1、阿拉善地区“十四五”输电网规划内蒙古电力（集团）有限责任公司阿拉善电业局中国能源建设集团江苏省电力设计院有限公司2020年8月目 录1前言12规划编制依据、范围与原则22.1 编制依据22.2 规划设计范围32.3 规划设计水平年32.4 规划设计边界条件42.5 规划设计原则73电网现状93.1 电网概况93.2 设计水平年投产计划203.3 电网存在问题213.4 电网风险论述223.5 “十三五”修编规划执行情况总结254电力需求预测304.1 阿拉善地区国民经济发展分析及预测304.2 电力市场发展概况394.3 电力市场需求预测505电源规划595.1 编制依据595.2 电源建设的2、指导思想和规划思路595.3 阿拉善地区自用电源建设规划606送、受电规划626.1 受电规划626.2 送电规划637电力平衡677.1 电力平衡主要原则677.2 电力平衡分析677.3 电源需求758规划目标及规划原则778.1 规划目标778.2 规划原则779变电站规划819.1 规划原则819.2 变电容量分析839.3 变电站规划方案8910网架规划及电网结构论证9710.1 阿拉善地区网架规划及电网结构论证9710.2 阿拉善地区风险点解决措施10010.3 阿拉善电网电压治理措施10210.4 额济纳地区供电可靠性提升措施10310.5 局部地区限电问题解决措施10510.63、 阿拉善主网架评价及适应性分析10611电气计算10711.1 计算条件10711.2 潮流计算10711.3 短路电流计算10811.4 暂态稳定计算11111.5 无功平衡计算11412投资估算11912.1 经济指标和依据11912.2 输变电项目投资估算12012.3 省级电网输配电价格核定原则12413阿拉善新能源发展规划12613.1 新能源开发布局12613.2 新能源开发时序12713.3 新能源外送通道规划13213.4 规划网架新能源外送能力分析13614环境影响及保护措施14014.1 环境影响14014.2 社会影响14615节能降耗与新技术应用14915.1 系统节能4、分析14915.2 变电站节能分析15015.3 站内建筑物节能分析15215.4 线路节能分析15415.5 新技术应用15616结论和建议16016.1 结论16016.2 建议16117潮流附图16318稳定附图178阿拉善地区“十四五”输电网规划1 前言本次规划坚持电网建设与经济社会发展需求相适应，坚持电网建设适度超前原则；坚持以市场需求为导向、以安全稳定为基础、以经济效益为中心的原则，做到科学论证、技术先进；坚持输电网规划与政府规划统筹结合，将电网规划融入政府整体规划之中；坚持全面谋划与突出重点相协调，既要衔接上级电网发展需求，又要满足地区电网发展需求；坚持战略性与操作性相统一，增强5、规划宏观性、战略性、指导性，突出规划的针对性和约束力，做到规划可操作、项目可落实。本次规划在阿拉善电网“十三五”规划修编的基础上，编制阿拉善地区“十四五”输电网规划。本次规划设计报告紧密结合阿拉善电网特点、国民经济发展进程和趋势，充分考虑阿拉善电网覆盖范围内产业发展的实际性、特殊性，遵循以市场为导向、以安全稳定为基础、以经济效益为中心的原则，总结分析阿拉善电网“十二五”、“十三五”期间电力消费情况，根据阿拉善电网“十四五”期间的电力需求和产业布局发展，提出了阿拉善电网2025年发展目标、规划思路及设计原则，推荐了阿拉善电网220kV及以上电压等级网架的建设方案，并展望2030年。对2025年阿6、拉善电网网架进行潮流、稳定、短路等电气计算，校核网架方案的合理性。提出“十四五”期间阿拉善电网220kV及以上电网建设规模及投资估算，为下阶段开展输变电工程前期工作和远景规划打下基础。电网作为关系国计民生的重要基础设施，在整个社会和经济发展中的作用举足轻重。本次规划将指导阿拉善地区“十四五”期间输电网建设，科学合理制定电网投资项目，明确阿拉善电网定位，加强阿拉善电网与蒙西主网联络，提升电网供电可靠性，解决重要用户供电，促进新能源消纳等。使电网建设适应国民经济和社会发展需要，更好地促进阿拉善经济社会发展。92 规划编制依据、范围与原则2.1 编制依据1、关于下达蒙西电网2019年规划专题研究调整7、计划的通知内电计划2019238号2、阿拉善地区“十四五”输电网规划报告编制项目中标（成交）候选人公示（JZ-2020-DY001）3、内蒙古电网内电源发展和布局研究报告2019年4、蒙西电网主网架发展思路及重大问题研究2019年12月5、蒙西地区“十四五”负荷预测研究6、电力安全事故应急处置和调查处理条例（国务院令第599号）7、国家能源局关于印发的通知（国能安全2014161号）8、阿拉善地区国民经济和社会发展“十四五”规划（纲要）9、内蒙古电力（集团）有限责任公司电网规划管理标准2016年10、阿拉善地区“十三五”电网发展规划，2015年7月11、阿拉善地区输电网“十三五”规划修编，208、18年7月12、输电网规划内容深度规定（Q/ND 10101 01-2016）13、输电网规划设计（技术）标准14、电网技术标准 第一分册 规划部分（Q/ND 10101 02-2016）15、电力系统设计技术规程（DL/T 5429-2009）16、电力系统电压和无功电力技术导则（DL/T 1773-2017）17、电力系统安全稳定导则（GB 38755-2019）18、城市电力规划规范（GB/50293-1999）19、电力系统设计内容深度规定（DL/T5444-2010）20、电力系统安全稳定计算技术规范（DL/T 1234-2013）21、电力系统安全稳定导则（DL755-2001）29、2、十八项目电网重大反事故措施（Q/ND 10702 07-2019）23、电力建设工程概算定额（最新版）24、设备材料信息价（最新版）25、阿拉善地区“十四五”期间重大项目表、地区发展总体规划和地区发展的控制性详细规划、国民经济和社会发展规划相关资料2.2 规划设计范围阿拉善电网位于蒙西电网的最西部，覆盖阿拉善全境。本规划设计覆盖阿拉善巴彦浩特地区、腾格里地区、阿拉腾地区、乌素图地区、额济纳地区、阿右旗地区、敖伦布拉格等地区的220kV及以上电网。工作内容主要包括：（1）分析电网目前存在的主要问题；（2）电力市场需求分析；（3）电源规划；（4）送、受电规划；（5）电力平衡及电力流分析；（6）10、变电容量需求分析及布点研究；（7）“十四五”期间阿拉善电网主网架规划方案研究；（8）相关的电气计算分析；（9）“十四五”期间输变电建设项目建议及投资估算；（10）阿拉善新能源发展规划等。本次规划的目的：综合考虑各个地区“十四五”期间负荷增长情况，统筹考虑电网发展需要，研究解决电网事故风险点，优化网架结构，重要负荷供电及新能源汇集送出等重大问题。2.3 规划设计水平年本次规划基准年为2020年，规划水平年为2025年，展望至2030年。2.4 规划设计边界条件蒙西电网位于华北电网的北部，是华北电网的组成部分和主要送电端。蒙西电网供电区域为自治区西部的六市二盟，包括呼和浩特市、包头市、乌海市、鄂尔11、多斯市、巴彦淖尔市、乌兰察布市、阿拉善、锡林郭勒盟。目前蒙西电网已基本形成了“三横四纵”的500kV主干网架结构，各盟市供电区域均形成220kV主供电的网架结构。蒙西电网实现了每个盟市至少2座500kV变电站，形成了以定远营吉兰太乌海布日都响沙湾永圣域丰泉和河套德岭山春坤山武川旗下营汗海两个西电东送通道为主干；以乌海、响沙湾、永圣域、丰泉变为电源点，通过河套华润金能千里山乌海、响沙湾高新包北春坤山、宁格尔永圣域旗下营、丰泉汗海灰腾梁塔拉串式网络向周边地区供电的500kV网架结构。根据蒙西电网主网架“十三五”发展规划研究、内蒙古电网“十三五”主网架规划衔接研究报告及蒙西电网主网架发展思路及重大问12、题研究初步方案，内蒙古电网将形成“四横五纵”坚强的500kV电网网架结构，西电东送及南北互供能力都得到大幅提高。四横：1、定远营吉兰太乌海布日都红庆河川掌；2、过三梁响沙湾永圣域丰泉；3、阿拉腾敖包祥泰河套德岭山春坤山武川旗下营察右后旗汗海；4、锡西东苏塔拉宝拉格。五纵：1、阿拉腾敖包定远营腾格里；2、乌后旗河套祥泰千里山棋盘井乌海岗格庙；3、百灵春坤山包北梅力更高新响沙湾布日都红庆河乌审；4、锡西察右中武川旗下营盛乐永圣域常胜宁格尔川掌；5、塔拉灰腾梁白音高勒汗海庆云丰泉。到2025年蒙西电网将优化形成“三横五纵”坚强的500kV电网网架结构。“三横”具体是阿拉腾敖包祥泰河套德岭山春坤山武川13、察右中汗海、腾格里定远营吉兰太乌海乌布开关站布日都响沙湾永圣域盛乐旗下营察右后汗海、忙哈图乌审甘迪尔川掌宁格尔丰二丰泉，“五纵”具体是乌后河套祥泰千里山横盘井乌海忙哈图、巴中德岭山过三梁乌布开关站乌审、百灵春坤山包北梅力更高新响沙湾布日都甘迪尔、锡西察右中武川金山永圣域常胜宁格尔、东乌宝拉格塔拉灰腾梁白音高勒德义汗海宏图庆云巨宝庄丰泉。使蒙西电网结构既能满足电力流由西至东汇集送出，也能满足南北互供的需要。根据蒙西电网发展规划的指导原则，随着500kV电网的不断加强和完善，蒙西电网各分供电区之间功率交换主要由500kV电网承担，220kV电网逐步向地区供电网转化，分区之间的220kV线路的功能由14、目前起主网作用逐步转变成互为备用的性质。因此随着蒙西电网西起阿拉善，东至锡林郭勒盟的“三横五纵”500kV骨干网架的形成，蒙西电网内部各分供电区之间的220kV联络线将逐步解开运行。目前阿拉善电网仅定远营、吉兰太2座500千伏变电站，阿拉善电网通过两个横向通道与蒙西主网联络，一个是500kV定远营吉兰太乌海通道，另一个是降压220kV运行的阿拉腾敖包开闭站祥泰通道，此外还有一个220kV千里山巴音毛道馈供通道。随着“十二五”及“十三五”期间阿拉善地区新能源项目大规模发展，阿拉善电网逐步由基本自平衡向新能源送端电网方向转化。本次规划的电压等级为220kV500kV、设计水平年最大负荷1950MW15、展望年最大负荷2430MW、“十四五”增速5.8%。图2.4-1 蒙西电网“十四五”规划示意图2.5 规划设计原则本次规划设计注重电网规划的连续性，充分考虑阿拉善地区负荷发展、电源结构和布局，根据蒙西电网“十三五”规划、阿拉善电网“十三五”规划和蒙西电网主网架发展思路研究结论，结合近几年规划执行情况及面临的新问题，通过优化调整提出阿拉善电网“十四五”网架方案和输变电项目，切实体现电网规划设计“粗细适宜、远近结合、滚动调整”的原则。本次规划的电网结构遵循如下原则：1、坚持“安全第一”的原则，逐步贯彻执行“N-1”可靠性准则。采取措施预防电网可能发生的稳定破坏、电网瓦解、大面积停电等恶性事故。贯16、彻“电力系统设计技术规程”，电网满足“电力系统安全稳定导则”，兼顾国务院599号令的具体要求，从网架结构优化的角度加强防范电力安全事故。2、坚持适度超前发展的原则。经济发展电力先行，电网规划需适应电力市场和电源布局等诸多不确定的因素，应综合考虑，适度超前且具有较强的适应能力，即电网结构应能够适应系统的发展和变化，应能够适应不同运行方式的潮流变化，具有一定的灵活性。做到统一规划、分步实施，远近结合。3、坚持以市场需求为导向，以市场容量定电网规模，以市场分布定电网结构。做到科学论证、技术先进。注重资源的合理利用和优化配置，注重电网建设与运行的整体效益，努力实现电力系统安全可靠、经济合理、清洁环保、17、灵活高效。4、坚持电网规划与政府规划统筹结合。在规划开展中要积极响应政府规划工作思路，充分听取和吸纳各界意见建议，增强规划编制的科学性、协调性，确保电网规划与政府整体发展规划统筹协调，确保电网发展规划可落地实施。5、坚持全面谋划与突出重点相协调。既要全面统筹输电网发展的各方面，推动蒙西电网整体发展，又要适应阿拉善电网发展需求，突出重点建设方向和补齐薄弱环节。6、坚持战略性与操作性相统一。重点研究未来五年规划，并展望2030年电网发展。增强规划宏观性、战略性、指导性，突出规划的针对性和约束力，做到规划可操作、项目可落实。按照“五年规划、三年滚动、年度实施”的原则，对规划进行调整。7、贯彻分层分区18、的原则。规划电网应结构简明、层次清晰，应有利于实现合理的分层分区，便于调度、运行和管理。无功配置和潮流流向合理，能够满足各级电源送出和负荷供电需求。8、送电电源应适当联合与分组，形成相对独立的多个送电通道，避免送电回路落点过于集中。同一方向的重要输电通道应尽可能分散走廊，减少易发生严重自然灾害的同一气象带内的重要输电通道数量。9、加强电网的技术改造，推进技术进步，积极应用成熟的先进技术，坚持“增容、升压、换代、优化通道”电网改造新思路，积极应用成熟的先进技术，提高电网规划、建设、运行和管理的自动化及现代化水平。10、进一步探索和应用电网建设的新技术，使电网技术装备水平再上一个新的台阶。积极采用19、大容量变压器、大截面导线、串联补偿技术、电压控制技术、灵活交流输电技术、柔性直流输电技术，改善电网安全稳定水平，提高长距离线路的输送能力。提高电网控制水平和调度控制大电网运行的能力，推进电网二次系统数字化、信息化、智能化进程。11、坚持环境保护原则，电网的规划发展应与环境开发和发展协调一致，严格依据国家相关法律法规，电力发展规划建设应满足环保标准。3 电网现状3.1 电网概况阿拉善电网目前以500kV吉兰太变、500kV定远营变和220kV阿拉腾敖包开关站为主供电源点，位于蒙西电网末端，供电区域覆盖阿拉善三旗四区二十七万平方公里范围，包括东南西北中五个供电区。2019年阿拉善地区全社会用电量120、14.06亿kWh，同比增长15.9%，地区全社会最大负荷1360MW，同比增长12.4%。2019年阿拉善地区220kV及以上电网地理接线图见附图1。3.1.1 电源现状截至2019年底，阿拉善电网发电装机容量累计2905.6MW，包括：火力发电厂8座，总装机容量1613.6MW；风力发电场6座，总投产容量为578MW；光伏电站21座，装机容量705MW；低温余热电厂2座，装机容量9MW。具体项目统计表见表3.1-1。各类型机组所占比重及发电量情况见表3.1-2、表3.1-3及图3.1-1。各供电区电源分布情况见表3.1-4和图3.1-2。电源接入电压等级分布情况见表3.1-5和图3.1-321、。表3.1-1 阿拉善电网电源装机统计表 单位：kV、MW序号发电厂名称机组类型分布接入电压等级装机容量单机组合性质1乌斯太热电厂火电东部供电区2206002300公用2中盐自备电厂火电东部供电区2202702135自备3哈伦热电厂火电中部供电区2206602330公用4兰太自备电厂火电东部供电区3530215自备5太西焦化电厂火电东部供电区1011.625.8公用6吉兰泰碱厂自备电厂火电西部供电区101836自备7兴泰自备电厂火电东部供电区61836自备8兴泰瓦斯自备电厂火电东部供电区6616自备9瀛海建材低温余热电厂低温余热中部供电区354.514.5公用10松塔水泥低温余热电厂低温余热中22、部供电区354.514.5公用11洁源风电场风电西部供电区22099公用12大红嘉尔嘎勒风电场风电南部供电区220100公用13中铝宁能巴兴图风电场风电中部供电区220200公用14银星风电场风电中部供电区11099公用15北控厢和图风电场风电南部供电区11050公用16天风风电场风电西部供电区3530公用17哈伦金星光伏光伏中部供电区22050公用18晟辉光伏光伏中部供电区110100公用19塔尔岭光伏光伏东部供电区110100公用20巴润别立光伏光伏中部供电区11040公用21木仁高勒光伏光伏中部供电区11040公用22中节能腾格里光伏光伏南部供电区11020公用23中电投陶力光伏光伏西部23、供电区11040公用24中节能光伏光伏南部供电区11050公用25中节能光伏光伏南部供电区3510公用26金太阳光伏光伏中部供电区3535公用27大唐兰山光伏光伏东部供电区3530公用28智伟光伏光伏东部供电区3530公用29艾里格光伏光伏西部供电区3530公用30苏泊淖尔光伏光伏西部供电区3550公用31呼都格光伏光伏西部供电区1010公用32蒙草光伏光伏东部供电区1010公用33恩菲赛汉陶来光伏光伏西部供电区3510公用34振发努日盖光伏光伏西部供电区3510公用35中民和平光伏光伏北部供电区3510公用36星晨策克光伏光伏西部供电区3520公用37晟浩特莫图光伏光伏中部供电区3510公用24、合计2905.659表3.1-2 阿拉善电网电源类型构成 单位：MW序号电源类型总装机容量所占比例1火电1613.655.53%2风电57819.89%3光伏70524.26%4低温余热90.31%5合计2905.6100%图3.1-1 阿拉善各类型电源装机所占比重表3.1-3 阿拉善电网各类型电源发电量情况统计表序号类型发电量（亿kWh）发电量占比（%）利用小时数（h）1火电67.079.053212风电7.28.512483光伏10.612.51591合计84.81008160由各类型电源装机及发电量情况可知，阿拉善电网火电装机比重最大，占比55.5%，2019年发电量占比达到79%。依托25、地区丰富的风光资源，近年来阿拉善地区新能源装机容量不断增加，到2019年底地区新能源装机（风电及光伏）所占比重已接近45%。表3.1-4 阿拉善电网各供电区电源分布情况统计表 单位：MW序号电源供区分布装机容量所占比例1东部供电区1105.638.05%2西部供电区31710.91%3南部供电区2307.92%4北部供电区100.34%5中部供电区124342.78%合计3055.62905.6图3.1-2 阿拉善电网各供区电源装机情况统计图由各供电区电源装机情况可知，阿拉善电网电源主要分布在东部和中部供电区，装机占比达到80.83%。北部供电区电源装机少，装机容量占比仅0.34%。表3.1-26、5 阿拉善电网电源接入电压分布情况统计表 单位：kV，MW序号电源接入电压等级装机容量所占比例1220197968.11%211053918.55%33531410.81%41049.61.71%56240.83%合计3055.62905.6图3.1-3 阿拉善电网电源接入电压等级分布情况统计图由各地区电源接入电压等级分布情况可知，阿拉善电网电源主要接入电压等级为220kV，其装机容量占比达到68.1%。110kV及35kV电源装机容量占比共29.4%。6kV及10kV电源接入容量较小，占比仅为2.5%。3.1.2 输变电规模截至2019年底，阿拉善电网现有500kV变电站2座（500kV吉兰27、太变和500kV定远营变），主变5台，变电容量3750MVA。500kV吉兰太变分别通过乌吉一线（乌海变吉兰太变）、凤吉线（凤凰岭电厂吉兰太变）与内蒙古500kV主网联络。500kV定远营变通过吉远双回线（吉兰太变定远营变）与主网联络。阿拉善电网500kV变电站明细表见表3.1-6。表3.1-6 阿拉善电网500kV变电站明细表 单位：MVA、kV、Mvar变电站主变编号额定容量额定电压低压电容器低压电抗器归属吉兰太变1750500/23081.25%/36300180公用2750500/23081.25%/363750500/23081.25%/36定远营变2750500/23081.25%28、/36240180公用3750500/23081.25%/36截至2019年底，阿拉善电网现有220kV变电站13座，其中公用变电站11座（包含1座220kV开闭站），主变20台，变电容量3090MVA；用户变电站2座，主变8台，变电容量1410MVA。阿拉善电网220kV变电站明细表见表3.1-7。表3.1-7 阿拉善电网220kV变电站明细表 单位：MVA、Mvar序号变电站主变编号额定容量归属1贺兰山1120公用21202乌斯太1180公用2150315041803金诺190公用21204雅布赖1120公用21205额济纳1120公用21206巴音敖包1180公用22407巴音毛道11829、0公用21808葡萄墩1180公用21809阿右旗1180公用10宏泰1180公用11阿拉腾敖包开闭站公用12中盐1200用户220032004180518013庆华1150用户21503150合计28台4500截至2019年底，阿拉善电网现有110kV变电站25座，全部为公用变电站，主变50台，变电容量1897.5MVA。阿拉善电网110kV变电站明细表见表3.1-8。表3.1-8 阿拉善电网110kV变电站明细表 单位：MVA、Mvar序号变电站主变编号额定容量归属1乌素图140公用2403402上井子140公用2403铁板井140公用2404巴彦浩特140公用2405机场140公用24030、6腰坝140公用2407矿山140公用2408诺尔公140公用2409吉兰泰140公用24010伊克尔131.5公用24011四十一公里140公用24012达莱呼布140公用231.513孪井滩140公用24014腾格里131.5公用26315营盘水140公用24016哈达贺休140公用24017策克140公用24018建国营120公用22019黑鹰山120公用24020松山140公用24021中泉子140公用24022梭梭井120公用22023北滩140公用24024乌力吉140公用24025厢根达来140公用合计50台1897.5截至2019年底，阿拉善电网相关500kV线路5条，分别是乌31、吉双回线（乌海吉兰太）、凤吉线（凤凰岭电厂吉兰太）和吉远双回线（吉兰太定远营），具体参数见表3.1-9。表3.1-9 阿拉善电网500kV线路参数表 单位：km序号线路名称两侧厂站导线型号长度（km）归属1乌吉线吉兰太乌海JL/G1A-440056.44公用2乌吉线吉兰太乌海JL/G1A-440050.562公用3凤吉线吉兰太凤凰岭电厂JL/G1A-440052.747公用4吉远线吉兰太定远营JL/G1A-4400124.166公用5吉远线吉兰太定远营JL/G1A-4400121.93公用合计405.845截至2019年底，阿拉善电网220kV线路共37条，长度2845km，具体参数见表3.132、-10。表3.1-10 阿拉善电网220kV线路参数表 单位：km序号线路名称两侧厂站导线型号长度（km）归属1吉贺线吉兰太贺兰山LGJ-400/35123.269公用2吉太线吉兰太乌斯太2LGJ-300/251.786公用3吉太线吉兰太乌斯太LGJ-400/351.762公用4吉太线吉兰太乌斯太2LGJ-300/251.715公用5定贺线定远营贺兰山2LGJ-3009.86公用6定贺线定远营贺兰山2JL/GIA-300/255.337公用2LGJ-4003.996公用7贺金线贺兰山金诺LGJ-400/35161.38公用8定阿线定远营阿拉腾敖包4JL/G1A-400/35166.19公用2J33、L/G1A-240/301.345公用2JL/G1A-300/301.771公用9阿金I线阿拉腾敖包金诺2JL/G1A-240/3016.758公用10阿金II线阿拉腾敖包金诺2JL/G1A-240/3016.616公用11祥阿线祥泰阿拉腾敖包4JL/G1A-400/35232.899公用2JL/G1A-400/351.447公用12祥阿线祥泰阿拉腾敖包4JL/G1A-400/35232.834公用2JL/G1A-400/351.348公用13金雅线金诺雅布赖LGJ-400/35202.593公用14雅右线雅布赖阿右旗2LGJ-240/3096.52公用15腾右线阿拉腾敖包阿右旗4JL/G1A34、-400/35282.31公用2JL/G1A-400/357.97公用16吉敖线吉兰太巴音敖包2LGJ-300/2510.35公用17吉敖线吉兰太巴音敖包2LGJ-300/2510.69公用18定葡线定远营葡萄墩2LGJ-300159.237公用19定葡线定远营葡萄墩2LGJ-300/2515.886公用4LGJ-400/35142.841公用20金泰线金诺宏泰LGJ-2240/30133.4公用21泰额线宏泰额济纳LGJ-2240/30315.7公用22千巴线千里山巴音毛道2LGJ-400/3588.443公用23千巴线千里山巴音毛道2LGJ-400/3588.443公用24盐太回线吉兰太中35、盐电厂2LGJ-300/252.7用户25盐太回线吉兰太中盐电厂2LGJ-300/252.7用户26斯太回线乌斯太电厂乌斯太2LGJ-400/352.111用户27斯太回线乌斯太电厂乌斯太2LGJ-400/352.111用户28哈定线定远营哈伦热电厂2LGJ-630/4522.35用户29哈定线定远营哈伦热电厂2LGJ-630/4522.35用户30东敖线东源热电厂巴音敖包2LGJ-4009.66用户31东敖线东源热电厂巴音敖包2LGJ-4009.66用户32吉庆线吉兰太庆华2*LGJ-400/357.651用户33吉庆线吉兰太庆华2*LGJ-400/357.655用户34洁阿线洁源阿拉腾敖包36、2JL/G1A-240/3056.08用户35哈金线哈伦热电厂金星哈伦光伏LGJ-630/805.247用户36大葡线大红嘉尔嘎勒葡萄墩2*LGJ-24051.31用户37中定线中铝宁能巴兴图定远营JL/GIA-2240/30113.478用户合计2849.759截至2019年底，110kV线路共48条，长度1761.476km。