山西省电力工业“十一五”发展规划
一、山西省电力工业发展现状
（一）电力发展概况
2005 年底，山西省境内电力装机容量达 23029MW ，其中：火电 22246MW ，水电 783MW ，水电占总装机容量的。 3.4% 。省风调度发电装机容量为 17529MW （含省网外送电装机容量约 1650MW ）其中，火电 16746MW ，水电 783MW ；电厂直接外送装机容量为 5500MW ，全部为火电机组。 2005 年，全省发电量完成 1311.97 亿度，全社会用电量 946.33 亿度，向省外送电 359.36 亿度。
山西电网是华北电网的重要组成部分，目前通过大同二电厂 ~ 房山双回、神头二电厂 ~ 保北双回、侯村 ~ 廉州单回，共 5 回 500 千伏线路与京津冀电网相联 。从北到南已形成覆盖全省的北部双回路、南部单回路 500KV 主网架，沿北网蒲铁路形成了大同 ~ 神头 ~ 侯村的 500KV 双回路，中南部地区形成了晋中 ~ 榆社 ~ 临汾 ~ 晋中的 500KV 单环网，沿南同蒲铁路形成临汾 ~ 运城的 500KV 单回路。
山西省是向外输电较多的省份，目前山西电网向外送电的通道有：北部过大同二厂以双回路向京津唐电网送电；河曲电厂、神头二厂以双回 500KV 神保线路向京津电网送电；南部阳城电厂 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 变电站以三回 110KV 线路向陕西省榆林地区送电 150MW 左右；中部娘子关电厂 2×100MW 机组以双回 220MW 线路并入河北南网。山西省 2005 年底电网现状图见附图。
（二）存在问题及原因分析
1 、电源电网建设滞后于经济发展
尽管建国以来，山西省电力工业取得了长足的发展，但是电源和电网的建设仍滞后于经济发展的需求， 2002 年四季以来，山西省出现了全省性、长时期的电力紧缺局面，而且日趋严重， 2003 年全年拉闸限电量 5.1 万条次，损失电量 5.8 亿度， 2004 年全年拉闸限电 13.7 万条次，损失电量 17.28 亿度，分别是 2003 年的 2.69 倍和 2.98 倍。 2004 年，在全国 21 个缺电的省份中，山西仅次于浙江，排在第二位，日均缺电 131 万度。 2005 年日平均拉路、避峰限电 66 万千瓦，全年调度机构拉路 5.65 万条次，损失电理 8.74 亿千瓦时，电力的紧缺对山西省经济的进一步快速发展带来了不利影响。
2 、发电机组设备健康水平下降
由于装机容量不足， 2004 年山西全省发电设备利用小时数平均为 6851 小时，网调火电机组利用小时数达到 7071 小时，远高于全国平均水平。 2005 年全省发电设备利用小时数平均为 6267 小时，网调火电机组利用小时数达 6654 小时，由于发电机组长时间运行，无法进行政党检修，加上电煤质量较差的原因，发电设备非计划停运次数增加，发电设备健康水平急需改善。
3 、电源结构不合理
从全省电源结构看，山西的电源主要以火电为主，水电只占全省发电装机容量的 3.4%, 风力、太阳能、生物质能源发电为空白。在火力发电中，又燃煤为主力机组，燃用煤矿矸石、中煤、煤气的综合利用机组仅占到全省发电装机容量的 6~8% ，电网调峰机组少，调峰难度大。截至 2005 年底，全省火电机组中，单机容量 500~600MW 的有 8 台共 4400MW ，单机容量 300~350MW 的有 26 台共 8200MW ，单容量 200~210MW 及以下的共有 330MW ， 100MW 以下的小火电机组仍占有相当大的比例。因此，在大力发展火电的同时，要积极发展水电和新能源电力，要严格限制常规燃煤的火电机组的发展，积极扶持大型主力电源的建设，以保持电源结构的均衡健康发展。
4 、局部电网薄弱，存在安全性问题
山西北部和南部送电断面均形成了 500kV 双回路主干网，但中部侯村 ~ 晋中仍为单回 500 kV 线路，南北断面输电能力不足，成为限制北电南关宾瓶颈。当该断面输送功率较大时，正常运行方式下断面 220kV 线路潮流较重，若再发生侯村 ~ 晋中 500kV 线路故障，将引起较大功率转移至 220kV 线路，对电网安全稳定运行造成威胁。
另外，目前神头 500/220kV 联变开环运行，忻朔地区 220kV 电网通过 2 回 220kV 线路并入中部电网，安全可靠性也降低较多。
5 、老旧输电设备多，部分输变电设备满截，整体运行可靠性低
山西电网目前运行 20 年以上的 220kV 老旧线路 18 条，且多数是中部、南部输电断面及主要变电所电源线路，由于运行年导线截面小，输送电力容量有限，抵御自然灾害能力不足。在 2004 年高峰负荷期间，阳红双回线、冶广线等部分 220kV 路满截，南社、冶峪等十多座 220kV 变电所满截；此外，长治、冶峪等 8 座厂站 220kV 母线短路容量也已接近或超过设备额定遮断容量，均对电网安全可靠运行造成影响。
（三）山西电力工业面临形势分析
1 、党中央、国务院对山西源工业发展高度重视
胡锦涛总书记视察山西时的重要讲话及温家宝总理在国务院中部崛起座谈会上的讲话都对山西建设新型电源工业基地提出了更高的要求。国家发改委按照总书记的指示，成立专门调研小组，对山西的新型能源工业发展进行了调研考察，提出了诸多支持山西能源建设的政策措施和建设，为山西能源工业的发展指明了方向。国家拟建设的 1000kV 特高压输电线路将在我省长治地区建设百万伏级交流输变电示范工程，这对我省充分利用晋东南的丰富煤炭资源，建设晋东南煤炭转化基地，实现 “ 西电东送 ” 、 “ 北电南送 ” 是一个极好的发展机遇。
2 、煤炭等燃料资源丰富
