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东北区域电力最大盈余超1600万千瓦!
时间: 2011年09月27日 来源:中电新闻 作者: 韩水 郭建宇 范卫东 浏览次数: 【字体:

  “十一五”期间,东北电网由于电源建设过快,负荷增长平缓,电网建设欠账过多,造成供大于求的矛盾尤为突出,部分地区 “窝电”现象较为严重。
  东北电网供需情况分析
  1.电源建设远超负荷增长速度,供大于求的矛盾尤为突出。
  东北电网覆盖辽宁省、吉林省、黑龙江省和内蒙古东部的赤峰市、通辽市以及兴安盟、呼伦贝尔市地区,供电面积120万平方千米,供电服务人口1亿左右。
  从2006年开始,东北区域总体发电能力增速大大超过负荷增长,东北电网电力供应从2005年的电力总体上略有盈余,到2011年电力盈余800万千瓦以上,预计火电机组2011年年利用小时数将低于4300小时。
  2010年末,全网装机容量为8906.9万千瓦,其中火电7145.9万千瓦,水电700.4万千瓦,风电1057.9万千瓦,风电超过水电成为东北电网第二大电源。
  2011年东北电网发电盈余持续增大,考虑送华北150万千瓦电力,在预留200万千瓦临检及230万千瓦旋转备用容量后,最小电力盈余仍在800万千瓦以上,最大盈余超过1600万千瓦,约占全网装机的14%;火电机组年利用小时数将低于4300小时,同比下降约400小时;按火电机组年平均利用5500小时计算,盈余电量约980亿千瓦时。
  2.受电源布局和网架结构限制,局部“窝电”现象较为明显。
  由于新建大容量机组大部分分布在远离负荷中心的煤炭基地,随着新建机组陆续投产,电网输电能力不足问题仍十分严重,局部“窝电”情况较为普遍,合计“窝”出力在600万~1500万千瓦。
  黑龙江电网:受吉黑省间联络线输送能力不足限制,黑龙江电网电力盈余超过400万千瓦,如果考虑到黑龙江东部断面的外送能力限制,则吉黑省间断面外送能力与需求间的缺额约190万千瓦。在丰白系统大发水电期间黑龙江电网外送电力盈余将进一步增加。预计到2011年末,黑龙江东部电网火电盈余约200万千瓦,风电和水电按装机额定出力50%计算,“窝电”接近300万千瓦。
  蒙东电网:通辽、兴安电网预计2011年末装机容量约640万千瓦(不含霍煤自备电厂),其中火电装机320万千瓦,风电装机320万千瓦,地区负荷最大约136万千瓦 (不包括霍煤铝厂负荷),外送能力220万千瓦,电力盈余在100万~260万千瓦。
  蒙东呼伦贝尔电网网架薄弱,500千伏海北变投产前,满洲里热电厂、海拉尔热电厂4台20万千瓦机组等火电装机将近120万千瓦,风电装机近15万千瓦,供电负荷约60万千瓦,与东北主网仅通过1回220千伏线路相联,属于典型的地区大电源、小负荷系统,安全稳定及电源过剩问题十分突出。在现有网架情况下,即使依靠安全稳定控制措施,仍只允许2台20万千瓦火电机组同时运行,且出力不大于30万千瓦,“窝电”约50万千瓦。
  赤峰电网预计2011年末,最大负荷约135万千瓦,电源装机容量约594万千瓦,外送能力270万千瓦。即使在青北渤工程全部投产后,赤峰地区外送、辽西电网总体盈余电力仍较大,赤峰地区白音华电厂、元宝山电厂、燕山湖电厂7台60万千瓦机组不能全机炉方式运行,风电出力受限。
  吉林电网:松原、白城电网。松白电网位于吉林省电网的西北部,与长春城网、吉林城网相连。预计到2011年底,松白电网装机容量达到468.6万千瓦,地区最大负荷约109.2万千瓦。与蒙东通辽、兴安电网共用白城-松原-长春输电通道,而吉林中部和辽吉省间断面输电能力有限,松白电网“窝电”问题较为突出,约在100万~200万千瓦,风电送出受到严重限制。