具体参数见表3.1-11。表3.1-11 阿拉善电网110kV线路参数表 单位：km序号线路名称两侧厂站导线型号长度（km）归属1太图线乌斯太乌素图LGJ-2403.169公用2太图线乌斯太乌素图LGJ-2403.169公用3敖北线巴音敖包北滩LGJ -300/25337、0.55公用4敖北线巴音敖包北滩LGJ -300/2530.55公用5敖四线巴音敖包四十一公里LGJ-18542.36公用6贺巴线贺兰山巴彦浩特LGJ-1506.742公用7机场线贺兰山机场LGJ-150/207.695公用8贺润线贺兰山腰坝LGJ-240/3039.568公用9润厢线腰坝厢和图LGJ-150/2038.922公用10孪厢线孪井滩厢根达来LGJ-150/2061.089公用11葡孪线葡萄墩孪井滩LGJ-150/20 42.55公用12葡里线葡萄墩腾格里LGJ-150/209.325公用LGJ-240/302.8913葡里线葡萄墩腾格里LGJ-240/3012.8公用14诺吉线金38、诺吉兰泰LGJ-120/20104.247公用15诺巴线金诺诺尔公LGJ-120/207.917公用16诺巴线金诺诺尔公LGJ-185/255.7公用17雅中线雅布赖中泉子LGJ-185/308.9公用18雅中线雅布赖中泉子LGJ-2409.7公用19雅上线雅布赖上井子LGJ-150/2099.64公用20右上线阿右旗上井子LGJ-150/204.9公用21右上线阿右旗上井子LGJ-150/204.837公用22右铁线阿右旗铁板井LGJ-150/2039.59公用23额哈线额济纳哈达贺休LGJ-150/2585.471公用24额策线额济纳110kV策克LGJ-240/3088.087公用25额39、达线额济纳达莱呼布LGJ-120/204.436公用26额达线额济纳达莱呼布LGJ-240/255.2公用27额东线额济纳建国营LGJ-120/2040.412公用28建鹰线建国营黑鹰山LGJ-150/20192.078公用29建梭线建国营梭梭井LGJ-150/2045.5公用LGJ-120/2053.2330四矿线四十一公里矿山LGJ-150/2528.428公用31四吉线四十一公里吉兰泰LGJ-120/2080.1公用32特伊线巴彦浩特伊克尔LGJ-150/2540公用33伊矿线伊克尔矿山LGJ-150/2557.667公用34伊松线伊克尔松山LGJ-150/2511.6公用35矿松线矿山40、松山LGJ-185/3026公用36场润线机场腰坝LGJ-150/2035.547公用37腾营线腾格里营盘水LGJ-150/20 73.936公用38泰力线宏泰乌力吉口岸LGJ-300/2589.09公用39泵站线葡萄墩三泵LGJ-150/2013.798公用40塔四线四十一公里塔尔岭光伏LGJ-30055.414用户41高伊线木仁高勒光伏伊克尔LGJ-240/351.35用户42贺银线贺兰山银星风电LGJ-30077.045用户43晟贺线晟辉光伏贺兰山LGJ-3003.7用户44中孪线中节能孪井滩LGJ-1504.897用户45巴润线巴润别立光伏腰坝LGJ-150/203用户46中葡线中节能41、光伏葡萄墩LGJ-300/250.8用户47北葡线北控厢和图葡萄墩JL/GIA-185/3021.3用户48中金线中电投陶力光伏金诺JL/GIA-240/306.58用户合计1761.4763.1.3 与周边电网（地区）送、受电情况（1）通过定远营吉兰太乌海双回500kV线路与乌海电网相连，为阿拉善电网与蒙西主网间的第一条主要联络通道。（2）通过吉兰太凤凰岭电厂单回500kV线路与乌海电网相连。（3）通过阿拉腾敖包开关站祥泰双回220kV线路与巴彦淖尔电网相连，为阿拉善电网与蒙西主网间的第二条主要联络通道，远期随阿拉腾敖包升压为500kV变电站后，该通道随之升压500kV，阿拉善地区供电能力及42、供电可靠性将进一步提高。（4）通过巴音毛道千里山双回220kV线路与乌海电网相连，500kV千里山变通过双回辐射状结构向220kV巴音毛道站供电。3.2 设计水平年投产计划（1）电源项目设计水平年（2020年）计划投产的电源项目包括3.5万千瓦分散式风电项目，其中2万千瓦风电建设在南部供电区，1.5万千瓦风电建设在东部供电区。（2）输变电项目设计水平年（2020年）计划投产的输变电工程包括220kV宗别立输变电工程和中盐吉兰泰氯碱化工有限公司220kV变电站改扩建项目。220kV宗别立输变电工程，主变规模2180MVA，220kV接入系统方案：220kV宗别立变入220kV吉兰太贺兰山线路，同43、时新建吉兰太宗别立第二回220kV线路。中盐吉兰泰氯碱化工有限公司220kV变电站改扩建项目，主变规模2240MVA，220kV接入系统方案：出两回220kV线路接入吉兰太，出1回220kV线路接入中盐变。3.3 电网存在问题（1）电网结构相对坚强，事故风险点依然存在目前阿拉善电网网架结构相对坚强，但电网事故风险点依然存在。对正常方式和检修方式下220kV及以上系统元件跳闸引起的电网安全事故风险进行梳理，按照内蒙古电力公司企业标准安全生产事故调查处理管理办法电网事件等级划分，构成四级电网事件及以上风险点共计2处。需要采取措施解决事故风险点。（2）局部区域电压调整困难阿拉善局部地区变电站接带负荷44、较轻，高电压远距离输电线路充电功率较大，电网电抗补偿不足，造成系统运行电压偏高、电压调整困难。在阿拉腾敖包地区同时存在高电压和低电压问题，在阿右旗地区存在高电压问题，电抗器故障停运可能会影响电网正常运行或检修工作安排，新能源并网点的电压偏高。需要采取合理措施，增加系统调压手段。（3）新能源开发提速，电网外送能力需进一步提升阿拉善地区电网位于蒙西电网末端，目前仅有定远营、吉兰太2座500kV变电站，通过500kV定远营吉兰太乌海和220kV阿拉腾敖包开关站祥泰两个通道与蒙西主网相连。2019年阿拉善地区负荷有一定增长，但并网电源规模也在持续增长，富余电力需要送至蒙西主网消纳。随着新能源电力大规模45、开发，阿拉善电网将逐步由自平衡转变为新能源送端电网。而阿拉善盟大规模新能源基地距离蒙西主网均超过百公里，为支撑大规模新能源电力外送，需对现有主网架进行加强。（4）部分地区电网供电可靠有待进一步提升目前，额济纳地区仍由220kV金诺宏泰额济纳单回线供电，供电距离长达450km，接带额济纳地区1座220kV变、6座110kV变和10座35kV变，担负着额济纳政区、策克口岸以及黑鹰山等地的供电任务。在发生线路故障情况下，造成整个额济纳地区停电，影响范围较广，供电可靠性有待提升。（5）局部地区限电问题较为突出，供电能力需进一步提升目前，500kV吉兰太变电站供电能力有限，正常降压为6201300MW之46、间，在一台主变停电或500kV #1/#2母线停电的情况下，主变控制限额将将降低至600640MW。因此，当吉兰太变220kV母线所接带发电厂开机容量一定时，从500kV侧流向220kV侧的潮流若达到特定值则会超过主变降压限值。为了满足该地区的供需平衡，考虑到发电厂出力不足，需要对用户侧采取限电措施。3.4 电网风险论述依据国务院令第599号电力安全事故应急处置和调查处理条例、内蒙古电力公司企业标准Q/ND 208010105-2018安全生产事故调查处理管理办法和关于印发内蒙古电网2019年运行安全问题梳理及解决措施的通知（内电运201949号），从电网结构变化角度能够进行预判的电网事故风险47、点，对正常方式和检修方式下220kV及以上系统元件跳闸引起的电网安全事故风险进行梳理。本次梳理运行方式共计96条，分析以正常方式和母线、变压器、线路三类元件停电方式为基本单位对风险点条目数进行分类统计。按照国务院令第599号电力安全事故应急处置和调查处理条例事故等级划分，构成一般事故以上风险点共计10处，阿拉善电业局所属设备风险点5处，用户及发电厂站内设备风险点5处；按照内蒙古电力公司企业标准安全生产事故调查处理管理办法电网事件等级划分，构成四级及以上电网事件风险点共计5处，阿拉善电业局所属设备风险点2处，用户及发电厂站内设备风险点3处。（一）依据国务院令第599号令风险划分依据国务院令第5948、9号电力安全事故应急处置和调查处理条例，构成一般事故以上风险点共计10处，其中，1处造成电网减供负荷，6处造成损失供热机组，其中有3处为同时造成电网损失负荷和损失供热机组。按照安全职责范围划分，阿拉善电业局所属设备风险点5处，用户及发电厂站内设备风险点5处。按照事故等级划分，重大事故风险点1处，较大事故风险点7处，一般事故风险点2处。采取措施后，重大事故风险点消除，较大风险点增加为8处，一般风险点2处。表3.4-1 2019年电网损失负荷一般事故以上风险点分地区统计表分级一般事故等级以上电网损失负荷损失供热机组风险点电网损失负荷和损失供热机组数量10163（二）依据内蒙古电力公司企业标准风险划49、分按照内蒙古电力公司企业标准安全生产事故调查处理管理办法电网事件等级划分，构成四级及以上电网事件风险点共计5处。详见表3.4-3。按照安全职责范围划分，阿拉善电业局所属设备风险点2处。按照事故等级划分，二级电网事件风险点1处、三级电网事件风险点2处、四级电网事件风险点2处（较599号令多150兆瓦以下的县级市电网减供负荷条款）。表3.4-2 2019年四级及以上电网事件风险点分地区统计表分级二级三级四级合计数量1225表3.4-3 阿拉善电网四级及以上安全风险点统计表序号电压等级运行方式电网及安全风险描述电网运行影响事故影响风险等级（599号令）风险等级（安全事故调查规程）一、阿拉善电业局所属50、设备风险点1220kV500kV吉兰太变220kV 、母之一停电500kV吉兰太变另一条220kV母线跳闸220kV乌斯太变、220kV庆华变与220kV中盐变全停；220kV乌斯太热电厂机组全停；中盐吉兰太电厂机组全停损失负荷940MW(94%)；同一变电站两台以上主变跳闸；损失供热机组四台重大事故二级电网事件2220kV220kV乌斯太变220kV 、母之一停电220kV乌斯太另一条220kV母线跳闸220kV乌斯太变全停；220kV乌斯太热电厂机组全停损失负荷391MW(39.1%)；同一变电站两台以上主变跳闸；损失供热机组两台一般事故四级电网事件二、用户及发电厂站内设备风险点1220k51、V220kV中盐变220kV、母之一停电220kV中盐变220kV另一条母线跳闸220kV中盐变全停；中盐吉兰太电厂机组全停损失负荷485MW(48.5%)；同一变电站两台以上主变跳闸；损失供热机组两台较大事故三级电网事件2220kV220kV盐太、回线之一停电220kV盐太、回线另外一回跳闸或线路两侧所在母线跳闸220kV中盐变全停；中盐吉兰太电厂机组全停损失负荷485MW(48.5%)；同一变电站两台以上主变跳闸；损失供热机组两台较大事故三级电网事件3220kV220kV中盐变220kV 、母之一停电220kV中盐变220kV另一条母线跳闸5、6、7号主变停电（正常2台主变运行，1台主变备52、用）损失负荷330MW(33）；同一变电站两台以上主变跳闸一般事故四级电网事件3.5 “十三五”修编规划执行情况总结3.5.1 电力市场预测对比阿拉善电网“十三五”修编规划中采用高、中、低三种负荷增长率进行负荷预测。根据预测结果，在高、中、低三种增长情况下，到2019年阿拉善电网最大负荷将达到1330、1300、1260MW，到2020年地区最大用电负荷推荐1380MW，“十三五”增速为6.9%。2019年阿拉善电网实际负荷为1360MW，高于“十三五”修编规划中的高增长率的负荷预测值。根据阿拉善电网“十三五”修编规划中全社会用电量预测结果，到2019年阿拉善全社会用电量将达到97亿kWh，而53、2019年地区电网实际用电量达到114.06亿kWh，高于“十三五”修编规划中的全社会用电量预测值。3.5.2 规划项目建设情况（1）电源项目根据阿拉善电网“十三五”规划中的电源建设安排，截至2019年底，阿拉善电网中已建成投产的项目包括火电1项、风电4项、光伏7项，总装机容量1109.5MW，未建成投产项目包括额济纳电厂，该项目调整至“十四五”期间建成。具体电源项目建设情况见表3.4-1。表3.4-1 阿拉善电源项目建设情况 单位：MW序号项目装机容量建设情况一火电1巴彦浩特热电厂660已建成2额济纳电厂100未建成二风电1阿右旗洁源风电场二期风电场49.5已建成2天风风电场30已建成3庆华54、腾格里风电场100已建成4中铝宁夏风电场200已建成三太阳能光伏1阿拉善智伟光伏电站10已建成2国电艾里格光伏电站10已建成3蒙草光伏电站投10已建成4振发光伏电站投10已建成5恩菲光伏电站投10已建成6中民和平光伏电站（巴音毛道）投10已建成7祺通光伏电站（置换为腾格里中节能3期）10已建成（2）输变电工程“十三五”阿拉善地区规划建设220kV变电站7座（含开闭站），新增变电容量2220MVA，新建220kV线路1132.7km。20162020年期间，阿拉善地区实际建设220kV变电站4座（含开闭站），新增变电容量900MVA，新建220kV线路1002.7km。“十三五”阿拉善地区规划255、20kV电网建设工程投资合计23.7亿元。20162020年期间，阿拉善地区实际完成220kV电网建设工程投资合计18.2亿元。根据阿拉善电网“十三五”修编规划的输变电项目安排与实际输变电工程投产情况，截至2019年底，阿拉善地区220kV及以上输变电工程建设情况见表3.4-2。表3.4-2 阿拉善“十三五”输变电工程建设情况序号工程名称建设情况情况说明500kV输变电工程1定远营开闭站升压工程已建成无2腾格里500千伏输变电工程调整至十五五更名为孟克500千伏输变电工程，提升阿左旗南部电网供电能力，完善220kV供电网络，满足天元锰业大用户的供电需求，延伸500kV主网架覆盖范围3阿拉腾敖包56、220kV开闭站升压工程推迟升压为阿拉腾敖包500kV变电站，提升阿拉善电网向西北部负荷供电能力，加强阿拉善500kV主网架结构，构建阿拉善500kV供电环网，完善阿拉善中部和西北部220kV网架。该工程根据蒙西新能源输送通道的建设情况适时开展220kV输变电工程1苏宏图220kV输变电工程已建成更名为宏泰变2宗别立220kV输变电工程在建计划2020年投产3向德220kV输变电工程调整至十四五调整至十四五，满足巴音敖包工业园区新增负荷用电需求4岗格220千伏输变电工程推迟满足供电区内新能源消纳，缓解贺兰山主变升压压力，满足巴银铁路用电需求5高勒220kV输变电工程调整至十四五调整至十四五，满57、足乌兰布和产业园区负荷增长用电需求，缓解乌斯太变110kV侧供电压力，解决乌斯太变全停事故风险3.5.3 规划执行情况总结2018年到2019年，阿拉善宏观经济总体运行平稳、稳中有进，工业生产总体平稳，企业效益改善，为用电量增长提供了最主要的支撑。在高载能行业、非优待大工业平稳较快增长的支撑下，中盐、复产企业瑞钢联、新投产瑞信等化工企业成为电量增长最主要的动力；服务业保持较快增长，市场活力持续迸发，拉动服务行业用电量保持快速增长势头，一般工商业用电量增长率保持在5%；随着国家城镇化率和居民生活电气化水平持续提高，新一轮农网改造升级持续推进等因素的共同作用下，天气因素对城乡居民生活用电的影响程度58、逐年提高，尤其是空调的普及、居民取暖“煤改电”的快速推广，进一步扩大了天气因素对城乡居民用电的影响。随着外部经济环境的变化，阿拉善全社会实际用电量及最高供电负荷值与“十三五”修编规划预测值存在一定偏差。2018年全社会用电量实际值为98.39亿kWh，2019年实际用电量114.06亿kWh，均高于“十三五”修编规划预测水平。“十三五”规划修编预测到2020年阿拉善地区最大用电负荷推荐方案为1380MW，“十三五”增速为6.87%。而20162019年期间，阿拉善地区实际最大负荷为1360MW。高于十三五修编预测负荷水平。“十三五”修编规划安排建设的阿拉善地区电源项目中，火电方面巴彦浩特电厂659、60MW机组已建设完成，额济纳旗庆华250MW机组为在建项目，接入系统通过中国电力规划总院审查，机组以双回220kV线路接入220kV额济纳变。新能源建设安排中，风电项目已全部建成，装机容量379.5MW；光伏已建成项目装机容量70MW。截至2019年底，全盟发电装机容量累计2905.6MW，包括火力发电厂8座，总装机容量1613.6MW；风力发电场6座，总投产容量为578MW；光伏电站21座，装机容量705MW；低温余热电厂2座，装机容量9MW。“十三五”规划安排建设的输变电工程中，500kV项目已完成1项（定远营开闭站升压工程），孟克输变电工程调整至“十五五”期间建成，阿拉腾敖包开闭站升压60、工程根据蒙西新能源输送通道的建设情况适时开展。“十三五”阿拉善地区规划建设220kV变电站7座，新增变电容量2220MVA，新建220kV线路1132.7km，投资合计23.7亿元。20162020年期间，阿拉善地区实际建设220kV变电站4座，新增变电容量900MVA，新建220kV线路1002.7km，实际投资18.2亿元。截至2019年底，阿拉善电网形成了500kV吉兰太500kV定远营、500kV祥泰220kV阿拉腾敖包开闭站、220kV阿拉腾敖包500kV定远营的两横一纵的供电结构，正常运行方式下南北网分区运行，北网由500kV祥泰变带出，南网主要通过500kV吉兰太变和500kV定61、远营变带出。目前阿拉善电网已经形成了坚强的网架结构，但电网事故风险点较为严重，四级及以上电网事件风险点共计5处，可针对具体事故风险点采取应对措施，以降低事故等级，减少负荷损失比例。另一方面，考虑目前地区变电站接带负荷普遍较轻，高电压远距离输电线路充电功率较大，系统运行电压普遍偏高，可通过优化无功补偿配置，降低运行电压。对220kV乌斯太#1、#2主变低压侧短路电流依然较大的问题，建议在#1、#2主变低压侧加装可控限流电抗器。4 电力需求预测4.1 阿拉善地区国民经济发展分析及预测4.1.1 阿拉善地区总体情况阿拉善位于内蒙古自治区最西部，东、东北与乌海、巴彦淖尔、鄂尔多斯三市相连，南、东南与宁62、夏回族自治区毗邻，西、西南与甘肃省接壤，北与蒙古国交界，边境线长735公里。全盟总面积27万平方公里，总人口25万人，在内蒙古自治区12个盟市中面积最大、人口最少。阿拉善是以蒙古族为主体、汉族占多数的边疆少数民族地区，有蒙古族、汉族、回族、满族等28个民族，其中蒙古族人口占比28%。阿拉善辖阿拉善左旗、阿拉善右旗、额济纳旗3个旗，阿拉善高新技术产业开发区、乌兰布和生态沙产业示范区、腾格里经济技术开发区、策克口岸经济开发区4个自治区级开发区，共有31个苏木镇，199个嘎查村。盟行政公署驻阿拉善左旗巴彦浩特镇，为全盟政治、经济、文化中心。“十三五”以来，阿拉善围绕全面建成小康社会目标，落实“五位一63、体”总体布局、“四个全面”战略布局和“8337”发展思路，坚持发展第一要务，树立“创新、协调、绿色、开放、共享”发展理念，走生态立盟、工业强盟、旅游富民之路，努力把阿拉善建设成为边疆少数民族地区充满活力、独具特色的生态经济样板区。4.1.2 阿拉善地区经济发展情况4.1.2.1 阿拉善经济发展概况“十二五”以来，阿拉善紧紧围绕科学发展主题，坚定不移稳增长、转方式、调结构、惠民生，深入挖掘发展潜力，不断释放发展活力，砥砺奋进，综合经济实力持续增强。2015年，地区生产总值达到322.58亿元，“十二五”年均增长10.3%，人均地区生产总值达到13.3万元；一般公共预算收入达到32.73亿元，“十64、二五”年均增长7.2%；城乡500万元以上固定资产投资达到348.22亿元，五年累计完成投资1243亿元，是“十一五”的2.7倍。较好完成了“十二五”规划纲要确定的发展目标，为全面建成小康社会打下了坚实基础。“十三五”以来，全盟认真贯彻落实“ 创新、协调、绿色、开放、共享”五大发展理念，牢牢守住发展和生态两条底线，加快推进供给侧结构性改革，抓好各项工作安排部署，全盟经济发展实现了稳中有进，稳中提质的态势，为“十三五完美收官奠定良好的基础。2018年，阿拉善地区生产总值284亿元，同比增长9.0%。其中：第一产业增加值同比增长3.8%；第二产业增加值同比增长10.6%；第三产业增加值同比增长7.65、5%，三次产业比例4.7:59.0:36.3。2018年，阿拉善地区规模以上工业增加值同比增长12.6%；全年社会消费品零售总额完成82.9亿元，同比增长8.0%；全年城乡500万元以上固定资产投资额同比下降8.7%；全年全盟进出口总额51.1亿元，同比增长17.7%；地方财政总收入47.3亿元，同比增长17.3%；一般公共预算收入24.3亿元，同比增长11.8%；全年全盟全体居民人均可支配收入35854元，同比增长7.9%。20052018年阿拉善国民经济生产总值发展情况见表4.1-1所示,国民生产总值增长趋势见图4.1-1。表4.1-1 20052018年阿拉善国民经济发展情况 单位：亿元66、年份GDP（2005年价）增长率200564.63-200679.3722.8%200796.1921.2%2008120.5325.3%2009148.2523.0%2010177.7519.9%“十一五”年均增长率22.4%2011212.4119.5%2012240.8713.4%2013264.9610.0%2014287.758.6%2015309.337.5%“十二五”年均增长率11.7%2016333.467.8%2017346.463.9%2018377.649.0%“十三五”前三年年均增长率6.9%图4.1-1 20052018年阿拉善国民经济增长趋势从以上图表可以看出，“十67、一五”期间，阿拉善经济快速增长，地区生产总值始终保持两位数的增速，年均增速为22.4%；“十二五”以来，增速有所放缓，但依然保持稳步快速增长，年均增速为11.7%；“十三五”以来，全国经济发展进入新常态，阿拉善经济增速进一步放缓，前三年年均增长率6.9%。4.1.2.2 三大产业发展情况阿拉善各产业增速及产业结构变化见表4.1-2、表4.1-3及图4.1-2。表4.1-2 20052018年阿拉善各产业增速 单位：%年份2005201020112012201320142015201620172018一产增速5.4%3.5%4.8%4.4%3.4%4.6%3.8%3.8%4.6%3.8%二产增速68、25.0%25.5%21.0%14.5%10.6%9.4%7.9%8.1%4.3%10.6%三产增速20.2%8.7%14.4%9.0%7.7%5.0%6.9%7.7%3.3%7.5%表4.1-3 20052018年阿拉善各产业占比 单位：%年份2005201020112012201320142015201620172018一产占比6.5%2.8%2.5%2.4%2.6%2.6%3.7%3.7%6%4.7%二产占比57.9%81.1%82.4%83.0%80.8%80.1%68.0%66.4%57%59.0%三产占比34.7%16.1%15.1%14.6%16.6%17.2%28.3%29.969、%37%36.3%图4.1-2 20052018年阿拉善各产业增速及产业结构变化总的来看，阿拉善第一产业GDP在全盟所占比重较小，近年来稳定在2%6%之间。二产长期以来一直是阿拉善的支柱产业，“十一五”期间，阿拉善第二产业发展迅猛，增速保持在20%以上，二产占比迅速上升，“十二五”二产增速有所放缓，2017年受全国经济下行影响，阿拉善二产增速跌至4.3%，2018年回升至10.6%。第三产业GDP保持平稳的增长势头，“十三五”以来随着阿拉善产业结构调整，三产占比逐步增大。4.1.2.3 经济发展特点阿拉善经济社会的发展定位是：面向国内国际两个市场，充分发挥自身优势，探索内陆边疆少数民族地区开放70、开发、全面转型的新途径，努力“打造国际通道和旅游目的地、建设国家级示范区和基地”。在功能定位上：要把阿拉善建设成为国家重要的生态功能示范区。重塑空间结构，优化生产力布局，走生态立盟、绿色发展之路，加快生态环境综合治理步伐，加快经济发展方式转型步伐，促进人口资源环境相均衡、经济社会生态效益相统一，筑牢北方生态安全屏障，形成独具特色的生态经济样板区。在开放定位上：要把阿拉善打造成为服务丝绸之路经济带和中蒙俄经济走廊的重要通道“阿拉善通道”。以综合立体交通走廊为纽带，以口岸为重点，以重点城镇、经济合作区、产业园区为载体，构建全方位对外开放开发合作新格局。在产业定位上：要把阿拉善打造成为国际旅游目的地71、。打响做强“苍天圣地阿拉善”旅游品牌，加快全域游、自驾游、度假游精品示范区建设，尽快将文化旅游业培育壮大成为全盟战略性支柱产业。要把阿拉善打造成为国家重要的清洁能源示范基地。发挥风光资源富集优势，科学规划引领、统筹协调推进、规范有序布局、以点带面建设、技术创新驱动、政策先行先试等多措并举，推进我盟清洁能源产业快速发展。