山西省是我国和要的煤炭能源基地，煤炭资源总量约 6633.17 亿吨，保有储量 2573.69 亿吨。 2005 年山西全省煤炭产量将达到 55000 万吨，外调出省 40000 万吨，本省自用为 15000 万吨，自用发电用煤约 5800 万吨，占用原煤消费最约 38.6% 。 2010 年全省煤炭产量预测达到 65000 万吨水平，外调产量约 45000 万吨，本省自用 25000 万吨，其中发电用煤约 11000 万吨，占用原煤消费最约 44% 。
全省煤层气资源约有 10 万亿 m3 ，约占全国的 1/3 。其中，沁水煤田层气资源量约 5.35 万亿 m3 ，河东煤田层气资源最约 4 万亿 m3 。利用煤层气发电将对山西省电力行业结构调整和生态环境改善产生重要影响。预计 2006 年 ~2010 年全省电力煤层气需求为 2.02 亿 m3 ， 2011~2020 年全省电力煤层气需求为 6.82 亿 m3 。
随着煤炭的大量开采、洗选和炼焦生产，山西省每年产生大量煤矸石和洗中煤。据统计 2005 年全省煤矸石排放量 7000 多万吨，历年积累的煤矸石达到约 10 亿吨，预计今后几年煤矸石排放量大约以每年 10% 左右的速度递增。
3 、铁路动力较大
山西省境内铁路线路主要分布在山西省中部与东部，西部铁路相对欠发达。铁路线路有石太线、京原线、太焦线、南同蒲线、北同蒲线、侯月线、侯西线、京包线、大秦线等 9 条干线，以及西山、太古岚、上兰村、忻河、介西、礼元、口泉、云岗、宁苛等支线。 2005 年全省各线的运输情况为：大秦线运量达到 20300 万吨，石太线的运量为 6243 万吨、京原线为 1998 万吨、太焦线 256.7 万吨、南同蒲线为 4890 万吨、北同蒲线为 8806 万吨（含大秦线部分流）、侯月线为 1000 万吨、侯西线为 1578 万吨。从上述数据来看，除太焦线的运量较小，其它各线的运输任务都很大。
近期铁路建设的主要项目有：北同蒲线应急改造工程，大秦线 2 亿吨配套工程，宁苛线的电气化改造，准朔线建设，北同蒲线四线建设，岢瓦线建设，太中银铁路建设等。
4 、水资源分析
山西省的水资源一方面总量不足，超采严重，另一方面废水排放量大，回收利用率低。表现在：一是山西省水资源总是为 123.82 亿 m3 ，人均占有水资源量 381m3 / 人（按 2000 年人口数），亩均仅 180m3 ，相当全国人均的 17.16% ，亩均 12.78% ；二是地下水超采严重， 2000 年全省地下水开发利用量为 38.73 亿 m3 ，其中超地下水量达 7 .31 亿 m3 ，超采面积扩大引起地下水大幅度下降形成降落漏斗，加剧了地下水污染程度；三是污水和矿井水资源丰富，但利用率低， 2005 年山西省污水资源量共 9.511 亿 m3 ，其中：生活污水 6.302 m3 ，工业废水 3.21 亿 m3 ，但污水年回用量仅为 6095.5 万 m3 ，回用率仅为 6.4% 。据预测， 2010 年全省污水排放总量将达到 14.7 亿 m3 。此外，全省每年因采煤排放的矿井废水约有 4 亿 m3 以上示被利用。
根据山西省水利部门 2000 年对工业部门 4 个行业用水量调查统计，电力行业用水量达到 5.2 亿 m3, 当年全省装机容量 12057MW ，按目前大容量空冷机组耗水指标每百千瓦 0.16m3 /s 计算，电力行业用水指标仍按 5.2 亿 m3 不变，理论上可满足 103000MW 装机需要。因此只要加快大容量冷机组替代退役老机组，新建电源项目采用空冷技术，充分利用矿井水和污水资源，山西省今后电力发展完全可以得到有效保证。
表 1-1 山西省水资源分区地表水开发利用率分析表
水资源分区
|
地表水资源量
（万立方米） |
地表水供水量
（万立方米） |
开发利用
率（ % ） |
开发利用状况 |
海
河
流
域 |
永定河区 |
47115 |
40074 |
85% |
高开发利用 |
洋河区 |
10586 |
3324 |
31% |
中开发利用 |
壶流河区 |
2894 |
1953 |
67% |
高开发利用 |
大清河区 |
21743 |
1131 |
5% |
低开发利用 |
滹沱河区 |
122595 |
46171 |
38% |
中开发利用 |
漳河区 |
77910 |
24440 |
31% |
中开发利用 |
卫河区 |
18319 |
71 |
0.4% |
低开发利用 |
小计 |
301162 |
117164 |
39% |
中开发利用 |
黄
河
流
域 |
红河区 |
4487 |
321 |
7% |
低开发利用 |
偏关 — 吴堡区 |
40020 |
5657 |
14% |
低开发利用 |
吴堡 — 龙门区 |
44331 |
5324 |
12% |
低开发利用 |
龙门 — 潼关区 |
13684 |
11631 |
85% |
高开发利用 |
潼关 — 三门峡区 |
5273 |
3020 |
57% |
高开发利用 |
三门峡 — 沁河区 |
26695 |
3794 |
14% |
低开发利用 |
汾河中上游区 |
101958 |
64063 |
63% |
高开发利用 |
汾河下游区 |
56324 |
50117 |
89% |
高开发利用 |
沁河区 |
71964 |
3559 |
5% |
低开发利用 |
丹河区 |
23089 |
2853 |
12% |
低开发利用 |
小计 |
387825 |
150339 |
39% |
中开发利用 |
全省 |
688987 |
267503 |
39% |
中开发利用 |
以下为山西省水资源分区地表水开发利用率分析表和各水源区地表水开发利用率示意图。
5 、环境容量分析
山西以能源原材料为主的产业结构导致了山西和环境况处于较高的污染水平。 2005 年全省二氧化硫排放量为 151.6 万吨，烟尘排放量 112.2 万吨，其中：电力行业分别占 61.6% 和 43.6% ； 2005 年全省工业废水排放量 3.21 亿吨，电力行业的废水拜谢量居首位。
