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睢宁县热电联产规划（ 2017-2020）
第四节 热电机组功能定位
一、供电现状 1、电源现状
目前睢宁县无10千伏及以上并网统调和自备电厂，全社会用电均由徐州电网提供。
2、电网结构
睢宁电网位于徐州电网东南部，两条220千伏吴庆2W53、2W53线形成了睢宁地区的220千伏主要电源，来自于徐州220千伏吴桥变电站。目前睢宁境内现有220千伏庆安变电站、倪村变电站两座，主变4台，主变总容量660 MVA ，电压序列等级为220/110/35、220/110/20（20千伏电压等级本地区未使用）。
睢宁电网拥有110千伏变电站11座，主变17台，容量740.5兆伏安，全部为有载调压主变；110千伏变电站10千伏出线总间隔数144个，其中已经利用间隔108个，无功补偿容量59.4兆乏；睢宁电网现有110千伏公用输电线路18条，线路总长度为313.31公里，其中架空线路312.61公里，电缆线路0.7公里。睢宁电网110千伏网络接线模式主要有辐射型（双辐射）、链式两种。其中110千伏高压配电网中有4条线路属于辐射型，占到全部线路条数的22%； 14条线路属于链式，占全部线路的78%。
二、电力需求总量与负荷预测 1、用电量综合预测
根据《睢宁县配电网“十三五”规划》，对睢宁县全社会用电量进行了预测，预测方法采用部门单耗法、弹性系数法、时间序列法三种方法，分别作为电量预测的高中低方案，并根据目前掌握的各种大用户建设情况方案进行校核。经过综合分析，预计2020年全社会用电量预计为36.26亿千瓦时，“十三五”年均增长率为6.27%。具体见表4-3。
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表4-3 睢宁县“十三五”全社会电量预测（亿kW?h）
分区类型 合计 B C D 2010 16.29 5.83 3.56 6.90 2012 19.08 7.89 3.78 7.41 2013 21.68 9.70 4.02 7.96 2014 23.88 11.05 4.28 8.55 2015 24.80 11.07 4.55 9.18 2018 30.08 2020 36.26 “十三五”年 均增长率（%） 6.27 11.59 6.92 11.57 14.30 8 13.96 11.07 7.53 9.84
2、负荷综合预测
根据《睢宁县配电网“十三五”规划》，对睢宁县总负荷进行了预测，预测方法采用专家调查法、时间序列法、最大负荷利用小时数法三种方法，分别作为电量预测的高中低方案，并根据目前掌握的各种大用户建设情况方案进行校核。经过综合分析，预计2020年用电最大负荷预计为955MW，“十三五”年均增长率为7.73%。详细见表4-4。
表4-4 睢宁县“十三五”用电负荷综合预测结果
分区类型 合计 B C D “十三五”年均增长率（%） 7.73 0.57 8.24 7.28 6.56 项目 2010 2012 2013 2014 2015 2018 2020 最大负荷 402.21 468.9 515 583 651 826 955 （MW） 利用小时数4050.408 4069.546 4091.327 4116.475 4146.936 4207.219 4292.851 （h） 最大负荷 143.65 186.94 207.53 239.71 274.38 347.88 435.28 （MW） 最大负荷 86.19 93.74 101.95 118.88 127.59 159.14 177.62 （MW） 最大负荷 172.38 188.22 205.52 224.41 249.03 318.98 342.1 （MW）
三、热电机组功能定位
根据前文的热电联产方案，规划新建睢宁城东热电厂（以燃气机组为例，拟建设2套40MW级燃气-蒸汽联合循环供热机组），睢宁宝源新能源发电有限公司在建并规划扩建（规模为3×75t/h高温高压循环流化床锅炉+1×B9+1×B12供热机组+2×350t/d机械炉排
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炉焚烧炉+2台29.2t/h余热锅炉+1台CN12MW抽凝式发电机组），合计新增装机容量133MW，全部建成投运后年新增供电量为6.95亿kW?h（年发电时间按5500小时计，厂自用电率取10%），相对于2020年睢宁县预测的全社会用电需求量36.26亿kW?h，虽然不能改变受电型区域的性质，但将大大增强地区用电的调峰能力。
