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文件编号版号 0 状态 DES 某储能项目可行性研究综合部分总报告（收口版） 2021 年 9 月上海文件编号版号 0 状态 DES xxxx公司储能项目可行性研究综合部分总报告批准审核编制 xxxx 公司储能项目可行性研究卷册总目录序号卷册号卷册名称版号状态 1 30-F406101E1K-A 总报告及图纸 0 DES 2 30-F406101E1K-D01 安全性研究专题报告 0 DES 总报告版号 0 状态 DES 第 1 页 2021 年 9 月本文件历次修改记录版号日期状态修改内容摘要编制校核审核批准 0 2021.8.8 DES 新编总报告版号 0 状态 DES 第 2 页 2021 年 9 月目录 1 总论 . 6 1.1 项目背景 6 1.2 投资方及项目单位概况 6 1.3 研究范围 6 1.4 设计依据 6 1.5 项目概况 7 1.6 工作过程 7 1.7 主要结论、问题和建议 8 2 电力系统 . 9 2.1 电力系统概况 9 2.2 电力需求预测、电源规划及电网规划 14 2.3 电力平衡 21 2.4 调峰平衡 25 2.5 工程建设必要性、储能容量配置及时间 27 2.6 接入系统方案 31 2.7 电气主接线 32 2.8 无功补偿 32 3 建厂条件 . 33 3.1 厂址概况 33 3.2 交通运输 33 3.3 水文气象 34 3.4 水源 38 3.5 工程地质及岩土工程 39 4 储能系统设计 . 50 4.1 储能发展的现状 50 4.2 储能技术路线选择 51 4.3 电池型式及容量 53 总报告版号 0 状态 DES 第 3 页 2021 年 9 月 4.4 储能变流器选择 56 4.5 系统集成设计 59 4.6 储能系统控制及保护 65 4.7 电池集装箱热管理系统设计 71 4.8 储能系统智慧运维及云监控 73 4.9 消防系统设计 75 4.10 其它辅助系统 77 4.11 储能布置方案 80 5 工程设想 . 82 5.1 厂区总平面布置 82 5.2 电气方案 86 5.3 建筑结构 97 5.4 供暖通风系统和空调系统 100 5.5 消防系统 105 5.6 电站供排水 106 6 环境保护和水土保持 . 107 6.1 自然和社会环境概况 107 6.2 环境质量状况 107 6.3 环境保护和水土保持 108 6.4 社会及环保效益 111 7 劳动安全与职业卫生 . 111 7.1 总则 111 7.2 主要危险及有害因素 112 7.3 劳动安全与职业卫生 113 7.4 小结 114 8 资源利用及节能分析 . 115 8.1 储能电站资源利用 115 8.2 储能电站节能分析 116 9 抗灾能力评价 . 116 总报告版号 0 状态 DES 第 4 页 2021 年 9 月 9.1 地质灾害 116 9.2 抗震 117 9.3 洪水 117 10 人力资源配置 . 117 10.1 人力编制 117 10.2 定员指标 118 11 项目实施的条件和建设进度及工期 . 118 11.1 项目实施的条件 118 11.2 项目实施的建设进度和工期 121 11.3 电力建设工程重大安全问题分析 122 12 初步投资估算及财务分析 . 127 12.1 概述 127 12.2 投资估算 127 12.3 投资估算结论 128 12.4 附表 129 12.5 项目收益分析 171 12.6 经济效益分析 175 12.7 敏感性分析 178 12.8 经济评价结论 179 13 风险分析 . 179 13.1 市场风险分析 179 13.2 技术风险分析 180 13.3 工程风险分析 180 13.4 资金风险分析 180 13.5 政策风险分析 180 13.6 外部协作风险分析 181 14 经济与社会影响分析 . 