据山西全省大气环境容量测算统计结果，以环境空气质量目标为基础，在现有污染源布局不变，排放方式不变的情况下，到 2010 年，二氧化硫、颗粒物的排放总量需控制在约 100 万吨 / 年和 140 万吨 / 年，经济总量按 10% 增长，以环境容量为基础允许的二氧公硫和颗粒物的单位产值排污系数需要限制在约 20kg / 万元 GDP 和 28kg / 万元 GDP ，单位排放强度要下降 60% 左右。 “ 十一五 ” 期间，要达到上述二氧化硫和烟尘排放控制目标，电力行业的任务仍相当繁重。
6 、 “ 十一五 ” 电力市场需求预测
山西电网 1990 ～ 2005 年用电量和发购电水平见下表 1-2 。 2005 年山西电网全社会用电量为 946.32 亿 kWh ，同比增长 13.6% ；本省自用最大发负荷为 15117MW ，同比增长 22.3% 。 1990~200 年山西省全社会用电量年均增长 7.0% ，其中 “ 八五 ” 为 9.32% ， “ 九五 ” 为 4.73% ； 2000~2005 年用电量年均增长 13.51% 。 1990~2000 年最发电负荷年均递增 7.51% ，其中 “ 八五 ” 为 9.93% ， “ 九五 ” 为 5.15% ； 2000 ～ 2004 年发电负荷年均增长 12.87% 。
1990 ～ 2004 年山西电网用电量和发购电负荷水平
表 1-2 单位：亿 Kwh,MW
|
1990 |
1995 |
1996 |
1997 |
1998 |
1999 |
2000 |
2001 |
2002 |
2003 |
2004 |
2005 |
|
255.22 |
398.44 |
423.41 |
448.69 |
437.85 |
456.46 |
502.09 |
558.33 |
628.82 |
725.2 |
833.01 |
946.32 |
|
3690 |
5932 |
6284 |
6389 |
6706 |
6975 |
7614 |
8367 |
9348 |
10063 |
12357 |
15117 |
依据近几年山西省国民经济的发展情况，山西省经济结构调整三年初见成效， “ 十五 ” 前三年 GDP 平均每增长 11% ， 2005 年 GDP 增长 12% ，山西省提出全面建设小康社会的指标：到 2020 年人均 GDP3000 美元、第三产业比重 45% 、城市化率 50% 、城镇居民人均可支配收入 18000 元 / 人年、农村居民人均纯收入 8000 元 / 人年等；山西省 GDP 在 2000 年的基础上，到 2020 年翻两番。
本报告山西省生产总值发展规划考虑了三种方案（按 2000 年不变价），高方案：若 2006 年 ~2020 年山西省 GDP 平均增长率按 12% 计算， 2020 年国内生产总值将达到 15000~16000 亿元；中方案： 2006 年 ~2020 年平均增长 11% ， 2020 年国内生产总值将在到 13100 亿元； 2006 年 ~2020 年平均增长 10% ， 2020 年生产总值达到 11000~12000 亿元左右。山西省 2006 年 ~2020 年 GDP 发展规划见表 1-3 。
山西省 2000 年 ~2020 年 GDP 发展规划表（ 2000 年不变价）
表 1-3
方案
|
2000 年 |
2004 年 |
2005 年 |
2010 年 |
2015 年 |
2020 年 |
增长率 |
高 |
1644 |
2444 |
2786 |
4910 |
8653 |
15250 |
12.0% |
中 |
1644 |
2444 |
2737 |
4612 |
7772 |
13097 |
11.0% |
低 |
1644 |
2444 |
2688 |
4330 |
6973 |
11230 |
10.0% |
根据前面预测提出的山西省 2006 年 ~2020 年国民生产总值发展的高、中、低三个方案，采用综合单耗法、趋势预测法预测出 2006 年 ~2020 年山西省全社会需电量高、中、低三个方案。
根据电量预测结果和预测负荷利用小时数，又预测得出 2006 年 ~2020 年山西省发购电负荷高、中、低三个方案，预测结果见表 1-4 。
本规划报告以中方案预测结果作为基本方案，即山西省 2010 年、 2020 年发电量分别达到 1545 亿 kWh 、 3667 亿 kWh ， 2010 年、 2020 年发电负荷分别达到 23772MW 、 58208MW 。电量预测中方案结果曲线见图 1-2 。
山西省 2006 年 ~2020 年电量、负荷预测结果
表 1-4 单位： 108kWh 、 MW
方案
|
项目 |
2004
年 |
2005
年 |
2010
年 |
2015
年 |
2020
年 |
增长率（ % ） |
2004—2005 |
2004—2010 |
2005—2010 |
2010—2020 |
高 |
发电量 |
833.01 |
961 |
1645 |
2596 |
4270 |
15.39 |
12.01 |
11.34 |
10.01 |
发电负荷 |
12357 |
14347 |
25306 |
40563 |
67779 |
16.10 |
12.69 |
12.02 |
10.35 |
中 |
发电量 |
883.01 |
944 |
1545 |
2332 |
3667 |
13.37 |
10.85 |
10.35 |
9.03 |
发电负荷 |
12357 |
14095 |
23772 |
36433 |
58208 |
14.06 |
11.52 |
11.02 |
9.37 |
低 |
发电量 |
833.01 |
927 |
1450 |
2092 |
3144 |
11.34 |
9368 |
9.35 |
8.04 |
发电负荷 |
12357 |
13843 |
22315 |
32686 |
49912 |
12.03 |
10.35 |
