华能白山煤矸石煤矿工程预可研报告.doc

13-F2731G-A

呼伦贝尔根河热华能白山煤矸石XX发电厂工程
初步可行性研究报告(收口)

ISO9001质量认证注册号：05005Q10038R1L
设计证书编号：030001 — sj
勘察证书编号：030001 — kj

2008年40月 石家庄

HBED 河北省电力勘测设计研究院 呼伦贝尔根河热华能白山煤矸石发电厂工程初步可行性研究报告

批 准：

审 核：

校 核： 王仁宝 杨立辉 周瑞强 赵晓莉 郭 军
希 晋 宿奎聚 王 涛

编 制： 王仁宝 李海路 杨立辉 王素芳 张淑梅
张德宁 武志涛 郭 军 刘珍岩 曹秋会
侯 义 王 亮 张京锁

目 录
第一章 概述 1
1.1 任务依据 1
1.2 项目概况 1
1.3 工作过程 2
1.4 工作组织 2
第二章 电力系统 3
2.1 电力系统现状 3
2.2 电力需求预测 4
2.3 装机方案 5
2.4 电力平衡 6
2.5 电厂建设的必要性及其在系统中的作用 6
2.6 接入系统方案设想 1
第三章 供热系统 2
3.1 供热现状及规划 2
3.2 气象资料 2
3.3 采暖热指标 2
3.4 结语 3
第四章 燃料供应 4
4.1 燃料来源 4
4.2 燃料特性及耗煤量 6
4.3 燃料运输 7
4.4 燃油供应及运输 7
4.5 脱硫吸收剂（石灰石）的供应 7
第五章 建厂条件 9
5.1 厂址方案概述 9
5.1.1 厂址地理位置及建厂地区概况 9
5.1.2 厂址周围环境 10
5.1.3 厂址自然条件 11
5.1.4 厂址占用土地及拆迁条件 12
5.1.5 厂址设计水位 12
5.2 交通运输 12
5.2.1 公路 13
5.2.2 铁路 13
5.3 水文气象 13
5.3.1 厂址水文条件 14
5.3.2 厂址气象条件 14
5.3.3 水源条件 15
5.3.4 灰场水文 16
5.3.5 小结 16
5.4 供水水源 17
5.4.1 概述 17
5.4.2 污水处理厂水源 17
5.4.3 浑江地表水水源 18
5.4.4 煤矿疏干水水源 18
5.4.5 结论及建议 19
5.5 贮灰场 19
5.5.1 概述 19
5.5.2 灰场自然条件 19
5.5.3 灰场工程设想 20
5.5.4 灰场的运行及环境保护 21
5.5.5 建议 21
5.6 厂址的区域稳定与工程地质 21
5.6.1 执行标准 22
5.6.2 区域自然地理及地质概况 22
5.6.3 区域地震及构造稳定性 23
5.6.4 拟选厂址工程地质条件 24
5.6.5 不良地质问题 27
5.6.6 地基方案设想 27
5.6.7 结论及建议 27
第六章 工程设想 29
6.1 装机方案设想 29
6.1.1 装机方案 29
6.1.2 主机规范 30
6.1.3 燃烧系统 32
6.1.4 热力系统 34
6.1.5 主厂房布置 36
6.1.6 机组热经济性指标 37
6.2 电厂总体布置设想 38
6.2.1 全厂总体规划 38
6.2.2 厂区总平面规划布置 39
6.3 燃料输送 41
6.3.1 卸煤装置及储煤设施 42
6.3.2 输送系统及筛、碎设备 42
6.3.3 辅助设施及附属建筑 43
6.3.4 煤尘防治 43
6.4 除灰渣系统 43
6.4.1 概述 44
6.4.2 原始资料 44
6.4.3 除灰渣系统设计 45
6.5 供排水系统 47
6.5.1 空冷系统 47
6.5.2 厂外补给水系统 48
6.5.3 节水措施 49
6.6 电气系统 49
6.6.1 电气主接线 49
6.6.2 厂用电接线 50
6.6.3 事故保安电源 50
6.6.4 短路水平及电气设备选择 51
6.6.5 直流电系统 51
6.6.6 发电机励磁系统 52
第七章 环境保护 53
7.1 概述 53
7.1.1 电厂规模 53
7.1.2 厂址及灰场自然状况 53
7.1.3 电厂附近环境现状 54
7.1.4 电厂区域气象特征 54
7.1.5 采用的主要环境标准 54
7.1.6 环保关心的对象及当地环保部门的意见 55
7.2 采取的环境工程设想及可能造成的环境影响分析 55
7.2.1 烟气污染与防治 55
7.2.2 废水排放治理 57
7.2.3 灰渣治理 58
7.2.4 噪声治理 59
7.2.5 水土保持及生态 60
7.3 环保部分结论和建议 61
第八章 厂址方案与技术经济比较 62
第九章 初步投资框算及经济效益分析 66
9.1 编制原则 66
9.2 编制依据 66
9.3 初步投资框算 67
9.4 经济效益分析 69
9.4.1 资金来源与投入 69
9.4.2 原始数据 69
9.4.3 经济效益分析 69
9.4.4 敏感性分析 70
9.4.5 综合经济评价结论 70
第十章 项目建设的优势 71
10.1 以煤矸石为主要燃料 71
10.2 利用城市污水 71
10.3 采用空冷机组，节约用水 71
10.4 坑口电厂，燃煤供应可靠 71
10.5 城市供热 71
10.6 采用膏体充填技术利用粉煤灰 71
10.7 本工程为环保型项目 71
第十一章 结论及存在的主要问题 73
11.1 建厂评价 73
11.1.1 工程建设的必要性 73
11.1.2 工程建设的可行性 73
11.2 主要技术经济指标 73
11.3 主要结论意见 74
11.4 存在的问题、建议及下一步要进行的工作 74
附图： 75
附件： 75