  辽宁电网:辽宁西部电网预计2011年最大负荷约450万千瓦,电源装机容量约910万千瓦,与蒙东赤峰电网共用送出通道,外送盈余电力较大,且绥中电厂4台机组难以满出力运行。随着阜新、彰武以及沈阳北部新建风电机组74.25万千瓦陆续接网运行,在蒲河变220千伏配套线路施工受阻的情况下,上述地区电源“窝”出力问题将更加严重,在采取安全自动装置联切机组措施下,预计仍将限制发电容量120万千瓦左右。
  3.受网架限制和电源结构影响,风电出力仍受到限制。
  2010年全网限制风电8.52亿千瓦时。
  其中,因调峰最大限制风电电力296.7万千瓦,影响发电量约5.99亿千瓦时,约占全年风电实际发电量的3.5%,相当于28万千瓦风电场的年发电量。因网架结构限风电发电量约2.52亿千瓦时,约占全年风电实际发电量的1.5%,相当于一个12万千瓦容量风电场的年发电量。
  2011年预计全网最大峰谷差1300万千瓦,同比增长5.8%,全年新投风电机组容量将达到702万千瓦,2011年底全口径风电装机容量至1759.8万千瓦,占总装机容量的16.4%,最大负荷电力的34%。受电网结构影响、电源结构制约(水电仅占6.94%,火电占76.1%,其中供热机组占火电机组47.2%,吉林电网供热机组占火电机组77.27%,调峰能力严重不足)、电网备用容量限制以及电煤质量差等因素影响,即使采取多项措施积极接纳风电,弃风现象仍将普遍存在。
  4.部分地区供电能力不足,存在限电风险。
  2010年辽宁省鞍山、朝阳、本溪、营口地区500千伏主变负载率较高,部分地区存在主变负载不均衡问题。2011年,上述地区在500千伏主变N-1检修方式下,500千伏变电容量严重不足,为防止其他主变过载,将不得不采取错峰限电措施以保证电网安全。
  吉林省、黑龙江省部分地区变电容量不足,主变检修将可能出现其他主变过载问题。吉林省部分66千伏联络线转带负荷能力不足,个别检修方式下负荷不能全部由66千伏联络线转供,特殊情况下将损失部分负荷。
  “窝电”的主要原因
  1.电力规划不合理区域发展规划形同虚设,缺乏约束力。区域发展规划与实际执行相差很大,是造成总量“窝电”的原因之一。《东北地区电力工业中长期发展规划(2004-2020年)》预计到2010年底,东北电网发电装机容量5941万千瓦,500千伏线路达到11470公里,变电容量3906万千伏安。而实际上,截至2010年底,全口径装机容量为8906.9万千瓦,500千伏输电线路长度14416.04公里,变电容量5971.7万千伏安。实际装机与规划容量相差2966万千瓦,偏差达到50%;500千伏线路长度和变电容量实际与规划分别相差25.7%和52%。实际电力建设远超当年电力规划规模,作为指导电力工业科学发展、加快电源结构调整重要依据的电力发展规划,没有发挥其应有作用。
  发展规划动态调整和修正不足。电力是国民经济的先行行业,形成供电能力所需的投资大、时间周期长,一旦电力发展规划出现较大偏差,不但影响电力工业自身的健康发展,甚至在一定程度上影响国民经济的稳定发展。东北电网发电能力总体上呈现 “九五”过剩、“十五”缺电、“十一五”过剩,“十二五”仍将过剩的格局。
  电力发展规划还一直奉行计划经济时期奠定的以确定性目标为核心的规划理念和方法,这种方法已越来越不适应处于市场化改革中的电力工业发展。电力规划在执行中未能及时根据经济社会发展形势进行动态调整和修正,是造成“窝电”的原因之一。
  电力规划的负荷预测与实际相比有较大偏差。由于电力负荷发展缺乏规划的科学性,特别是局部的负荷预测缺乏科学性,没有建立对局部窝电地区的发电、输电、用电矛盾的协调解决机制,是造成多处局部“窝电”长期得不到解决的原因之一。