要把阿拉善打造成为国家重要的军民融合空天基地。实施军民融合发展战略，统筹经济建设与国防建设协调发展，形成全要素、多领域、高效益的军民融合发展格局。要把阿拉善打造成为国家重要的沙产业示范基地。以乌兰布和生态沙产业示范区为重点，坚持规模发展、龙头带动、科技支撑，提升沙产业发展的质量和72、效益。4.1.3 阿拉善地区经济发展预测4.1.3.1 GDP总量预测根据阿拉善国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要，“十三五”期间，阿拉善地区生产总值年均增长目标为8%，因此，预计“十三五”末期阿拉善地区GDP年均增长8%。“十四五”期间阿拉善地区经济增量出现爆发性的增长可能性较小，在产业结构调整优化及经济总量的平稳增加的大背景下，地区经济增速将进一步放缓，预计2020年到2025年阿拉善GDP年均增长6.5%，2025年到2030年阿拉善GDP年均增长6%，阿拉善GDP发展预测见表4.1-4及图4.1-3。表4.1-4 20182030年阿拉善地区生产总值发展预测 单位：亿元年份201873、2020202120222023202420252030项目实绩预测预测预测预测预测预测预测GDP（05年价）378440469500532567604808增速9%8.0%6.5%6.5%6.5%6.5%6.5%6.0%图4.1-3 20202030年阿拉善地区生产总值发展预测4.1.3.2 产业结构预测在2019年阿拉善政府工作报告中，将制造业作为壮大实体经济的重要抓手，提出全力保持经济稳定增长，加快推动制造业发展。同时“阿拉善通道”是丝绸之路经济带和中蒙俄经济走廊的重要通道，以综合立体交通走廊为纽带，阿拉善将以口岸为重点，以重点城镇、经济合作区、产业园区为载体，构建全方位对外开放开发合作74、新格局。因此，在“十四五”期间，第二产业依然将会是阿拉善的发展重点，二产占比将保持在较高水平。随着阿拉善加快经济发展方式转型步伐，“打造国际通道和旅游目的地、建设国家级示范区和基地”，文化旅游业将逐步培育壮大成为全盟战略性支柱产业，可以预见，“十五五”期间，三产将快速崛起，成为阿拉善经济发展的另一支点，三产占比快速提升，二产占比逐步回落。阿拉善GDP三产占比预测见表4.1-5及图4.1-4。表4.1-5 20182030年阿拉善产业结构发展预测 单位：%年份20182020202120222023202420252030项目实绩预测预测预测预测预测预测预测一产占比4.7%5.0%5.0%5.075、%4.9%4.8%3.7%3.2%二产占比59.0%63.4%63.3%63.2%63.2%63.2%63.2%58.2%三产占比36.3%31.6%31.7%31.8%31.9%32.0%33.1%38.6%图4.1-4 20202030年阿拉善产业结构发展预测4.1.3.3 人口预测阿拉善地广人稀，人口基数较小，常住人口发展较为稳定。20052019年，阿拉善常住人口呈稳定增长趋势，略高于全国人口自然增长率。2019年阿拉善常住人口以达到25.07万人，预计未来阿拉善常住人口将长期保持稳定增长的趋势，预计2025年将达到26.3万人，2030年将达到27.1万人。阿拉善常住人口发展及预测见76、表4.1-6及图4.1-5。表4.1-6 20052030年阿拉善地区常住人口发展及预测 单位：万人年份20052010201520192020202120222023202420252030项目实绩实绩实绩实绩预测预测预测预测预测预测预测常住人口21.223.124.425.125.325.525.725.926.126.327.1平均增速-1.76%1.03%0.73%0.80%0.80%0.80%0.80%0.80%0.80%0.60%图4.1-5 20052030年阿拉善地区常住人口发展及预测4.1.4 影响需求预测的主要因素分析阿拉善建盟以来，经过近四十年的接力发展，煤化工、盐化工、77、精细化工等特色优势产业优化升级，口岸物流、文化旅游稳步发展，清洁能源、沙产业等新兴产业正在兴起，新的经济增长点不断凸现。同时，基础设施条件持续改善，生态环保建设不断加强，投资环境进一步优化，阿拉善未来发展潜力巨大。“十三五”以来，我国经济发展进入新常态，呈现新的阶段性特征，各项事业带来新的发展机遇。总体看，阿拉善仍处于可以大有作为的重要战略机遇期，机遇与挑战并存、机遇大于挑战、有利因素多于不利因素。国家“四个全面”战略布局的确立，为做好各项工作提供了总遵循、总抓手、总方略，中央出台了一系列定向调控政策，深入实施西部大开发和民族区域自治政策，为阿拉善经济社会发展提供了良好的政策环境。国家全面深化78、改革，实施创新驱动发展战略和供给侧结构性改革，推动大众创业、万众创新，为阿拉善破除体制机制障碍、释放制度红利、激发发展活力、转换发展动力带来新机遇。国家实施“一带一路”、京津冀协同发展、长江经济带三大战略和加快推进“中蒙俄经济走廊”建设，对阿拉善融入“呼包银榆”“宁蒙陕甘”“小三角”经济区以及“兰新经济带”、实现全方位开放拓展了新空间。国家推动能源革命，实施“中国制造2025”和“互联网+”行动计划，促进产业结构和消费结构全面升级；自治区“8337”发展思路深入实施，加快“五大基地”建设，进一步加大基础设施建设、生态环境保护、统筹城乡区域发展、构建产业发展新体系、深化开放合作等领域的投资力度,79、为阿拉善推动建设阿拉善国家级清洁能源示范等基地、加快产业转型升级、开拓国内市场提供了新契机。与此同时阿拉善欠发达、生态脆弱、守土戍边的基本盟情没有根本改变，受宏观环境、发展阶段、经济结构等多重因素影响，发展不平衡、不协调、不可持续问题突出。未来阿拉善将顺应形势任务发展变化，把握经济发展新常态下的新情况、新特点，尊重规律，与时俱进，切实贯彻五大发展理念。主动适应新常态下经济结构从增量扩能为主转向调整存量、做优增量并举的变化，优化产业布局，促进产业集中集聚集约发展，着力推动传统产业新型化、新兴产业规模化、支柱产业多元化，形成多元发展、多极支撑的现代产业体系。4.2 电力市场发展概况4.2.1 电力80、消费分析4.2.1.1 全社会用电量2019年阿拉善地区全社会用电量累计114.06亿千瓦时，同比增长15.93%。其中：一产用电量0.90亿千瓦时，同比增长0.7%；二产用电量107.00亿千瓦时，同比增长16.3%；三产用电量4.56亿千瓦时，同比增长15.2%；城乡居民生活用电1.60亿千瓦时，同比增长2.1%。近年来阿拉善国民经济保持着持续、快速、健康的发展，各产业、行业用电量呈逐步上升趋势，呈现出强劲的发展趋势。20052019年间，阿拉善电网全社会用电量如表4.2-1及图4.2-1所示。表4.2-1 阿拉善20052019年全社会用电量及增长率 单位：亿千瓦时年份历史用电量增长率占81、全国比重200520.29-0.081%200624.9623.02%0.087%200733.7335.14%0.103%200837.7211.83%0.109%200941.159.09%0.111%201049.5620.44%0.118%“十一五”增长率19.67%-201171.1843.62%0.151%201275.255.72%0.151%201377.132.50%0.142%201483.578.35%0.148%201575.01-10.24%0.129%“十二五”增长率1.05%-201681.398.51%0.133%201786.526.30%0.133%201882、98.3913.71%0.142%2019114.0615.93%0.158%“十三五”前四年年均增长率11.04-图4.2-1 阿拉善20102019年全社会用电量及增长率4.2.1.2 分产业用电量分产业来看，随着阿拉善乌斯太工业园区、腾格里工业园区、贺兰山周边经济带的逐步建设，第二产业在全社会用电量中比例居高不下；同时随着经济发展方式转型步伐加快，第三产业在社会用电量中比例不断攀升；而第一产业及居民生活用电占比一直在低位波动。2010年2019年，一、二、三产和居民生活用电比重从2.2:94.2:1.4:2.1调整为0.8:93.8:4.0:1.4，与2010年相比，第一产业用电比重下降83、近1.4个百分点，第二产业用电比几乎持平，第三产业用电比重上升3.6个百分点左右，居民生活用电比重下降0.7个百分点左右。2010年2019年阿拉善分产业及居民生活用电量见表4.2-2，增速见表4.2-3，用电结构见表4.2-4及图4.2-24.2-4。表4.2-2 20102019年阿拉善分产业及居民生活用电量 单位：亿千瓦时年份2010201120122013201420152016201720182019全社会用电量49.5671.1875.2577.1383.5875.0281.4086.5298.39114.06一产电量1.101.090.640.680.750.960.880.8384、0.890.90二产电量46.6867.7870.6872.4378.5769.8475.6779.9491.97107.00三产电量0.721.001.351.391.462.202.312.803.964.56居民生活用电1.061.312.592.642.802.022.552.951.571.60表4.2-3 20102019年阿拉善分产业及居民生活用电量增速 单位：%年份2010201120122013201420152016201720182019全社会用电量增速20.4%43.6%5.7%2.5%8.4%-10.2%8.5%6.3%13.7%15.9%一产电量增速-1.5%-4185、.3%5.9%10.2%29.3%-9.3%-4.7%7.2%0.7%二产电量增速-45.2%4.3%2.5%8.5%-11.1%8.3%5.6%15.1%16.3%三产电量增速-39.3%34.5%3.1%5.6%49.9%5.2%21.5%41.1%15.2%居民生活用电增速-23.8%97.6%1.9%6.1%-27.7%26.0%15.7%-46.8%2.1%表4.2-4 20102019年阿拉善分产业及居民生活用电量占比 单位：%年份2010201120122013201420152016201720182019一产电量占比2.2%1.5%0.8%0.9%0.9%1.3%1.1%1.86、0%0.9%0.8%二产电量占比94.2%95.2%93.9%93.9%94.0%93.1%93.0%92.4%93.5%93.8%三产电量占比1.4%1.4%1.8%1.8%1.8%2.9%2.8%3.2%4.0%4.0%居民生活用电占比2.1%1.8%3.4%3.4%3.3%2.7%3.1%3.4%1.6%1.4%图4.2-2 2010年2019年分产业用电量图4.2-3 2010年2019年分产业用电量增速图4.2-4 2010年2019年分产业用电量占比4.2.2 负荷情况分析4.2.2.1 区域最高负荷20052019年阿拉善电网最大负荷及增长率如表4.2-5及图4.2-5所示。表487、.2-5 20052019年阿拉善电网最大负荷及增长率 单位：MW年份最大负荷增长率2005316-200635512.34%200757060.56%20085771.23%20096075.20%201078329.00%“十一五”年均增长率19.90%201199927.59%201210757.61%2013120011.63%20141150-4.172015990-13.91%“十二五”增长率-0.18%201610203.03%201710906.86%2018121011.01%2019136012.40%“十三五”前四年年均增长率8.26%图4.2-5 20052019年阿拉88、善电网最大负荷及增长率从以上图表可以看出，随着地区经济的不断发展，阿拉善最大负荷整体上呈上升趋势。2008年，受国际金融危机的波及，阿拉善地区经济也受到较大影响，阿拉善电网负荷增速大幅下降，负荷水平与2007年基本持平。到2009年，在国家实施扩大内需、促进经济增长的一系列政策的推动下，在整体经济复苏的带动下，阿拉善2009年到2010年经济得到全面恢复和快速发展，用电负荷随之出现大幅增长。“十二五”前期，阿拉善电网最大负荷持续上升，随着宏观经济形势的变化，20142015年阿拉善电网最大负荷增速趋于缓慢。“十三五”以来，阿拉善电网最大负荷再次呈现稳步增长的趋势。4.2.2.2 负荷特性根据历89、史最大负荷、最小负荷及日电量统计，得到20152019年间阿拉善电网负荷特性参数，见表4.2-6及图4.2-6-图4.2-8。表4.2-6 20052019年阿拉善电网负荷特性 单位：MW年份指标最大值最小值平均值2015峰谷差305 67 118.65 日负荷率96%86%92%日最小负荷率90%60%81%2016峰谷差244 59 123.82 日负荷率96%79%90%日最小负荷率91%66%81%2017峰谷差252 83 141.77 日负荷率95%80%91%日最小负荷率88%65%81%2018峰谷差262 81 136.90 日负荷率95%87%93%日最小负荷率91%69%90、84%2019峰谷差418 57 156.34 日负荷率96%84%93%日最小负荷率95%64%85%注：控制月为最大负荷所在月份。图4.2-6 20152019年阿拉善电网负荷峰谷差变化图4.2-7 20152019年阿拉善电网负荷日负荷率变化图4.2-8 20152019年阿拉善电网负荷日最小负荷率特性由于阿拉善电网用电结构导致。阿拉善电网二产用电量占比长期维持在90%以上，连续性生产工艺用电量比重很高，因此不论是利用小时数还是日负荷率均非常高。近年来，阿拉善电网日负荷率平均值一直在90%以上，日最小负荷率一直在80%以上，且略有上升趋势。预计未来一段时间将保持在高位。4.2.2.3 最91、大负荷利用小时数根据历史用电负荷、全社会用电量情况，得到20052019年间阿拉善电网最大负荷利用小时数，见表4.2-7及图4.2-9。表4.2-7 20052019年阿拉善电网最大负荷利用小时数 单位：小时年份利用小时数20056389 20067031 20075918 20086537 20096779 20106386 20117107 20126977 20136428 2014726720157577 20167979 201779382018813120198387图4.2-9 20052019年阿拉善电网最大负荷利用小时数近年来，阿拉善第二产业发展迅猛，对地区的经济贡献逐年提高92、，从阿拉善电网最大负荷利用小时数统计图表中可以看出，“十一五”及“十二五”期间最大负荷利用小时数基本维持在6000小时之上。“十三五”以来，随着工业用电占比的提升，阿拉善地区最大负荷利用小时数不断攀高，均在7900小时以上，2018年更是突破了8000小时。预计“十四五”期间，阿拉善电网最大负荷利用小时数将保持在高位，远景随着产业结构的优化、旅游业发展及科技进步带动生产效率提高，大负荷利用小时数将逐步下调。4.3 电力市场需求预测4.3.1 全社会用电量预测4.3.1.1 弹性系数法电力弹性系数是电量平均增长率与国内生产总值之间的比值，该方法旨在分析电力弹性系数有单位国内生产总值电耗之间的关系93、，根据国内生产总值增长速度结合电力弹性系数得到规划期末的总用电量。20052018年间电力弹性系数情况如表4.3-1所示，电力弹性系数变化曲线如图4.3-1，考虑到单年度电力弹性系数变化较大，而弹性系数表征的是一段时期内国民经济发展与电力增长的关系，因此对5年内求平均弹性系数，并绘制修正后的电力弹性系数变化曲线如图4.3-1。表4.3-1 20052018年阿拉善电力弹性系数历史数据 单位：亿千瓦时年份2005201020112012201320142015201620172018全社会用电量20.2949.5671.1875.2577.1383.5875.0281.4086.5298.39G94、DP增速21.6%19.9%19.5%13.4%10.0%8.6%7.5%7.8%3.9%9.0%电量增速-20.4%43.6%5.7%2.5%8.4%-10.2%8.5%6.3%13.7%弹性系数-1.032.240.430.250.97-1.371.091.621.52五年年均弹性系数-0.871.070.860.901.070.740.290.381.38*注：2018年年均弹性系数为十三五以来年均弹性系数。图4.3-1 20052018年阿拉善电网电力弹性系数根据国内国际发展经验，区域处于工业化加速阶段，电力增长速度普遍超前于经济增长速度，电力弹性系大于1；当工业发展趋于稳定成熟后，电95、力增长速度将逐渐趋缓，电力弹性系数降到1以下。纵观阿盟“十二五”以来的的弹性系数，逐年观察发现波动较大，这主要是由于电力建设与经济增长节奏不同所致，呈明显的波动性。从5年平均电力弹性系数来看，阿盟电力弹性系数较为稳定，长期在1左右波动，“十三五”期间，阿盟将制造业作为壮大实体经济的重要抓手，提出全力保持经济稳定增长，加快推动制造业发展。随着二产的再发展，阿盟“十三五”以来电力弹性系数呈现抬头趋势，预计“十三五”末期，阿盟电力弹性系数还将保持在1左右。随着科技进步和产业结构调整的逐步完成，“十四五”期间平均电力弹性系数将略有下调为0.8左右，“十五五”期间将继续下调至0.7左右。根据前述国民经济96、和社会发展中速增长及上述电力弹性系数预测结果见表4.3-2，按照电力弹性系数预测法，预计2020年、2025年和2030年阿拉善全社会用电量约为123.2亿千瓦时、158.7亿千瓦时和129108kWh。“十三五”期间年均增长率为6.34%；“十四五”期间年均增长率为4.81%。表4.3-2 全社会用电量中增长率预测结果（电力弹性系数法） 单位：亿千瓦时年份201820192020202120222023202420252030项目实绩实绩预测预测预测预测预测预测预测GDP增速9.0%-8.0%6.5%6.5%6.5%6.5%6.5%6.0%弹性系数1.52-10.80.80.80.80.8097、.7电量增速13.7%15.9%8.0%5.2%5.2%5.2%5.2%5.2%4.2%全社会用电量98.39114123.2129.6136.3143.4150.9158.7195.0注：2019年GDP数据未公布，电量数据已公布，GDP相关不进行预测，电量相关为实际数据，下同。 4.3.1.2 产值单耗法分产业单耗法采用产值单耗法分别针对第一产业、第二产业、第三产业用电量进行预测，采用家用电器年用电单耗法对居民生活用电进行预测，最后取四项的累计和为全社会用电量预测值。“十二五”以来，阿拉善地区二产单耗及三产单耗一直相对稳定，一产单耗迅速下降，人均居民生活用电震荡上升趋势。表4.3-3给出了98、20052018年阿拉善各产业及居民用电历史数据，图4.3-2为20052018年阿拉善各产业单耗及人均居民用电变化趋势图。表4.3-3 阿拉善各产业产值单耗和人均用电历史数据 单位：kWh/万元、kWh/人年份2005201020112012201320142015201620172018一产单耗2359223720371120972990837709401504二产单耗4763323938733534338434073321342040484128三产单耗116250312383316295251231219289人均居民生活用电57145755710831105116183010361199、88628注：产值单耗均按2005年价计算，下同图4.3-2 阿拉善各产业单耗及人均居民用电变化趋势从以上图表可以看出，随着现代农牧业进一步发展，产业化程度提高，第一产业产值用电单耗将缓慢下降并维持在一个较低的水平，第一产业用电单耗从2005年的2359kWh/万元下降至2018年504kWh/万元，预计到2020年第一产业产值用电单耗为494kWh/万元。2025年第一产业产值用电单耗为469kWh/万元。2030年第一产业产值用电单耗为444kWh/万元。20052018年阿拉善第二产业产值用电单耗一直处于较高水平，由4763kWh/万元变为4128kWh/万元。阿拉善地区工业以非金属矿物100、制品业、非金属矿采选业、化学原料和化学制品制造业为主，均属于高耗能产业，同时阿盟将制造业作为壮大实体经济的重要抓手，在“十四五”期间以上工业将继续作为支柱性产业，因此，未来二产单耗会震荡缓慢下降，但依然保持在较高水平。预计2020年到2030年期间第二产业产值用电单耗在40004120kWh/万元之间。“十一五”至“十二五”初期阿拉善第三产业产值用电单耗迅速上升，由116kWh/万元上升到383kWh/万元。“十二五”末期至“十三五”以来，阿拉善第三产业产值用电单耗逐渐下降，小幅震荡。预计2020年到2030年期间第三产业产值用电单耗在260300kWh/万元之间。结合历年人均生活用电增长情况101、，随着居民生活水平的不断提高，地区居民用电将继续保持增长，预计2020年到2030年期间第三产业产值用电单耗在8001590kWh/万元之间。根据分产业产值单耗法，考虑中增长，作出2020年2030年阿拉善全社会及全行业用电量预测，见表4.3-4。表4.3-4 全社会用电量中增长预测结果（分产业产值单耗法） 单位：亿千瓦时年份20182020202120222023202420252030项目实绩预测预测预测预测预测预测预测电量98.4121.3129.7138.5147.7157.4167.2205.6一产电量0.890.900.910.930.950.981.001.27二产电量92.01102、13.74121.66129.93138.55147.73156.95191.07三产电量3.964.654.915.185.485.796.138.97居民生活1.572.022.242.462.692.923.164.34根据上述分产业产值单耗法预测结果，预计2020年阿拉善全社会用电量约为121.3亿千瓦时，2025年阿拉善全社会用电量约为167.2亿千瓦时，到2030年阿拉善全社会用电量约为205.6亿千瓦时。4.3.1.3 回归分析法回归分析法是时序外推法的一种，是根据到目前为止的历史资料数据所呈现出的趋势和规律，用数学的方法进行延伸、外推，对未来的各时序值做出预测，这是一种让历史告103、诉未来的预测方法。时序中明显的趋势部分，可以用回归法建立模型进行预测。回归法的任务是寻找因变量y与自变量（解释变量）x之间存在的相关关系及其回归方程y=f（S，X），这里S为回归模型的参数向量。按自变量的多少可分为一元回归分析和多元回归分析；按照自变量与因变量之间的回归方程的类型可分为线性回归分析和非线性回归分析。一元线性回归分析时基于曲线拟合的预测方法，即根据自变量与因变量的记录值，确定适当的函数类型及相应参数，拟合一条最佳曲线，然后将此曲线外延至未来的适当时刻，在已知自变量取值时得到因变量的预测值。通过对阿拉善地区全社会用电量与国民生产总值进行分析，得出阿拉善电网全社会用电量与国民生产总值104、相关性很高，采用幂函数对气进行拟合，相关系数高达为0.9765，可采用一元回归分析模型。建立阿拉善地区全社会用电量与地区生产总值的一元线性回归分析模型：y=fS,X=axb其中，a=0.650, b=0.8594。回归分析见图4.3-3。图4.3-3 线性回归分析法全社会用电量变化趋势根据经济预测，预计“十三五”末期阿拉善地区GDP年均增长8%，“十四五”期间阿拉善GDP年均增长6.5%，“十五五”期间GDP年均增长6%，用回归法计算出20202030年地区全社会用电量。表4.3-5给出2015年2023年全社会用电量线性回归预测法预测结果。表4.3-5 全社会用电量线性回归预测值 单位：亿千105、瓦时年份201820192020202120222023202420252030项目实绩实绩预测预测预测预测预测预测预测GDP预测378407.86*440469500532567604808电量预测106.6113.5121.3128.0135.1142.7150.6159.0204.2注：GDP为2005年价，2019年GDP为预测值。4.3.1.4 推荐方案在对阿拉善地区分别通过电力弹性系数法、分行业产值单耗法、时间序列法、回归分析法进行预测的基础上，结合地区经济社会发展和用电量增长趋势，提出阿拉善全社会用电量综合预测高、中、低三个方案，并将中方案作为推荐方案。阿拉善全社会用电量预测结果106、如表4.3-6所示。