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破解华中局部"窝电"关键在电网规划
2014/9/10 9:20:14    新闻来源:中电新闻网
  2014年迎峰度夏期间,华中全网用电负荷首次突破1.5亿千瓦,刷新历史纪录,河南、四川、重庆、湖北等省(市)用电负荷相继创历史新高。尽管由于雨水较多,今年高温天气持续时间较短,用电负荷增长低于预期,但是华中区域电力供需仍呈现"整体供电能力偏紧,局部供电形势紧张"的态势。部分地区采取了有序用电措施,重庆、江西、湖南通过临时增加外购电满足了高峰用电需求。
  与前些年因发电装机不足、电煤供应不足、水电来水偏枯等原因引起的电力供应短缺不同的是,当前影响华中电力供需的主要矛盾是电网。截止到2014年7月底,华中电网统调装机容量22822万千瓦,其中水、火电比重分别为45.2%和54.3%。
  区域发电装机容量总体上能满足地区供电需求,但受电网输电能力的制约,全网范围内的电力资源优化配置难以充分实现。
  省间联络线输送能力不足,区域电力资源优化配置受到限制
  华中区域水能资源丰富,90%以上的水能资源分布在四川、湖北和湖南三省;其次为煤炭资源,80%的煤炭资源分布在河南。能源资源分布的特点,以及电源布局和负荷分布不均衡的状况,决定了华中电网"西电东送、南北水火电调剂运行"的总体格局。长期以来,丰水期,以四川水电送出,其余省份受电为基本运行方式;枯水期,以河南火电送出,其余省份受电为基本运行方式。
  川渝断面输送能力不足,限制了丰水期四川水电外送。"十一五"到"十三五"期间,四川水电开发比较集中,水电装机规模迅猛上涨。在满足四川本省丰水期负荷需要和既定外送容量的条件下,水电机组可发电量仍得不到充分利用,存在较大的弃水电量,2014年预计将弃水61亿千瓦时。由于华中东四省电网与四川电网在负荷特性和电源结构上存在互补性,通过增加丰小丰腰方式下川电外送华中东四省电力电量,可减少四川电网丰水期的弃水电量。近几年,依据原华中电监局制定的《华中区域水电减弃增发应急交易办法》,华中东四省一直最大限度地利用川渝通道输电能力吸纳四川低谷水电。
  2013年,东四省吸纳的水电应急交易电量71亿千瓦时,虽然大幅减少了四川弃水调峰损失电量,但受输电能力限制,丰水期四川电网水电消纳依然困难。
  川渝通道输电能力下降,严重制约重庆购电。重庆电网作为川电东送通道上的受端电网,丰、枯期均以两端受电方式为主。因网内装机增长低于用电负荷的增长,电网对外购电依赖较大。但由于川渝通道输电能力不足,即使是在重庆电网电力供应紧张而四川又有富余容量时,重庆电网仍无法从四川增加购电。2013年川渝通道输送能力不升反降,受洪板线热稳的限制,输送能力在大负荷阶段由原来的390万千瓦下降到300万千瓦左右。为提升川渝通道整体输送能力,2014年迎峰度夏前,洪板线实施了增容改造。但是2014年四川南部水电和重庆神华电厂投产,使川渝断面南北通道潮流的不均匀分布问题进一步加重,洪板线热稳仍是制约川渝断面外送能力的主要因素。
  鄂豫断面输送能力不足,影响了河南水火补偿调剂运行功能。河南电网作为华中区域的火电基地,承担了华中地区水火补偿调剂运行的功能。鄂豫断面不仅承担了河南自身电力的输送任务,还承担了区外电力的转送任务。夏季,受三峡外送断面重载的影响,该断面潮流只能北送。因此,即使河南电力有富余也很难大量支援缺电省。冬季,因河南自身电源集中在豫西北地区,区外来电落点在豫中和豫西,均必须通过豫西中-豫南断面南送,而豫西中-豫南断面输送能力受限,因此鄂豫断面实际南送输送能力受限。