  2.项目核准不科学电源与电网项目核准不协调。电源建设规模必须与接入电网的规模和结构相适应。厂网分开后,由于电源和电网建设主题的不一致性,需要由政府核准部门统筹考虑电源基地规划与电网接纳能力建设,在核准电源项目时,将接入系统工程作电源项目配套工程一并核准,以保证电网接入系统工程与大型电厂、电源基地同步建设,确保电厂及时并网发电。
  上下级核准部门不协调。地方政府为了吸引投资,拉动经济,发电公司为了提高可再生能源发电的比例,为回避国家核准部门宏观调控,利用核准政策漏洞,将规模大的风场化整为零,以小于5万千瓦规模拆分并分批上报省级核准部门核准,使得远期风电建设的规模存在不确定性。风电开发的分散性一方面不能使最好的风力资源优先开发,另一方面使得电网不能统筹风电接入系统建设,影响东北区域风力资源统筹规划和  开发利用,国家无法从整体上把握风电开发的时序和节奏,致使电网接纳能力远远落后于风电发展速度。
  电煤供应范围及能力不协调。以铁煤集团为例,铁煤集团位于辽宁省调兵山市境内,矿区辖有铁法、康平、康北三个不相邻煤田和一个昌图煤田勘探区,总含煤面积618.43平方公里,已探明工业储量为22.59亿吨,占辽宁省煤炭储量的三分之一以上,年原煤产量约2千万吨,其中电煤1400万吨。而矿区附近集中了六家大型燃煤电厂,总装机容量达700万千瓦,年耗煤量约2400万吨,导致当地电厂电煤不足,大量依靠外运,且电煤质量不能保证,价格持续上升,发电设备损耗增大,机组临检增加。
  核准电源结构不协调。“十一五”期间,东北地区新增装机中,热电机组及风电机组占有相当高的比重。由于热电机组基本都是接入城市负荷中心,其发电具有较明显的季节性;东北区域大量风电装机均位于偏远地区,属于典型的随机性电源,又具有较明显的反调峰性质,多数风电集中地区负荷偏低,无法就地消纳,需要远距离向负荷中心地区输送。
  这种电源和负荷布局以及电源结构不合理,要求电网提供更多的输变电备用容量,而且调峰能力降低,调度运行安排十分困难。
  3.电网建设滞后于电源建设东北区域的一次能源多分布在蒙东、黑龙江东部等地区。这些地区坑口、路口电站较多,远离负荷中心。由于电网  结构薄弱,输电线路长,长期以来就存在电力外送能力不足问题。由于电网建设审批程序比较复杂,并且建设工期较长,加上用地动迁困难,建设成本加大,使得电网建设跟不上负荷中心经济发展的需求。
  一次能源丰富地区电源的快速发展,又给电网建设造成巨大压力。另外,电源项目和送出配套工程不能同时核准,导致出现机组建完,配套送出工程不能随之投产,发电机组不能并网发电的现象。
  “十一五”期间,东北地区新增装机容量5225万千瓦,比十五末期增长近120%;新增负荷1546万千瓦,比十五末期增长近47%。电源建设速度超出负荷增长速度150%,火电设备年平均利用率由2005年的61%下降为53.7%。由于电源增长速度远远超过负荷增长速度,必然造成发电设备利用率下降,附带也会导致电网设备利用率降低。
  4.电价改革不能适应电力发展东北地区年平均负荷率由2005年的68.3%下降为2009年的65%;电网低谷用电量持续下降,峰谷差不断加大。
  东北电网电源基地多分布在偏远不发达地区,经济增长缓慢地区负荷远远落后于电源增长,加之供电成本并不低于发达地区,导致电价处于同一水平,进一步限制负荷增长,形成恶性循环。再者电价改革没有紧跟电力发展,现行电价政策不能解决低谷用电偏低问题,造成负荷率持续下降,峰谷差逐年增长,发电设备效率降低,电网消纳风电能力不足。

 

 
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