10.02 |
8.38 |
负荷利用
小时数 |
6741 |
6700 |
6500 |
6400 |
6300 |
- |
- |
- |
- |
二、山西省电力工业 “ 十一五 ” 规划的指导思想和战略目标
（一）山西省电力工业 “ 十一五 ” 规划的指导思想
以十六届五中全会精神为指针，以科学发展观和构建社会主义和谐社会的总要求统领规划始终，大力发展循环经济，着力建设新型能源和工业基地。以禀赋资源为基础，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整体化优势和山西的区位优势，积极推进西电东送项目的建设，鼓励磊型坑口电厂、热电（冷）联产组及高效节能机组的建设，俦选用煤矸石、中煤为燃料，积利用煤层气、风能等新能源发电，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。电网规划要以特高压电网在山西的建设为契机，不断加强和完善的 220kV 主网结构，形成适应大型电源接入、远近结合、具有一定灵活性、安全可靠的主干网架，并依托逐步形成的 500kV 主网架，在负荷中心构筑简单清晰、坚强完善的 220kV 供电网络，适当加强山西电网与华北主网的联系，提高山西网外断面的输电能力，并保持一定的灵活性。
（二）山西省电力工业 “ 十一五 ” 规划的战略目标
1 、电源规划目标： “ 十一五 ” 期间省内自用电源项目计划开工建设的装机容量为 22900MW ，其中大型燃煤坑口电站装机 10200MW 、城市集中供执热热电联产机组 6100MW 、煤矸石综合利用电厂装机 6000MW 、新能源发电装机 600MW ；外送电源项目计划开工建设的装机容量为 13200MW ，其中华北网内 8400MW ，其他 4800MW 。综合考虑 “ 十五 ” 末已开工项目、 “ 十一五 ” 开工但未投产的项目及 “ 十一五 ” 期间要淘汰的小机组等因素，到 2010 年底山西省总装机容量将达到 54520MW ，其中省网调装机容量 37020MW （含网外送容量约 1650MW ），电厂直接外送装机容量 17500MW 。电源结构进一步优化，到 2010 年水电组达到 1983MW ，占用装机的 5.45 % ，较 “ 十五 ” 末提高 2 全百分点，新能源机组 600MW ，占自用装机的 1.65% 。电源项目建设投资约需 1650 .4 亿元，到 2010 年发供电实现销售收入约 960 亿元。
2 、电网规划目标： “ 十一五 ” 期间，山西新增 1000 千伏特高压线路 550 公里，变电容量 300 万千伏安；新增 500 千伏线路 1706 公里，变电容量 1075 万千伏安；新增 220 千伏线路 2551 公里，变电容量 1230 万千伏安。到 2010 年山西形成较坚强的 500kV 电网和较完善的 220kV 电网，任一回 500kV 或 220kV 系统线路检修或发生故障，都不会影响电力的安全输送和负荷的可靠用电； 2010 年因电网检修、故障损失电量不超过全省发电量的 5% 。电网建设投资约需 332 亿元。
3 、环保、节能目标： 2010 年火电机组厂用电率平均值降到 6.2% 以下；电网网损率下降至 1.6% ，发电煤耗平均值降至标准煤 320 克 / 度以下； 2010 年前完成 20% 的现有大中型湿冷机组的空冷改造，新建火电机组采用中水、矿井水比例达到 80% 以上； 2007 年底前完成现有燃煤电厂的烟气脱硫改造，并配套装设连续在线监测仪器，新建的燃煤电厂必须同步配套建设烟气脱硫、脱氮、粉煤灰综合利用和高效除尘设施，实现粉煤灰当年排放当年全部利用。
三、山西省电力工业 “ 十一五 ” 发展思路及重点
（一）山西省电力工业 “ 十一五 ” 发展思路
1 、根据一次能源分布的特点，充分利用山西地区煤炭资源优势，以发展火电为主，在能源基地积极开发和建设大型坑口电厂，优先选取用煤矸石、中煤为燃料；充分利用有限的水利资源，有规划、有节制的开发黄河干流的常规水电；积极开发煤层气、太阳能、风能、生物能、沼气等新能源发电项目，逐步向 “ 新型能源、工业基地 ” 发展转变。
2 、源规划要以合理安排为原则，以市场需求为前提，充分考虑电网与电源项目的综合经济效益，在满足本省用电的前提下，抓住国家建设特高压输电线路的契机，变输煤为输电，进一步扩大向负荷中心远距离外送电的规模。
3 、按照 “ 以大代小 ” 的原则，逐步淘汰在大电网覆盖范围内且服役期满的单机容量在 10 万千瓦以下的常规燃煤凝汽发电机组和单机容量 5 万千瓦及以下的常规燃煤不火电机组，积极发展大容量、高参数、高效率、环保型的机组，提升电力行业的整体技术装备水平，提高电网中平均单机容量，降低机组的平均发电煤耗。
4 、在全省大中型城市周边，建设热电联产项目，取代高耗能、高污染的分散采暖小锅炉，逐步实现全省大中城市集中供热。
5 、突出发展循环经济，优先采用回用废物量大、环境污染少、可循环利用的先进工艺和技术，应积极发展空冷机组，减少用水量，新建火电项目应优先采用水、矿井水，禁止使用地下水，限制使用地表水，应配套建设脱硫、脱氮和高效除尘等设施。
6 、优化 500 千伏环网结构。不断加强和完善山西省主网结构，形成适应大型电源接入远近结合、具有一定灵活性、安全可靠的主干网架。 “ 十一五 ” 期间，结合大型电厂的接入系统和 500 千伏变电所的建设，进一步加快西电东送输电网建设，优化调整晋中南 500 千伏双环网结构，为电源分散接入创造条件。
7 、加快特高压电网建设。在特高压交流试验示范工程建成投产后，进一步加快特高压电网建设的进度。
8 、适当加强山西电网与华北主网的联系，提高山西电网外送断面的输电能力，并保持一定的灵活性。
9 、大力采用先进适用技术。采用同杆共架、大容量变压器、大截面导线及紧凑型等先进适用技术，最大限度地发挥输电走廊的使用效率，减少占面积、降低短电流。