4

第一章 概述
1 概述
1.1 任务依据
1) 华能吉林发电有限公司华能呼伦贝尔能源投资公司初步可研委托函；
2) 初步可研深度：《火力发电厂初步可行性研究报告内容深度规定》（送审稿）和其他规程规范等。
1.2 项目概况
为发展循环经济，促进我国煤矸石资源的开发和利用，华能吉林能源发电有限公司与白山市政府友好协商，拟在白山市江源区境内建设一座以江源区为主所产煤矸石为燃料的综合利用供热发电厂，电厂建设规模4×300MW机组，本期建设2×300MW单抽凝供热机组，配循环流化床锅炉，采用直接空冷技术，利用城市污水作为电厂冷却水。
本工程厂址位于白山市江源区，位于吉林省东南部，白山市辖区的西部，东与抚松县为邻，西北与柳河县交界，西南与八道江区相接，南与临江市毗连，北与靖宇县接壤。地理坐标为东经126°23'至127°11'，北纬41°48'至42°13'。东西相距69公里，南北相距44公里，是白山市通往抚松、靖宇、临江、长百等县（市）的交通枢纽。
江源区是白山市重要的工业基地，面积1，348km2。全区辖8镇，总人口268，466人。区委、区政府驻孙家堡子镇。距离白山市19km，距离吉林省会长春市257km。
全市现有矿井98处，生产能力938万吨/年。其中；通化矿业集团矿井7处，生产能力330万吨/年；地方煤矿经资源整合后，现有矿井91处，生产能力608万吨/年。
2006年，全市原煤产量795万吨。其中：地方原煤产量511万吨（江源区273万吨，八道江区191万吨，其它县区57万吨）。通化矿业集团284万吨。2007年，全市原煤产量预计达到800万吨，其中：通化矿业集团300万吨，江源区260万吨，八道江区180万吨，其它县区60万吨。正在建设的永安煤矿、松树、八宝增能工程等5个矿井，投产后年将增产近120万吨。预计2010年全市原煤产量将达到1000万吨。
目前，全市现有通化矿业集团道清洗煤厂、八宝洗煤厂、白山市振东洗煤厂等建成的洗煤厂，年入洗原煤能力503万吨，年可产生煤矸石251万吨。现正在建设的白山市嘉晨洗煤厂年入洗原煤能力100万吨，年可产生煤矸石50万吨，2008年6月份建成投产。
2008年—2010年，白山市拟建东圣焦化有限公司、八道江区大政煤业、通化矿业集团八宝洗煤厂年入洗原煤275万吨，年产煤矸石138万吨。其中；通化矿业集团洗煤厂年入洗原煤200万吨，年产煤矸石100万吨，预计2008年5月份开工建设，年底建成投产。
到2010年，全市洗煤厂将达到16户，年入洗原煤能力878万吨，年产煤矸石439万吨，且运输距离均在25公里以内，完全可以满足建设2×30万千瓦煤矸石发电厂所需330万吨煤矸石的需要。
并且江源区现有煤矸石4000万吨（不包括国有煤矿），分别分布在松树镇、弯沟镇、三岔子镇、砟子镇、大石人六个镇，也可作为本工程的补充燃料。
根河电厂一期35吨/小时链条炉，6000kW凝汽式汽轮机组四台，目前已经关停。二期工程130吨/小时煤粉炉，25000kW汽轮机组两台，其中一台为抽凝汽式供热汽轮机组，目前主要承担根河市区的供热。
本期工程采用“以大代小”，电厂建设规模2×300MW抽凝供热机组，采用直接空冷技术，厂址在原电厂场地或异地建设，煤源、水源、灰场、铁路、公路等均采用原电厂现有资源。
本期工程是以根河市唯一供热热源点，是一个“以煤代木”的项目，机组投产后可以减少市区取暖用的大量木材。
本期工程另一个重点是作为呼伦贝尔电网重要电源支撑点，根河市的钢厂、矿厂和水泥厂等大的电力用户建设，需要当地电源供应。
本期工程根河电厂厂址位于呼伦贝尔根河市，是大兴安岭林区的中心位置。
呼伦贝尔市位于内蒙古自治区东北部,东与黑龙江省为邻,西与蒙古接壤,北与俄罗斯相连,南与兴安盟紧靠,总面积26万平方公里,地理坐标为北纬47°05′--53°20′东经115°31′--126°04′。呼伦贝尔市属亚洲中部蒙古高原的组成部分，大兴安岭东北—西南走向纵贯呼伦贝尔中部，形成三大地形单元和经济类型区域：大兴安岭山地为林区，海拔700—1700米；岭西为呼伦贝尔草原，是草原畜牧业经济区，海拔550—1000米；草原与林地的过渡地带，多是黑钙土，适于发展种植业，形成以国有农牧业为主要成分的农业经济区：岭东地区为低山丘陵与河谷平原,形成种植业为主的农业经济区，海拔200—500米。
根河市是我国主要的国有林区之一，他的木材生产在国民经济中占有重要的地位。
呼伦贝尔电网目前已实现了岭西电网与岭东电网、根河电网、农场局电网的联网，并于去年底实现了与兴安电网的联网，形成了呼兴区域电网。计划2005年建设蒙西至蒙东220kV输电线路，2005年十月实现蒙西电网与蒙东电网联网，形成统一的内蒙古电网。
1.3 工作过程
2007年119月1-227-28日，电厂筹建处华能吉林发电有限公司、通化煤矿公司和设计院的技术有关人员共同对两个厂址、灰场和建厂条件进行现场踏勘和收集资料，通过与地方各级政府有关部门联系配合，对电厂厂址和建厂条件进行了逐步落实，2007年1110月250日完成初步可行性研究报告初稿。经过华能吉林发电有限公司初步讨论审查后，于2008年30月底完成初步可行性研究报告。2008年3月24-25日由吉林省电力公司组织进行了初步可行性报告审查会，根据会议审查纪要，最终完成收口版初步可行性研究报告。
1.4 工作组织
院生产人员名单
专 业
姓 名
岗 位
电 话
备 注
热 机
李青松杨立辉
主设人
133313922552243/3580