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第五章 节能综合分析
保障能源安全、提高能源利用效率是国家“十三五”能源发展的核心内容。《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》中指出，要推动城乡用能方式变革，坚持集中与分散供能相结合，因地制宜建设城乡供能设施，科学发展热电联产，鼓励有条件的地区发展热电冷联供。同时要围绕保障安全、优化结构和节能减排等长期目标，明确能源科技创新战略方向和重点，提高能源清洁高效利用。
对于本规划区域范围内的热源点项目，要求优化设计方案，设备采用高效环保的设备机组和节能辅机型号，杜绝使用国家和行业已淘汰产品，尽可能达到最佳功率匹配以节约能源。同时，项目对余热尽可能实施回收利用，相关设备及供热管道采用性能优良保温材料和合理的经济厚度，循环水、工业水系统均采用闭式循环供水系统以减少损失，节约能源。热电厂采用先进的控制系统进行数据处理和参数调整，以保证机组处于最佳经济工况运行。
第一节 节能量计算
根据《江苏省热电联产规划编制大纲（试行）》，热电联产规划所实现的节能量按照以下公式进行计算：
节能量=现有热电机组（含小锅炉）的能耗-推荐装机在供出相同热量和电量的能耗+热电增量部分节能量（分产能耗-推荐装机其能耗）
一、东部供热片区 1、现有能耗
东部片区现有全部分散小锅炉153台，铭牌蒸发量174.44t/h，现有平均热负荷122.1t/h，设计热负荷为85.26t/h，分散小锅炉煤耗按照45kgce/GJ进行估算。因此，现有分散小锅炉能耗=85.26t/h×5500h×2.8GJ/t×45kgce/GJ=5.91万tce。
东部供热片区无小热电。
因此现有热电机组（含分散小锅炉）能耗=5.91万tce。
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2、节能量——方案一
（1）推荐装机在供出相同热量和电量的能耗
采用燃气机组，新增装机容量为80MW，整体替代现有分散小锅炉供热。燃机供热标煤耗取36kgce/GJ，供电煤耗取0.21kgce/kW?h。推荐装机能耗=85.26t/h×5500h×2.8GJ/t×36kgce/GJ÷1000÷10000=4.73万tce。
（2）热电增量部分节能量（分产能耗-推荐装机其能耗）
额定供热能力114t/h，纳入集中供热范围小锅炉的设计热负荷为46.01 t/h，因此供热增量为114-46.01=67.99t/h，发电装机增量为80MW。
因此，热电增量部分按小热电能效进行计算对比。小热电的供热煤耗取40kgce/GJ，供电煤耗取0.36kgce/kW?h（传统老机组）。则增量部分节能量=（67.99t/h×5500h×2.8GJ/t×40kgce/GJ+80×103kW×5500h×0.36kgce/kW?h）-（67.99/h×5500h×2.8GJ/t×36kgce/GJ+80×103kW×5500h×0.21kgce/kW?h）=7.02万tce。
综上，方案一的节能量=现有热电机组（含小锅炉）的能耗-推荐装机在供出相同热量和电量的能耗+热电增量部分节能量=5.91-4.73+7.02=8.2万tce。
3、节能量——方案二
（1）推荐装机在供出相同热量和电量的能耗
采用燃煤机组，新增装机容量为15MW，整体替代现有分散小锅炉供热。燃机供热标煤耗取36kgce/GJ，供电煤耗取0.21kgce/kW?h。推荐装机能耗=85.26t/h×5500h×2.8GJ/t×38kgce/GJ÷1000÷10000=4.99万tce。
（2）热电增量部分节能量（分产能耗-推荐装机其能耗）
额定供热能力114t/h，纳入集中供热范围小锅炉的设计热负荷为46.01 t/h，因此供热增量为114-46.01=67.99t/h，发电装机增量为15MW。
因此，热电增量部分按小热电能效进行计算对比。小热电的供热煤耗取40kgce/GJ，供电煤耗取0.36kgce/kW?h（传统老机组）。则增量部分节能量=（67.99t/h×5500h×2.8GJ/t×40kgce/GJ+15×103kW×5500h×0.36kgce/kW?h）-（67.99/h×5500h×2.8GJ/t×38kgce/GJ+15×103kW×5500h×0.21kgce/kW?h）=1.45万tce。
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