【深度】关于做好华中电力“十三五”规划的几点思考

做好华中电力规划保障电网安全需要协调好几个关系

1.就地平衡与区外来电的关系

对于电力需求，如果本地能够供需平衡当然很好，一是减少了远距离输送的损耗，二是减少了远距离输送的安全风险。但是电力资源与电力需求往往是逆分布的，负荷中心地区往往因为资源环境和地理交通等原因不适合建设电源。理想的完全本地平衡也不存在。即使在省内电网中，也会选择铁路运输线和港口等便利地方建厂，再通过500千伏超高压线路输送到全省各地区电网。但是，过多依靠区外来电，除了担心电力资源能否保障组织到位外，远距离输送的运行安全也是应该考虑的问题，就地平衡容量与区外来电容量之间需要有一个合适的比例。这个比例与区外来电的输电方式和输送容量大小、输电通道走廊的地理环境以及受端电网的坚强程度都有关系，一般来说不要超过25%，但对于具体问题还要具体分析。所以对于华中电网来说，首先应该还是要考虑依托将要建设的蒙华重载铁路，在沿线的湖南、湖北和江西建设坑口电厂。

区外来电可以是通过省间联络线网对网接力输送，也可以是通过点对网方式直接输送。省间联络线本身距离相对较短，一般在300千米以下，在规划中考虑N-1，在设计中做到差异化，那么故障后短缺容量比例相对较小，输送电可靠性较高。但是目前华中电网省间联络线建设缓慢，输送电容量有限，鄂赣、鄂湘间输电能力都不超过300万千瓦，三峡电力还占用了一部分输电通道，按照充分消纳四川水电的要求来说，目前省间联络线的输电能力还不够，特别是川渝、鄂渝通道还相差很远。而点对网的直流输送容量可以达到600万千瓦，通道能力满足要求，但是线路长度一般在600千米及以上才比较经济，输电走廊地理环境比较复杂，故障概率比较高，故障后容量缺额相对也比较大。“十三五”期间区外来电还是尽可能发挥省间联络线的作用。“十四五”为了消纳金沙江二期大量的水电，在加强华中东部各省受端电网建设的基础上，在充分利用了省间联络线通道的前提下，可以考虑点对网的直流方式输送到华中东部消纳，参与东部省的电力电量平衡。

2.厂网协调建设发展

江西赣州电网今年已经开展了有序用电。赣州电网是末端，但是一直没有足够容量的电源支撑，完全依靠建设电网去满足供电。随着负荷的快速增长，断面送电能力难以满足要求，需要新增加一个500千伏变电站和多个配套的220千伏变电站，而增加的输变电能力又受制于前端主网架的输送能力，同时线路走廊也很紧张。可见，单纯依靠电网建设去解决供电问题的效果不甚明显，有时是事倍功半。在负荷中心和电网末端必须要建设电源支撑，实现分层分区平衡。在电力规划中，该建电源的地方一定要建设电源，该加强电网的地方一定要加强电网，不能有所偏颇，顾此失彼，防止出现窝电和缺电的现象。同样，在送电端，一定要建设好输送通道，保证电源出力能可靠送出。厂网需要协调发展，既有电厂引导电网建设，也有电网引导电厂建设，两者要根据实际需要进行匹配，才能事半功倍，否则既不安全，又不经济。在华中电力“十三五”规划中，在总量确定的情况下，要明确电源如何布点，以此引导电网建设;要明确电网主网架发展方向，以此引导电源建设。只有电源、电网协调发展，并与负荷相匹配，才能保证规划科学合理。

3.不同电压等级电网的协调发展

在规划主网建设发展的同时，也要积极关注低电压电网的建设发展，特别是配网的建设发展。主网输变电能力提高了，但是配网的配电能力不够，电力就不能落下去，用户就用不上电，输送过来再多的电力也没有用。目前，华中区域各省市配网还比较薄弱，特别是农村电网的供电能力还不能满足要求，配电容量不足、线径偏小、供电距离长、不能实现手拉手、串葫芦现象严重等，供电可靠性和电压质量还有很大的提升空间，不能满足国家家电下乡政策对电网的要求和人民群众对改善生产生活条件的期盼。尤其在夏季高峰和春节等重大节日下，更是让老百姓不满意，电力公司也因此经常被投诉。所以在规划发展主网架的同时，也要下大力气加快发展配网和农村电网，实现不同电压等级电网的协调发展。