水工工艺
张书梅
副主任
13331392187

水工结构
王素芳
主 工
22921333139/3688

运 煤
李海路霍学东
主设人
133313922241

除灰
张德宁
主 任
13331392265

总 图
王仁宝
主 任
13331392318

环 保
郭 军
主 任
13331392409

技 经
栾 明
主设人
13331392417

水文气象
曹秋会王建民
主 任工
133313927503

地 质
刘珍岩宿奎聚
主 工副 总
1333139272115

系 统
王 亮夏保安
主 工主设人
1333139254850

电 气
侯 义
主任工
13331392347

张京锁
设 总
13331392161

张玉柱
主管总工
13331392012

贾吉林
主管院长
13331392003

第二章 电力系统
2.1 电力系统现状
吉林省电网位于东北电网中部，北连黑龙江省电网，南接辽宁省电网，西临内蒙东部的哲、兴蒙电网，在满足本省电力供给和向系统送出水电调峰的同时，还肩负着东北500kV电网西电东送、北电南送的重任，是东北电网南北电力交换的重要通道。
至2006年底，吉林省发电装机总容量为11276.5MW，其中火电机组装机容量7025MW，占装机总容量的62.3%，水电机组装机容量3871MW，占装机总容量的34.3%，风电机组装机容量368MW，占装机总容量的3.3%，其它12.5MW，占装机容量的0.1％。吉林省电源分布特点为东水、西火、中部热电联产。
吉林省电网供电区域包括吉林、长春、四平、通化、辽源、白山、白城、延边等八个地区（市）电网（其中白城地区电网包含松原市），各地区之间以500kV或220kV线路互联，220kV电网以长春、吉林、四平、白东梅电网为支撑点，构成了“井”字形网架结构。
白山地区电网是吉林省电网的重要组成部分，至2006年底，已建成大型火力发电厂一座，即浑江发电厂，装机容量650MW；省属水电厂一座，即松江河梯级水电站的小山水电站，装机容量160MW；企业自备热电厂5座，装机容量22.5MW；地方、乡办及企业自建小水电站51座，装机容量131.5MW。全地区水火电装机总容量已达964MW。此外，浑江发电厂新厂2×300MW机组也于2007年底和2008年初建成投产。
截止到2006年，白山地区共建成220kV变电站5座：白山变（1×120MVA）、三岔子变（1×120MVA）、松江河变（1×120MVA）、临江变（1×120MVA）、靖宇变（1×120MVA），总变电容量600MVA。
2006年通化、白山地区220kV电网接线图如图2-1所示。

图2-1　通化、白山220kV电网2006年年底接线图
2.2 电力需求预测
根据历史统计资料，吉林省1991～1995年最大供电负荷年均递增率为9.55%，1995～2000年为2.08%。“十五”和“十一五”期间，吉林省将全面建设小康社会，振兴吉林老工业基地，必将极大的加快吉林省的工业化进程，推进和实现全省经济跨越式发展。“十五”期间，吉林省最大供电负荷年均递增率为3.67%，全社会用电量年均递增率为5.35%。预计到2010年，吉林省最大供电负荷和全社会用电量将分别达到8736MW和663.4×108kWh。预计到2015年，吉林省最大供电负荷和全社会用电量分别达到11690MW和941×108kWh。
吉林省电力需求预测详见表2-1所示。
表2-1 吉林省电力电量预测表 单位：MW，108kWh

2007年
2008年
2009年
2010年
2015年
最大供电负荷
6108
6878
7758
8736
11690
全社会用电量
466
520.9
587.6
663.4
941
“十五”期间，白山市GDP呈现稳步增长的趋势，2004年和2005年经济增长达到两位数的水平。特别是2005年经济增长速度达到了27.8%，其中第二、三产业增幅较大。白山地区2006年最大供电负荷及全社会用电量分别为281MW和22.03×108kWh。“十一五”期间，白山市将以提升经济总量素质为主线，坚强工业立市、工业强市，打造重点产业竞争力，提升全市工业化、城市化水平。特别是焦炭、火电、水电、矿泉水等一批重大项目的开工建设和投产达效，将为白山的发展夯实基础。“十一五”期间，全地区生产总值年均增长将达到20%。随着城乡居民收入水平和用电消费的不断提高，将使供电负荷迅速增长，预测到2010年白山地区最大供电负荷及全社会用电量将分别为364MW和26.1×108kWh，“十一五”期间最大供电负荷及全社会用电量年均递增率分别为5.01%和4.58%。“十二五”期间最大供电负荷及全社会用电量年均递增率分别为4.47%和4.30%。
2.3 装机方案
根据国家发改委已核准及列入“十一五”安排的电源项目，并考虑到各电源项目实际进展情况，列出吉林省电源装机规划如表2-2所示。
表2-2 吉林省电源装机规划表 单位：MW
序号
名称
2007年
2008年
2009年
2010年
2015年