10 、重视配电网发展。加强配电网建设，提高供电能力、改善供电质量，扩大电网覆盖面，降低供电损耗。
（二）山西省电力工业 “ 十一五 ” 发展重点
1 、山西省自用电源项目
山西省电源建设方案首先考虑国家已经批复的项目，其次考虑已上报待批项目；投产进度近期主要依据山西省 2005 年开工及今后在年投产计划远期主要依据相关电网规划和电源项目的前期工作情况。考虑到近几年遇到的电源建设滞后、而负荷发展较快引起的困境，以及国民经济仍可能持续快速增长建设计划适当超前安排部分机组投产。为了适应经济发展的需要，促进电力工业全面协调可持续发展， “ 十一五 ” 期间省内用电源项目计划开工建设的装机容量为 22900MW ，其中大型燃煤坑口电站装机 10200MW 、城市集中供热热电联产机组 6100MW 、煤矸石综合利用电厂装机 6000MW 、新能源发电装机 600MW 。具体的山西省电源项目建设开工计划方案见表 3-1 。选电源项目如下：
（ 1 ）永济电厂：目前装机规模 4×50MW+100MW 机组。本期技改工程规模为 2×300WM 机组，计划由新建的永济污水处理厂供水，该处理厂建成后日处理污水能力为 2.5 万吨，永济市污水处理有限责任公司已承诺向本工程提供经深度处理后中水 8000 吨 / 日。本期工程 ?? 2×300MW 机组采用空冷方式，耗水量为 4×50MW 小机组，建设 2×300MW 热电联产机组拟向华圣铝业 22 万吨电解铝直供，属铝电联营项目。中国电力投资集团公司控股。
（ 2 ）武乡电厂：电厂规模 2400MW ，一期 2×600MW 机组，留有继续扩建 2×600MW 机组余地。均采用空冷机组，电厂一期工程初步设计已预审，国家发改委已核准 2005 年已开式建设。山西和信集团控股。
（ 3 ）柳林电厂：一期容量 2×100MW 已投产，二期扩建 2×600MW ，留有继续扩建 ????? 2×600MW 场地。二期 2×600MW 机组采用直接空冷机组，国家发改委已核准， 2005 年已开式建设。山西国际电力集团控股。
（ 4 ）运城电厂：装机规模 2400MW ，一期 2×600MW 机组，留有继续扩建 2×600MW 机组余地。采用直接空冷机组。一期 2×600MW 项目中咨公司已评估。国家发改委已核准。北京大唐集团控股。
（ 5 ）太二六期， 2×300MW 机组，正在作前期工作。国家发改委已核。中国大唐集团控股。
（ 6 ）太一七期， 2×300MW 机组，正在作前期工作。已上报国家发改委待核准。山西国际电力集团控股。
（ 7 ）太钢自备热电： 2×300MW 机组，拟用本厂污水处理厂中水。已上报国家发改委待核准。太钢集团控股。
（ 8 ）关铝自备热电： 2×200MW 机组，正在作前期工作。已上报国家发改委待核准。关铝集团控股。
（ 9 ）平朔电厂：二期扩建 2×300MW 直接空冷循环流化床锅炉发电机组。同步建设脱硫设施。已取得项目准所需 26 项支持性文件，已上报国家发改委待核准。山西国际电力集团控股。
（ 10 ）同煤集团在坪自备热电厂： 2×200MW 机组，空冷供热，利用矿井水，已上报国家发改委待待核准。同煤集团控股。
（ 11 ）朔州热电： 2×300MW 机组，正在作前期工作。已上报国家发改委待核准。晋能集团控股。
（ 12 ）长治热电， 2×300MW 机组，正在作前期工作。已上报国家发改委待核准。中国国电集团控股。
（ 13 ）大同云冈热电， 2×300MW 机组，正在作前期工作。已上报国家发改委待核准。北京大唐集团控股。
（ 14 ）晋城热电， 2×300MW 机组，正在作前期工作。已上报国家发改委待核准。国家开发投资公司控股。
（ 15 ）漳山电厂：一期二期工程即原漳泽电厂三期、四期。电厂一期 2×300MW 机组已于 2004 年投产，二期建设 2×600MW 机组，三期计划扩建 2×600MW 机组。一期、二期均采用直接空冷机组。二期工程已按照项目核准制要求取得各项支持文件。已上报国家发改委待核准。北京能源集团控股。
（ 16 ）侯马电厂：四期工程规模 2×200MW 供热抽凝机组，计划使用深度处理后的城市污水作为主要水源，配套建设空冷系统、湿法脱硫和高效静电除尘设施。已上报国家发改委待核准。中国电力投资集团控股。
（ 17 ）古交电厂：一期 2×300MW 已投产；二期扩建 2×600MW ，正在进行前期工作；还有再扩建 2×600MW 机组的余地，电厂总规模 3000MW 。机组全部采用直接空冷设备。二期工程初可研 2004 年已通过中咨公司评估。已上报国家发改委待核准。西山焦煤集团控股。
（ 18 ）霍州二厂（即海兆光电厂）：一期 2×300MW 已投产；二期扩建 2×600MW ，正在进行前期工作；还有再扩建（ 2×600MW ）机组的余地，电厂总规模 3000MW 。均采用直接空冷机组。二期工程已上报国家发改委待核准。山西国际电力集团控股
（ 19 ）轩岗电厂：设计规模 2×600MW ，厂址们于忻州原平市轩岗镇，大同煤矿集团公司的煤电一体化项目，目前正在进行前期工作。已上报国家发改委待核准。同煤集团控股
（ 20 ）榆次热电： 2×300MW 机组，正在作前期工作。已上报国家发改委待核准。中国国电集团控股。
（ 21 ）安泽电厂：厂址们一临汾安泽县桃源村，规划 2400MW 直接空冷机组，一期建设 2×600MW 机组，同步建设脱硫设施，完成初步可行性研究报告及审查。已上报国家发改委核准。山西国际电力集团控股。
（ 22 ）翼城电厂：规划 4×600MW ，一期 2×600MW 机组，并留有再扩建条件。厂址们于临汾市翼城县，为煤电一体化项目，水源计划采用翼城污水处理厂中水和牢寨煤矿及拟建隆化煤矿矿井涌水联合供水，电厂附近小河口水库作为备用水源。已上报国家发改委待核准。山西国际电力集团控股
（ 23 ）霍州电厂 “ 以大代小 ” ，淘汰瑞有的 48MW 小机组，建设 2×300MW 机组。