185 15 结论及建议 . 185 15.1 结论 185 总报告版号 0 状态 DES 第 5 页 2021 年 9 月 15.2 问题及建议 186 16 附件 . 错误未定义书签。 17 附图 . 错误未定义书签。总报告版号 0 状态 DES 第 6 页 2021 年 9 月 1 总论 1.1 项目背景为助力国家实现“碳达峰、碳中和”目标，构建清洁低碳安全高效的能源体系，各能源集团持续着力推进能源革命，优化能源结构、促进能源清洁利用和节能减排，积极开发新能源建设项目。 2021 年一季度，国内光伏新增装机 533 万 kW，与 2020 年同比增长 35。安徽省新增装机容量 40万 kW以上。截至 2021年 3月底，安徽省累计光伏并网装机容量达到 1421 万 kW。整体来看，安徽全省新能源消纳形势严峻，近年来伴随着新能源大发展，火电机组调峰能力达到了极限水平，为保障新能源全额消纳，省内多次采取火电机组小开机方式，非统调电源参与调峰、争取华东调峰互助互济。另外，局部地区新能源消纳压力凸显，出现多个 500千伏输电通道潮流重载、满载。在此背景下， xxxx公司拟利用已征用地建设大容量电化学储能电站项目建设大容量储能电站。该项目建成后可以在很大程度上解决地区电网新能源发电的随机性和波动性问题，使间歇性的、低密度的可再生清洁能源得以广泛、有效地利用，满足经济社会发展对优质、安全、可靠供电和高效用电的要求。 1.2 投资方及项目单位概况 xxxx 公司原规划容量 4 300MW，并留有再扩建的条件。一期工程安装 2 300MW 国产亚临界燃煤发电机组，于 2000年投产发电。 2009年，一期 2 300MW机组增容改造成了 2 320MW 机组。电厂厂址位于安徽省淮北市宋疃乡马厂附近，西北距淮北市区约 15km，东南距宿州市符离集镇约 16km。本项目业主单位为 xxxx公司。公司由安徽省皖能股份有限公司、中煤电力有限公司、兴安控股有限公司、首达控股有限公司方按股权比例 40％∶ 35％∶ 12.5％∶ 12.5％共同出资组建。 1.3 研究范围我院研究范围主要包括储能技术路线比选；落实环境保护、水土保持、土地利用、交通运输、区域稳定及岩土工程等建厂条件；厂址总体规划、厂区总平面规划、厂内主要系统及工程方案设想、建构筑物的土建、给排水、消防以及电力系统论证等工程设想及投资估算。 1.4 设计依据  GB 51048-2014 电化学储能电站设计规范总报告版号 0 状态 DES 第 7 页 2021 年 9 月  GB/T 34120-2017 电化学储能系统储能变流器技术规范  NB/T 42091-2016 电化学储能电站用锂离子电池技术规范  GB/T 34131-2017 电化学储能电站用锂离子电池管理系统技术规范  GB/T 34866-2017 全钒液流电池安全要求  GB/T 36547-2018 电化学储能系统接入电网技术规定  NB/T 42090-2016 电化学储能电站监控系统技术规范  DL/T 1989-2019 电化学储能电站监控系统与电池管理系统通信协议  中国电力工程顾问集团西南电力设计院有限公司关于印发 xxxx公司储能项目可行性研究总报告评审意见的通知（电规发电（ 2016） 24号）；其它有关的国家和电力行业现行规范、规程及标准。 1.5 项目概况本项目在国安电厂已征地范围内建设大容量电化学储能电站，总建设规模为 1GWh，分期建设。考虑到储能电池成本的不断下降，本期先建设 206MWh。 1.6 工作过程 2021年 7月初， xxxx公司委托我院开展 xxxx公司储能项目的可行性研究工作，我院公司随即组织本项目工程设计人员、研究工作内容、拟定工作计划。 2021 年 7 月 1 日 2 日，我院赴淮北与业主进行初步沟通，确定设计原则并进行现场踏勘。 2021年 7月 3日开始，我院对项目开展可研收资工作，后陆续收到业主答复。 