全省新增容量
1495.4
1097.9
1721.3
4317.4
2600
1
火电
1250
700
1320
3500
2500

长春二热
200

珲春发电厂

吉林油田电厂
50

二道江发电厂
400

浑江发电厂
600

白城热电厂

200
200

延吉热电厂

200
200

九台电厂

1320

长春三热

700

长春四热

400

白城电厂

600
600

长春一热

300
300

松花江热电

300
300

江南电厂

300
300

双辽电厂

600

四平热电

300
300

辽源热电

300
300
2
水电

175
175

白山抽水蓄能

松江河梯级电站

175
175

3
风电
170.4
147.9
151.3
742.4
100
4
生物质能发电
75
75
75
75

2.4 电力电量平衡
根据上述负荷预测和装机规划，进行吉林省电力电量平衡计算如表2-3、2-4所示。
由吉林省电力平衡表可知，吉林省在“十一五”规划电源项目按照计划投产年度参加电力平衡情况下，2010年吉林省冬大运行方式多电4379MW，冬腰运行方式多电2670MW，夏大运行方式多电4502MW，有一定富余。“十二五”期间，随着负荷的增长，富余电力逐渐减少。电量平衡表明，“十一五”期间吉林省火电机组年利用小时数在5000~5500小时之间，电量基本平衡。
虽然在“十一五”期间吉林省电力有所富余，电量基本平衡，但考虑到吉林水电机组较多，其部分出力和发电量需要外送到东北电网其它地区，“十二五”期间，随着负荷和用电量的进一步增长，吉林省火电机组建设仍有一定压力。因此本工程在“十一五”末期、“十二五”初期建成投产是合适的。

14
- -
表2-3 　 吉林省电力平衡表 　单位：MW

2007年
2008年
2009年
2010年
2015年
供电负荷
冬大
夏大
冬腰
冬大
夏大
冬腰
冬大
夏大
冬腰
冬大
夏大
冬腰
冬大
夏大
冬腰
6108
4703
5070
6878
5296
5709
7758
5974
6439
8736
6727
7251
11690
9001
9703
发电负荷
6863
5284
5696
7728
5951
6414
8717
6712
7235
9816
7558
8147
13135
10114
10902
一、装机
12109
13207
14929
18866
21466
1、火电
7625
8325
9645
12765
15265
2、水电
3871
4046
4221
4221
4221
3、风电
538
686
838
1580
1680
4、生物质能发电
75
150
225
300
300
5、关停机组
650
0
0
380
0
二、正常出力
9496
8491
6399
10264
9131
7028
11549
10143
8173
14194
12060
10818
16278
13560
12901
1、火电
6354
4575
6354
6938
4995
6938
8038
5787
8038
10638
7659
10638
12721
9159
12721
2、水电
3097
3871
0
3237
4046
0
3377
4221
0
3377
4221
0
3377
4221
0
3、风电
0
0
0
0
0
4、生物质能发电
45
90
135
180
180
三、电力盈(+)
亏(-)
2633
3207
703
2536
3180
613
2832
3431
938
4379
4502
2670
3143
3446
1999

表2-4 　 吉林省电量平衡表 　单位：MW

2007
2008
2009
2010
2015
全省用电量
466
520.9
587.6
663.4
941
运行小时
5000
5500
5000
5500
5000
5500
5000
5500
5000
5500
全省发电量
460.6
495.6
519.7
559.5
580.6
625.5
690.7
745.7
912.4
988.7
火电
350.0
385.0
398.8
438.6
449.3
494.2
550.8
605.8
763.3
839.6
水电
96.8
101.2
105.5
105.5
105.5
风电
10.8
13.7
16.8
22.4
31.6
秸秆发电
3
6
9
12
12
电量盈(+)亏(-)
-5.4
29.6
-1.2
38.6
-7.0
37.9
27.3
82.3
-28.6
47.7