表4.3-6 阿拉善全社会用电量预测结果 单位：亿千瓦时方案项目20192020202120222023202420252030高方案全社会电量114.1122130139149158168209增速15.9%7.1%6.5%7.2%6.7%6.3%6.0%4.5%年均增速-10.2%-6.5%4.5%中方案全社会电量114.1121128136144153161200增速15.9%6.4%5.5%6.2%6.0%6.0%5.3%4.5%年均增速-10.1%-5.8%4.5%低方案全社会电量114.1121127135143151159195增速15.9%6.0%5.5%6107、.2%5.8%5.5%5.3%4.2%年均增速-10.0%-5.6%4.2%根据推荐方案，预计到2020年，全盟全社会用电量将达到121亿千瓦时，“十三五”期间年均增长10.1%；到2025年，全盟全社会用电量将达到161亿千瓦时，“十四五”期间年均增长5.8%，展望到2035年全盟全社会用电量将达到200亿千瓦时，年均增长约为4.5%。4.3.2 电力负荷预测基于全社会用电量及最大负荷利用小时数预测结果，对阿拉善电力负荷进行预测，高、中、低三个预测方案，并将中方案作为推荐方案。见表4.3-7。表4.3-7 阿拉善负荷预测 单位：MW方案项目20192020202120222023202420108、252030高方案最大负荷13601480157016901800191020302540增速12.4%8.8%6.1%7.6%6.5%6.1%6.3%4.6%年均增速-8.4%-6.5%4.6%中方案最大负荷13601470155016501740185019502430增速12.4%8.1%5.4%6.5%5.5%6.3%5.4%4.5%年均增速-8.2%-5.8%4.5%低方案最大负荷13601460154016401730183019202380增速12.4%7.4%5.5%6.5%5.5%5.8%4.9%4.4%年均增速-8.1%-5.6%4.4%根据推荐方案，预计到2020年，阿拉109、善地区最大负荷将达到1470MW，“十三五”期间年均增长8.2%；到2025年，阿拉善地区最大负荷将达到1950MW，“十四五”期间年均增长5.8%，展望到2030年，阿拉善地区最大负荷将达到2430MW，年均增长约为4.5%。在推荐方案的基础上，结合阿拉善各供电区历史负荷情况及经济发展状况，对阿拉善各供电区的负荷进行预测，预测结果见表4.3-8。表4.3-8 阿拉善全网及各主要分供电区负荷预测 单位：MW序号地区2019202020212022202320242025年均增长2030年均增长1东部供区9701049111711941277136314466.60%18475.00%吉兰太和金110、湖9701049111711941277136314466.60%18475.00%2南部供区2142272342432502582643.07%3002.59%腾格里971021041081101131152.40%1282.10%巴彦浩特1171251301351401451493.40%1722.90%3西部供区1631781831922002082153.90%2523.20%阿拉腾485152535456562.00%611.70%阿右旗515658616466694.00%813.40%额济纳旗647074788186905.10%1104.00%4北部供区131516171921111、238.70%316.80%敖伦布拉格131516171921238.70%316.80%5全盟合计13601470155016501740185019505.80%24304.50%注：供区划分详见第九章，下同。5 电源规划5.1 编制依据（1）国家发改委项目核准和同意开展电源项目前期工作的有关文件；（2）内蒙古电网电源发展和布局研究报告2019年（3）阿拉善风光热综合新能源基地规划研究（4）各种电源项目开工建设情况和前期工作开展情况；（5）内蒙古电力集团公司对阿拉善地区电源项目接入系统的审查意见。5.2 电源建设的指导思想和规划思路电源建设要依托全盟丰富的煤炭、风能、太阳能资源，积极运用节112、水、脱硫等先进成熟的技术措施，推进高参数、大容量机组的使用，适时建设一批大型火电基地，同时重点考虑阿拉善目前仍然由分散小锅炉供热为主，分散供热，浪费能源、污染环境，因此，有必要尽快实施热电联产工程。根据国家大力发展清洁能源的政策，充分利用阿拉善丰富的风能资源和太阳能资源，加快可再生能源的基础设施建设，努力将阿拉善列入西北三省清洁能源发电的试点地区，推动阿拉善作为内蒙古大规模风与光互补发电的沙漠生态治理示基地的进程。在电网运行条件和电价承受能力允许的范围内，加快风电开发的步伐，建设一批100MW及以上的大型风电场。此外，阿拉善太阳能资源也相当丰富，随着太阳能发电技术的不断成熟，应积极推进太阳能发113、电项目；此外要大力发展外送电源，积极开拓外部市场。在满足地区用电的基础上，加速建设地区电网与蒙西电网的联络，保证地区电源所发电力的可靠送出；大力发展农电，积极拓展电网向农村、牧区发展，建设社会主义新农村、新牧区；根据全区发展县域经济的指导思想，进一步加强和完善旗、县、区的电网结构，为旗、县、区经济发展做出贡献。5.3 阿拉善地区自用电源建设规划根据以上主要原则，提出阿拉善电网“十四五”期间电源建设安排。“十四五”期间阿拉善电网计划建设额济纳电厂250MW机组；计划建设分散式风电项目4个，总容量75MW；计划建设集中式风电项目1个，总容量1600MW。各项目预计投运时间见下表5.3-1。表5.3114、-1 阿拉善电网“十四五”期间电源建设安排 单位：MW序号项目性质2020年2021年2022年2023年2024年2025年一火电装机1庆华额济纳热电厂核准100100小计100100二风电装机1腾格里经济技术开发区佳合20兆瓦分散式风电项目核准2020202020202阿拉善高科新能源有限公司15兆瓦分散式风电项目核准15151515151532020年2万分散式风电指标一核准2020202042020年2万分散式风电指标二核准202020205敖伦布拉格160万千瓦风电项目核准1600160016001600小计35351675167516751675三光伏装机四总计3535167516115、7517751775根据表5.3-1，“十四五”期间年阿拉善电网计划投产装机容量为1740MW，扣除直接外送的敖伦布拉格风电1600MW，网内投产机组总容量为140MW。阿拉善地广人稀，绝大多数为荒漠地区，风光资源良好，但缺乏水资源。因此，阿拉善电网不适宜发展大规模的火电项目，在建项目为额济纳旗庆华250MW机组，接入系统已通过中国电力规划总院审查，方案为双回220kV线路接入额济纳220kV变。新能源发电项目对于水的需求不大，阿拉善地区风光资源良好，大力发展风力发电和太阳能发电优势明显。因此“十四五”期间阿拉善电网电源项目发展应以新能源为主，并适当提高新能源开发总量。826 送、受电规划风电116、和光伏是洁净的可再生能源，大力开发可再生能源是合理调整电源结构的重要举措，是我国能源发展战略的重要组成部分。为鼓励风电和光伏发电的发展，我国出台了一系列优惠政策，发展风电和光伏成为国家可持续发展战略的必然要求。依托丰富的风光资源，蒙西电网风电及光伏发电装机发展势头迅猛，但受蒙西电网内部市场较小，外送电力有限，系统调峰能力不足等因素影响，新能源装机存在弃风弃光的现象。阿拉善电网位于蒙西电网最西部，覆盖地域广，供电范围大，负荷增长较为平稳，“十三五”末期电力基本实现自平衡并略有富裕。阿拉善新能源风、光、光热资源丰富，可开发总量大，且具备大规模集中开发条件。“十四五”期间随着新能源项目的开发，阿拉善117、电网将逐步出现电力富余情况。因此，在“十四五”期间，阿拉善电网将定位为内部自用电平衡、新能源集中开发汇集外送。6.1 受电规划目前阿拉善电网与蒙西电网通过2个横向通道联网运行。一个是定远营吉兰太乌海500kV双回路通道；另一个是祥泰阿拉腾敖包220kV开关站220kV双回路通道（500kV建设降压220kV运行）。为了加强阿拉善电网与蒙西主网联络，规划在“十四五”中期升压阿拉腾敖包开关站及祥泰阿拉腾敖包双回线；为了满足腾格里地区供电需要，建设孟克500kV变电站，并新建孟克定远营500kV双回线。至此，阿拉善电网将与蒙西主网形成祥泰阿拉腾敖包和乌海吉兰太定远营孟克两个双回路500kV横向通道，118、供电可靠性明显提升。根据第七章电力平衡分析结果，在不考虑新能源出力的情况下，“十四五”初期阿拉善电网将从主网受进电力约280MW，随着负荷逐年增长，至2025年达到812MW。因此，“十四五”期间，在不考虑新能源出力的情况下，阿拉善电网存在较大电力缺口。6.2 送电规划6.2.1 浩雅上海庙新能源汇集外送通道2018年4月12日，国家能源局关于内蒙古鄂尔多斯上海庙至山东直流特高压输电通道配套可再生能源基地规划建设有关事项的复函（国能函新能201844号）中明确了上海庙至山东直流特高压输电通道配套可再生能源基地一期风电建设规模3800MW，光伏建设规模200MW。2018年5月7日，内蒙古自治区119、发改委关于做好上海庙至山东直流特高压输电通道配套可再生能源基地规划建设工作的通知（内发改能源字2018477号）中对上海庙至山东直流特高压输电通道配套可再生能源基地一期新能源建设布局进行了进一步的明确，风电3800MW及光伏200MW建设规模的具体分布确定为：阿拉善建设风电1600MW，巴彦淖尔市建设风电1600MW，鄂尔多斯市建设风电600MW、光伏200MW。根据内蒙古鄂尔多斯上海庙至山东直流特高压输电通道配套可再生能源基地规划报告评审意见，上海庙配套新能源目前较为确定的基地为阿拉善敖伦布拉格、巴彦淖尔市海力素和鄂尔多斯杭锦旗三个基地，分布如图6.2-1所示。图6.2-1 配套新能源基地初120、步拟选场址分布图阿拉善敖伦布拉格本期配套新能源项目规模1600MW，因新能源分布地区距离上海庙换流站较远，约230km，已确定新建500kV浩雅变汇集熬伦布拉格地区风电，采用1回500kV线路送至上海庙汇流站，为配套新能源项目的接入提供条件，满足配套新能源容量的送出。目前，阿拉善160万千瓦风电场已于2019年9月28日在敖伦布拉格镇开工建设，计划于2022年投产。图6.2-2 浩雅汇集新能源送出示意图6.2.2 向周边电网供电阿拉善电网属于蒙西电网的西端，地区西南临甘肃，东、南与宁夏隔贺兰山相望，电网的建设不仅应着眼于本地区的发展需求，更应发挥蒙西电网电价、资源、土地等优势，在有条件的情况下121、，进一步拓宽市场，扭转阿拉善电网投资回报率低的局面。因此在满足当地电网负荷、新能源送出的前提下，为了尽量兼顾将来为周边地区有意向接入的大用户项目的可靠供电。目前宁夏地区天元锰业集团在宁夏执行大工业330kV到户价为0.42元/千瓦时，由于经济大环境及市场行情等原因，近年来企业已无力承担过高的生产成本，多处于停产或亏损生产的状态，降低电力成本迫在眉睫。该公司的主要产品及规模为年产80万吨电解金属锰、30万吨稀土铬铁、200万吨水泥、360万立方商品混凝土、20万吨硫酸、1500吨二氧化硒、1.5万吨福美钠等，2016年用电负荷达到1320MW。受蒙西电网电价低的利好因素影响，该公司有意向跨省通过122、蒙西电网供电，但受葡萄墩变供电能力及其他因素的制约，目前未进一步开展工作。因此腾格里500kV变投运后，将成为蒙西电网向外延伸的“桥头堡”，不仅具有维护自身电力市场的作用，同时可以为类似天元锰业这样的企业供电提供必要的条件。6.2.3 向口岸和蒙古国供电阿拉善境内目前拥有策克和乌力吉两个口岸，实现中国与蒙古国互联互通。其中，策克口岸位于内蒙古额济纳旗境内，与蒙古国南戈壁省西伯库伦口岸对应。对外辐射蒙古国南戈壁、巴音洪格尔、戈壁阿尔泰、前杭盖、后杭盖五个畜产品、矿产品资源较为富集的省区。是阿拉善对外开放的唯一国际通道，是内蒙古、陕、甘、宁、青五省区所共有的陆路口岸，同时也是内蒙古第三大口岸。随着123、国家“一带一路”战略实施和继续深入推进西部大开发战略宏观背景下，策克口岸发展将进度入快车道。目前已通过35kV策克那林苏海线路向蒙古国供电，随着策克口岸蒙古国边境的煤矿不断开发，用电需求将不断增大。因此，可以利用边境口岸实现向蒙古供电，开拓国外电力市场。6.2.4 外送蒙西主网根据第七章电力平衡分析结果，在考虑新能源满出力的情况下，“十四五”期间阿拉善电网电力有较大富余，初期将向蒙西主网送出电力约1038MW，随着负荷逐年增长，向蒙西电网外送电力逐渐下降，至2025年下降为545MW。因此，“十四五”期间，在新能源出力较大情况下，阿拉善电网将向蒙西主网送电约5451039MW。因此，“十四五”124、期间，在考虑新能源满出力的情况下，阿拉善电网存在存在一定电力盈余。7 电力平衡7.1 电力平衡主要原则（1）选取负荷预测中方案对应的最高用电负荷进行电力平衡。（2）厂用电率按照8%考虑，网损率按照2%考虑。（3）电网总备用容量按最高发电负荷的17%考虑（负荷备用3%，事故备用8%，检修备用6%）。（4）新能源考虑0%、30%、70%、100%参与平衡。（5）受阻容量：供热机组：受阻按照8%考虑；气电：根据实际运行情况考虑受阻容量；水电：小水电调节性能差，按照全部受阻考虑。7.2 电力平衡分析7.2.1 电力平衡（一）阿拉善电网总体电力平衡根据阿拉善电网的电源建设进度安排及负荷预测（中方案），按125、照电力平衡的有关原则，做出20202025年及2030年阿拉善电网电力平衡，见表7.2-1。表7.2-1 20202025年及2030年阿拉善电网电力平衡 单位：MW序号项目2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030 1最高用电负荷1470.0 1550.0 1650.0 1740.0 1850.0 1950.0 2430.0 2最高发电负荷1633.3 1722.2 1833.3 1933.3 2055.6 2166.7 2700.0 3需要装机容量1911.0 2015.0 2145.0 2262.0 2405.0 2535.0 3159.0 备用率17%17%1126、7%17%17%17%17%综合备用容量277.7 292.8 311.7 328.7 349.4 368.3 459.0 4电网实际装机3090.6 3090.6 3130.6 3130.6 3230.6 3230.6 3230.6 4.1火电1772.6 1772.6 1772.6 1772.6 1872.6 1872.6 1872.6 4.2风电613.0 613.0 653.0 653.0 653.0 653.0 653.0 4.3光伏705.0 705.0 705.0 705.0 705.0 705.0 705.0 5退役容量0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 6127、受阻容量141.8 141.8 141.8 141.8 149.8 149.8 149.8 7年末可用装机容量一（新能源装机全容量计入）2948.8 2948.8 2988.8 2988.8 3080.8 3080.8 3080.8 年末可用装机容量二（新能源装机70%容量计入）2553.4 2553.4 2581.4 2581.4 2673.4 2673.4 2673.4 年末可用装机容量三（新能源装机30%容量计入）2026.2 2026.2 2038.2 2038.2 2130.2 2130.2 2130.2 年末可用装机容量四（不计新能源装机容量）1630.8 1630.8 1630.128、8 1630.8 1722.8 1722.8 1722.8 8电力平衡一（新能源装机全容量计入）1037.8 933.8 843.8 726.8 675.8 545.8 -78.2 电力平衡二（新能源装机70%容量计入）642.4 538.4 436.4 319.4 268.4 138.4 -485.6 电力平衡三（新能源装机30%容量计入）115.2 11.2 -106.8 -223.8 -274.8 -404.8 -1028.8 电力平衡四（不计新能源装机容量）-280.2 -384.2 -514.2 -631.2 -682.2 -812.2 -1436.2 9实际备用率（新能源装机全容量129、计入）80.5%71.2%63.0%54.6%49.9%42.2%14.1%实际备用率（新能源装机70%容量计入）56.3%48.3%40.8%33.5%30.1%23.4%-1.0%实际备用率（新能源装机30%容量计入）24.1%17.6%11.2%5.4%3.6%-1.7%-21.1%实际备用率（不计新能源装机容量）-0.2%-5.3%-11.0%-15.6%-16.2%-20.5%-36.2%阿拉善电网在“十四五”期间新增电源装机容量约140MW（不含敖伦布拉格1600MW风电项目，该项目为新能源外送项目，不接入蒙西电网）。从阿拉善电网总体电力平衡结果可以看出，考虑新能源装机按70%及以130、上容量计入平衡时，“十四五”期间阿拉善电网呈现电力盈余的局面，盈余装机容量在138934MW范围内，预计至2030年出现电力缺口，缺口范围为78486MW。若新能源装机按30%容量计入平衡，则20222025年阿拉善电网存在电力缺口，缺口容量在107405MW范围内，至2030年缺口达到1029MW。考虑新能源装机不计入平衡时，“十四五”期间各年阿拉善电网均存在电力缺口，缺口范围为384812MW，预计2030年缺口范围达到1436MW。（二）阿拉善电网分区域电力平衡阿拉善电网供电的区域包括东部供电区、南部供电区、西部供电区、北部供电区四个区域，其中除东部供电区是阿拉善工业集中区域，南部供电区131、向盟行署所在地巴彦浩特供电，其他供区均在偏离中心地带，地广人稀。根据各个供电区的电源装机安排和负荷预测（中方案）进行阿拉善电网分区电力平衡分析，只考虑目前计划建设的电源项目，供电区域的电力平衡结果见表7.2-2至7.2-5。表7.2-2 2020年2025年及2030年东部供电区电力平衡 单位：MW序号项目2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030 1最高用电负荷1048.6 1116.7 1194.4 1276.6 1363.0 1445.9 1847.4 2最高发电负荷1165.1 1240.8 1327.1 1418.4 1514.4 1606.6 2052.7132、 3需要装机容量1363.1 1451.7 1552.7 1659.6 1771.8 1879.7 2401.7 备用率17%17%17%17%17%17%17%综合备用容量198.1 210.9 225.6 241.1 257.4 273.1 349.0 4电网实际装机1286.6 1286.6 1306.6 1306.6 1306.6 1306.6 1306.6 4.1火电1061.6 1061.6 1061.6 1061.6 1061.6 1061.6 1061.6 4.2风电15.0 15.0 35.0 35.0 35.0 35.0 35.0 4.3光伏210.0 210.0 210.133、0 210.0 210.0 210.0 210.0 5退役容量0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 6受阻容量84.9 84.9 84.9 84.9 84.9 84.9 84.9 7年末可用装机容量一（新能源装机全容量计入）1201.7 1201.7 1221.7 1221.7 1221.7 1221.7 1221.7 年末可用装机容量二（新能源装机70%容量计入）1134.2 1134.2 1148.2 1148.2 1148.2 1148.2 1148.2 年末可用装机容量三（新能源装机30%容量计入）1044.2 1044.2 1050.2 1050.2 1050.2 134、1050.2 1050.2 年末可用装机容量四（不计新能源装机容量）976.7 976.7 976.7 976.7 976.7 976.7 976.7 8电力平衡一（新能源装机全容量计入）-161.5 -250.1 -331.0 -437.9 -550.2 -658.1 -1180.0 电力平衡二（新能源装机70%容量计入）-229.0 -317.6 -404.5 -511.4 -623.7 -731.6 -1253.5 电力平衡三（新能源装机30%容量计入）-319.0 -407.6 -502.5 -609.4 -721.7 -829.6 -1351.5 电力平衡四（不计新能源装机容量）-3135、86.5 -475.1 -576.0 -682.9 -795.2 -903.1 -1425.0 由东部供电区电力平衡结果可知，由于该地区处于阿拉善中心，负荷占比大，且随着该供电区的不断发展建设，现有及计划新增装机已无法满足地区负荷日益增长的需求，“十四五”期间东部供电区持续存在电力缺口，缺额范围为250903MW。预计2030年该供电区电力缺口在11801425MW范围内。表7.2-3 2020年2025年及2030年西部供电区电力平衡 单位：MW序号项目2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030 1最高用电负荷177.6 183.5 192.2 199.5 207.136、9 215.2 252.1 2最高发电负荷197.3 203.9 213.6 221.7 231.0 239.1 280.1 3需要装机容量230.9 238.5 249.9 259.4 270.3 279.8 327.7 备用率17%17%17%17%17%17%17%综合备用容量33.5 34.7 36.3 37.7 39.3 40.6 47.6 4电网实际装机341.0 341.0 441.0 441.0 441.0 441.0 441.0 4.1火电42.0 42.0 142.0 142.0 142.0 142.0 142.0 4.2风电129.0 129.0 129.0 129.0 137、129.0 129.0 129.0 4.3光伏170.0 170.0 170.0 170.0 170.0 170.0 170.0 5退役容量0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 6受阻容量3.4 3.4 11.4 11.4 11.4 11.4 11.4 7年末可用装机容量一（新能源装机全容量计入）337.6 337.6 429.6 429.6 429.6 429.6 429.6 年末可用装机容量二（新能源装机70%容量计入）247.9 247.9 339.9 339.9 339.9 339.9 339.9 年末可用装机容量三（新能源装机30%容量计入）128.3 128.3 138、220.3 220.3 220.3 220.3 220.3 年末可用装机容量四（不计新能源装机容量）38.6 38.6 130.6 130.6 130.6 130.6 130.6 8电力平衡一（新能源装机全容量计入）106.8 99.1 179.8 170.3 159.4 149.9 101.9 电力平衡二（新能源装机70%容量计入）17.1 9.4 90.1 80.6 69.7 60.2 12.2 电力平衡三（新能源装机30%容量计入）-102.5 -110.2 -29.5 -39.0 -49.9 -59.4 -107.4 电力平衡四（不计新能源装机容量）-192.2 -199.9 -119139、.2 -128.7 -139.6 -149.1 -197.1 由西部供电区电力平衡结果可知，该地区电源中光伏装机占比较大。当新能源装机70%及以上计入平衡时，“十四五”期间该供电区一直处于装机盈余状态，盈余装机容量在9.4179.8MW范围内，预计2030年盈余装机容量12.2101.9MW。当新能源装机30%及以下计入平衡时，20212025年供电区内呈现电力缺口，缺额装机容量在29.5199.9MW范围内，预计2030年缺额装机容量107.4197.1MW。