2021年 7月 11 日，电气专业完成储能系统及总平面推荐布置。 2021年 7月 12日，项目组对总平面及储能系统进行了评审，确定布置方案。 2021年 7月 29日，根据业主内部讨论后发来的要求更新方案。通过和业主的沟通交流，在此基础上，我院编制完成了本报告。参与本项目可行性研究的 xxxx公司主要人员如下单位姓名职务 xxxx公司 xxx 总工程师 xxxx公司 xxx 储能办主任 xxxx公司 xxx 储能办专职总报告版号 0 状态 DES 第 8 页 2021 年 9 月 1.7 主要结论、问题和建议 1.7.1 结论（ 1）本储能项目在电网中发挥削峰填谷、调峰、调频、黑启动等作用；通过储能电站的建设，使间歇性的、低密度的可再生清洁能源得以广泛、有效地利用，满足社会经济发展对优质、安全、可靠供电和高效用电的要求。因此，本储能项目的建设是十分必要的。（ 2）本储能项目符合当前国家及地区的产业政策，满足国家对土地利用和环境保护的要求。储能系统配置已有运行实例，技术可行；项目建设土地已落实，水源可保证，地质条件适宜建设，出线利用电厂已有线路，电力系统接入可行；因此，本储能项目的建设是可行的。（ 3）本可研报告通过技术路线分析，选择磷酸铁锂作为本项目储能电池，并对目前主流的电池风冷方案和液冷方案进行研究比较，技术经济指标对比如下表所示项目方案一方案二备注电池冷却方式风冷液冷总电量（ MWh） 206 206 输出功率（ MW 103 103 本期工程厂区围墙范围内用地面积（ hm2） 1.98 1.87 液冷占地略小要求循环寿命（次） 6000 以上 6000 以上电池自然寿命（年） 10 10 充放电深度（） 1090 1090 系统效率（ 85 87 液冷系统效率更高静态总投资（万元 47078 50045 液冷方案多出约 2967万元单位容量造价（元 /Wh 2.285 2.429. 电站全寿命期充放总电量度电成本（元 /kWh） 0.4507 0.4856 充放总电量度电成本总成本 /（总充电量总放电量） 1.6.2 问题和建议 1 建议业主单位尽快与有关部门进行沟通，确定本储能电站商业运营模式，明确和量化收益。 2 建议业主尽快开展项目接入系统、环境影响评价等报告编制及评审，取得相关行政许可。总报告版号 0 状态 DES 第 9 页 2021 年 9 月 3 建议业主在下一阶段设计中深入开展调研与优化设计，跟踪储能电池最新技术，以便建设与投产后得到更大社会与经济收益。 2 电力系统 2.1 电力系统概况 2.1.1 某省电网现状某省电网属于华东电网的一部分，其供电范围包括全省 16 个地市，省内电网习惯上按地理位置大致依淮河、长江自北向南分为三大片即皖北、皖中和皖南电网，三片电网通过 500kV主干线路和若干条 220kV主干线路相联。 2020年安徽省全社会用电量累计 2427.5亿 kWh，同比增长 5.5。 2020年安徽省全社会最大负荷 47800MW，同比增长 6.7。 2020年安徽省全社会装机容量 78160MW（含皖电东送机组），其中水电 4738MW、火电 55608MW、风电 4117W、太阳能发电 13696MW。全省累计发电设备平均利用小时数 3662 小时，比去年同期增加 339 小时。其中，水电设备平均利用小时数 1716 小时，增加 106小时；火电设备平均利用小时数 4575小时，减少 293小时。 2020年安徽省全社会累计发电 2784.6亿 kWh，同比减少 3.3；其中水电 66.2亿 kWh，增长 29.6，火电 2531.5亿 kWh，减少 4.7。截至 2020年底，全省共有 1000kV变电站 2座，主变 4台，变电容量 12000MVA，输电线路长度 1235km； 500kV变电站 36座，主变 70台，变电容量 60600MVA，输电线路长度 6903km。 ±1100kV换流站 1座，换流容量 12000MVA，直流线路 1557km。