HBED 河北省电力勘测设计研究院 呼伦贝尔根河热华能白山煤矸石XX发电厂工程初步可行性研究报告
2.5电厂建设的必要性及其在系统中的作用
1）白山市煤矿经长期开采形成大量的煤矸石堆积，不仅占用了大量的土地，而且对当地生态环境造成了影响，并形成了一定的污染。开发利用煤矸石，建设大型煤矸石发电厂，可以为这些煤矸石的消化找到出路，减少环境污染。白山煤矸石电厂以低热值的废弃煤矸石作为燃料，相比于常规火电厂，节约了大量燃煤。同时开发煤矸石能源可以为当地矿业创建一个新的产业，煤矿把废弃的煤矸石卖给电厂，电厂生产电力，锅炉的灰渣全部综合利用，用于修路和水泥厂、建材厂使用，具有良好的经济效应和社会效应。因此该项目既节约能源，又改善环境，达到资源综合利用，符合国家的能源产业政策，是一个环境友好型、资源节约型、综合利用型的发电项目。
2）本工程可以满足白山市的热负荷需求，实现集中供热，降低能耗，改善环境。
3）吉林省一次能源匮乏，建设煤矸石发电厂可以缓解吉林省一次能源短缺的问题，实现地方经济可持续发展。
4）实施本工程能够增加吉林电网大容量机组的比重，改善目前火电机组的结构，提高装备水平，有利于电网的经济运行。
综上所述，本工程可促进利用煤矸石发电的循环经济、节约资源、减少环境污染，同时可满足当地热负荷需求，促进白山市经济发展，对增加电网的供电能力和提高技术装备水平、提高吉林电网的安全稳定运行都具有十分重要的意义。因此，建设本工程是非常必要的。
白山煤矸石电厂本期建设2×300MW抽凝供热机组，并留有继续扩建的余地。本工程投运后将成为地区电网内的主供电源之一，在系统中的性质和作用属于区域性电厂。
2.6 接入系统方案设想
白山煤矸石电厂本期建设2×300MW机组，备选厂址共三个：分别是八宝工业区厂址、苇塘沟厂址、孤老院厂址。三个厂址距离较近，直线距离最远相差约2公里，从系统角度上看相差不大，所以接入系统方案可统一考虑。以下按推荐的苇塘沟厂址论述。
考虑到厂址位置、电厂属性和装机规模，电厂以220kV电压并网，初步考虑新建2回220kV线路接入通浑地区电网，厂内电气主接线采用双母线，电厂本期2台300MW机组均以发电机－变压器组型式接入电厂220kV配电装置，电厂起备变由厂内母线引接。
具体接入系统方案在接入系统设计中论述，并经正式审查后确定。