表7.2-4 2020年2025年及2030年南部供电区电力平衡 单位：MW序号项目2020 2021 2022 2023 2024 140、2025 2030 1最高用电负荷227.6 234.1 242.9 249.7 257.3 263.4 299.1 2最高发电负荷252.9 260.1 269.9 277.4 285.9 292.6 332.3 3需要装机容量295.9 304.3 315.8 324.6 334.5 342.4 388.8 备用率17%17%17%17%17%17%17%综合备用容量43.0 44.2 45.9 47.2 48.6 49.7 56.5 4电网实际装机1453.0 1453.0 1473.0 1473.0 1473.0 1473.0 1473.0 4.1火电669.0 669.0 669.0141、 669.0 669.0 669.0 669.0 4.2风电469.0 469.0 489.0 489.0 489.0 489.0 489.0 4.3光伏315.0 315.0 315.0 315.0 315.0 315.0 315.0 5退役容量0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 6受阻容量53.5 53.5 53.5 53.5 53.5 53.5 53.5 7年末可用装机容量一（新能源装机全容量计入）1399.5 1399.5 1419.5 1419.5 1419.5 1419.5 1419.5 年末可用装机容量二（新能源装机70%容量计入）1164.3 1164.3 142、1178.3 1178.3 1178.3 1178.3 1178.3 年末可用装机容量三（新能源装机30%容量计入）850.7 850.7 856.7 856.7 856.7 856.7 856.7 年末可用装机容量四（不计新能源装机容量）615.5 615.5 615.5 615.5 615.5 615.5 615.5 8电力平衡一（新能源装机全容量计入）1103.6 1095.2 1103.7 1094.9 1084.9 1077.1 1030.6 电力平衡二（新能源装机70%容量计入）868.4 860.0 862.5 853.7 843.7 835.9 789.4 电力平衡三（新能源装143、机30%容量计入）554.8 546.4 540.9 532.1 522.1 514.3 467.8 电力平衡四（不计新能源装机容量）319.6 311.2 299.7 290.9 280.9 273.1 226.6 由南部供电区电力平衡结果可知，“十四五”期间该供电区一直处于装机盈余状态，盈余装机容量在273.11103.7MW范围内，预计2030年盈余装机容量226.61030.6MW。表7.2-5 2020年2025年及2030年北部供电区电力平衡 单位：MW序号项目2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030 1最高用电负荷14.9 15.8 16.9 18.8144、 20.7 22.5 31.4 2最高发电负荷16.5 17.6 18.8 20.9 23.0 25.0 34.8 3需要装机容量19.4 20.6 22.0 24.4 26.9 29.3 40.8 备用率17%17%17%17%17%17%17%综合备用容量2.8 3.0 3.2 3.6 3.9 4.3 5.9 4电网实际装机10.0 10.0 10.0 10.0 10.0 10.0 10.0 4.1火电0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 4.2风电0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 4.3光伏10.0 10.0 10.0 10.0 10.0 10.0145、 10.0 5退役容量0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 6受阻容量0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 7年末可用装机容量一（新能源装机全容量计入）10.0 10.0 10.0 10.0 10.0 10.0 10.0 年末可用装机容量二（新能源装机70%容量计入）7.0 7.0 7.0 7.0 7.0 7.0 7.0 年末可用装机容量三（新能源装机30%容量计入）3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 年末可用装机容量四（不计新能源装机容量）0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 8电力平衡一（新能源装机全容量计入）-9.146、4 -10.6 -12.0 -14.4 -16.9 -19.3 -30.8 电力平衡二（新能源装机70%容量计入）-12.4 -13.6 -15.0 -17.4 -19.9 -22.3 -33.8 电力平衡三（新能源装机30%容量计入）-16.4 -17.6 -19.0 -21.4 -23.9 -26.3 -37.8 电力平衡四（不计新能源装机容量）-19.4 -20.6 -22.0 -24.4 -26.9 -29.3 -40.8 由北部供电区电力平衡结果可知，该地区用电负荷低、装机容量小，“十四五”期间存在少量电力缺口，缺额范围为10.629.3MW。预计2030年该供电区电力缺口在30.8147、40.8MW范围内。7.2.2 电力流根据7.2.1节阿拉善电网电力平衡的计算结果，形成的主要结论如下：（1）考虑新能源装机容量全计入方式下，阿拉善“十四五”期间呈现装机容量盈余局面，电力流由阿拉善电网流向蒙西主网，输送潮流在545.8933.8MW之间。（2）考虑新能源装机70%容量计入方式下，阿拉善“十四五”期间呈现装机容量盈余局面，电力流由阿拉善电网流向蒙西主网，输送潮流在138.4538.4MW之间。（3）考虑新能源装机30%容量计入方式下，阿拉善2021年存在少量装机盈余容量，电力流由阿拉善电网流向蒙西主网，输送潮流约11.2MW；“十四五”中后期存在电力缺口，电力流由蒙西主网流向阿148、拉善电网，输送潮流在106.8404.8MW之间。（4）不考虑新能源装机时，阿拉善“十四五”期间各年均存在电力缺口，电力流由蒙西主网流向阿拉善电网，输送潮流在384.2812.2MW之间。7.3 电源需求结合阿拉善各供电区电力平衡分析及电源布局等，得到“十四五”期间各地区推荐建设容量如下：（一）东部供电区电源需求东部供电区现有电源装机1271.6MW（包含火电1061.6MW、光伏210MW），2020年220kV宗别立变投产后，木仁高勒光伏由南部供电区调整至东部供电区。20202025年新增电源安排包括风电35MW。根据该供电区电力平衡分析结果，“十四五”期间该供电区一直存在电力缺口。若新能149、源装机以全容量计入时，需新增电源装机658.1MW；若新能源装机以70%容量计入时，需新增电源装机731.6MW；若新能源装机以30%容量计入时，需新增电源装机829.6MW；若不计新能源装机容量，需新增电源装机903.1MW。（二）西部供电区电源需求西部供电区现有电源装机341MW（包含火电42MW、风电129MW、光伏170MW），20202025年新增电源安排包括火电100MW。根据该供电区电力平衡分析结果，若新能源装机以70%及以上容量计入时，“十四五”期间时期该供电区一直处于装机盈余状态，无需新增电源。若新能源装机30%容量计入时，“十四五”期间该供电区存在电力缺口，需新增电源装机5150、9.4MW。若不计新能源装机容量，“十四五”期间该供电区电力缺口更大，需新增电源装机149.1MW。（三）南部供电区电源需求南部供电区现有电源装机1433MW（包含火电669MW、风电449MW、光伏315MW），20202025年新增电源安排包括风电40MW。根据该供电区电力平衡分析结果，“十四五”期间该供电区一直处于装机盈余状态且盈余容量较大，无需新增电源。（四）北部供电区电源需求北部供电区现有电源装机10MW（光伏），“十四五”期间无新增电源安排。根据该供电区电力平衡分析结果，“十四五”期间该供电区一直存在少量电力缺口。若新能源装机以100%、70%、30%和0%容量计入时，分别需新增电151、源装机19.3MW、22.3MW、26.3MW、29.3MW。8 规划目标及规划原则8.1 规划目标加强500kV电网与蒙西主网联络，完善内部500kV网架，逐步构建布局覆盖全境的500kV网架，逐步建成500kV供电环网，提升500kV电网供电可靠性，满足新能源电力汇集外送需求，解决500kV电网同杆N-2故障导致全站停电等重大风险点，将500kV电网发展为下级220kV电网主要电源点。220kV电网结构应以500kV变电站为中心，合理划分供电区，实现分片供电。每个供电区实现至少有两座及以上500kV变电站，或一座500kV变电站和一座及以上220kV主力电厂。向城市或者工业园区供电的220152、kV电网应尽量建设为可靠性较强的环形供电网络，向边远地区供电的220kV电网可以采用双回路馈供网络，以有效解决220kV电网供电风险，提升220kV电网供电可靠性。正常方式下各分区间相互独立运行，没有潮流交换，相邻供电区之间应至少保持一个220kV备用联络通道。为了满足新能源电力并网需求，由以前的分散就地消纳转变为大规模集中上网外送，并网电压等级采用220kV或500kV。8.2 规划原则8.2.1 基本原则1、坚持“安全第一”的原则，逐步贯彻执行“N-1”可靠性准则。贯彻“电力系统设计技术规程”、“电力系统安全稳定导则”、国务院599号令的具体要求，从网架结构优化的角度加强防范电力安全事故。153、2、坚持适度超前发展的原则。经济发展电力先行，电网规划需适应电力市场和电源布局等诸多不确定的因素，应综合考虑，适度超前且具有较强的适应能力。3、坚持以市场需求为导向，以市场容量定电网规模，以市场分布定电网结构。注重资源的合理利用和优化配置，注重电网建设与运行的整体效益。4、推动电网设备标准化、序列化、体系化。加强电网的技术改造，推动技术进步，逐步淘汰落后设备，积极应用标准设备，坚持“增容、升压、换代”电网改造新思路，提高电网设备标准化、序列化、体系化水平。5、控制短路电流水平，为电网运行留有一定裕度。500kV电网短路水平按63kA控制，220kV电网短路水平按50kA控制。6、500kV重要154、供电通道发生同杆“N-2”故障，电网不发生599号令规定的一般及以上电力安全事故。7、500kV变电站500kV或220kV母线任何1条母线检修，相邻的另1条母线故障，电网不发生599号令规定的一般及以上电力安全事故。8、220kV电网应贯彻分层分区的原则。220kV电网应结构简明、层次清晰，应有利于实现合理的分层分区，便于调度、运行和管理。无功配置和潮流流向合理，能够满足各级电源送出和负荷供电需求。9、220kV备用联络线是分区电网在正常或检修时发生严重多重事故时重要的安全保障，220kV电网分层分区应重视备用联络通道建设，应按照分区电网的强弱不同，合理配置足够的分区220kV备用联络线。分155、区内500kV主变检修时，通过合上备用联络线重构电网，能够满足500kV主变N-1-1安全稳定校核要求。10、500kV系统在正常运行方式下，最高运行电压不得超过系统额定电压的110%；最低运行电压不应影响电力系统同步稳定、电压稳定、厂用电的正常使用及下一级电压的调节。发电厂220kV母线和500kV变电站的中压侧母线在正常运行方式下，电压允许偏差为系统额定电压的0%+10%，在事故运行方式下为系统额定电压的-5%+10%。8.2.2 规定与技术要求（一）500kV电网（1）新建500kV变电站主变压器规模原则上按41000MVA配置，可留有扩建余地。在变电站建设初期，可考虑建设750MVA变156、压器。对现有规模较小的老旧500kV变电站，可结合电网规划进行超规模扩建或整体式增容改造。（2）新建500kV变电站500kV出线原则按8回配置，初期建设24回；220kV出线按16回配置，初期建设26回。（3）500kV线路建设应选择LGJ-4400、LGJ-4630、LGJ-4800标准化序列。（4）500kV变电站并联电容补偿和低压并联电抗补偿容量宜分别不超过主变容量30%，每台主变可按4组配置，分期装设。（5）500kV输电线路长度超过100km，应根据系统分析计算，安装线路高抗平衡充电功率。（二）220kV电网（1）新建220kV变电站主变压器规模原则上按3240MVA或4180MV157、A配置。在变电站建设初期，可考虑建设180MVA变压器。对现有规模较小的老旧220kV变电站，可结合电网规划进行超规模扩建或整体式增容改造。（2）新建220kV变电站220kV出线原则按8回配置，初期建设24回；110kV出线按14回配置，初期建设26回；35kV出线按8回配置。（3）220kV线路应选择LGJ-400、LGJ-2300、LGJ-2400、LGJ-2630标准化序列。（4）220kV变电站低压无功补偿总容量不宜超过主变容量30%，每台主变可按46组配置，分期装设。9 变电站规划9.1 规划原则（一）容载比容载比是某一供电区域，变电设备总容量（kVA）与对应的总负荷（kW）的比值158、。合理的容载比与恰当的网架结构相结合，对于故障时负荷的有序转移，保障供电可靠性，以及适应负荷的增长需求都是至关重要的。同一供电区域容载比应按电压等级分层计算，但对于区域较大且区域内负荷发展水平极度不平衡的地区，也可分区分电压等级计算容载比。计算各电压等级容载比时，该电压等级发电厂的升压变压器容量及直供负荷容量不应计入，该电压等级用户专用变电站的变压器容量和负荷也应扣除，另外，部分区域之间仅进行故障时功率交换的联络变压器容量，如有必要也应扣除。容载比是保障电网发生故障时，负荷能否顺利转移的重要宏观控制指标。负荷增长率低，网络结构联系紧密，容载比可适当降低；负荷增长率高，网络结构联系不强（如为了控159、制电网的短路水平，网络必须分区分列运行时），容载比应适当提高，以满足电网供电可靠性和负荷快速增长的需要。容载比也是城网规划时宏观控制变电总容量，满足电力平衡，合理安排变电站布点和变电容量的重要依据。容载比与变电站的布点位置、数量、相互转供能力有关，即与电网结构有关，容载比的确定要考虑负荷分散系数、平均功率因数、变压器运行率、储备系数等复杂因素的影响，在工程中可采用实用的方法估算容载比，公式如下：Rs=Sei /Pmax式中：RS 容载比，kVA / kW；Pmax 该电压等级的全网最大预测负荷；Sei 该电压等级变电站i 的主变容量。电网作为地区的重要基础设施，应适度超前发展，以满足地区经济增160、长和社会发展的需要。保障地区电网安全可靠和满足负荷有序增长，是确定地区电网容载比时所要考虑的重要因素。在城市电力网规划设计导则中（Q/GDW156）规定，根据经济增长和社会发展的不同阶段，对应的地区电网负荷增长速度可分为较慢、中等、较快三种情况，相应各电压等级地区电网的容载比如表9.1-1所示，宜控制在1.52.2范围之间。表9.1-1 各电压等级城网容载比选择范围地区电网负荷增长情况较慢增长中等增长较快增长年负荷平均增长率 （建议值）小于7%712%大于12%500kV 及以上1.51.81.61.91.72.0220330kV1.61.91.72.01.82.135110kV1.82.01161、.92.12.02.2根据负荷预测结果所计算出各供电区“十四五”、“十五五”负荷增速，参考表9.1-1推荐结果，对阿拉善各供电区容载比选择结果见表9.1-2所示。表9.1-2 各供电区容载比序号地区十四五增长率容载比选择十五五增长率容载比选择1东部供电区（吉兰太+金湖）6.64%2.02.15.02%2.02.12南部供电区（定远营供电区）3.07%1.92.02.59%1.92.03西部供电区（阿拉腾供电区）3.90%1.92.03.20%1.92.04北部供电区（千里山供电区）8.70%2.02.16.80%2.02.15全盟合计5.80%2.02.14.50%1.92.0（二）变电站接入162、系统方案原则1、变电站布点应尽量靠近负荷中心。2、变电站应根据周边电网现状，就近接入电网。3、变电站接入系统方案应结合近期、远期电网发展规划来拟定，可为近远期电网结构建设提供条件。4、变电站接入系统方案应考虑供电可靠性，向城市和工业园区供电需满足“N-1”原则，向边远地区供电可考虑双回路馈供。9.2 变电容量分析9.2.1 500kV变电容量分析本节对阿拉善电网的500kV变电容量进行平衡计算，分析规划期内阿拉善电网500kV变电容量的建设需求。根据阿拉善盟电网负荷预测水平及电源建设安排，按照相关规定，电源备用率按17%考虑，2019年2030年阿拉善电网500kV变电容量分析结果见表9.2-163、1。表9.2-1 阿拉善地区500kV变电容量需求分析 单位：MW、MVA项目20192020202120222023202420252030最高供电负荷13601470155016501740185019502430220kV及以下机组容量17731773177317731773187318731873220kV及以下机组供电能力12181218121812181218128712871287需从500kV电网供电容量1422523324325225636631143现状500kV变电容量37503750375037503750375037503750现状容载比26.414.911.38.7164、7.26.75.73.3规划500kV变电容量37503750375037503750375037503750规划容载比26.414.911.38.77.26.75.73.3注：1、平衡中不计入地区新能源装机；2、500kV浩雅变为风电外送升压汇集站，在变电容量分析中均不考虑。3、远景电源考虑已核准和规划项目。4、远景变电站仅考虑“十四五”规划新增站。从阿拉善盟变电容量需求分析结果可知，总体来看，阿拉善地区500kV容载比较高，若维持现有500kV变电站，则至2025年阿拉善地区500kV容载比约5.7；展望至2030年，随着负荷的增长降压压力增大，容载比降至3.3。“十四五”期间，阿拉善地区165、无新增500kV变电站，该供区220kV统调机组中备用17%方式下，预计2019年2030年阿拉善地区电网500kV主变可满足地区负荷的供电需求。由于阿拉善地区幅员辽阔，负荷中心较为集中，而可再生能源接入较为分散，因此，不同主变运行状态差距较大；同时考虑供电距离及电网安全性等因素，不应完全按照容载比来规划新建站，而需综合考虑各影响因素。考虑阿拉善地区工业负荷集中于乌斯太地区，因此，针对东部供区进行500kV变电容量需求分析。2019年2030年东部供区500kV变电容量分析结果见表9.2-2。表9.2-2 东部供区500kV变电容量需求分析 单位：MW、MVA项目201920202021202166、22023202420252030最高供电负荷9701049111711941277136314461847220kV及以下机组容量10621062106210621062106210621062220kV及以下机组供电能力730730730730730730730730需从500kV电网供电容量2413193874655476337161118现状500kV变电容量22502250225022502250225022502250现状容载比9.47.15.84.84.13.63.12.0规划500kV变电容量22502250225022502250225022502250规划容载比9.47.1167、5.84.84.13.63.12.0从东部供区变电容量需求分析结果可知，若维持现有500kV变电站，则至2025年东部地区500kV容载比约3.1；展望至2030年，容载比降至2.0，变电容量较为紧张。乌斯太地区的工业园区是阿盟重要的工业中心和产业支柱，是未来阿拉善盟负荷增长重心，对供电可靠性要求较高，因此“十五五”期间，可考虑在乌斯太地区新增一座500kV变电站，以保障阿盟经济稳定持续的发展。9.2.2 220kV变电容量分析截至2019年底，阿拉善电网现有220kV变电站13座，其中公用变电站11座（包含1座220kV开闭站），主变20台，变电容量3090MVA；用户变电站2座，主变8台，168、变电容量1410MVA。分供电区变电站现状规模统计见表9.2-3。表9.2-3 阿拉善地区2019年供电区220kV变电站规模统计序号地区变电站（座数）主变台数主变容量1吉兰太供电区2610802定远营供电区246002.1巴彦浩特122402.2腾格里123603阿拉腾敖包供电区5810503.1阿右旗234203.2额济纳旗122403.3阿拉腾敖包233904千里山供电区123606全盟合计10203090为了估算阿拉善电网各供电区对于220kV变电容量的需求，按照前述的阿拉善电网2020年2030年负荷预测推荐方案以及电源安排，对2020年2030年阿拉善全盟及各分区做了220kV变电169、容量的需求分析。表9.2-4 阿拉善全盟220kV变电容量分析 单位：MW、MVA项目2019202020212022202320242025最高供电负荷1200127013401420151016001720220kV直供用户负荷500500500500500500500110kV及以下公用常规机组容量11.611.611.611.611.611.611.6110kV及以下公用常规机组供电能力998989898989需从220kV电网供电容量69176175183192110111131现状220kV变电容量3090309030903090309030903090现状容载比4.474.064170、.113.723.363.062.73规划220kV变电容量3090345039303930429042904290规划容载比4.474.535.234.734.664.243.792021年2025年，阿拉善地区规划新投运220kV变电站2座，新增主变4台，新增变电容量840MVA。到2025年末，阿拉善地区共有220kV变电站13座，变电容量4290MVA。到2025年，阿拉善地区容载比为3.79。按照负荷预测高方案作敏感性分析，到2025年阿拉善地区220kV容载比为3.60。到2025年，依托500kV变电站，阿拉善220kV电网形成东西南北四大区域共5个供电区，分别为东部供电区（吉兰171、太供电区+金湖供电区）、南部供电区（定远营供电区）、西部供电区（阿拉腾敖包供电区）、北部供电区（千里山供电区）。9.2.2.1 东部供电区东部供电区包含吉兰太供电区和金湖供电区。其中，吉兰太供电区由500千伏吉兰太变带出，接带220千伏乌斯太、巴音敖包等变电站，承担乌斯太、巴音敖包周边负荷供电任务。吉兰太供电区220kV变电容量分析见下表9.2-5。表9.2-5 吉兰太供电区220kV变电容量分析 单位：MW、MVA项目2019202020212022202320242025最高供电负荷85690689093199010391115220kV用户变直供负荷5005005005005005005172、00110kV及以下机组容量42424242424242110kV及以下机组供电能力29292929292929需从220kV电网供电容量327377362403461511586220kV主变容量1080144014401440180018001800现状220kV变电容量1080108010801080108010801080现状容载比3.302.862.982.682.342.111.84规划220kV变电容量1080144014401440180018001800规划降压容载比3.303.823.983.583.903.523.07金湖供电区由500千伏金湖变带出，承担巴音敖包工业园区173、部分负荷供电任务，采用双回辐射状结构为向德220kV变电站供电。金湖供电区220kV变电容量分析见下表9.2-6。表9.2-6 金湖供电区220kV变电容量分析 单位：MW、MVA项目2019202020212022202320242025最高供电负荷007597118140163220kV用户变直供负荷0000000110kV及以下机组容量0000000110kV及以下机组供电能力0000000需从220kV电网供电容量007596.5118139.5162.5220kV主变容量00480480480480480规划220kV变电容量-480480480480480规划降压容载比-6.404174、.974.073.442.95东部供电区（吉兰太供电区+金湖供电区）负荷占阿拉善总负荷70%以上，是阿拉善工业负荷发聚集区，用电需求稳定、负荷增长快，对供电可靠性要求较高。2019年吉兰太供电区容载比为3.30；随着该区域负荷的快速增长，若不新增变电容量，2025年吉兰太供电区容载比仅1.84，亟需在“十四五”期间规划新增变电站。根据现有规划，“十四五”期间新增高勒1个变电站，2025年容载比为3.07。现状巴音敖包周边负荷由吉兰太供电区供电，根据现有规划，“十四五”期间新增向德1个变电站，由500kV金湖变带出，承担巴音敖包工业园区部分负荷供电任务，从而分担吉兰太供电区供电压力，2025年金175、湖供电区容载比为2.95。9.2.2.2 西部供电区西部区为阿拉腾敖包供电区，由500千伏祥泰变带出，“十四五”期间规划220千伏阿拉腾敖包开闭站升压为500千伏阿拉腾敖包变电站，以其为中心，接带220千伏金诺变、雅布赖变、阿右旗变及额济纳变，主要承担额济纳、阿右旗及阿左旗北部负荷供电任务。