吕梁市人民政府

关于印发吕梁市电力产业调整和振兴

实施方案的通知

各县(市、区)人民政府，市人民政府各委、办、局，市直企、事业单位：

    现将《吕梁市电力产业调整和振兴实施方案》印发给你们，请结合实际，认真组织实施。

二O一O年二月四日

吕梁市电力产业调整和振兴

实  施  方  案

    电力产业是我市重要的基础产业、支柱产业，制定实施电力振兴规划对于有效应对国际金融危机、促进我市经济平稳较快发展、加快电力产业结构调整和优化升级、推动转型发展具有重要意义，电力产业振兴规划要以淘汰落后、科学布局、节能减排、建设大煤电基地、扩大晋电外送等为重点，加大工作力度，加快推进步伐，力争到2011年全市电力装机容量达到300万KW，到2015年电力装机容量预计达到1960万KW。

    一、电力工业发展现状及存在问题

    (一)电力工业发展现状

    截止2008年底，吕梁市境内共有发电企业46座，装机容量207．05万KW／1 40台(省调统配电厂2座，装机容量150万KW／6台)。市调小火电44座，装机容量57．05万KW／1 34台，完成发电量22亿KWH。其中，矸石电厂13座／40台，装机容量27．55万KW；燃气机组31座／94台，装机容量29．5万KW。

    吕梁电网隶属山西中部电网，吕梁市目前尚未形成统一电网。供电网架分为三部分，其中，岚县电网为独立网，220KV变电站通过古交500KV变电站与系统连接；交城、文水、汾阳、孝义及交口、石楼以广兴、文水、汾阳、孝义及孝义胜溪5座220KV变电站为主供电源，与全省的南送断面相连；中阳、柳林、离石、兴县方山和临县以柳林电厂110KV系统和中阳金罗、临县220KV变电站为主供电源，与汾阳220KV变电站相连。

    吕梁现有500KV变电站1座，主变容量150万KVA／2台，线路总长270km／3条；220KV变电站1 0座(交城广兴、文水、汾阳、孝义、孝义胜溪、离石大土河、中阳金罗、临县、岚县、兴县)，主变容量267万KVA／1 8台，线路总长1135km／29条；110KV变电站46座，主变容量291万KVA／75台，线路总长1312km／73条。

    2008年，全市供电量累计完成73亿KWH，同比增长4％，其中，工业用电量完成54．6亿KWH，同比增长4％。最大网供负荷达到113万KW。

    (二)存在问题

    吕梁电网在“十一五”期间得到了迅速发展，但与吕梁市经济的增长速度仍不相匹配，局部难以满足吕梁市经济发展要求

    1、总网架结构薄弱，不能满足现供电能力的需求。   

    220KV变电站，任停一台主变，负荷将很难安排，方式改变后，其他220KV站供电区域主变将不同程度过载；220KV线路部分，如果检修出现单电源供电，供电可靠性就难以保证；部分110KV线路、变电站虽为双电源，但第二电源是经其它110KV站“手拉手”互为串带，在主电源线路故障或检修情况下，串带另一站，线路将发生过载，需加快线路改造速度。

    2、电网建设、运行外部环境相对严峻。

    吕梁市经过几十年大面积的煤炭开采，形成了大量的采空沉陷区，目前座落在这些区域的变电站已不同程度的出现了基础沉陷、建筑物裂纹等现象，严重危及一、二次设备的运行安全。同时采空区的大面积存在也使新建变电站的选址更加困难。随着城市建设的不断发展，电力通道越来越拥挤，在电力线路防护区内进行建筑物的建设等问题不断出现，电网维护难度加大。同时新建电网线路的线路通道选择困难，征地费用、青苗赔偿居高不下，影响了电网建设的正常进行。