图2-2 白山煤矸石电厂接入系统图3-2 龙山电厂二期接入系统方案二
方案设想
2.1 呼伦贝尔电网电力现状
呼伦贝尔电网覆盖整个呼伦贝尔市全境，主要分为岭西、岭东、根河、春晖四个供电区域，岭西细分为满洲里地区、海拉尔地区、牙克石地区三个供电地区；岭东细分为扎兰屯市、阿荣旗、莫旗三个地区，2006年呼伦贝尔电网全网最高供电负荷480MW。
呼伦贝尔电网岭西地区以海拉尔为中心，西与满洲里通过220kV单回线联络，东与牙克石、扎兰屯通过220kV单回线联络、北经拉布达林与根河地区通过110kV单回联络，南与伊敏地区通过220kV单回联络。岭东地区三旗市（扎兰屯市、阿荣旗、莫旗）及春晖电力通过110kV单回链式连络。形成以220kV为主网架， 以110kV辐射状向13个旗市区供电的呼伦贝尔电网。
岭东地区现只有扎兰屯并入呼伦贝尔电网运行，其余三旗仍与东北网并网运行，扎南郊变－阿荣旗变－莫旗变－甘河变－大杨树变110kV线路已经建成并经验收合格，莫旗变－甘河变110kV线路现处于运行状态，其余三条线路处于停运状态，现扎兰屯地区由呼伦贝尔电网供电。现正在建设扎兰屯至尼尔基220kV输变电工程。
2003年并入呼伦贝尔电网的根河电网，始建于60年代，当时属于企业自用性电网线路，最高电压等级为66kV，通过根河电厂两条66kV线路经110kV根河变与呼伦贝尔网联络。因设计线径小、输送距离远，随着负荷增长，随着服务性质由企业型转为社会型，必需确保满足地区经济发展和人民生活的用电需要，因此根河电网急需进行改造。
截止2006年底，呼伦贝尔电网总装机容量为486.5MW，其中隶属呼伦贝尔电网现有电厂11座，总装机容量525.5MW。拥有220kV线路6条，海东变－牙克石西郊变220kV线路72.63km，海东变－呼伦变220kV线路长191.44km，友好－伊敏220kV线路长 68.5km。牙克石西郊变－扎兰屯西郊变220kV线路长235km，伊敏电厂－伊敏变电所线路长8km，220kV线路总长647.6，呼伦变—满洲里220kV线路长39.5km ；220kV变电所7座，变电容量750MVA；110kV线路33条，全长共计1407.35km，110kV变电所19座，变电容量744.6MVA；63kV线路21条，全长共计628.5km，66kV变电所15座，变电容量55 MVA；35kV线路30条全长共计1002.06km，35kV变电所25座，变电容量163.88 MVA。
2006年呼伦贝尔220kV电网接线情况如图2-1所示：