阿拉腾敖包供电区变电容量分析见下表9.2-7。表9.2-7 阿拉腾敖包供电区220kV变电容量分析 单位：MW、MVA项目2019202020212022202320242025最高供电负荷144153159165173180190220kV用户变直供负荷0000000110kV及以下机组容量4242424176、2424242110kV及以下机组供电能力29292929292929需从220kV电网供电容量115125130137144151161220kV主变容量1050105010501050105010501050现状220kV变电容量1050105010501050105010501050现状容载比9.138.438.097.697.286.966.51规划220kV变电容量1050105010501050105010501050规划降压容载比9.138.438.097.697.286.966.51注：阿拉腾敖包为该供电区开关站，未来升压。阿拉腾敖包、阿右旗及额济纳地区均负荷较小，可再生能源接177、入有限总体变电容量较宽裕，“十四五”期间暂无新增变电容量需求。但为满足博源工业园区用电需求和电厂接入需求，解决周边居民通电用电需求，远景考虑新建博源变电站。9.2.2.3 南部供电区南部供电区为定远营供电区，现状由500千伏定远营变带出，接带葡萄墩、贺兰山等变电站，独立成片，承担阿左旗南部负荷供电任务。定远营供电区变电容量分析见下表9.2-8。表9.2-8 定远营供电区220kV变电容量分析 单位：MW、MVA项目2019202020212022202320242025最高供电负荷189197202209217223233220kV用户变直供负荷0000000110kV及以下机组容量99999178、99110kV及以下机组供电能力6666666需从220kV电网供电容量183190196203210216226220kV主变容量600600600600600600600现状220kV变电容量600600600600600600600现状容载比3.283.153.062.962.852.772.65规划220kV变电容量600600600600600600600规划降压容载比3.283.153.062.962.852.772.65南部供电区总体变电容量略有紧张，现状容载比基本可以满足需求，“十四五”期间暂未规划新增变电容量需求。随着巴银铁路的建设，远景考虑规划建设岗格变电站。9.2.2.4179、 北部供电区北部区为千里山供电区，由500千伏千里山变带出，接带220千伏巴音毛道变，承担阿左旗北部负荷供电任务。千里山供电区变电容量分析见下表9.2-9。表9.2-9 千里山供电区220kV变电容量分析 单位：MW、MVA项目2019202020212022202320242025最高供电负荷11131415161820220kV用户变直供负荷0000000110kV及以下机组容量0000000110kV及以下机组供电能力0000000需从220kV电网供电容量11131415161820220kV主变容量360360360360360360360现状220kV变电容量36036036036180、0360360360现状容载比32.5327.9926.3324.7622.0620.1418.08规划220kV变电容量360360360360360360360规划降压容载比32.5327.9926.3324.7622.0620.1418.08北部供电区负荷较小，新能源接入也不大，总体变电容量较宽裕，从容载比来看，无新增变电容量需求。9.3 变电站规划方案9.3.1 500kV项目（1）浩雅500千伏输变电工程建设必要性：满足敖伦布拉格配套新能源项目的接入和送出需求根据内蒙古自治区发改委关于做好上海庙至山东直流特高压输电通道配套可再生能源基地规划建设工作的通知（内发改能源字2018477号181、）中对上海庙至山东直流特高压输电通道配套可再生能源基地一期新能源建设布局进行了进一步的明确，明确阿拉善建设风电160万千瓦。目前，已确定将160万千瓦风电分四个40万千瓦风电场建设，分别采用一回220kV线路接入500kV浩雅变，由浩雅变升压至500kV送至上海庙汇流站。合理开发内蒙古西部地区新能，促进内蒙古经济可持续发展内蒙古上海庙周边地区风能、太阳能资源较为丰富，建设条件优越，适宜规模化集中开发。做好地区新能源开发利用工作，对增加清洁能源供应、加快治理大气污染、促进内蒙古经济可持续发展、推动能源生产和消费革命具有重要意义。建设规模：本期主变容量2750MVA，500kV出线1回；远期主变容182、量4750MVA，500kV出线2回。接入系统方案：本工程不接入蒙西电网，直接建设1回500kV出线至上海庙换流站，线路长度约230km，导线截面4400。图9.3-1 接入系统方案示意图9.3.2 220kV项目9.3.2.1 东部供电区（1）向德220千伏输变电工程建设必要性：巴音敖包工业园区是内蒙古自治区20个省级重点开发区之，目前该园区企业均通过巴音敖包220kV变电站供电，最大供电负荷约150MW。根据工业园区大用户报装情况，将新增负荷约175MW，220kV巴音敖包变现状为（120+240）MVA主变，主变N-1下供电能力将大幅下降，无法满足新增负荷用电需求。因此，为了满足巴音敖包183、工业园区新增负荷用电需求，提高地区电网接带能力，为新增负荷发展提供较大空间，2021年建设向德220千伏输变电工程是必要的。建设规模：本期主变容量2240MVA，220kV出线2回；远期主变容量3240MVA，220kV出线8回。接入系统方案：新建220kV金湖向德双回线。线路长度折单约33km，导线截面2400。图9.3-2 接入系统方案示意图（2）高勒220千伏输变电工程解决乌斯太供电压力及安全风险现状乌斯太共有4台主变，总容量660MVA，2019年夏季最大负荷达到391MW，负载率62%，负载率较高。根据各主变降压情况（见表1），#2、#3、4#主变已接近满载，#1主变负载率较低。目前184、#1、#2主变均为返厂大修重新投入运行状态, #3主变长期处于带病运行状态。且乌斯太110kV母线由#3、#4主变带出，#1、#2主变（无110kV电压等级）不带110kV母线，若考虑#4主变发生N-1故障，则3#主变负载率将达到120%，已经过载，需要采取负荷转移或者限电措施。另外，由于乌斯太负荷较重，在发生一条220千伏母线停电另一回母线故障跳闸情况下，乌斯太变将全部停电，损失约391MW负荷，同时接于此站的220千伏乌斯太热电厂2台300MW供热机组也将同时停电，构成一般电网事故（依据国务院599号文）。因此，需要在乌斯太地区规划建设一座220kV变电站，优化负荷分布，减轻乌斯太主变接带185、负荷，降低设备运行压力，降低电网事故风险并缓解有序用电形势。表1 乌斯太各主变降压情况变电站主变容量（MVA）稳定极限（MW）平均负荷（MW）最大负荷（MW）最大负载率乌斯太变#1180153608248%#215012713013595%#31501278013595%#41801539016194%表2 阿拉善电网风险点电网运行方式安全风险描述电网运行影响事故影响风险等级乌斯太220kV I、II 母之一停电乌斯太220kV另一条母线跳闸乌斯太变全停；乌斯太热电厂机组全停损失负荷391MW(39.1%)；同一变电站两台以上主变跳闸；损失供热机组两台一般电网事故满足瑞达化工瑞信110kV用户186、变接入用电需求根据内蒙古瑞达化工集团有限公司瑞信 110 千伏变电站临时供电方案审核会议纪要，瑞达化工集团现有运行负荷为81.38MW，本期扩产建设项目的负荷预计约为49MW，建设完成后总的运行负荷预计达到130.38MW，用电等级110kV。考虑到目前供区内220kV乌斯太变中压测110kV间隔已经用完，现在仅能以临时供电方案利用110kV锋威硅业乌斯太线路接入乌斯太变（阿高管函202063号），但考虑到乌斯太变现有#3、#4主变负荷平均负荷已达170MW，瑞达集团负荷全部负荷投运后乌斯太#3、#4主变负荷将达到300MW，完全无法满足N-1供电要求，待220kV高勒变投产后，推荐新建高勒瑞187、达化工110kV用户站双回线作为瑞信110kV变电站最终接入方案，将瑞信负荷全部切转由高勒变供电。因此，为了满足新增负荷接入需要，有必要新建220kV高勒变。满足瑞钢联110kV用户变接入用电需求阿拉善盟瑞钢联实业发展有限责任公司现有8台12.5MVA半封闭矿热炉，用电等级35kV，供电电源来自220kV乌斯太站3回线和110kV乌素图站1回线。现计划淘汰原有8台12.5MVA半封闭矿热炉，在原址建设430MVA硅锰矿热炉项目，并配套建设42MW尾气发电项目，同时计划建设年产1000万块新型墙体材料环保免烧砖项目、收购内蒙古聚普科技有限公司建设4300富锰渣高炉项目等。随着厂区内负荷的稳步增长188、和自备电厂的建设，建成投产后厂区用电负荷将达84MW，瑞钢联计划将原有的35kV供电电压升级改造为110kV电压，在厂区内建设一座110kV用户变，并通过双回110kV线路接入电网。目前，该地区仅有一座系统站220kV乌斯太变，其中压测负荷已经较重，现有#3、#4主变已无多余容量对瑞钢联进行供电。因此，有必要新建高勒220kV变电站满足瑞钢联110kV用户变的接入和用电需求。解决庆华变无法回购的供电问题考虑到乌兰布和园区负荷的发展情况，内蒙古电力公司一直考虑回购庆华220kV用户变电站，以期在乌兰布和工业园区形成一南一北两座220kV变电站供电格局，后来因业主原因回购事宜未能谈拢，导致乌兰布和189、工业区现在仅有乌斯太一座220kV变电站4台主变供电，供电负荷重，运行安全风险大。因此，规划建设220kV高勒变电站为乌兰布和第二座220kV变电站，有利于提高乌兰布和工业园区的供电可靠性，同时为园区新增负荷提供接入条件。综上所述，为了满足乌兰布和产业园区新增负荷的用电需求，满足瑞信和瑞钢联两座110kV用户变的接入，缓解乌斯太变供电压力，解决乌斯太变全停事故风险，解决庆华无法回购的遗留问题，2023年建设高勒220千伏输变电工程是必要的。建设规模：本期主变容量2180MVA，220kV出线2回；远期主变容量3240MVA，220kV出线8回。推荐接入系统方案：新建220kV吉兰太高勒双回线。190、线路长度折单约20km，导线截面2400。图9.3-3 接入系统方案示意图9.3.2.2 北部供电区（1）浩雅160万千瓦风电汇集送出工程建设必要性：根据内蒙古自治区发改委关于做好上海庙至山东直流特高压输电通道配套可再生能源基地规划建设工作的通知（内发改能源字2018477号）中对上海庙至山东直流特高压输电通道配套可再生能源基地一期新能源建设布局进行了进一步的明确，明确阿拉善建设风电160万千瓦。目前，已确定将160万千瓦风电分四个40万千瓦风电场建设，分别采用一回220kV线路接入500kV浩雅变电，由浩雅变升压至500kV送至上海庙汇流站。因此，2023年建设敖伦布拉格160万千瓦风电汇集191、220kV送出工程是必要的。建设规模：四个风电场分别新建220kV单回路至500kV浩雅变。线路长度折单约48.5km，导线截面2400。图9.3-4 接入系统方案示意图18910 网架规划及电网结构论证10.1 阿拉善地区网架规划及电网结构论证10.1.1 500kV主网架结构阿拉善地域广阔，各个变电站供电范围太大，相互兼顾性较差，不能依据常规变电容量供需分析进行220kV布点，同时考虑该地区风光资源良好，新能源项目开发适宜，在风光资源良好地带建站供新能源项目接入系统需要。“十四五”期间阿拉善将在敖伦布拉格镇建设浩雅500kV变电站，该变电站仅用于新能源汇集送出，不接入阿拉善电网。阿拉善50192、0kV电网仍通过500kV定远营-吉兰太-乌海通道与蒙西主网相连。建议结合阿拉善新能源开发进度和并网消纳需求，适时将220kV阿拉腾敖包开闭站升压建设为500kV变电站，并同时升压祥泰-阿拉腾敖包双线和定远营-阿拉腾敖包单线，完善阿拉善500kV供电网络，提高500kV电网供电可靠性，满足负荷供电和新能源消纳需求。阿拉善电网将与内蒙古电网通过2个通道4回500kV线路联络，500kV主网架结构进一步加强。10.1.2 220kV电网结构10.1.2.1 供电区划分对于各个220kV分区而言，原则上分别以500kV变电站为中心向四周辐射建设220kV变电站，负责向片区内的负荷供电和汇集新能源电力193、。根据以上原则，结合阿拉善电网历史发展脉络以及“十四五”期间规划情况，将阿拉善电网220kV供电区划分为东、西、南、北四大区域共5个供电区。各供电区描述如下。吉兰太供电区（东部）：承担乌斯太、巴音敖包周边负荷供电任务。内部形成吉兰太中盐I站中盐站的三角环网，同时通过双回辐射状结构向宗别立、乌斯太、巴音敖包及新建的高勒220kV变电站供电。金湖供电区（东部）：承担巴音敖包工业园区部分负荷供电任务，采用双回辐射状结构为向德220kV变电站供电。阿拉腾敖包供电区（西部）：主要承担额济纳、阿右旗及阿左旗北部负荷供电任务。内部形成阿拉腾敖包金诺雅布赖阿右旗四角环网，同时通过链式结构向额济纳220kV变电194、站供电。定远营供电区（南部）：承担阿左旗南部负荷供电任务，通过双回辐射状结构供电。千里山供电区（北部）：承担阿左旗北部负荷供电任务，采用双回辐射状结构为巴音毛道220kV变电站供电。10.1.2.2 供电区发展规划各供电区“十四五”期间发展规划如下。东部供电区（吉兰太供电区+金湖供电区）：新建220kV向德和高勒输变电工程，2座变电站建成投运后，将有效解决“十四五”期间东部供电区容载比不足问题，对乌兰布和工业园区和巴音敖包工业园区未来的快速发展提供了有力的保障。供电区内逐渐完善220kV网架，220kV电网联系紧密，有效提高东部供电区供电可靠性。供电区通过220kV宗别立贺兰山单回路作为备用联195、络线。西部供电区（阿拉腾敖包供电区）：仍由500kV祥泰变带出，由于该地区供电容量充足，“十四五”期间暂未安排新建项目，电网结构维持不变。通过金诺贺兰山，阿拉腾敖包定远营两个单回线路与南部供电区联络。南部供电区（定远营供电区）：由于该地区供电容量充足，“十四五”期间暂未安排项目，电网结构维持不变。通过贺兰山宗别立单回线路与东部供电区联络；通过金诺贺兰山，阿拉腾敖包定远营两个单回线路与西部供电区联络。北部供电区（千里山供电区）：该供电区目前由500kV千里山供电，可以满足“十四五”期间用电需求，暂未安排新建项目。到2025年，阿拉善电网将拥有500kV吉兰太、定远营、阿拉腾敖包、浩雅（不接入阿拉196、善电网）4座500kV变电站，形成5个相对独立的220kV供电区。各分区内电网结构如下：东部供电区：发展为以三角供电环网为主，维持部分辐射供电结构。西部供电区：阿右旗仍维持单回路环网，宏泰和额济纳地区仍维持单回路链式供电结构。南部供电区：仍维持双回路辐射状供电结构。北部供电区：仍维持双回路辐射状供电结构。阿拉善电网2025年规划方案220kV及以上电网接线示意图见图册。10.1.3 规划网架2030年展望在“十五五”期间，阿拉善地区将逐步加大新能源电力开发规模，阿拉善电网无法就地消纳，需要通过500kV电网外送；同时乌斯太地区仅有一座500kV变电站供所有工业负荷，供电压力较大且可靠性较低，考197、虑乌斯太地区布局第二座500kV变电站。因此，为了满足新能源电力在“十五五”期间并网外送需求，根据阿拉善风光资源分布，考虑升压建设阿拉腾敖包开闭站，在额济纳地区布点500kV居延变电站，在苏宏图地区布点玛瑙山500kV变电站，在阿右旗布点500kV伊和呼都格变电站，在腾格里地区布点孟克（腾格里）500kV变电站，在塔木素地区布点800kV塔木素换流站；为了解决乌斯太地区工业负荷供电需求和可靠性问题，在乌斯太布局500kV乌兰毛道变。届时阿拉善500kV电网将形成“三横一纵”主网架结构，同时考虑各500kV变电站周边负荷供电和新能源项并网需求，分别布点了适量的220kV变电站。阿拉善电网2030198、年展望220kV及以上电网接线示意图见图册。10.2 阿拉善地区风险点解决措施根据安全事故调查规程中对电网事故级别分类，阿拉善电网所属四级及以上风险点2处，需要对电网四级及以上事故采取应对措施，以降低事故等级，减少负荷损失比例。具体措施见表10.2-1。表10.2-1 阿拉善电网四级及以上风险解决措施序号电压等级运行方式电网及安全风险描述电网运行影响未采取措施采取措施事故影响风险等级（599号令）风险等级具体措施事故影响风险等级（599号令）风险等级1220kV500kV吉兰太变220kV 、母之一停电500kV吉兰太变另一条220kV母线跳闸220kV乌斯太变、220kV庆华变与220kV中199、盐变全停；220kV乌斯太热电厂机组全停；中盐电厂机组全停损失负荷940MW(94%)；同一变电站两台以上主变跳闸；损失供热机组四台重大事故二级电网事件调整500kV吉兰太变至220kV五福变双回线间隔位置，使500kV吉兰太变至220kV中盐变一回线倒由吉兰太变220kV III、IV母带出损失负荷455MW(45.5%)；同一变电站两台以上主变跳闸；损失供热机组四台较大事故三级电网事件2220kV220kV乌斯太变220kV 、母之一停电220kV乌斯太另一条220kV母线跳闸220kV乌斯太变全停；220kV乌斯太热电厂机组全停损失负荷391MW(39.1%)；同一变电站两台以上主变跳闸200、；损失供热机组两台一般事故四级电网事件新建220kV高勒变，切转乌斯太中压侧负荷损失负195MW(19.5%)；一座变电站两台以上主变跳闸；无五级电网事件10.3 阿拉善电网电压治理措施阿拉善局部地区高电压远距离输电线路充电功率较大，系统运行电压偏高。若部分电抗器故障停运，甚至会影响电网正常运行或检修工作安排。其中220kV腾右线电压问题较为突出。针对阿拉善局部地区的电压偏高问题，建议主要通过合理配置无功补偿装置予以解决。根据11.5节的无功平衡分析结果，建议新增的220kV变电站按常规配置低抗，220kV阿拉腾敖包开关站新增30Mvar高抗，220kV阿右旗变新增母线高抗30Mvar，220201、kV宏泰变新增低抗12Mvar，220kV葡萄墩变新增低抗30Mvar，220kV贺兰山变新增低抗10Mvar，220kV巴音毛道变新增低抗40Mvar。通过高抗和低抗配合补偿长距离线路充电功率，至2025年地区220kV电网感性无功补偿度为117%，可以满足无功补偿的要求。根据2025年潮流计算结果可知，通过合理投切无功补偿装置，考虑新能源出力0%、30%、70%、100%时，在大负荷正常开机方式下，地区220kV变电站最高电压229.6kV、最低电压221.3kV；在大负荷小开机方式下，地区220kV变电站最高电压229.5kV、最低电压221.4kV；在小负荷大开机方式下，地区220kV202、变电站最高电压232.4kV、最低电压222.0kV。综上，通过合理的投切无功补偿装置，能达到在各种运行方式下220kV变电站母线电压在合理运行范围内的目的。另一方面，建议继续强化无功设备运维和系统电压监视，完善电压无功管理措施及事故应急处理预案，确保变电站无功补偿设备运行维护效果良好，制定相应的规章制度，使其对设备运行维护工作予以约束，提高无功补偿设备运行维护效果，进而提升电网抵御高电压运行风险能力。10.4 额济纳地区供电可靠性提升措施额济纳地区现有一座220kV变电站，6座110kV变电站，220kV变电容量240MVA，110kV变电容量371.5MVA，担负着额济纳镇区、策克口岸以及203、黑鹰山等地的供电任务。2019年220kV额济纳变最大降压负荷57MW，负载较轻。现状由220kV金诺宏泰额济纳单回线路供电，线路长度约450km，供电可靠性较低，供电安全风险较大。在220kV金诺宏泰额济纳单回线路发生故障情况，220kV额济纳全站停电，将损失负荷57MW，构成电网五级事件，虽然损失负荷较少，但停电影响范围比较广泛，造成整个额济纳地区无电可用。额济纳地区供电可靠性提升主要分两个阶段实施：第一阶段：考虑到在“十四五”初期建设额济纳地区线路加强工程经济效益较低的情况下，可优先考虑通过“源+网+荷+储”微电网技术来提高该地区的供电可靠性。目前国内有连云港连岛综合能源服务示范岛工程，204、于2018年开工建设，计划2020年建成。连岛是江苏最大的城市化海岛，面积76平方千米，海岸线长17.66千米，通过6.7千米长的拦海大堤与大陆相连，全岛居民2379户，定位国际旅游岛，同时拥有临海高端商业和港口运输业，负荷种类齐全，2017年全岛最大负荷42.74MW。目前，全岛电力仅通过双回110kV线路和1回35kV线路供电，供电可靠性低，与用户稳定用能需求存在一定差距。依托连岛丰富的太阳能、风能、波浪能等自然资源，开发光伏、风电以及建设相配套的储能，构建“源+网+荷+储”能源网络，服务全岛电网调峰调频和客户需求响应，支撑新能源消纳，最终解决全岛供电可靠性问题。建议在额济纳地区建设源网荷205、储微电网系统，充分利用原有的新能源系统，新建一定规模的储能系统和小型柴油机组，以保证微电网系统能够在并网和离网方式下运行，以提高额济纳地区供电可靠性。考虑柴油发电机作为主电源，储能主要负责调频，附加调峰功能，储能容量配置必须利用新能源充电，确保系统稳定性，并保证一定经济性。储能容量配置不单独配置调峰容量。对于储能系统，储能充放电倍率可选择1C，即储能配置为30MW/30MWh磷酸铁锂电池储能，可同时满足电量平衡和储能调频需求。对于柴油机组，考虑柴油发电机的经济运行负荷率在70-80%左右，柴发额定功率按24MW配置，可选择12台2MW的柴油发电机。采用储能+柴发组合的优势在于：(1)考虑并网线206、路检修或者电网停电后维持孤岛供电稳定性，储能可平抑新能源和负荷波动，保证微网频率和电压稳定性，同时提升孤岛方式下电能质量；(2)配置储能，充分利用新能源的富裕电量，减小柴油发电机的油耗、污染和噪声；(3)正常运行时，储能也可以平抑负荷和新能源波动，改善额剂纳电能质量；如果新能源有弃电现象，储能可以进行存储，实现电能的时空平移；(4)储能PCS具有动态无功支撑能力，也有利于提高电压稳定性。通过源网荷储协调优化，可精准控制社会可中断的用电负荷和储能资源，解决清洁能源消纳过程中电网波动性问题，提高电网安全运行水平，在事故时可以支撑负荷用电，避免了故障修复过程中的电力中断，以保证供电可靠性，减少用户断207、电造成的经济损失。因此，在经济效益可观的前提下，可以优先考虑通过源网荷储协调互动提升额济纳地区供电可靠性问题。第二阶段：“十五五”期间在额济纳地区规划布点500kV居延变，以居延变为中心加强周边220kV网架，可以有效提高额济纳地区供电可靠性，彻底解决目前额济纳地区的单回线长距离供电风险。另外，在额济纳地区也可以考虑采用柔直背靠背方式来提额济纳地区的供电可靠性。目前110kV东风变通过两回至220kV金塔的110kV线路供电，并通过一回110kV至额济纳变作为备用电源。建议在东风变附近建设50MW背靠背柔性直流换流阀，背靠背柔直换流站单开断环入东风额济纳110kV线路，换流站两端分别一回线接入208、110kV东风变和220kV额济纳变110kV侧。当220kV金诺宏泰额济纳单回线路故障时，可通金塔东风柔直背靠背向额济纳地区85%的负荷供电；当金塔东风线路N-2故障时，航天城基地可通过背靠背柔直，由额济纳直接供电。10.5 局部地区限电问题解决措施目前，500kV吉兰太变电站供电能力有限，正常降压为6201300MW之间，在一台主变停电或500kV #1/#2母线停电的情况下，主变控制限额将将降低至600640MW。因此，当吉兰太变220kV母线所接带发电厂开机容量一定时，从500kV侧流向220kV侧的潮流若达到特定值则会超过主变降压限值。为了满足该地区的供需平衡，考虑到发电厂出力不足，209、需要对用户侧采取用限电措施。地区限电问题的解决主要分两个阶段实施：第一阶段：制定合理的有序用电方案，对用户侧进行轮流限电。根据阿拉善盟有序用电实施方案要求，中盐吉兰泰氯碱化工有限公司与地区高载能用户按照1:1限荷，各高载能用户轮流限荷。该阶段通过有序用电方案的实施，保证吉兰太主变运行在稳定极限范围内，但不可避免的也会造成电量的损失。第二阶段：在500kV金湖变电站投运后，将500kV吉兰太变的部分间隔进行切改，由金湖变接带部分负荷，从而优化负荷分布，降低吉兰太变的供电压力。另外，建议结合吉兰太变接带负荷的发展情况，考虑“十五五”期间在乌斯太地区规划建设第二座500kV变电站，进一步提升该地区5210、00kV变电站供电能力，最终达到避免对用户进行用电负荷限制的目的。10.6 阿拉善主网架评价及适应性分析经过“十四五”发展，阿拉善电网仍维持500kV定远营吉兰太乌海/金湖通道和220kV阿拉腾敖包祥泰通道与蒙西主网相连。可以满足规划条件下阿拉善电网与蒙西主网潮流交换需求。在敖伦布拉格建设500kV浩雅新能源汇集站，将风电电力汇集后直接送至上海庙换流站，提升了阿拉善电网新能源送出总量和水平。