  此外,鄂豫断面的输送能力也受到1000千伏和500千伏电磁环网的影响。鄂湘、鄂赣断面输送能力不足,影响了湖南、江西电力供应保障。2013年以来,湖南、江西两省供电能力在夏季高峰负荷期间均已达到极限,如果负荷出现进一步增长,或者水、火电机组、联络线等方面出现问题,都有可能导致电力供应不足。目前,鄂湘联络线最大输送能力仅260万千瓦、鄂赣联络线最大输送能力仅300万千瓦。受联络线输送能力限制,即使湖南、江西两省电力供应出现短缺,也无法送入更多的电力。
  省内关键断面输送能力不足造成局部"窝电"或"限电"
  除省间联络线外,由于500千伏主网架多年未得到加强,华中区域各省均存在重载断面和设备,存在局部窝电或限电,不能保证电力"送得出、受得进、落得下"。
  水电集中外送通道输送能力不足。丰水期水电大发,水电集中外送通道潮流较重,部分断面已达到控制功率值。在巨大的水电集散压力下,三峡近区通道长期重载,跨区跨省断面受到严重制约,存在较大的安全隐患。
  电网仍存在局部卡口环节。湖南电网高负荷期间电网供电能力已达到极限,负荷中心500千伏主变下网潮流重,局部220千伏重要输电断面长期重载运行。河南电网500千伏联变负载率普遍较高,部分地区500千伏联变卡口成为制约地区电网安全运行和供电能力的瓶颈。由于电网结构薄弱,局部地区供电与电力外送对安控装置依赖程度高,导致电网安控装置数量持续增长。其中,湖南、江西电网500千伏厂站安控装置覆盖率分别达到73.3%、81%。电网安控系统日趋复杂,运行风险日益增大。
  电源与电网建设不协调。电源建设与电网发展缺乏统筹规划、协调发展。为节省投资,发电企业优先考虑用较少的输电投资保证电源的送出。目前,部分发电厂的送出线路建设已影响到电网安全和运行。以重庆神华电厂为例,该电厂百万机组的投运虽有利于重庆电力自平衡,但其送出线路进一步加剧川渝断面潮流分布不均衡,影响重庆外购电。
  此外,一些500千伏厂站较多采用线变组接线,虽然节约了开关站投资,但降低了供电可靠性,对电网安全和电厂发电均不利。
  电网安全约束影响部分机组开机。四川尖山、桃乡、洪沟近区、湘西南水电外送断面、岳阳外送断面、天中直流外送、湖北襄阳等地区需限制开机方式或断面送出。
  湘西南500千伏电源群装机达到342万千瓦,但该断面的输送能力仅205万千瓦。在水电大发时,火电需要停机。2013年,黔东火电厂因三板溪和白市等水电大发,被迫全停81天。因电网网架结构约束,湖南长株潭等负荷中心机组需对电网提供支持,利用小时高于其他机组较多,造成湖南电网大小机组发电利用小时倒挂。
  加强区域电网整体规划,解决输送电卡脖子问题
  当前华中区域500千伏电网不能有效满足日益增长的输电需求,也制约跨省消纳富余水电和省间余缺调剂。华中区域能源资源相对匮乏且分布不均,存在进一步增强电网的资源配置能力的内在需求。加强区域电网整体规划是进一步提升华中区域资源优化配置和电力供应保障能力的根本保证。建议一是应尽快明确四川金沙江乌东德、白鹤滩等大型水电和四川季节性水电在华中区域的消纳方案,加快配套送出工程建设,提高四川水电整体外送能力;二是应继续加强区域电网和省级电网的主干网架建设,满足电网内水火互补、功率交换和电网安全稳定水平不断提高的需要;三是应提高电源与电网规划的协同性,尽快建设一些电网工程,解决电网制约发电厂不能满发问题,同时也统筹规划电源送出线路;四是应解决受电卡脖子问题,增强受端电网的受电能力。

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