图2-1：　呼伦贝尔220kV电网2006年年底接线图
2.2 电网存在问题
呼伦贝尔电网由海拉尔经牙克石至扎兰屯220kV单回线路，海拉尔与扎赉诺尔220kV单回线路，海拉尔经拉布大林110kV线路与根河电网联网组成主网架。联结薄弱，电压等级低、供电半径大，输送能力及供电可靠性无法满足快速增长的地区经济发展负荷需要。各地区分散，未形成区域局部网，除个别地区外，大部分地区一条线路跳闸，造成整个地区大面积停电。电网结构不合理，急需建设220kV主网架，实现区域网互联，使电网运行更加稳定、经济，保证供电可靠性，提高电网运行操作的灵活性。电网存在的主要问题有：(1)200kV、110kV主网架结构相对薄弱，电网的安全稳定水平不高。(2)电源建设滞后负荷发展，电源装机容量不足。高峰负荷时机组全部满发，备用容量不足，对电网安全稳定运行不利。(3)网内电源分布不均匀，造成系统在某些运行方式下潮流分布不尽合理。
根河电网始建于60年代，当时属于企业自用性电网线路。设计电压等级低、线径小、输送距离远，随着负荷增长，线路末端电压经常达不到合格范围，随着服务性质由企业型转为社会型，必需确保满足地区经济发展和人民生活的用电需要，因此根河电网急需进行改造。
2.3 电力需求预测
1980～1990年，呼伦贝尔市国民生产总值年平均递增率为15.93%；1990～1995年，年平均递增率为16.4%；1995～2000年，年平均递增率为9.69%；到2006年，全市国内生产总值计划达到329亿元，“十五”期间年均增长9%，到2010年，实现人均国内生产总值比2005年翻一番以上。从目前地区经济发展的趋势来看，制定这样的经济目标是比较实际的。
1997年，呼伦贝尔市一、二、三产业的电量比重为7.36:73.96:9.9，到2006年，一、二、三产业的电量比重为7.7:80.6:11.7。从产业用电比重看，呼伦贝尔市的经济结构是合理的，只是基础差，总量小。但从远期规划中，可以看到地方经济发展得速度较快，前景乐观，对负荷发展趋势的影响肯定是良好的。
内蒙古自治区已被国家列入实施“西部大开发”的12个省（市）区之一，呼伦贝尔市将以此为契机，依托自身资源优势，加快产业结构调整步伐，大力发展具有呼伦贝尔市优势的高技术产业，使社会主义市场经济体制不断完善，城乡人民生活水平显著提高，形成比较完善的社会主义市场经济体系。同时呼伦贝尔市抓住国家振兴老东北工业基地的契机，充分发挥地源优势，使得呼伦贝尔的经济进入一个飞速发展的阶段。
根据呼伦贝尔市政府制定的“十一五”社会经济发展目标，到2010年，实现人均国内生产比2005年翻一番以上。坚持整体推进、重点突破的原则，突出抓好生态建设、基础设施建设、农牧业产业化、工业化和城镇化五个重点，推动经济建设和社会事业全面发展。