220kV电网以500kV变电站为中心划分4个独立供电区。220kV供电区内基本形成以500kV变电站为中心辐射供电网络，逐步发展构建环形供电网络，在负荷发展较快地区布置新建220kV变电站，提高了地区电网211、供电质量和可靠性，同时促进供电区内新能源并网消纳。各供电区之间至少保留12回220kV备用联络线路，实现严重故障方式下供电支援。11 电气计算11.1 计算条件11.1.1 计算水平年本报告中计算水平年按2025年水平年考虑。11.1.1 计算负荷和电源参见前述电力负荷预测和电力平衡，内蒙古电网及阿拉善电网均采用2025年中负荷水平及电源装机进度。阿拉善电网全网正常开机方式考虑所有火电机组按17%留备用；大开机方式采用所有火电机组满出力；小开机采用所有火电机组50%出力；新能源分别考虑0%、30%、70%、100%出力。小负荷考虑高峰负荷的60%。11.1.2 计算工具及模型（1）计算程序采用212、中国电力科学研究院引进开发的BPA潮流计算程序（4.5.5版）、BPA暂态稳定计算程序（V5.4.2版）、BPA短路电流计算程序（V2.8.2版）进行计算。（2）发电机和负荷模型发电机采用内蒙古调通中心提供的发电机详细模型，计及励磁系统、调速器作用模型；负荷采用40%恒定阻抗，60%感应电动机的综合负荷模型。11.1.3 计算故障模拟故障地点：选取地区重要联络500kV及220kV线路两端发生故障。故障类型及保护动作时序：500kV线路，对双回及多回路线路，故障型式为三相短路故障不重合，故障时序为：0.1s发生三相短路故障，故障发生0.1s后故障线路两端同时跳开关。220kV线路，对双回及多回213、路线路，故障型式为三相短路故障不重合，故障时序为：0.1s发生三相短路故障，故障发生0.12s后故障线路两端同时跳开关；对单回路线路，故障型式为单相短路故障重合，故障时序为：0.1s发生单相短路故障，故障发生0.12s后故障线路两端同时跳开关，故障发生1s后重合。各机组的相对摆角以盘山电厂等值机作为参考。11.2 潮流计算根据规划方案，做出2025年阿拉善电网潮流分布。至2025年阿拉善电网新投火电机组考虑庆华额济纳热电厂（250MW）。新能源项目仅考虑已经核准的项目。下面针对各种开机方式进行潮流分析。（1）潮流分析附图17.117.4为阿拉善电网大负荷下火电正常开机，新能源分别出力0%、30214、%、70%、100%时，阿拉善地区的潮流图。由图可见，大负荷火电正常开机下，阿拉善地区电网（东部供区除外）供需基本平衡。新能源出力由0%增至100%时，阿拉腾祥泰两回线由受入86.0MW变为送出207.7MW，乌海吉兰太两回由向乌海送出28.8MW变为送出729.0MW，金湖吉兰太两回由向金湖送出44.8MW变为212.0MW。附图17.517.8为阿拉善电网大负荷下火电小开机，新能源分别出力0%、30%、70%、100%时，阿拉善地区的潮流图。由图可见，大负荷火电小开机下，随着新能源出力由0%增至100%，阿拉善电网与主网相连的通道由全部从主网受电转变为全部向主网送电。阿拉腾祥泰两回线送出由215、受入132.8MW变为送出162.2MW，乌海吉兰太两回由受入309.9MW变为送出391.5MW，金湖吉兰太两回由受入72.6MW变为送出95.2MW。附图17.917.12为阿拉善电网小负荷下火电大开机，新能源分别出力0%、30%、70%、100%时，阿拉善地区的潮流图。由图可见，小负荷火电大开机下，阿拉善地区电网电力总体盈余，以外送为主。新能源出力由0%增至100%时，阿拉腾祥泰两回线送出由14.0MW升至289.4MW，乌海吉兰太两回线送出由623.0MW升至1321.3MW，金湖吉兰太两回线送出由213.9MW升至379.3MW。（2）线路N-1针对小负荷大开机新能源100%出力方式216、下，吉兰太定远营的双回线路发生N-1故障，阿拉善南部供区仅由定远营吉兰太1回550kV线路供电，此时定远营需要投120Mvar电容补偿，可以保证各个变电站的电压水平合格。定远营吉兰太单回500kV线路输送潮流约1270.3MW，见附图17.13。针对小负荷大开机新能源100%出力方式下，阿拉腾祥泰的双回线路发生N-1故障，阿拉善西部供区仅由阿拉腾祥泰1回220kV线路供电，此时西部供区电压跌落较大，需及时调整片区内各站无功补偿，保证各个变电站的电压水平合格。阿拉腾祥泰单回220kV线路输送潮流约298.8MW，见图17.14。金诺宏泰额济纳仅由1回220kV线路串供，虽在末端接入额济纳热电，但217、无法孤网运行，若发生N-1故障，则将有部分变电站失电。（3）主变N-1考虑阿拉善负荷最重区域在乌斯太工业园区，除此以外其他区域均负荷均较小；尤其南部供区电源项目较多，在大开机方式下属于电力外送状态。在小负荷、大开机新能源100%时，500kV定远营变升压达1269.7MW，主变负载率达84.6%；220kV贺兰山变升压达196.1MW，主变负载率达81.7%。下面就大开机方式下重点主变进行“N-1”故障校验。由图11.2-15可见，小负荷、大开机新能源100%时，若定远营主变发生N-1故障，主变升压达1269.7MW，达到主变容量1.69倍，超过主变容量1.3倍。建议小负荷时将哈伦电厂停一台机218、，或将定远营下级电厂切割部分至其他供区。小负荷、大开机新能源100%时，哈伦电厂停一台机，定远营主变发生N-1故障潮流图见17.15，此时定远营主变升压达943.8MW，达到主变容量1.26倍，不超过主变容量1.3倍。小负荷、大开机新能源100%出力时，贺兰山主变升压达196.5MW，主变负载率达81.7%，此时若发生主变N-1故障，主变升压潮流将达到主变容量1.64倍，有严重隐患。建议将贺兰山下级电源切割部分至其他220kV变电站，或扩建贺兰山第三台主变。综上所述，阿拉善盟电网规模相对较小，负荷容量也相对较小，负荷最重的区域为吉兰太供电区。吉兰太供电区以吉兰太500kV变为依托，采用环网、辐219、射状供电结构，供电缺额需通过吉兰太500kV变电站降压供给。除东部供电区外，其他供电区负荷较小，地区盈余电力均通过定远营吉兰太、阿拉腾祥泰两个通道送至内蒙古主网，正常开机方式下地区220kV电网中各线路潮流均较轻，各站点电压水平较好。考虑地区各种电源项目各开机方式下，网内各变电站接带正常负荷及小负荷情况下，规划网架均可以满足各供电区的区域电力输送要求，可以保证2025年地区负荷发展的用电需求。11.3 短路电流计算11.3.1 计算考虑的运行方式阿拉善电网2025年规划方案下，网内电源全部采用大开机方式。11.3.2 短路电流计算结论短路电流计算的主要目的是选择新增断路器的额定断流容量，校验已220、有断路器的适应性，以针对实际情况提出限制短路电流的有效措施。阿拉善电网2025年规划方案实施后的短路电流计算结果见表11.3-1。表11.3-1 阿拉善电网规划方案2023年短路水平结果表 单位：kA厂站名电压等级（kV）三 相单 相吉兰太50029.4029.4922039.0446.13定远营50013.5812.2522021.2022.96阿拉腾敖包2204.224.66巴音敖包22027.6926.95乌斯太电厂22035.7339.32乌斯太22037.6243.17宗别立2209.769.27向德22019.0016.13高勒22019.0016.13贺兰山22017.2216.221、24葡萄墩2204.765.22巴音毛道2209.139.06金诺2203.994.53宏泰2202.372.82雅布赖2201.682.14阿右旗2201.702.11额济纳2202.192.10短路电流计算结果显示，500kV金湖变投产后220kV五福变转为由金湖变馈供，君正热电也随之切割，因此吉兰太片区短路电流控制较好。根据2025年阿拉善电网规划网架结构，开展短路电流计算，计算结果显示东部供电区短路水平最高，吉兰太220kV三相短路电流为39.04kA，单相短路电流为46.13kA，其他供电区短路水平仍有较大裕度。阿拉善电网500kV及220kV变的220kV侧短路电流均在其开关遮断容222、量允许范围之内。11.4 暂态稳定计算11.4.1 计算考虑的运行方式考虑阿拉善电网火电机组大开并且新能源项目100%出力方式下，电网各供电区之间交换潮流较重，针对该方式进行线路稳定计算。11.4.2 暂态稳定计算根据规划方案，做出2025年阿拉善电网暂态稳定计算，分析存在的稳定问题，提出解决措施。稳定计算见附图18.118.10。表11.4-1 2025年方案大负荷的暂态稳定计算结果表（额济纳热电未加装PSS）名称故障方式故障点稳定结果切除时间附图阿拉腾阿右旗220kV线路三相短路阿拉腾失稳两端0.12s18.1宏泰额济纳220kV线路单相短路额济纳失稳两端0.12s18.2宏泰金诺220k223、V线路单相短路宏泰失稳两端0.12s18.3表11.4-2 2025年方案大负荷的暂态稳定计算结果表（额济纳热电加装PSS）名称故障方式故障点稳定结果切除时间附图阿拉腾阿右旗220kV线路三相短路阿拉腾稳定两端0.12s18.4宏泰额济纳220kV线路单相短路额济纳稳定两端0.12s18.5宏泰金诺220kV线路单相短路宏泰稳定两端0.12s18.6表11.4-3 2025年方案小负荷方式的暂态稳定计算结果表（额济纳热电未加装PSS）名称故障方式故障点稳定结果切除时间附图雅布赖金诺220kV线路三相短路雅布赖失稳两端0.12s18.7阿拉腾阿右旗220kV线路三相短路阿拉腾失稳两端0.12s1224、8.8宏泰额济纳220kV线路单相短路额济纳失稳两端0.12s18.9宏泰金诺220kV线路单相短路额济纳失稳两端0.12s18.10表11.4-4 2025年方案小负荷方式的暂态稳定计算结果表（额济纳热电加装PSS）名称故障方式故障点稳定结果切除时间附图雅布赖金诺220kV线路三相短路雅布赖稳定两端0.12s18.11阿拉腾阿右旗220kV线路三相短路阿拉腾稳定两端0.12s18.12宏泰额济纳220kV线路单相短路额济纳稳定两端0.12s18.13宏泰金诺220kV线路单相短路额济纳稳定两端0.12s18.14表11.4-5 2025年方案小负荷方式的暂态稳定计算结果表（额济纳热电减出力）225、名称故障方式故障点稳定结果切除时间附图雅布赖金诺220kV线路三相短路雅布赖稳定两端0.12s18.15阿拉腾阿右旗220kV线路三相短路阿拉腾稳定两端0.12s18.16宏泰额济纳220kV线路单相短路额济纳稳定两端0.12s18.17宏泰金诺220kV线路单相短路额济纳稳定两端0.12s18.18通过计算，2025年规划网架方案实施，庆华额济纳电厂250MW机组投产后，阿拉善电网各变电站接带规划负荷以及小负荷方式下，地区相关220kV线路单瞬和三相短路故障下，系统均可保持稳定，均能满足暂态稳定的要求，对地区电网各点220kV母线电压波动也较小。但需要注意由于金诺宏泰额济纳单线较长，电网易失226、稳，经计算在额济纳热电出力减半（50%出力）时系统稳定；额济纳热电满出力运行时，加装PSS装置后系统稳定；因此建议额济纳热电加装PSS装置。11.5 无功平衡计算11.5.1 无功配置要求根据电力系统无功及电压技术导则的要求，变电站内无功补偿配置容量应满足各种运行方式下，系统无功功率能够分层分区就地平衡的基本要求，确保各电压等级层面的无功电力平衡，减少无功在各电压等级之间的穿越。500kV变电站配置高、低压并联电抗器以补偿500kV线路的充电功率，应避免经长距离线路或多级变压器传送无功功率。一般情况下，高、低压并联电抗器的总容量补偿系数不宜低于0.9。在330kV及以上线路中配置高抗，补偿度通227、常取40%80%，80100%补偿度是一相断开或两相断开谐振区，应尽量避免。11.5.2 220kV电网感性无功平衡截至2019年，阿拉善地区公用220kV变电站感性无功补偿设备安装容量共408Mvar（低抗198Mvar、高抗210Mvar）。本轮规划考虑新增的220kV变电站按常规配置低抗，220kV阿拉腾敖包开关站新增30Mvar高抗，220kV阿右旗变新增母线高抗30Mvar，220kV宏泰变新增低抗12Mvar，220kV葡萄墩变新增低抗30Mvar，220kV贺兰山变新增低抗10Mvar，220kV巴音毛道变新增低抗40Mvar，以控制运行电压。按照上述配置方案，对2025年阿拉善228、地区220kV侧进行了感性无功平衡计算，详见表11.5-1。表11.5-1 2025年阿拉善地区220kV侧感性无功平衡计算结果 单位：km，Mvar变电站名称线路名称线路长度线路充电功率需补偿无功容量现状高抗现状低抗新增高抗新增低抗阿拉腾敖包祥阿I线234.3555.6155.611500300祥阿II线234.1855.5855.58阿金I线16.763.341.67阿金II线16.623.311.66腾右线282.3167.0533.53定阿线169.3140.1040.10洁阿线56.0811.1811.18合计1009.60236.18199.32补偿度90.31%金诺金雅线202.229、5931.2915.65308000贺金线161.3824.9312.46金泰线133.4026.6013.30阿金I线16.763.341.67阿金II线16.623.311.66合计530.7589.4844.74补偿度245.86%雅布赖金雅线202.5931.2915.6504800雅右线96.5219.259.62合计299.1150.5425.27补偿度189.94%额济纳泰额线315.7062.9631.48301800庆额线60.0012.1612.16庆额线60.0012.1612.16合计435.7087.2755.79补偿度86.03%阿右旗雅右线96.5219.259.230、62020300腾右线282.3167.0533.53合计378.8386.3043.15补偿度115.87%宏泰泰额线315.7062.9631.48012012金泰线133.4026.6013.30合计449.1089.5744.78补偿度53.59%葡萄墩定葡线159.2431.7615.88010030定葡线158.7337.1018.55大葡线51.3110.2310.23合计369.2779.0944.66补偿度89.57%贺兰山定贺线9.861.971.97010010定贺线9.331.871.87贺金线161.3824.9312.46贺宗线60.009.274.63合计240.231、5738.0420.94补偿度95.52%宗别立吉宗线60.009.279.2700020吉宗线60.009.279.27贺宗线60.009.274.63合计180.0027.8023.17补偿度86.32%高勒勒吉I线10.002.032.0300010勒吉线10.002.032.03合计20.004.054.05补偿度246.78%巴音敖包吉敖线10.352.062.060000吉敖线10.692.132.13东敖线9.661.961.96东敖线9.661.961.96合计40.368.118.11补偿度0.00%向德金向线16.503.343.3400010金向线16.503.343.3232、4合计33.006.696.69补偿度149.57%乌斯太吉太线1.790.360.360000吉太线1.760.270.27吉太线1.720.340.34斯太回线2.110.430.43斯太回线2.110.430.43合计9.491.831.83补偿度0.00%巴音毛道千巴线88.4417.9217.9200040千巴线88.4417.9217.92合计176.8935.8435.84补偿度111.61%合计513.5621019860132补偿度116.83%根据220kV感性无功平衡结果可知，“十四五”规划方案实施后，至2025年按上述无功配置方案，地区220kV电网感性无功补偿度为11233、7%，可以满足无功补偿的要求。11.5.3 220kV电网容性无功平衡截至2019年，阿拉善地区公用220kV变电站容性无功补偿设备安装容量共384.5Mvar。本轮规划考虑新增220kV变电站按每台主变配置2组低压电容器。按照上述配置方案，对2025年阿拉善地区220kV侧进行了容性无功平衡计算，详见表11.5-2。表11.5-2 2025年阿拉善地区220kV侧容性无功平衡计算结果 单位：Mvar大负荷大开机大负荷小开机小负荷大开机小负荷小开机一、总无功出力2327.61652.82327.61652.81、发电机无功出力（实际开机容量，功率因数按0.85滞后考虑）1349.5674.71234、349.5674.72、线路充电功率 513.6513.6513.6513.63、现有无功补偿容量 384.5384.5384.5384.54、规划新增无功补偿容量80.080.080.080.0二、总无功负荷1217.41108.5817.5708.71、无功负荷（负荷功率因数按0.9考虑）833.0833.0499.8499.82、发电机变压器无功损耗（开机容量*10%）217.7108.9217.7108.93、线路、变压器无功损耗（无功负荷*20%）166.6166.6100.0100.0三、容性无功平衡1110.2544.31510.0944.2四、补偿度191.19%149.10%235、284.71%233.23%根据220kV容性无功平衡结果可知，“十四五”规划方案实施后，至2025年按上述无功配置方案，在大负荷大开机、大负荷小开机、小负荷大开机和小负荷小开机四种情况下，阿拉善地区220kV电网容性无功补偿度分别为191.2%、149.1%、284.7%、233.2%，可以满足无功补偿的要求。12 投资估算12.1 经济指标和依据项目投资估算以国家能源局2013年发布的电力建设工程概算定额中关于建筑工程、电气设备按照工程及送电线路工程方面为依据。根据项目所在区域，结合近年开展的输变电工程实际造价，500kV及220kV输变电项目投资估算综合造价如表12.1-1所示。表12.236、1-1 500kV项目投资估算标准序号项目综合造价（万元）1新建一座2台1200MVA主变的变电站300002新建一座2台750MVA主变的变电站240003扩建1台主变1200MVA主变8000扩建1台主变750MVA主变50004500kV架空线路（单公里）JL/G1A-4400单回路180同塔双回路300表12.1-2 220kV项目投资估算标准序号项目综合造价（万元）1新建一座2台240MVA主变的变电站GIS13000常规110002新建一座3台180MVA主变的变电站GIS14000常规130003新建一座2台180MVA主变的变电站GIS12000常规100004新建一座220k237、V开关站40005扩建1台240MVA20006扩建1台180MVA18007220kV出线间隔2808所处地区城区及近郊、矿区其它地区220kV架空线路/单回每公里2630单回路200150同塔双回3002202400单回路150110同塔双回2501702300单回路120100同塔双回2001502240单回路10090同塔双回1601409220kV电缆隧道（含电缆本体）截面25002700变电站项目分类如下：A：接带新增负荷；B：优化网架结构；C：增加供电可靠性；D:增加电网布点，为地区提供电源支撑；满足新能源集中地区汇集送出。12.2 输变电项目投资估算根据上述投资估算原则，作出阿238、拉善电网“十四五”期间建设输变电项目投资估算，见表12.2-14。由表可见，阿拉善电网“十四五”期间500kV输变电工程共1项，新增变电容量1500MVA，新增线路长度230km，投资总计约65400万元；220kV输变电工程共3项，新增变电容量840MVA，新增线路长度101.5km，投资总计约24312.5万元。表12.2-1 阿拉善地区500kV建设项目表 单位：MVA，km，mm2序号工程名称建设必要性建设方案主变线路项目分类投产年备注主变台数单台容量新增容量长度截面1浩雅500kV输变电工程满足敖伦布拉格地区160万千瓦新能源风电汇集升压送至上海庙换流站需求建设2750MVA主变，5239、00kV侧单回线路接入上海庙换流站。275015002304400D2023纳入国家规划表12.2-2 阿拉善地区500kV建设项目投资估算 单位：MVA，km，万元序号工程名称规模投产时间项目分类投资变电容量线路长度2020年2021年2022年2023年2024年2025年总投资其中“十四五”投资1浩雅500kV输变电工程15002302023D457801962065400654002合计15002300045780196206540065400表12.2-3 阿拉善地区2020-2025年220kV建设项目表 单位：MVA，km，mm2序号工程名称变电站类型建设必要性建设方案主变线路项240、目分类投产年备注主变台数单台容量新增容量架空电缆敷设方式长度截面长度截面合计61200194其中：十四五4840101.51宗别立220千伏输变电工程常规218036092.5B2020电规规划2016194号2向德220千伏输变电工程常规满足新增负荷供电需求，缓解现有变电站供电压力新建双回线接入500kV金湖变2240480216.52400A2021电规智网201885号3浩雅160万千瓦风电汇集送出工程常规满足敖伦布拉格160万新建220kV线路接入浩雅500kV变电站48.52400D20234高勒220千伏输变电工程常规满足新增负荷供电需求，缓解现有变电站供电压力新建双回线接入500241、kV吉兰太变21803602102400A2023表12.2-4 阿拉善地区2020-2025年220kV建设项目投资估算 单位：MVA，km，万元序号工程名称规模投产时间项目分类投资变电容量线路长度已完成2020年2021年2022年2023年2024年2025年总投资其中“十四五”投资合计12001942302810870.54537.513842.55932.5005821124312.5其中：十四五840101.54537.513842.55932.50024312.51宗别立220千伏输变电工程36092.52020B230282832331102向德220千伏输变电工程480216242、.52021A10587.54537.5151254537.53浩雅160万千瓦风电汇集送出工程48.52023D5092.52182.5727572754高勒220千伏输变电工程3602102023A87503750125001250012.3 省级电网输配电价格核定原则12.3.1 核定原则省级电网输配电价，是指省级电网企业在其经营范围内为用户提供输配电服务的价格。核定区域电网输电价格遵循以下原则：（一）促进电网企业高质量发展。立足保障电力安全可靠供应，强化电网企业成本约束，以严格的成本监审为基础，按照“准许成本加合理收益”方法核定输配电准许收入；健全激励约束机制，促进电网企业加强管理降低243、成本，为用户提供安全高效可持续的输配电服务，助力行业和用户提高能效降低能耗。（二）实现用户公平分摊成本。基于各类用户对输配电系统成本的耗费，兼顾其他公共政策目标，确定输配电价格，优化输配电价结构。（三）严格规范政府定价行为。明晰定价规则，规范定价程序，科学确定方法，最大限度减少自由裁量权，提高政府定价的法治化、规范化、透明度。12.3.2 “十四五”投资效率预计新增输配电固定资产基于提高投资效率的要求，按照不高于历史单位电量固定资产的原则核定（国家政策性重大投资除外），低于历史单位电量固定资产的，按预计数核定。计算公式如下：预计新增单位电量固定资产=预计新增输配电固定资产原值预计新增输配电量。244、截至2019年底，阿拉善电业局固定资产原值60.2亿，年末净值为26.9亿，全社会用电量114.06亿千瓦时，投资效率为0.24。根据表12.3-1计算结果，阿拉善电业局2018年投资效率为0.26,2017年投资效率为0.30，说明阿拉善电网单位电量所需投资额逐年下降，投资效益不断提高。表12.3-1 阿拉善电业局历史投资效率 单位：亿、亿千瓦时201720182019原值55.556.260.2净值26.125.426.9电量86.5298.39114.06投资效率0.300.260.24“十四五”期间，阿拉善电业局输电网新增输变电工程投资总额8.97亿，新增全社会用电量40亿千瓦时，“十245、四五”期间输电网投资效率为0.22，说明“十四五”期间阿拉善电网投资效率高于“十三五”。13 阿拉善新能源发展规划13.1 新能源开发布局阿拉善地域广袤，新能源资源丰富，具备基地式、规模化开发条件。随着阿拉善新能源开发消费比重不断提升，电力对其能源转型的引领作用将更加突出。为充分利用阿拉善丰富的新能源资源，破解开发布局、消纳转换等环节的不平衡不充分问题，延长产业链条，提高综合利用效率，实现能源与经济的协调可持续发展，实现传统能源经济向现代能源经济的跃升转变，亟待因地施策、超前谋划，开展阿拉善风光热综合新能源基地规划研究工作。