某省电网的主要特点是（ 1）安徽省的水能资源较少，两淮煤炭资源较丰富，故全省电源结构以火电为主，水电比重小，形成了北电南送的整体格局，皖电东送战略的实施进一步提高了北电南送的总体规模。火电厂主要集中分布在淮南、淮北为中心的两淮地区以及沿长江流域分布。（ 2）全省地形上呈现西部、南部以山区为主，北部、东部以平原为主，用电需求也以东向偏南发展速度较快，东部电网密集程度逐年增加。（ 3）相对华东其它省市，某省电网人均用电量、人均负荷、负荷密度均较低，目前处于电网快速发展阶段，且长时间持续高速发展的潜力较大。（ 4）随着中部崛起战略推进，安徽经济社会发展仍呈现高速增长态势，在“十三五” 期间将围绕合肥经济圈和皖江城市带形成产业集群，电力需求方面形成了相对集中的负荷总报告版号 0 状态 DES 第 10 页 2021 年 9 月中心。目前某省电网存在的问题（ 1）输电网结构需进一步优化；（ 2）新能源发展迅速，网源协调难度增大；（ 3）电网建设外部条件日趋严峻。 2020年底安徽 500kV电网地理接线图见图 2.1-1。总报告版号 0 状态 DES 第 11 页 2021 年 9 月图 2.1-1 2020年安徽 500kV以上电网地理接线图 2.1.2 淮宿地区电网现状淮宿地区位于安徽东北部，作为安徽省重要煤炭基地，地区火电装机规模大。 2020年，淮北、宿州全社会最大负荷分别为 147、 259万千瓦，同比增长 13.1、 11.6。总报告版号 0 状态 DES 第 12 页 2021 年 9 月截至 2020年底，淮北市电源装机规模 526.1万千瓦。其中煤电 474.8万千瓦、光伏 34.96 万千瓦，风电 9.84万千瓦。从电源结构来看，地区以火电为主，新能源装机容量较小，占比 8.5。宿州市电源装机规模 465.58万千瓦，其中煤电 263万千瓦、风电 38.79万千瓦、光伏 136.56 万千瓦、生物质 13.51 万千瓦、其它（含自备电厂） 13.71 万千瓦。平山二期 1350MW机组 2021年初正式投运。截止 2020年底，淮北电网共拥有 500千伏变电站 1座，即濉溪变（ 1500MVA），有 220 千伏变电站 9座。宿州电网拥有 500千伏变电站 1做，即埇桥变电站（ 2000MVA）， 220kV 变电站 15座。濉溪站通过四回 500千伏线路（濉溪怀洪双回线路及濉溪禹会双回线路）与蚌埠电网相连接，并进一步通过怀洪孔店双回线路延伸至淮南电网，通过禹会清流双回线路延伸至滁州电网，实现本地电力送出。淮宿内部 220kV电网联系密切，淮北、宿州两网内部共有 10回 220kV线路相连。淮北电网形成南、北 2个片区电网，其中南片 220kV文昌宫、杨柳变环入亳州电网，与淮北北网无直接联系。 2020年淮宿地区 220kV及以上电网地理接线图见图 2.1-2。总报告版号 0 状态 DES 第 13 页 2021 年 9 月图 2.1-2 2020年底淮宿地区 220kV以上电网地理接线图 2.1.3 本工程现状 xxxx公司一期工程为地处淮北煤田的坑口电站，为淮北地区和安徽省的一个可靠的火电电源， xxxx公司原规划容量 4 300MW，并留有再扩建的条件。一期工程安装 2 300MW 国产亚临界燃煤发电机组，于 2000年投产发电。 2009年，一期 2 300MW机组增容改造成了 2 320MW 机组。电厂厂址位于安徽省淮北市宋疃乡马厂附近，西北距淮北市区约 15km，东南距宿州市符离集镇约 16km。 xxxx公司拟利用已征用地建设大容量电化学储能电站项目，建设规模为 1GWh，分期建设。第一期建设 103MW/206MWh储能，储能最终规模为 1GWh。项目建成后可以在很大程度上解决地区电网新能源发电的随机性和波动性问题，使间歇性的、低密度的可再生清洁能源得以广泛、有效地利用，满足经济社会发展对优质、安全、可靠供电和高效用电的要求。