4.送端电网、受端电网和中间输电通道的协调发展

华中电网是以湖北电网为中心呈辐射状，湖北电网作为中间的输电通道，具有举足轻重的作用，是电能交换和输送的主要场所，在一些季节可能有多个方向的潮流汇聚在一起，加上三峡电站的满出力，线路负荷、断面潮流重载、满载，安全运行的压力很大。所以必须继续加强中间输电通道的规划建设，彻底解决现存的一些通过调整非正常运行方式才能满足安全的问题，保证中间输电通道坚强可靠和有一定的灵活性、适应性，比如输送能力不能受制于一些机组的开机方式。送端电网的电源不要过分集中，分散接入电网的不同位置，同一个电站也尽可能采用单元接线，保证相互之间不影响，减少送端线路潮流和短路电流，减少电网“卡脖子”现象，避免发生多台机组、多个电源同时失去的极端事件发生，提高了送电可靠性。建设坚强的受端电网一直是电力规划的基本要求，特别是接受了通过高电压、大容量、远距离输送来的区外来电后，必须保证在极端的情况下，区外来电突然失去，受端电网依然能够安全稳定运行，不发生潮流大转移引发的连锁反应，有足够的动态无功支撑，电压保持在稳定水平，发电机组不跳闸、直流不闭锁等。所以华中各省市电网应在规划上加强以省会负荷为中心的双环网建设，争取全省电网形成“日”字形及以上环网，加强事故备用电源建设和动态无功补偿电源建设，确保受端电网坚强。

做好华中电力规划要关注投资的经济性和实现节能减排

1.燃煤机组的利用小时数要能吸引投资

厂网分开改革后，发电企业成为投资主体，自主经营、自负盈亏，作为一个追求可持续发展的理性投资者，建设燃煤电厂就必须要有收益。华中区域是一次化石能源流的末端，运输难度大、成本高，2012年以前发电企业连续多年因为煤价高、利用小时数低等原因导致亏损，一些发电公司在华中区域建设燃煤机组的积极性并不高，比如国电集团在江西甚至还放弃了已经取得“路条”的黄金埠100万千瓦机组的投资机会。“十三五”期间，保证规划顺利落实到位，除了要加强监管外，还必须要保证发电企业主体有足够的积极性建设电源，那就是要在规划中保证燃煤机组有一定的发电利用小时数，在可预期的电煤价格下，发电企业有一定的投资回报率。如果利用小时数太低，发电企业不来投资，规划就要落空，由于电源建设有几年的周期，这样将导致原本可以平衡的电力供需形势将发生逆转。一般来说发电机组利用小时数在4500～5500小时之间是可以接受的，既可以满足发电企业经营的需求，又可以安全保障电力供应。

2.建设调峰电源，开展需求侧管理，提高机组负荷率

随着经济新常态的到来，用电量增长速度将减少，而随着经济结构的调整，高耗能工业用电负荷占比减少，第三产业和居民生活用电比例相对增加，用电负荷曲线变得更加陡峭，并且呈现出夏季和冬季双高峰现象，用电负荷率将呈现减少趋势。这些客观因素将对发电机组负荷率产生影响，进而影响到节能减排成效。

可再生能源、新能源比重增加，20万千瓦以下小的火电机组(除热电联产和循环流化床机组外)基本都关停了，从清洁、节能角度来看电源结构确实是优化了不少，但是从运行的角度来看，却不是什么优化，不能参与变负荷调峰的机组容量明显增多，启停调峰的机组容量也在减少，而用电负荷率客观上又往下降，系统的调峰任务基本上都依靠大的煤电机组进行深度调峰，大大降低了机组的负荷率。从华中电网2014年运行情况来看，60万千瓦级的煤电机组的平均负荷率不到70%。根据有关研究报告，对于60万千瓦级的水冷机组来说，负荷率每降低1个百分点，供电煤耗平均增加约0.61克，负荷率降低明显增加了煤耗。如果适当建设一些调峰电源，比如抽水蓄能，特别是燃气调峰机组，承担尖峰段负荷，并且作为受端电网的事故备用容量，在运行方式安排上可以减少当天煤电机组的开机容量，煤电机组带腰荷运行，保证了一定的负荷率，就可以大大挖掘节能减排空间，实现企业经济效益与社会效益双丰收。建议给予调峰电源分时电价政策，保证其正常经营和吸引投资者。

规划是电源、电网和负荷三方的协调。由于高峰负荷增长速度比用电量增长速度一般要快，华中电网的峰谷差率接近50%，高峰时段电力供应压力很大。而高峰负荷在全年往往只有几十个小时，如果单纯为了满足高峰负荷的需求，则将要建设大量的发电机组，而在其他时段却不需要这些机组的出力，整个燃煤机组的平均利用小时数和发电负荷率都会下降，进而影响了节能减排。地方政府必须要提高认识水平，大力开展需求侧管理，把需求侧管理作为节能减排的一个重要手段，在华中电力“十三五”规划中，也要把需求侧管理作为一种电力平衡的措施。