（ 24 ）晋能大同热电厂 “ 以在代小 ” ，淘汰现有的 4×25MW 小机组建设 1×300MW 机组。晋能集团控股
（ 25 ）煤矸石综合利用发电项目：根据项目前期工作进展情况，综合考虑煤矸石资源及电网布局，积极适度地发展一批煤矸石、煤气综合利用发电项目，在技术、经济可行的前提下，尽可能扩大单机容量，提高发电效率。 “ 十一五 ” 期间规划建设容量为 6000MW 。具体的项目开工计划方案见表 3-3 。
（ 26 ）西龙池抽水蓄能电站：位于忻州五台县滹沱河与清水河交界处，装机规模 4×300MW ，电站年发电量 18 亿 kWh ，抽水用电量 24 亿 kWh 。国家发改委已核准， 2003 年开工建设，计划 2008~2009 年投产。
（ 27 ）龙口水电站：位于黄河北干流托克托至龙口河段的尾部，坝址距在建的万家寨水力枢纽 25.6km ，下游距已建的天桥水电站约 70km 。其开发任务主要是发电，并兼有防洪等综合效益；电站装机容量为 4×100MW ，设计枯水年平均峰荷出力 417MW ，保证出力 88MW ，多年来平均发电量 12.98 亿 kWh ，年利用小时 2577h 。国家发改委已核准，现为建设期。
（ 28 ）新能源电站：在雁门关外、吕梁山区、太行山区等风事较大的地区，重点选择几个 100MW 左右的大型风电场厂址进行调研、查勘、评估、测量等勘察工作，计划在 “ 十一五 ” 中期完成三个规划风电场预可研报告。在煤层气富集的地区，采用燃气蒸汽联合循环等先进的发电子表技术，建设 400MW 煤层气发电项目。
2 、山西省外送电源项目
“ 十一五 ” 期间，外送电市场空间预测为：扣除国家发改委已核准的投产容量，我省外送电装机空间大约 13000MW 。其中：京津冀鲁受电空间约 2800MWW ，华中东四省受电空间约 4400MW ，华东受电空间约 6000MW 。
500kV 外送电源。山西省 500kV 电力外送的合理流向目前主要是华北电网的京津唐电网、河北南部电网、山东电网 和华东电网。山西北部、中部和东南部的外送电源点分别距上述地区较近，输电距离约在 300~500km ，属于经济合理输送范围，与蒙西电网、陕西电网相比，距离东部受端更近一些，具有变输煤为输电的优越地理位置。
1000kV 外送电源。目前，我国正在开展 1000kV 特高压电网规划的前期工作， “ 十一五 ” 期间将在晋东南地东建设一座 1000kV 变电所，作为晋东南为电基地电源通过特高压网络外送的 1000kV 接入点。山西省东南部，配合 1000kV 特高压项目，建设晋东南向华中送电煤电转化基地，主要备选项目有：沁水电厂 4×600MW 、晋城煤电集团赵庄电厂 4×600MW 、潞安矿务局河电厂 2×600MW 、襄垣电厂 4×600MW 等。其中，赵庄电厂接入系统设计已通过审查，拟接入晋东南特高压变 500kV 侧。
在 2010 年前，已明确可向省外送电的规划电厂有：（ 1 ）大二三期，装 1200MW ，（ 2 ）平型关电厂，装机 1200MW ，拟高京津唐电网送电；（ 3 ）河曲二期，装机 1200MW ，拟向河北南网送电；（ 4 ）阳城二期，装机 1200MW ，拟江苏省送电；（ 5 ）塔山电厂，装机 1200MW ，向京津唐电网送电；（ 6 ）王曲电厂二期 1200MW ，拟向山东电网送电；；（ 7 ）阳泉南庄电厂 1200MW ，拟向华北电网送电（ 8 ）神二三期 1200MW ，拟向华北电网送电。
山西省处送电源项目建设开工计划方案见表 3-2 。按照规划。 “ 十一五 ” 期间山西省外送电源项目建设的装机容量为 13200MW ，其中华北网内 8400MW ，通过特高压外送 4800MW 。外送电备选电源项目如下：
（ 1 ）王曲电厂：规划 2400MW ，一期 2×600MW 机组，留有继续扩建 2×600MW 机组余地。采用直接空冷机组。一期工程 2002 年 4 月国家发改委批复可研报告，拟向山东送电，目前正在紧张施工阶段。预计于 2006 年全部投产。二期扩建前期工作正在开展， 2004 年 8 月完成初步可行性研究并通过了审查，目前可行性研究待审查。鲁能集团控股。
（ 2 ）大同二厂三期，现有装机容量一期 6×200MW 湿冷机组，二期 2×600MW 空冷机组已投产。三期计划扩建 2×600MW 机组，目前正在作前期工作。电力外送京津唐电网。已上报国
家发改委待核准。中国国电集团控股。
（ 3 ）塔山电厂：厂址位于大同市西南塔山工业区，规划容量 4×600MW ，一期 2×600MW 空冷机组，同步建设脱硫设施，水源采用赵家小村污水处理厂中水，备用水源用同煤集团净化水厂和北引黄工程来水。已上报国家发改委项目建议书特批，属于西电东送项目，计划电送人京津唐电网。已上报国家发改委待核准。同煤集团控股。
（ 4 ）平型关电厂：原大同市灵丘电厂，规划容量 2400MW ，并留有扩建余地；一期建设 2×600MW 燃煤发电机组， 2002 年初完成初可研及审查，计划电力送人京津唐电网。已上报国家发改委待核准。山西国际电力集团控股。
（ 5 ）神头二厂三期：现有装机一期 2×500MW ，二期 2×500MW 已投产。三期计划扩建 2×600MW 机组，目前已完成初步可行性研究。一期 2×500MW 是有 360MW 容量送京津唐电网，二期、三期电力均计划送京津唐电网。北京大唐集团控股，
（ 6 ）河曲电厂：规划容量 3600MW ，一期 2×600MW ，二期、三期容量亦均为 1200MW 。一期工程采用湿冷二次循环机组，后续扩建机组采且空冷机组。一期 2×600MW 机组，向河北南网送电，现已全部投产。二期扩建 2×600MW 机组正在进行前期工作，初步设计已经由电力规划设计总院审查。已上报国家发改委待核准。鲁能集团控股。
（ 7 ）阳泉南庄电厂：规划容量 2×600MW ，煤电一体化坑口电站，已取得华北电网公司并网文件，正开展可行性研究。国家开发投资公控股。 ?