总报告版号 0 状态 DES 第 14 页 2021 年 9 月 2.2 电力需求预测、电源规划及电网规划 2.2.1 电力需求预测根据目前最新的某省电网规划负荷预测方案，预计 2020、 2025 年安徽全社会最大负荷分别达到 49500MW和 69000MW，“十三五”年均增长 9.5，“十四五”年均增长 6.9；全社会用电量分别达到 2450亿 kWh和 3400亿 kWh，“十三五” 年均增长 8.4，“十四五” 年均增长 6.8。安徽 2021-2025年电力电量预测结果见表 2.2-1。表 2.2-1 某省电网 2020-2025年电力电量预测结果单位 MW、亿 kWh 2020年 “十三五 ”年均增长率 2025年 “十四五 ”年均增长率全社会最大负荷 49500 9.5 69000 6.9 全社会用电量 2450 8.4 3400 6.8 安徽 2020-2025年分地区用电量及负荷预测结果见表 2.2-22.2-3。表 2.2-2 某省电网 2021-2025年分地区用电量预测结果单位亿 kWh 省市 2021 2022 2023 2024 2025 十三五年均增速十四五年均增速淮北 75 80 84 89 94 5.2 5.8 阜阳 201 214 231 250 270 11.6 8.4 亳州 91 102 113 124 137 10.2 10.5 宿州 119 126 135 145 155 10.0 7.6 淮南 106 114 122 130 139 4.8 6.6 蚌埠 146 152 166 181 198 9.6 9.0 滁州 199 211 225 241 257 10.8 7.4 合肥 477 504 548 596 648 11.9 8.7 六安 138 137 146 155 165 14.3 6.4 安庆 142 156 167 179 191 9.4 8.1 马鞍山 238 254 262 270 279 5.0 4.2 芜湖 242 252 270 289 310 7.7 6.6 铜陵 104 109 114 119 124 4.3 4.5 池州 88 94 102 110 119 9.9 8.1 宣城 161 171 183 195 208 10.8 7.5 黄山 52 52 56 60 64 12.1 7.1 总报告版号 0 状态 DES 第 15 页 2021 年 9 月表 2.2-3 某省电网 2021-2025年分地区负荷预测结果单位 MW 省市 2021 2022 2023 2024 2025 十三五年均增速十四五年均增速淮北 1497 1590 1681 1778 1880 7.0 6.1 阜阳 4740 5080 5599 6170 6800 13.4 10.2 亳州 2734 3080 3383 3715 4080 13.9 11.2 宿州 2884 3100 3361 3643 3950 12.7 9.1 淮南 2600 2850 3029 3218 3420 7.9 7.3 蚌埠 3290 3480 3731 4001 4290 10.8 7.6 滁州 3769 4220 4601 5017 5470 10.9 10.0 合肥 9834 10820 11841 12958 14180 11.2 9.9 六安 3235 3220 3447 3690 3950 15.5 7.1 安庆 3008 3260 3513 3786 4080 10.2 8.4 马鞍山 3802 4000 4138 4282 4430 5.6 4.2 芜湖 4412 4680 4998 5337 5700 8.1 6.9 铜陵 1823 1920 2036 2159 2290 4.7 5.6 池州 1751 1900 2045 2202 2370 11.5 8.6 宣城 3023 3180 3410 3656 3920 10.7 7.5 黄山 955 1010 1081 1158 1240 11.0 7.6 2.2.2 电源发展规划 1 区外来电及区内协议分电情况某省电网 “十四五”期间区外来电情况见表 2.2-4。 