（一）新能源开发布局原则生态优先 优先满足生态环保约束，促进新能源开发246、与生态治理相结合。源网协调 优先布局在距离蒙西主网较近的地区。多元并举 集中式和分布式开发并举 充分考虑微网、制氢等新技术。提质增效 优先资源和经济性好的地区，配套储能等提升发展质量。（二）新能源开发布局方向阿拉善新能源风光热资源丰富，对新能源开发初步布局方向如下：风电：重点在阿拉善左旗及右旗北部和额济纳旗境内未利用地范围内集中开发。总共规划6个风力发电基地，可开发总量约6000万千瓦。光伏：在阿拉善北部与风电项目打捆开发作为外送通道新能源配套项目；在黄河沿线结合重点工业园区发展，开发本地消纳光伏，推动黄河流域生态保护和经济高质量发展。总共规划11光伏发电基地，可开发总量约2810万千瓦。光热247、：集中布置于阿拉善左旗乌斯太镇北侧区域和右旗东北侧区域。总共规划3光热发电基地，可开发总量约1250万千瓦。储能：在新能源外送通道、本地消纳的新能源电源侧和新能源汇集的电网侧配置一定容量的储能，提高系统消纳能力，提升外送通道利用率。图13.1-1 阿拉善新能源开发布局示意图13.2 新能源开发时序阿拉善新能源风、光、光热资源丰富，可开发体量大，由于阿拉善负荷体量小，大部分新能源需外送，新能源开发时序规划如下：1、风电开发时序本次规划开发风电1550万千瓦，占风电可开发容量的28.6%，主要位于13号风场区，额济纳地区由于送出困难暂不考虑开发。“十四五”期间规划开发总容量550万千瓦，其中就地消248、纳150万千瓦，外送400万千瓦；中长期规划开发总容量1000万千瓦，其中就地消纳200万千瓦，外送800万千瓦。表13.2-1 风电开发时序 单位：平方公里、万千瓦名称开发面积可开发容量自用容量外送容量位置时序1#风场区1780350 150 200 左旗十四五2#风场区2560500 0 500 右旗十四五200万中长期300万3#风场区5330950 200 500 右旗中长期总计96701700 350 1200 图13.2-1 阿拉善风电开发布局示意图2、光伏开发时序本次规划开发光伏860万千瓦，占光伏可开发容量的30.6%，主要位于17号光伏场区，阿右旗和额济纳地区由于送出困难暂不249、考虑开发。“十四五”期间规划开发总容量260万千瓦，其中就地消纳260万千瓦，无外送；中长期规划开发总容量600万千瓦，其中就地消纳200万千瓦，外送400万千瓦。表13.2-2 光伏开发时序 单位：平方公里、万千瓦名称开发面积可开发容量自用容量外送容量位置时序1#光伏场区401000100左旗中长期2#光伏场区3080080左旗中长期3#光伏场区3080800左旗十四五4#光伏场区3080800左旗十四五5#光伏场区381001000左旗十四五6#光伏场区752002000左旗中长期7#光伏场区1052200220右旗中长期总计356860460400图13.2-2 阿拉善光伏开发布局示意图250、3、光热开发时序本次规划开发光热650万千瓦，占光热可开发容量的52.0%，主要位于13光热场区。“十四五”期间规划开发总容量20万千瓦，就地消纳，示范效应；中长期规划开发总容量630万千瓦，其中就地消纳30万千瓦，外送600万千瓦。光热项目采用大基地的型式进行规划建设，考虑到光热电站的耗水量（示范基地太阳能热发电项目年利用小时数按4000h计，设计耗水指标 0.10m/sGW 计），中长期光热基地建设需要新建取水点，对基地供水工程开展专项设计，进行供水工程水资源论证和防洪影响评价等评价论证，并取得黄委的同意。表13.2-3 光热开发时序 单位：平方公里、万千瓦名称开发面积可开发容量自用容量外251、送容量时序1#光热场区200150200十四五2#光热场区480450300中长期3#光热场区7006500600中长期总计1380125050600图13.2-3 阿拉善光热开发布局示意图4、配套储能开发时序规划外送新能源配套储能200万千瓦；在新建的本地消纳460万千瓦光伏侧配置092万千瓦储能；在新能源汇集的220kV变电站开展电网侧储能试点，配置5万千瓦储能。表13.2-4 光热开发时序 单位：万千瓦项目容量时序外送新能源配套储能200本地消纳新能源电源侧储能052040近期中长期电网侧储能55、小结考虑生态环保约束、水资源约束、电网送出条件等因素，阿拉善地区规划开发风电规模1550万252、千瓦，其中自用350万千瓦、外送1200万千瓦；开发光伏规模860万千瓦，其中自用460万千瓦、外送400万千瓦；开发光热规模650万千瓦，其中自用50万千瓦、外送600万千瓦。开发总量合计3060万千瓦。表13.2-1 阿拉善新能源开发规划 单位：万千瓦时间消纳方式风电光伏光热十四五自用15026020外送40000中长期自用20020030外送800400600合计155086065013.3 新能源外送通道规划目前，蒙西周边已建成的上海庙-山东、锡盟“一交一直”通道等均为“点对网”送电模式，从实际运行情况来看，特高压直流通道“点对网”送电方式缺乏送端电网有效支撑，新能源汇集及系统稳定运行253、面临多方面挑战；且蒙西电网周边特高压接入点匮乏，难以进一步实施“点对网”方式送电。因此，统筹考虑直流稳定运行与新能源电力远距离汇集需求，“十四五”蒙西电网规划新增电力外送通道暂按“网对网”方式考虑。网对网送电可提升直流稳定运行水平，但大容量送电通道接入蒙西主网，必然助增系统短路电流水平，且直流故障将对交流电网造成冲击。图13.3-1 “十四五”外送方式选择示意图（一）阿拉善新能源“十四五”外送规划“十四五”期间蒙西综合能源保障基地初步规划新增1-3条大型综合能源输电通道，起点考虑在鄂尔多斯地区，就地建设煤电基地，并汇集杭锦旗、阿拉善、巴彦淖尔和包北等地区新能源共同送出，每条通道配套新能源装机规254、模约600700万千瓦。结合外送直流起点位置，阿拉善新能源电力可考虑打捆鄂尔多斯煤电共同送出。结合区域位置，在阿拉善左旗、右旗规划建设400万千瓦风电，与鄂尔多斯煤电打捆共同外送。初步考虑选择鄂西综合能源基地外送通道参与外送。为提高送受端安全稳定水平提高输电通道利用效率，鄂西综合能源基地外输电方式采用800kV特高压直流送电方式，规模暂按800万千瓦考虑。图13.3-2 “十四五”规划新增外送通道示意图图13.3-3 “十四五”外送通道示意图（二）阿拉善新能源中长期外送规划中长期外送均衡考虑各类电源，考虑到地区风资源较好，利用小时数较高。特别是阿右旗阿地区，风资源方面年平均风功率密度404.4255、7W/，年满发时数在2200小时以上；太阳能资源方面年最大日照时数3513小时，年平均日照时数3154小时，属太阳能资源最丰富的一类地区（年太阳辐射总量66808400MJ/），开发前景非常广阔，规划建设新能源基地主要分布在阿右旗阿拉腾敖包镇和塔木素布拉格苏木境内。中长期外送规划配套光热装机600万千瓦、风电装机800万千瓦，光伏电站装机400万千瓦，储能装置200万千瓦（4小时）。外送方式采用“网对网”方式，考虑在阿盟境内建设一座800kV特高压直流换流站，通道容量为1000万千瓦，初步选址于阿拉腾敖包镇，采用网汇新能源风、光、光热电源等形式，利用特高压直流输电将阿盟中西部地区电力远距离送至256、湖南电网。另外，阿右旗和额济纳旗南部地区风光资源丰富，且距离甘肃境内国家电网距离较近，该部分地区可以考虑建设一定容量风电场，采用220kV及以上电压等级直接接入甘肃国家电网，利用国家电网实现阿右旗和额济纳旗南部地区风光电力的消纳和外送，支撑地区经济发展。初步考虑在阿右旗南部和额济纳南部各规划100万集中式风电场送入甘肃电网。阿盟风电、光伏、光热外送图13.3-4 中长期外送通道展望图13.3-5 中长期外送方式示意图13.4 规划网架新能源外送能力分析13.4.1 “十四五”期间外送能力分析“十四五”期间，阿拉善规划开发新能源总量为830万千瓦，其中有550万千瓦风电位于北部和西部供区，考虑其257、中200万千瓦风电接入220kV阿拉腾敖包开关站，350万千瓦风电接入500kV祥泰变。根据西部供区电力平衡结果（表13.4-2），考虑新能源70%出力情况下，2025年需外送电力146万千瓦。根据“十四五”规划网架，西部供区通过220kV阿拉腾敖包祥泰双回线（LGJ-4400）与蒙西主网相连，通道最大输送能力可达200万千瓦，可以满足新能源电力送出需求。根据阿拉善电力平衡结果（表13.4-1），考虑新能源70%出力情况下，2025年需外送电力350万千瓦，其中146万千瓦电力由西部供区外送至蒙西主网，剩余204万千瓦新能源电力需由南部和东部供区外送。根据“十四五”规划网架，南部和东部供区通过258、500kV定远营吉兰太乌海/金湖双回线（LGJ-4400）与蒙西主网相连，通道最大输送能力可达250万千瓦（考虑N-1），可以满足新能源电力安全送出。13.4.2 中长期外送能力分析中长期阿拉善规划开发新能源总量为2230万千瓦，考虑“十四五”规划开发情况总计可达到3060万千瓦，根据周边电网情况规划530万千瓦新能源直接接入蒙西主网，其中有1820万千瓦电源位于西部供区。根据西部供区电力平衡结果（表13.4-2），考虑新能源70%出力情况下，中长期需外送电力1409万千瓦。根据中长期规划网架，西部电网通过500kV阿拉腾敖包祥泰双回线（LGJ-4400）、500kV阿拉腾敖包定远营双回线（L259、GJ-4400）、500kV玛瑙山乌后双回线（LGJ-4400）三个交流通道与主网相连，并规划塔木素换流站（1000万千瓦）直流送电湖南，交直流通道外送能力基本可以满足要求。根据阿拉善电力平衡结果（表13.4-1），考虑新能源70%出力情况下，中长期阿拉善外送电力1665万千瓦。根据中长期规划网架，阿拉善电网与主网联络通道为500kV玛瑙山乌后双回线（LGJ-4400）、500kV阿拉腾敖包祥泰双回线（LGJ-4400）、500kV定远营吉兰太乌海/金湖双回线（LGJ-4400），以及塔木素换流站（1000万千瓦）直流送电湖南，交直流通道外送能力基本可以满足要求。表13.4-1 阿拉善电力平衡260、序号项目20202025203020351最高用电负荷1470.0 1950.0 2430.0 2870.0 2最高发电负荷1633.3 2166.7 2700.0 3188.9 3需要装机容量1911.0 2535.0 3159.0 3731.0 备用率17%17%17%17%综合备用容量277.7 368.3 459.0 542.1 4电网实际装机3090.6 8030.6 18280.6 28530.6 4.1火电1772.6 1872.6 1872.6 1872.6 4.2风电613.0 2653.0 7653.0 12653.0 4.3光伏705.0 3505.0 8755.0 14261、005.0 5退役容量0.0 0.0 0.0 0.0 6受阻容量141.8 149.8 149.8 149.8 7年末可用装机容量一（新能源装机全容量计入）2948.8 7880.8 18130.8 28380.8 年末可用装机容量二（新能源装机70%容量计入）2553.4 6033.4 13208.4 20383.4 年末可用装机容量三（新能源装机30%容量计入）2026.2 3570.2 6645.2 9720.2 年末可用装机容量四（不计新能源装机容量）1630.8 1722.8 1722.8 1722.8 8电力平衡一（新能源装机全容量计入）1037.8 5345.8 14971.8 262、24649.8 电力平衡二（新能源装机70%容量计入）642.4 3498.4 10049.4 16652.4 电力平衡三（新能源装机30%容量计入）115.2 1035.2 3486.2 5989.2 电力平衡四（不计新能源装机容量）-280.2 -812.2 -1436.2 -2008.2 表13.4-2 西部供电区电力平衡序号项目20202025203020351最高用电负荷177.6 215.2 252.1 297.7 3最高发电负荷197.3 239.1 280.1 330.8 4需要装机容量230.9 279.8 327.7 387.1 备用率17%17%17%17%综合备用容量3263、3.5 40.6 47.6 56.2 5电网实际装机341.0 2441.0 11541.0 20641.0 5.1火电42.0 142.0 142.0 142.0 5.2风电129.0 2129.0 7129.0 12129.0 5.3光伏170.0 170.0 4270.0 8370.0 7退役容量0.0 0.0 0.0 0.0 8受阻容量3.4 11.4 11.4 11.4 9年末可用装机容量一（新能源装机全容量计入）337.6 2429.6 11529.6 20629.6 年末可用装机容量二（新能源装机70%容量计入）247.9 1739.9 8109.9 14479.9 年末可用装机264、容量三（新能源装机30%容量计入）128.3 820.3 3550.3 6280.3 年末可用装机容量四（不计新能源装机容量）38.6 130.6 130.6 130.6 10电力平衡一（新能源装机全容量计入）106.8 2149.9 11201.9 20242.6 电力平衡二（新能源装机70%容量计入）17.1 1460.2 7782.2 14092.9 电力平衡三（新能源装机30%容量计入）-102.5 540.6 3222.6 5893.3 电力平衡四（不计新能源装机容量）-192.2 -149.1 -197.1 -256.4 14 环境影响及保护措施14.1 环境影响依据环境保护相关法265、律法规、技术导则、行业标准，结合内蒙古地区环境特点，分析电网方案对环境的影响，考虑电网规划占地布局、线路走廊、生态环境等指标。14.1.1 环境保护原则（1）要求电网规划设计应符合国家环境保护、水土保持和生态环境等相关法律、法规以及工程环境保护、水土保持方案书的要求。（2）新建输变电工程对环境的电磁影响应遵照现行行标HJ/T24500kV超高压输变电工程电磁辐射环境影响评价技术规范的要求进行控制，应符合现行国标GB8702-2014电磁环境控制限值、GB9175环境电磁波卫生标准、GB15707高压交流架空送电线无线电干扰限值、GB7349高压架空输电线、变电站无线电干扰测量方法等的规定。噪声266、对周围环境的影响必须按现行国标GB3096城市区域环境噪声标准的规定进行控制。（3）新建输变电工程的水土保持方案编制必须符合现行国标GB16453水土保持综合治理技术规范的有关规定以及现行行标SL204开发建设项目水土保持方案技术规范的要求。（4）环境影响评价和编制水土保持方案中采用的手段与方法所涉及到的标准和规范主要有：a）环境影响评价中采用的手段与方法所涉及到的标准和规范：HJ/T10.2-1996电磁辐射监测仪器和方法和GB/T73492002高压架空输电线、变电站无线电干扰测量方法对电磁辐射射频段测量方法的规定；GB16203-1996作业场所工频电场卫生标准对工频电场测量方法的规定；267、GB/T14623-1993城市区域环境噪声中对环境噪声测量方法的规定；GB12348-2008工业企业厂界环境噪声排放标准；HJ/T2.12.3-1993环境影响评价技术导则；HJ/T2.4-1995环境影响评价技术导则声环境；HJ/T19-1996环境影响评价技术导则非污染生态影响；HJ/T10.3-1996辐射防护管理导则电磁辐射环境影响评价方法与标准；HJ/T24-1998500kV超高压送变电工程电磁辐射环境影响评价技术规范。b）编制水土保持方案中采用的手段与方法所涉及到的标准、规范和规定：国务院国发2000第38 号文全国生态环境保护纲要；关于印发全国水土保持预防监督纲要的通知，水268、保2004332号；SL204-98开发建设项目水土保持方案技术规范；GB/T16453.116453.6-1996水土保持综合治理技术规范；SL277-2002水土保持监测技术规程；SL190-96土壤侵蚀分类分级标准；SL73.6-2001水利水电工程制图标准 水土保持图；GB50201-94防洪标准；电力建设工程概算定额。14.1.2 环境影响因素分析14.1.2.1 变电站环境影响因素分析（1）电磁影响：变电站内的高压线以及电气设备等带电设备附近会感应产生工频电场、工频磁场；站内各种电气设备、导线、金具、绝缘子串亦可能产生局部电晕放电，这些都可成为无线电干扰源，通过出线顺着导线方向以及269、通过空间垂直方向朝着变电站外传播干扰波。（2）噪声：站内电气设备在运行时会产生噪声，主要有断路器操作时产生的噪声；带电的导线、金具以及绝缘子产生的电磁噪声；变压器、电抗器运行时产生的噪声等。变电站的噪声主要以中低频为主。（3）变电站施工期间，由于地表的开挖、工程车辆的行驶、施工人员的施工、生活活动等，施工区域将产生水土流失、生产废水、粉尘、噪声、弃土、弃渣、生活垃圾、生活废水等，对环境将会造成一定影响。但施工期对环境的影响是小范围的、短暂的、且可逆的。随着施工期的结束，对环境的影响也将消失。14.1.2.2 输电线路环境影响因素分析表14.1-1 送电线路工程运行期环境影响因子识别序号项目环境270、影响1土地占用塔基永久占地改变土地使用功能2工频电场、工频磁场、无线电干扰采取措施后，影响较小3噪声采取措施后，能满足标准4水土保持采取措施后，基本无影响5农业生产采取措施后，基本无影响6生态环境采取措施后，基本无影响7景观不涉及景观敏感区域8人体健康采取措施后，满足相应的环境保护标准9交通运输按规定设计，无影响10文化遗址无影响11保护区不涉及自然保护区表14.1-2 送电线路工程施工期环境影响因子识别序号项 目环境影响1土地占用塔基占地及施工临时用地改变土地功能2拆迁安置无拆迁3水土流失土石方开挖，植被清除，建筑物修建等易造成水土流失4生态植被破坏，对生物多样性、生产力、生物量和野生动物栖271、息有一定的影响5施工噪声对声环境有一定影响6施工扬尘对空气环境有一定影响7施工期间的生活污水对环境有一定影响8施工期间的废水排放对环境有一定影响9农业生产有一定影响11景观影响很小12交通运输影响很小13文化遗址及风景名胜无影响14邮电通讯线和电力线满足相关保护规定15水文状态及洪水无影响16自然保护区不涉及自然保护区14.1.2.3 污染特性分析（1）工频电场特性分析变电站及输电线路高压电力设施运行中在周围空间产生工频电场，因交流电频率极低，具有如下静电场的一些特性：a）电场强度大小与输电线相对于大地的电压成正比。b）电场中的导电物体（如建筑物、树林等）会使电场严重畸变，产生屏蔽作用。（2）272、工频磁场特性分析a）工频磁场强度的大小仅与电流大小有关，而与电压无关。b）50Hz的工频磁场能很容易穿透大多数的物体（如建筑物或人），且不受这些物体的干扰。c）由于三相交流输电线中各相电流的有效值相等、相位互差120，所以在距输电线较远处产生的工频磁场相互抵消，近似为零。（3）电晕特性分析当导线表面电场强度超过空气击穿强度时，会产生电晕放电。高压输电线路产生的无线电干扰来源主要包括：导线表面电晕放电；绝缘子电晕；火花放电以及接触不良和触点松动产生火花。其中前两类干扰通常是沿线分布，是长期存在的；后一类干扰通常是局部的和短暂出现的，对于中等电压的木横担或全木杆线路，这类干扰产生较为频繁，对于水泥273、杆和铁塔，由接触不良产生的干扰相对较少。电晕放电有如下特性：a）电晕放电受线路自身状况的影响。电压越高，电晕放电就越强；导线直径大，电晕放电就越弱；导线的表面光洁度越高，电晕放电也就越弱。b）电晕放电与环境因素有关。空气污染越严重，电晕放电就越强；相对空气密度越小，电晕放电就越强；相对空气湿度越大、风速越大，电晕放电越强；在降雨、降雪时，亦会使电晕放电加剧。c）电晕放电主要对无线电通信和广播产生干扰。一般情况下，电晕放电的频率范围为0.1100MHz，频率在0.150.2MHz时干扰值最大，随着频率增加，干扰值迅速减小。由于调幅广播的频段为0.51.65MHz，正好是处于输电线路电晕干扰的频段274、，因此输电线路电晕干扰主要影响对象是沿线路两侧居民无线电广播、电视的接收。（4）噪声特性分析噪声主要来源于变电站，运行期间噪声污染源主要有变电站站内电气设备在运行时会产生各种噪声，主要有主变压器、带电导线、金具以及绝缘子产生的噪声等，其声压值在6075dB（A）。14.1.3 环境保护的措施根据阿拉善电网十四五规划方案，依据相关的环境保护法律法规及设计技术规程，从规划选线、选站开始，采取一系列的措施，从源头上避免、预防输变电工程建设对环境的影响。（1）对规划变电站及线路进行科学的选线、选址，尽可能避让环境保护敏感目标，从源头上减缓工程建设对环境的影响。（2）积极采用环保方案以及利于环境保护的新275、技术。在变电站站址选择中，变电站的进出线方向尽量避开居民密集区。位于城市区域的变电站，建议采用与周边环境高度协调的设计方案。通过推广同塔双回路、同塔多回路技术以及紧凑型输电技术，减少输电线路走廊占用、压缩输电线路走廊宽度，节约土地资源、减小对环境的影响。（3）严格执行环境保护相关法律法规，严格执行国家的法律法规，所有建设项目均执行环境影响评价制度；加强工程项目的竣工环境保护验收，通过查漏补缺，完善环境保护措施。在工程实施过程中，具体措施包括：（1）按要求在设计阶段，作相应的环境影响评价、环境保护工程设计和编制水土保持方案报告。（2）输变电工程的设计中应充分考虑场强、无线电干扰、可听噪声等对环境276、的影响，满足各限值要求，也可对电磁干扰、噪声、水土保持等方面采取必要的防治措施，减少其对周围环境的影响。输电线路在选线过程应尽可能避开民居。（3）输变电的建设和选线应符合国家全国生态环境保护纲要的有关要求。根据绿化规划应因地制宜在输变电工程站区、塔基区、施工道路等周边地区种植草皮，恢复植被。线路经过经济作物或林区时，宜采取跨越设计。（4）山区线路应采用全方位高低腿加高低基础相组合，以适应地形发生的变化，减少塔位处植被的破坏。（5）在输变电工程相应区域设置警告标志。规划方案实施过程中各项环境保护措施最终均应以具体工程的环境影响评价文件及环境保护行政主管部门的批复文件为准。建议相关建设单位在工程前277、期阶段尽快委托有资质的单位进行工程的环境影响评价，并将环评文件及环评批复文件中的防治措施纳入工程设计中。14.2 社会影响14.2.1 社会影响分析从社会效益角度看，电网规划的实施，有利于优化能源资源配置，提高能源效率；有利于环境保护；满足地区国民经济和社会快速发展对电力的需求；对促进地区国民经济和社会持续发展、维护民族团结、促进地区社会和谐稳定及促进地区的大气环境保护等具有重要意义。随着电网规划项目的建成，可以增强地区电网“十四五”期间的电力供应能力，有力地支持地区国民经济和社会发展的需要；有利于建设资源节约型、环境友好型电力行业，符合国家“节能减排”的政策要求。电网规划项目的建设采用大量环278、保和节能降耗措施，具有良好的节能作用和环保效益。电网规划项目建设期和运行期都可以为当地人口提供就业机会，如直接从事工程建设的就业机会、为工程服务的第三产业就业机会等，还有地区工业在电网建设的带动下，加速发展所提供的新的就业机会。就业人口的增加，也会对人口素质的整体提高起到积极的推动作用。规划项目的建设还将带动和拉动上下游产业链的进一步发展，实现国家提倡的“循环经济”模式，有利于促进经济良性发展。使得当地政府在发展经济、改善公共设施、文化教育、医疗卫生和社会保障等方面的能力进一步得到强化，对推动地区国民经济持续发展具有重要意义。电网规划项目的建设，改善了区域基础设施和电力供应，增强了区域经济实力279、。电网项目的建设和运营将给政府部门和当地群众带来了丰厚的财税收入和就业机会，将会带动当地加工制造业、运输业、服务业、地方材料供应等多种产业的发展，必将为当地社会环境和人文条件所接受，规划电厂与周边社会环境是适宜的。14.2.2 电网规划与环境保护、国民经济发展、土地利用规划、生态保护等规划的协调性分析（1）环境保护协调性分析“电力建设应坚持可持续发展战略，做到电力与环境保护同步规划、同步实施、同步发展。”“环境保护规划、计划必须纳入电力发展规划、计划，采取有利于环境保护的经济、技术措施，使电力与环境保护同步规划、同步实施、同步发展。”“电力建设、生产和供应必须依法保护环境，采用新技术，推行文明、清洁生产，减少有害物质排放，防治环境污染和其它公害。”本次规划中坚持电网规划与资源、环境相协调，注重环保和节水、节地，大量采用节能、环保措施及材料，有效改善生态环境，实现电网的可持续发展。（2）规划与地区国民经济和社会发展的协调性分析本次规划编制是在地区十四五社会经济发展规划的基础上开展，电网网架的强化和延伸，可以提高地区供电能力和供电可靠性，满足地区社会和经济发展对电力供应的需求，服务于地区经济发展，符合国民经济和社会发展的总体要求。（3）规划与土地利用总体规划的相容性分析土地资源