呼伦贝尔电网至2010年负荷增长主要大工业负荷有：扎煤公司灵东年产500万吨长焰煤项目，年用电量为8000万千瓦时；蒙西福星煤炭开发项目，年用电量3000万千瓦时；香江集团煤化工项目，年用电量5000万千瓦时；满洲里10项新建商场工程，年用电量1800万千瓦时；满洲里焰山钢铁冶炼项目，用电负荷约10MW；香江集团煤化工项目扎兰屯伊利乳业公司项目，年用电量600万千瓦时；玖龙造纸厂项目，新增负荷10MW；新大洲PVC生产项目，新增负荷30MW；中集集团木材加工，年用电量增加600万千瓦时；扎兰屯宏裕农药项目，年用电量800万千瓦时；雀巢乳业项目，年用电量500万千瓦时；莫尔道嘎铁矿项目，年用电量1000万千瓦时；阿荣旗蒙西水泥项目，年用电量6000万千瓦时；中敖肉羊产业化项目，年用电量600万千瓦时；巴特罕啤酒扩建项目，年用电量500万千瓦时；大杨树50万吨复合肥项目，年用电量1000万千瓦时；鲁能煤炭开发项目，年用电量5000万千瓦时；五牧场煤炭基地项目，年用电量20000万千瓦时；塔尔气铁矿项目，年用电量2000万千瓦时；大庆油田勘探项目，年用电量3000万千瓦时；乌奴克土矿山项目，最大负荷100MW；陈旗东能公司煤炭项目，年用电量3000万千瓦时；陈旗呼盛、天顺煤矿项目，年用电量5000万千瓦时；七一铅锌矿开发项目，年用电量3000万千瓦时；八大关童钼矿开发项目，年用电量4000万千瓦时。
根据呼伦贝尔供电局电网规划，2006年最高负荷为480MW，2001～2005年平均递增率为24.97%；至2010年全网最大供电负荷预计达到1200MW，2006～2010年平均递增率为25.74%。
呼伦贝尔电网负荷预测见表2-1。
表2-1： 呼伦贝尔电网负荷预测 单位：MW
年份
地区
2007～2010年预测值
2006年
2007年
2008年
2009年
2010年
满洲里地区
45.53
58
100
140
160
扎赉诺尔地区
85
120
150
180
200
伊敏地区
17
19
30
40
60
海拉尔地区
105
125
125
145
175
牙克石地区
36.26
39
45
55
65
扎兰屯地区
40
46
55
65
85
陈旗
19
22.02
78
90
120
东旗
3
8
10
14
15
西旗
11.82
16.9
28
35
40
拉布达林地区
7.53
7.88
10
15
20
颚温克旗
5
6
14
20
25
阿荣旗
22.85
26
35
45
75
莫旗
24.19
30
36
55
60
鄂伦春旗
21
23
28
32
40
根河地区
44.24
46
52
56
64
呼伦贝尔电网
480
590
796
980
1200

2.4 网架规划
到2010年，呼伦贝尔220kV网架将形成西起满洲里，东至扎兰屯、莫旗、加格达奇，北至伊图里河、阿里河，南至伊敏的呼伦贝尔220kV电网，电网可以满足经济性、可靠性、灵活性的基本要求。电网失去任一回线路或一组变压器时，可以保证向下一级电网安全供电，确保电网运行的安全稳定；提高电力输送能力，解决地区经济发展负荷剧增的问题，合理布置电网结构，适应发展变化，提高电网运行、操作的灵活性，按“分层分区”的原则，配套完善各地区110kV区域局部电网。
2.5 装机方案
根据电源规划和项目前期进展情况，预计在2010年前呼伦贝尔境内建设并接入呼伦贝