20202025年期间某省电网接受三峡来电 920MW，接受准东直流 6000MW。表 2.4-4 20202025年某省电网区外来电情况单位 MW 年份 2020年 2021年 2022年 20232025年三峡（葛南、龙政、宜华） 650 650 650 650 三峡地下（林枫） 270 270 270 270 准东 6000 6000 6000 6000 某省电网 “ 十四五 ” 期间区内协议分电情况见表 2.2-5 所示。另外，某省电网 “ 十四五 ” 期间皖电东送机组容量共 13540MW，其中皖电东送一期工程共 7580MW，皖电东送总报告版号 0 状态 DES 第 16 页 2021 年 9 月二期工程共 5960MW。皖电东送一期工程通过 500kV交流送出，上海电网、江苏电网、浙江电网分电容量分别为 2530MW、 1260MW、 3790MW；皖电东送二期通过特高压交流送出，上海电网浙江电网分电容量分别为 2640MW、 3320MW。金寨抽蓄分电协议现阶段还未明确，根据安徽省电网规划，金寨抽蓄分电某省电网暂按一半考虑。表 2.2-5 20202025年某省电网区内协议分电情况单位 MW 年份 2020年 2021年 2022年 20232025年天荒坪抽蓄 200 200 200 200 秦山核电二、三期 55 55 55 55 琅琊山抽蓄 300 300 300 300 响水涧抽蓄 500 500 500 500 绩溪抽蓄 495 990 990 990 金寨抽蓄 0 0 300 600 区内协议分电 1550 2045 2345 2645 2 区内电源发展规划（ 1）安徽省电源规划安徽能源结构以煤炭为主，火电机组占比较高。“十四五”期间水电、抽蓄可开发规模有限且已较明确，本地新增电力供应来源主要为火电机组。其中，煤电开发规模主要与国家控煤、环保排放等政策有关，气电开发规模则取决于气源是否充足、省内天然气发电价格政策能否落实。煤电省内煤电在建机组总容量为 2670MW，分别为平山电厂二期（ 1 1350MW）、阜阳华润电厂二期（ 2 660MW）；已核准的机组总容量为 2640MW，分别为大唐滁州电厂（ 2 660MW）、潘集电厂（ 2 660MW）和板集电厂二期（ 2 660MW）。另外，池州二期 660MW、谢桥低热值煤电厂 700MW已取得路条。抽蓄由于抽蓄项目开发周期普遍较长，“十四五”期间省内新增抽蓄规模较为确定在建绩溪抽蓄（ 1800MW）和金寨抽蓄（ 1200MW）。水电目前省内常规水电已基本开发完毕，“十四五”期间不考虑新增。新能源考虑可再生能源消费比重及新能源在建规模，根据安徽省最新规划，预计总报告版号 0 状态 DES 第 17 页 2021 年 9 月到 2025年，全省风电装机 8000MW，光伏装机达 28000MW，生物质装机约 2500MW。风电、光伏出力具有较大的随机性、间歇性，晚高峰时段顶峰能力有限，对电力供应支撑作用大小主要取决于配套储能规模。表 2.2-6 目前已核准 20202025年电源规划建设规模及时序单位 MW 类型 2020 2021 2022 2023 2024 2025 合计 900 2250 1920 4560 一、煤电机组淮北平山电厂二期 1350 阜润电厂二期 1320 大唐滁州电厂 1320 潘集电厂 1320 板集电厂二期 1320 二、抽水蓄能绩溪抽水蓄能电站 900 900 金寨抽水蓄能电站 600 600 表 2.2-7 安徽省储备电源项目单位 MW 项目名称建设规模项目地点状态谢桥低热值煤电厂 2*350 阜阳拟审批池州电厂二期 660 池州拟审批涡北低热值煤电厂 2*350 亳州储备大唐田家庵电厂扩建 2*660 淮南储备淮北国安电厂二期 2*660 淮北储备阜阳口孜东电厂 2*660 阜阳储备华电宿州电厂二期 2*660 宿州储备国电投平圩电厂四期 2*1000 淮南储备皖能铜陵天然气发电项目 800 铜陵储备皖能合肥天然气发电项目 800 合肥储备淮矿肥东天然气发电项目 400 合肥储备（ 2）淮宿地区新能源规划容量根据新能源最新发展形势，为适应 2030年以及 2060年碳达峰、碳中和发展要求，未来全国将大力发展为风光为代表的非化石能源，预计十四五期间新能源规模将进一步增加。