发展取得了新成就。2005年全省生产总值达到4121.2亿元，按可比价计算，比上年增长12.5%。其中，第一产业增加值257.9亿元，因粮食减产下降5.4%，对GDP增长的贡献率为-3.6%；第二产业增加值2307.9亿元，增长15.9%，对GDP增长的贡献率达到67.4%；第三产业增加值1555.4亿元，增长11.6%，对G
37、DP增长的贡献率达到36.2%。全省人均生产总值12320元，按现行汇率计算达到1530美元，“十五”时期全省生产总值平均增长13.1%。主导产品产量多数增长较快。全省原煤产量5.54亿吨，增长10.1%；洗煤1.7亿吨，增长19.6%；焦炭7151万吨，增长21.8%，其中机焦6796万吨，增长22.2%；生铁2447万吨，增长29.0%；粗钢1654万吨，增长24.2%；钢材1341万吨，增长18.7%；铝37.8万吨，增长18.0%；氧化铝151万吨，增长7.3%。“十五”期间，随着*省加大基础设施建设投资力度，改善经济发展环境，重点工程建设步伐的加快，国民经济进入了新一轮的增长期，尤其
38、是高耗电的有色、黑色金属冶炼业，煤化工等行业发展，带动电力快速增长。电力需求在经济结构调整和消费拉动作用下保持有力增长，城乡居民用电稳步上升，使全社会用电量持续快速发展，国民经济发展对电力的需求增大。全社会用电量由2000年的502.1108kW.h增加到2005年的946.3108kW.h，年均增长13.5%。发电负荷由2000年的7614MW增加到2005年的13746MW，年均增长率为12.5%。从“十五”期间的分行业用电情况分析，由于*省经济结构调整重点是对重工业结构的调整，主要对四大支柱产业煤炭、冶金（有色、黑色）、化工、建材进行了大力度的调整，使得这四大支柱产业对电力需求增大，“十
39、一五”期间煤炭、黑色、有色和化学均增长12.8%、21.5%、18.3%和15.1%。*省全社会用电情况统计详见（表3.2-1）。*省全社会用电情况统计表表3.2-1 单位：108kWh、MW项目2001年2002年2003年2004年2005年平均增长%全社会用电量558.33628.82725.20833.01946.3313.51其中一产用电28.9129.9227.2828.8635.636.4二产用电459.33518.07610.04705.15792.3113.83三产用电40.2247.3852.1360.0372.4116.06居民生活29.8433.4535.7538.97
40、45.9711.3主要行业煤炭61.5570.8776.4886.59110.1712.77黑色66.9186.12105.89117.81142.0521.51有色53.357.6371.5276.4686.3518.29化学71.9683.8295.75120.5138.2715.09发电负荷8347934810063123571374612.5%按照近年来*省经济发展和电力负荷增长情况，在*省“十一五”及2020年电网规划设计(修改)中，对负荷增长水平作了适当调整，预测2010年*省省内全社会用电量为1630108kW.h，五年平均递增11.5%；省内自用最高发电负荷为24500MW，五
41、年平均递增率12.3%。3.2.2电力电量平衡1、电源安排*省目前批准在建和已核准建设投产项目有：太二六期2300MW、蒲光发电站2300MW、武乡发电站2600MW、柳林二期2600MW、西龙池抽水蓄能电站4300MW、大唐运城发电站2600MW、龙口水电2100MW、关铝热电2200MW、综合利用发电站4400MW(阳煤2135MW、神华2135MW、忻州热电2135MW、大唐同煤450MW、昔阳发电站2135MW、晋能大热2135MW、阳高250MW、左权鑫源250MW、襄垣2135MW、方山发电站250MW、赵城250MW、平遥热电250MW、南庄发电站2135MW、介休新能源2135
42、MW等)，合计12800MW(包括国家发改委20052007年备选开工项目：漳山二期2600MW、太钢自备发电站2300MW、海姿发电站2135MW、左云250MW)。另外，“十一五”期间考虑退役小机组2500MW。2、电力平衡原则当年新增机组容量按二分之一参加电力平衡；发电负荷备用按18%考虑；受阻容量包括：供热机组冬季采暖期减少的出力、径流式小水电因冬季无水出力减少约100MW；供热减出力按机组额定容量的30%考虑。3、电力平衡结果“十一五”期间，考虑了在建、核准、待核准、国家发改委备选开工项目，2010年全省自用总装机容量27830MW，2010年*省短缺装机4620MW，南部电力短缺额
43、度12902750MW。*省电力电量平衡表 表3.2-1 单位：108kWh、MW项 目2005年2006年2007年2008年2009年2010年1 系统需发电量1045 1152 12741411 15641733 1.1 *省自用946105011741311 1464 16331.2 外送电量99 100100100100100 其中:北京31 3232323232 河北63 6363636363 陕西5 555552 需要发电负荷1534417010189002102023410260802.1 *省自用1376415430173201944021830245002.2 外送电力15
44、8015801580158015801580 其中：北京500500500500500500 河北960960960960960960 陕西1201201201201201203 备用容量(18%)2762306234023784421446944 系统需要装机容量1811020070223002480027620307705 年末装机容量(自用)175302122024455266202814027830 其中：水电782782782782782982 火电164782043823373246382615825648 抽水蓄能3001200120012006 当年新增2899.053690354527952220550 其中：水电300900200 火电28983360281027901001007 当年退役3106307008608 受阻容量841841931