（ 8 ）晋城赵庄煤矿电厂：规划建设规模 4×600MW ，一期 2×600MW 机组，煤电一体化工程，直接空冷机组，采用赵庄矿井供水，目前正在进行前期工作，作为特高压 1000KV 西电东送电源项目。晋城无烟煤集团控股。
（ 9 ）晋城沁水电厂：规划 4×600MW+4×1000MW 机组，一期 4×600MW 空冷机组。一期工程 2003 年初完成初步可行性研究及审查， 2004 年上半年完成可研。作为特高压 1000KV 西电东送电源项目，已上报国家发改委待核准。重能集团控股。
（ 10 ）襄垣电厂：厂址位于长治襄垣县，规划 4×600MW 机组，并留有扩建成条件。一期 2×600MW 空冷机组，优先采用当地煤矿疏干水和城市中水，不足部分采用后湾水库表水补充。 2005 年 6 月可行性研究报告通过审查，作为特高压 1000KV 西电东送电源项目，山西和信集团控股。
（ 11 ）高河电厂：厂址位于长治长子县高河煤矿，规划 2400MW ，一期 2×600MW 机组，水源采用矿井疏干水和长治市生活污水处理厂中水，已编制初步可行性研究报告，作为特高压 1000KV 西电东送电源项目。潞安矿业集团控股。
此外，在 “ 十一五 “ 期间，积极开展项目前期工作的外送电源项目有：左权电厂 2×600MW （中国华能集团控股）、娘子关二电厂 2×600MW （中国电力投资集团控股）、浑源电厂 2×600MW （中国大唐集团控股）、静乐电厂 2×600MW （鲁能集团控股）、沁水郑电厂 2×600MW 、武乡电厂二期 2×600MW 等。
表 3—1 山西省电源项目建设开工计划表
单位： MW
序号
|
项目 |
2005 |
“ 十五 ” 合计 |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
“ 十一五 ” 合计 |
一 |
山西电网自用合计 |
5700 |
5700 |
4900 |
5400 |
6500 |
4000 |
2100 |
22900 |
( 一 ) |
水电 |
1400 |
1400 |
|
|
|
|
|
|
1 |
西龙池蓄能 |
1200 |
|
|
|
|
|
|
|
2 |
龙口水池 |
200 |
|
|
|
|
|
|
|
( 二 ) |
火电 |
4300 |
4300 |
4900`` |
5400 |
6100 |
3800 |
2100 |
22300 |
1 |
永济电厂 |
600 |
|
|
|
|
|
|
|
2 |
武乡电厂 |
1200 |
|
|
|
|
|
|
|
3 |
柳林二期 |
1200 |
|
|
|
|
|
|
|
4 |
运城电厂 |
|
1200` |
|
|
|
|
|
|
5 |
太二六期供热 |
|
600 |
|
|
|
|
|
|
6 |
太一七期供热 |
|
600 |
|
|
|
|
|
|
7 |
太钢自备热电 |
|
600 |
|
|
|
|
|
|
8 |
关铝自备热电 |
|
400 |
|
|
|
|
|
|
9 |
平朔电厂 |
|
|
600 |
|
|
|
|
|
10 |
同煤王坪热电 |
|
|
400 |
|
|
|
|
|
11 |
漳山电厂 |
|
|
1200 |
|
|
|
|
|
12 |
长治热电 |
|
|
600 |
|
|
|
|
|
13 |
大同云冈热电 |
|
|
600 |
|
|
|
|
|
14 |
晋城热电 |
|
|
|
600 |
|
|
|
|
15 |
朔州热电 |
|
|
|
400 |
|
|
|
|
16 |
古交电厂 |
|
|
|
1200 |
|
|
|
|
17 |
霍州二电厂 |
|
|
|
1200 |
|
|
|
|
18 |
轩岗电厂 |
|
|
|
1200 |
|
|
|
|
19 |
榆次热电 |
|
|
|
|
600 |
|
|
|
20 |
侯马热电厂 |
|
|
|
|
400 |
|
|
|
21 |
翼城电厂 |
|
|
|
|
1200 |
|
|
|
22 |
永济（以大代小） |
|
|
|
|
600 |
|
|
|
23 |
安泽电厂 |
|
|
|
|
|
1200 |
|
|
24 |
霍州（以大代小） |
|
|
|
|
|
600 |
|
|
25 |
晋能大同热电（以大代小） |
|
|
|
|
|
300 |
|
|
26 |
综合利用电厂 |
1300 |
|
1500 |
2000 |
1500 |
1000 |
|
|
（三） |
新能源 |
|
|
|
|
400 |
200 |
|
600 |
1 |
煤层气 |
|
|
|
|
400 |
|
|
|
2 |
风能 |
|
|
|
|
|
200 |
|
|
表 3—2 山西省电源项目建设开工计划表
单位： MW
序号
|
项目 |
2005 |
“ 十五 ” 合计 |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
“ 十一五 ” 合计 |
|
外送电源合计 |
2400 |
2400 |
1200 |
6000 |
2400 |
2400 |
1200 |
13200 |
一 |
送华北网内其他地区项目 |
1200 |
|
4800 |
1200 |
1200 |
1200 |
1200 |
8400 |
1 |
王曲电厂一二期 |
|
|
|
1200 |
|
|
|
|
2 |
大二三期 |
|
|
|
1200 |
|
|
|
|
3 |
同煤塔山电厂 |
|
|
|
1200 |
|
|
|
|
4 |
河曲电厂 |
|
|
|
1200 |
|
|
|
|
5 |
神二三期 |
|
|
|
|
1200 |
|
|
|
6 |
平型关电厂 |
|
|
|
|
|
1200 |
|
|
7 |
阳泉南庄电厂 |
|
|
|
|
|
|
1200 |
|
二 |
送华北网外项目 |
1200 |
|
1200 |
1200 |
|
1200 |
|
4800 |
1 |
阳城电厂二期 |
1200 |