    3、线路间隔和走廊出现危机。

    随着吕梁市工业的快速发展，一级负荷逐步增多，如：煤矿、电

气化铁路、化工负荷等，这些负荷要求供电可靠性高，大多数采用了双回线接入系统，加上目前大量拟建小电厂的接入系统，城市和乡镇建设发展很快，很多变电站被民房或工矿企业包围，出线走廊被占，变电站无法扩建。造成110KV及以下的出线间隔及未来系统变电站电源选择困难，影响了整体电网的供电能力。

    4、小电厂并网不规范。

    小电厂的增多给电网安全稳定运行带来不少问题：一是使系统复杂化，短路容量增大、主变接地点增多，对继电保护提出了更高的要求、调度复杂化、检修不安全，加大了电网建设投资。二是并网的小电厂通讯设施落后，无法保证调度联系。三是小电厂的投运，使自供区扩大，甚至有些电厂私自并网或转供，扰乱了电力市场。

    二、电力工业振兴发展的指导思想和总体目标

    (一)指导思想

    以科学发展观为指导，按照转型发展、安全发展、和谐发展的要求，以资源禀赋为基础，以结构调整为主线，以改革创新为动力，以淘汰落后、科学布局、节能减排、惠民工程、建设大煤电基地和扩大晋电外送为重点，进一步推动电力产业优化等级，努力实现电力产业跨越式发展。

    (二)总体目标

    发电装机规模。到2011年，电力装机力争达到300万KW，到201 5年电力装机预计达到1960万KW。

    根据负荷预测，吕梁电网2011年最大负荷将为178万KW，2015年将达到278万KW。在此期间，吕梁电网将新建500KV变电站2座，一是吕梁北站，位于兴县、岚县之间的吕梁北500KV变电站，二是孝义500KV站，主供兴安公司。500KV网架结构为：古交一吕梁北一柳电一吕梁一孝义一霍州和晋中一孝义，最终形成吕梁市500KV环网供电的网架结构；220KV在市区范围根据负荷发展需要，实现平川四县的一县两至三座220KV变电站，实现山区各县的一县一座220KV变电站。

    淘汰落后产能。2009—2011年争取关停小火电机组6．1万KW，2015年力争关停所有能耗不达标的小火电机组，为建设大机组腾出市场、环境空间。   

    1、优化电源布局。以丰富资源为基础，以市场需求为导向，以经济效益为中心，逐步调整、优化电源结构和布局，充分发挥能源基地的优势，积极推进变输煤为输电项目的建设，鼓励大型坑口电厂、热电联产机组及高效节能机组的建设，优化选用煤矸石、中煤为燃料，积极利用煤层气、煤气等新能源发电，建设以节约和循环利用为标志的新型电力工业，实现资源优化配置。

    2、建设坚强的网架结构。网架结构应合理可靠，运行灵活，适应电力市场竞争需要，适应电源和负荷增长的变化，适应大中型电厂的接入，具有充分的供电能力。加强电网结构的构思。新建变电工程应远近结合，统筹考虑，追求电网最佳和长远效益得目的。到2011年形成以500KV变电站为主电源、基本以一县一座220KV变电站为中心的辐射供电网络。综合线损指标小于7％、城网电压合格率不低于96．5％、供电可靠率不低于99．6％，通信系统实现全部光纤通讯，县级城网实现配网自动化。

    3、节能减排指标。到2011年，力争使全市小火电机组供电煤耗达到425克／千瓦时以下。

    三、电源及电网建设任务

    (一)电源建设

    根据吕梁电力市场预测及各电源点前期工作进展情况，我市“十二五"期间共新建电源项目21个，总投资763亿元，总装机容量可达1960万KW，全部建成后可实现销售收入123亿元，利税47．5亿元，可解决约6000人的就业岗位。供电煤耗达到333克／千瓦时以下；2010年计划开工的项目共9项，投资278亿元，装机容量可达660万KW，预计山西柳林联盛煤矸石综合利用电厂，一期1×30万KW发电项目2011年可投产。