初步预计“十四五”华东地区风光新能源装机将达 1.69 亿千瓦。目前已经明确（已投运总报告版号 0 状态 DES 第 18 页 2021 年 9 月已核准）的新能源仅 1 亿千瓦，约 7000 万千瓦新能源尚未明确电源布局和投产时序。根据新能源最新规划方案，安徽省十四五全省新增 1430MW 风电、光伏 6000MW。预计到 2025年，全省风电装机 8000MW，光伏装机达 28000MW。根据安徽全省新能源规模预测信息，十四五末淮宿（淮北、宿州）新能源装机规模预测增加至 4700MW。淮宿地区十四五新能源装机规划规模见表 2.2-8。表 2.2-8 淮宿电网十四五新能源装机规模单位 MW 2021 2022 2023 2024 2025 淮宿风电 688 772 867 977 1100 淮宿光伏 2040 2332 2680 3097 3600 总计 2728 3104 3547 4074 4700 2.2.3 电网发展规划（ 1）安徽 500kV电网规划某省电网处于从送端电网向送受端枢纽电网转变的阶段， 2020年前安徽 500kV电网在皖北基本维持两组通道送出的网架格局，适应不同阶段的送受电需求，另一方面充分结合 220kV电网分区解环需求，同步解决末端地区网架薄弱、供电可靠性较差等问题。至 2020 年，某省电网仍将保持 4回特高压线路、 7回 500kV线路与华东电网相联。为了提升某省电网未来三年供电安全， 2021-2022 年全省计划建成 500kV 新、扩建工程共 7项，新增变电容量 13000MVA。其中亳州二、众兴扩建等 2项已纳入国家规划，紫蓬、横山、阜四、香涧、谯城 5项拟纳入某省电网最新规划调整。 2023年宿州北部地区规划建设萧砀 500kV变电站。 “十四五”期间，皖北以东西两片相对独立结构与皖中电网相连，结合两淮坑口煤电的建设新建淮南～合肥、淮宿～蚌埠～滁州两个 500kV通道，皖北与皖中交换能力大大提高；皖中依托特高压合肥直流的注入构建皖中地区环网，增强了皖中地区受电能力和供电可靠性，同时利用白鹤滩 -浙江特高压直流过江通道建设安庆四～涓桥 500kV 通道，满足过江交换的同时提高西南片电网供电可靠性；皖南在扩建芜湖第二台主变和建设特高压芜湖站～铜北 500kV双线后，皖南承接江北电力并转移华东的总体能力进一步提升。 2022年某省电网 500kV及以上电网规划接线图见图 2.2-9所示。（ 2）淮宿 220kV电网规划总报告版号 0 状态 DES 第 19 页 2021 年 9 月至 2025 年，淮北电网以 1 座 500 千伏变电站（濉溪）为中心，形成 “ 一站三厂 ” 供电格局，淮北地区 220千伏网架进一步完善和加强。以 500千伏濉溪变、虎山电厂以及淮二厂为枢纽，构建 “ 日 ” 字型环网结构。十四五期间，宿州电网将主要分为三片电网供电，分别是埇桥供区，以埇桥变为枢纽，环主城区构建城市主环网（市区环网）；灵泗供区，同样以埇桥变为枢纽，构建覆盖灵璧、泗县的三角形双环网（灵泗环网）；萧砀供区，萧砀电网与淮北电网联合组网，构建以淮北濉溪变为枢纽的淮宿北部环网淮宿北网。 2025年淮北宿州 220kV及以上电网规划接线图见图 2.2-10，图 2.2-11。