|
|
|
|
|
|
|
2 |
晋城赵庄 |
|
|
1200 |
|
|
|
|
|
3 |
晋城沁水电厂 |
|
|
|
1200 |
|
|
|
|
4 |
高河电厂 |
|
|
|
|
1200 |
|
|
|
5 |
襄垣电厂 |
|
|
|
|
|
1200 |
|
|
表 3—3 2010 年及远期山西省 500KV 变电容量布点计划
序号
|
变电所 |
2010 |
2020 |
|
山西电网合计 |
15000 |
36000 |
一 |
北部地区 |
3750 |
6000 |
1 |
雁同 |
2×750 |
2×750 |
2 |
忻州 |
2×750 |
3×750 |
3 |
大同东 |
|
2×750 |
4 |
朔州 |
1×750 |
1×750 |
二 |
中部地区 |
4500 |
12750 |
1 |
侯村 |
2×750 |
3× 750 |
2 |
晋中 |
2×750 |
4×750 |
3 |
古交 |
1×750 |
3×750 |
5 |
阳泉 |
|
2×750 |
6 |
榆社 |
|
1×750 |
三 |
南部地区 |
4500 |
11250 |
1 |
临汾 |
2× 750 |
4×750 |
2 |
运城 |
3 ×750 |
4×750 |
3 |
霍州 |
1 ×750 |
4×750 |
4 |
运城 II |
|
3×750 |
四 |
东南部地区 |
2250 |
6000 |
1 |
长治 |
1 ×750 |
4×750 |
2 |
晋城 |
2 ×750 |
4×750 |
（三）电网规划
“ 十一五 ” 期间，山西新增 1000 千伏特高压线路 550 公里 ，变电容量 300 万千伏安；新增 500 千伏线路 1706 公里 ，变电容量 1075 万千伏安；新增 220 千伏线路 2551 公里 ，变电容量 1230 万千伏安。
1 、特高压电网规划
首先建设晋东 ~ 南阳 ~ 荆州特高压交流试验示范工程，再从晋东南向北延伸至陕西、向东经石家庄延伸至北京、向南延伸至武汉。
2 、 500 伏电网规划
“ 十一五 ” 期间，山西电网将重点加强 500 伏网架建设，中南部形成晋中 ~ 霍州 ~ 临汾 ~ 晋城 ~ 晋东南 ~ 长治 ~ 榆社 ~ 晋中的双回 500 千伏网架结构，南北输电通道断面由 4 回 500 千伏线路构成。
到 2010 年山西电网形成 5 个西电东送输电通道，共 12 回 500 千伏输电线路向京津冀和化工东电网送电，外送能力由 2005 年的 800 万千瓦提高到 1800 万千瓦。
2010 年山西电网规划图见附图。
2010 年及远期山西省各地区 500KV 变电容量布点计划如表 3—4 。
（四）节能规划
山西省电力发展一方面要满足经济增长对电力供应的要求，另一方面又受水资源制约，且环保压力也与日剧增。因此，为了解决电力供需矛盾和可持续发展问题山西省需要大力推行节能规划，采用各种先进技术、降低能源消耗，并进行电力需求侧管理，将节能提高到与电源、电网建设同样的高度。
电力工业的节能主要有三个方面：电源侧、电网侧和用户侧。
电源侧的节能主要通过采用先进生产技术、采用低能耗生产设备来实现。一是新建火电项目必须采用直接空冷、干除灰、废水循环利用技术，达到废水零排放，对用水量过大的已建机组进行节水改造，采用高参数、大容量的超临界、超超临界机组提高发电效率、降低煤耗，建设高效脱硫、除尘设施，减少污染物排放等。
电网侧的节能主要通过采用合理规划建设电网，作到布局合理，以与传输电力容量大小和距离相适合的电压等级来输送电力，采用节能型变电设备、更换淘汰损耗较大的老旧设备等措施，以减少网损、提高电力传输效率。
用户侧的节能应主要通过电力需求侧管理来实现。
电力需求侧管理（ DemandSideManagement, 简称 DSM ）是指通过采取有效措施，引导电力用户优化用电方式，提高终端用电效率，优化资源配置，改善和保护环境，实现最小成本电力服务所进行的用电管理活动。主要内容，一是电力负荷管理，在电力供应短缺时，引导用户错峰、避峰，降低电力需求，在电力供应富裕时，引导用户移峰填谷，提高发电机组使用效率；二是电力能效管理，通过提高用户电力使用效率，达到减少电力投入目的。加强电力需求侧管理，既是当前缓解电力供需矛盾的必要手段，长远看，也是提高能效，节约能源，实现国民经济可持续发展的重要战略。
（五）山西省电力平衡分析
1 、电力平衡原则
（ 1 ）暂未考虑与河北南网、京津唐电网的效益，山西电网的备用容量按最高发电负荷的 18% 计。
（ 2 ）新投产机组当年不能完全发挥作用，因此在平衡中当年投产容量计入 1/3~1/2 。
（ 3 ）对于电源中的大小电等按受阻容量计入。因各种原因不能按额定容量发电的机组的少发部分按受阻容量考虑，在平衡中扣除。
（ 4 ）凡电力直送京津唐电网或河北南网的电厂，均未参与电力平衡。
2 、电力平衡结果
根据上述平衡原则，作出山西省电力平衡，平衡结果见表 3—5 。
表 3—4 山西省电力平衡表
单位： MW
序号
|
项目 |
2006 年 |
2007 年 |
2008 年 |
2009 年 |
2010 年 |
一 |
需要发电负荷 |
15648 |
17373 |
19287 |
21412 |
23772 |
二 |
需要发电装机 |
18465 |
20500 |
22759 |
25267 |
28051 |
|
其中：备用（ 18% ） 2817 |
3127 |
3472 |
3854 |
4279 |
|
三 |
当年新增装机容量 |
2700 |
4000 |
5900 |
4900 |
5000 |
1 |
新增水电机组 |
|
|
300 |
900 |
200 |
2 |
新增火机组 |
2700 |
4000 |
5600 |
4000 |
4400 |
3 |
新增新能源机组 |
|
|
|
|
400 |
四 |
年末装机容量 |
20220 |
24220 |
29200 |
32900 |
37020 |
|
其中：当年退役 |
|