    2010年重点推进山西柳林联盛煤矸石综合利用电厂，一期1×30万KW发电项目开工建设，力争2011年建成投产；督促山西国锦热电公司4×30万KW(一期2×30万KW)、山西金地煤焦有限公司2×30万KW、山西文峰焦化科技有限公司2×30万KW、山西晋兴能源有限公司2×60万+1×30万KW、山西国际电力集团(孝义)2×30万KW、中阳桃园水泥有限责任公司2×30万KW等6个煤矸石发电项目和吕梁中河热电有限公司2×30万KW热电联产项目及山西京能吕临能化发电有限责任公司4×30万KW坑口发电项目的手续完善，力取2010年开工建设，争取三年内建成投产；督促山西金晖煤焦化工有限公司2×60万KW电厂、孝义市金岩电力煤化工有限公司2×30万KW煤矸石热电厂、中国大唐集团公司山西分公司20万KW风电项目(中阳)、华能集团公司山西分公司2×35万KW超临界煤矸石热电项目(中阳)、山西中阳钢铁有限公司1180M。高炉煤气余压发电项目、山西福龙水泥有限公司1．6万KW水泥余热发电项目(柳林)、山西华润联盛集团(石楼)4×100万KW坑口发电项目、中国华电集团岚县项目部4×30万KW煤矸石综合利用发电机组、临县大唐发电有限公司2×30万KW煤矸石发电厂、山西国际电力集团有限公司兴县2×60+1×30万KW坑口发电建设项目、山西国际能源集团有限公司临县发电厂2×60万KW坑口发电厂(临县)、山西华光发电有限公司2×60万KW坑口项目(柳电三期)等12个电厂项目办理手续，争取2012前开工建设。

    (二)电网建设

    继续督促“十一五”期间建成未投运的交口220KV输变电工程投运工作；加快离石、柳林220KV输变电工程建设步伐。“十二五”期

间，共需投资39．8亿元(国电：25．8亿元，地电：1 4亿元)，新建500KV变电站2座，主变容量400万KVA，线路950公里，投资11．5亿元；新建220KV变电站2座，增容1座，新增主变容量唱7万KVA，线路80公里，投资4．8亿元；新建、增容、升压l l 0KV变电站28座，新增主变容量11 9．6万KVA，线路1 50公里，投资11亿元；35KV及以下配网、调度、营销自动化、二次系统等投资1 2．5亿元。

    1、吕梁北500KV变电站

    根据负荷预测，2015年将达到278万KW，而地区发电量将超过1000万KW，吕梁市有700多万KW的电力需要外送，现有500KV网络无法满足，因此，吕梁电网需新建500KV吕梁北变电站，站址位于兴县、岚县之间，主变容量2>(100万KVA，该工程2010年开工，2011年建成。

    2、孝义500KV变电站

    孝义兴安化工有限公司是专业研发、生产4A沸石的新型企业，地址在孝义市经济开发区。本公司一期年产4A沸石100万吨，已经正式开工(自建110KV站已批复)。二期100万吨预计2013年上马，届时用电负荷达80万KW，现有220KV网络无法满足，需新建孝义500KV站，主变容量2 X 100万KVA，该工程2012年开工，2013年建成投运。

    3、文水220KV站增容工程

    文水县现有220KV变电站1座，主变容量2×15万KVA，2007年高峰负荷已达18．2万KW，在“十二五”期间，该县海威集团新增200万吨炼铁高炉及相应的炼钢、轧钢项目，预计新增负荷8万KW，金地煤焦集团将投资50亿元，新建采煤、洗煤、焦化、化产、水泥、电厂一系列项目，新增负荷6万KW，光华等其它区域新增负荷5万KW，预计总新增负荷19万KW，全县总负荷达到40万KW左右，现有的220KV网架无法满足当地用电需求，为提高当地供电能力和供电可靠性，满足居民生活用电及当地经济发展的需求，改善电网网络结构，需投资4770万元，增容文水220KV站3#主变，容量为1 万KVA。预计2011年开工，当年投产。