总报告版号 0 状态 DES 第 20 页 2021 年 9 月图 2.2-9 2022年安徽省 500kV及以上电网规划接线示意图总报告版号 0 状态 DES 第 21 页 2021 年 9 月图 2.2-10 淮北 2025年 220千伏及以上电网规划接线图图 2.2-11 宿州 2025年 220千伏及以上电网规划接线图 2.3 电力平衡总报告版号 0 状态 DES 第 22 页 2021 年 9 月 2.3.1 安徽电力平衡根据上述电力需求及目前某省电网已核准在建的确定电源建设方案，对某省电网进行电力平衡分析，具体平衡结果见表 2.3-1。电力平衡原则考虑如下（ 1）仅计入已核准在建电源项目；（ 2）某省电网备用率按 12考虑；（ 3）考虑区外直流网损，煤电、水电受阻容量；（ 4）风电按 5装机容量参与平衡，光伏不参与平衡。表 2.3-1 某省电网电力平衡计算单位 MW 年份 2021 2022 2023 2024 2025 1、电网最高负荷 52900 56530 60420 64570 69000 2、需要备用 12 6348 6784 7250 7748 8280 3、需要装机容量 59248 63314 67670 72318 77280 4、网内年末装机容量 6M以上，扣除直属机组 63437 66106 76917 82016 88119 5、网内参加平衡容量 6M以上，扣除直属机组 42083 43487 47607 47728 47901 6、区内协议 2045 2345 2645 2645 2645 新、富水电 0 0 0 0 0 天荒坪抽蓄 200 200 200 200 200 秦山核电二、三期 55 55 55 55 55 琅琊山抽蓄 300 300 300 300 300 响水涧抽蓄 500 500 500 500 500 绩溪抽蓄 990 990 990 990 990 金寨抽蓄 0 300 600 600 600 7 、区外来电 6457 6457 6457 6457 6457 三峡（葛南、龙政、宜华） 611 611 611 611 611 三峡地下（林枫） 254 254 254 254 254 准东 5592 5592 5592 5592 5592 安徽直流 0 0 0 0 0 8、实际备用率 -4.4 -7.5 -6.1 -12.0 -17.4 9、盈亏 -8663 -11025 -10962 -15489 -20277 总报告版号 0 状态 DES 第 23 页 2021 年 9 月表 2.3-1 中，若只计及安徽区内目前较确定的电源项目和确定的区外协议电力，某省电网 2021年电力缺口为 8663MW。由于 “十四五 ”基本没有新增电源，电力缺口逐步增大，按照 12的备用考虑，某省电网 2022-2025年电力缺口约 11000-21000MW。本工程完全投运后，工程定位主要为削峰填谷，在用电高峰时可作为电源释放电力，可有效缓解峰值时刻系统电力缺口。 2.3.2 淮宿地区电力平衡（ 1）平衡原则选取夏季高峰方式及春季午间方式进行电力平衡分析。夏季高峰平衡原则各片区最大供电负荷按负荷预测数据考虑；小火电机组考虑受阻 20； 220kV及以下电网机组最大出力按扣除 8厂用电考虑；风电按 5出力参与平衡，光伏不参与平衡。春季午间平衡原则各片区供电负荷按夏季高峰负荷预测数据的 50考虑；小火电机组考虑 40出力； 220kV 及以下电网机组考虑半开机方式，其最大出力仍按扣除 8厂用电考虑；风电和光伏按 60出力参与平衡。区外电力交换根据分层分区规划，淮宿电网在十四五前期通过 2回 220kV线路（淮二厂蒋南双线）与蚌埠电网相联，通过 4 回 220kV 线路（濉溪焦楼双线、南坪蒙城双线）与亳州电网相联，淮宿电网内部则通过欧盘宋湖双线、淮二厂汴河双线及南坪谷岭单线实现淮北电网和宿州电网的联系。（ 2）平衡分析本工程厂址位于淮宿地区，本章节考虑已核准在建的确定电源建设方案分别对淮宿地区 220kV以下电网进行电力平衡计算分析，计算结果见表 2.3-1至 2.3-2。根据平衡结果，可以看出淮宿电网在 “十四五 ”期间一直存在 220 千伏电网电力缺口，电力缺额约 1000MW2500