    4、新建文水220KV桑村输变电工程

    文水县2006年高峰负荷已达1 7．2万千瓦，在“十二五”期间，该县规划新增200万吨炼铁高炉及相应的炼钢、轧钢项目，预计新增

负荷20万千瓦，金地煤焦集团将投资50亿元，新建采煤、洗蜘焦化、化产、水泥、电厂一系列项目，新增负荷1 2万千瓦，其它行业新增负荷10万千瓦，文水县现有的220千伏网架无法满足当地用电需求，为提高当地供电能力和供电可靠性，满足居民生活用电及当地经济发展的需求，改善电网网络结构，需在桑村投资15600万元，新建文水第二座220KV变电站，主变容量2 X 18万KVA。预计2012年开工，当年投产。

    5、岚县袁家庄220KV输变电工程

    太钢吕梁项目是国家中部崛起、山西省经济结构调整、老区脱贫及太钢可持续发展的重大项目，已于2006年3月6日上报国家发改委，该项目包括联合钢厂项目和矿山项目，总用电负荷50—55万KW。岚县袁家庄铁矿项目，建设规模为年处理原矿2200万吨，用电负荷为19．2万KW，年用电量为11亿kwh。现有1座岚县220KV变电站无法满足用电需求，因此，需新建袁家庄220KV输变电工程，容量为2 X 1 8万KVA兆伏安。2010年开工，2011年投产。

四、政策措施

(一)进一步优化电源布局

    对列入我市和省、国家“十一五”规划、尚未获得核准的电源项目，要根据规模化、科学化的原则重新审核，并作相应的调整，努力优化电源布局；新建电源项目要统筹考虑资源禀赋、市场需求、环境容量、电网通道、规模效应等因素，科学合理布局。同时，要抓紧“十二五”发展规划的编制。

    (二)继续加强电力项目核准

    对列入国家“十一五”源项目，要加大工作力度，争取早日核准；优先安排“上大压小”中型城市热电联产项目；同时，配合电网公司，积极争取我市500KV输变电工程项目核准。

    (三)积极稳妥推进电价改革

    按照国家统一部署，继续深化电价改革，逐步完善上网电价、输配电价和销售电价形成机制，适时疏导电价矛盾，理顺煤电价格关系。加快城乡各类用电同价步伐，逐步实现同网同价。加强电力需求侧管理，积极稳妥推进大用户直购电的试点，减轻符合国家产业政策大型工业企业的电费负担，为相关产业发展提供有力支撑。

    (四)完善小火电机组退出机制

    按照国家有关节能发电调度试行办法，适时启动节能发电调度，限制高耗能机组发电，淘汰落后产能。统筹协调小火电机组关停容量，集中用于符合电力规划的建设项目，严格实行淘汰落后问责制，对未完成限期关停任务的县市区和企业集团，停止办理电力项目的核准和审批。

    (五)严格电源项目市场准入

    新建燃煤发电项目必须采用高参数、大容量、高效率、节水环保型机组，优先选用单机容量60万KW及以上超临界空冷机组，同步建设烟气脱硫、脱硝(循环流化床机组除外)、除尘、灰渣处置和废水回用设施，落实粉煤灰综合利用途径和方案，实现循环经济发展。新建热电联产项目为单机容量30万KW及以上机组，新建常规机组尽可能承担本地区(含矿区)的供热；对于有充足、稳定的工业热负荷和采暖负荷的县市区，原则上采用背压式机组。鼓励煤层气(瓦斯)、焦炉煤气、高炉煤气、沼气、余热、余压发电等综合利用发电项目建设，严禁未经核准项目并网发电。现役机组能耗、排污和耗水必须达标，逾期未达标者依法实施关停。

  五、规划实施

  各县市区人民政府和电力公司要按照本规划确定的目标、任务和政策措施，结合实际抓紧制订落实方案，确保取得实效。各县市区人民政府和企业要将具体工作方案和实施过程中出现的新情况、新问题及时报市人民政府。

    市有关部门和各县市区人民政府要按照各自的职责和本规划分工，加强沟通协商，密切配合，尽快落实各项工作任务，明确政策措施的实施范围，并加强指导和监督检查。