电源布局和电源结构调整优化

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1、电源布局和电源结构调整优化时间：[2012-04-16]中国能源报　　长期以来，我国大区电网存在电源分布不合理，造成电源结构（基、腰、峰荷电源）性矛盾，即电网严重缺调峰电源，是当前电源紧张和阻碍节能减排的关键。 　　首先，我国电力一次能源构成不合理，品种单一。 　　目前，我国水电占20%以上，煤电70%以上，核电、抽水蓄能、燃气电厂极少，合起来不足10%，燃煤发电量占总发电量80%以上，二氧化碳和二氧化硫排放量很大。核电极少，风能、太阳能等绿色能源只是最近几年才开发利用。 　　其次，我国电源结构不合理。 　　电力一次能源结构不合理必然导致电源结构不合理。水电占20%多，且

2、多是径流，西南水电年利用4000小时以上，汛期大发，带基荷，供水期可提供调峰也不足10%。　　上世纪90年代以来，电网进入超高压、大电网、大机组时期，执行“以大代小”、“以煤代油”政策；原日内开停作主力调峰的小火电、油电近亿千瓦，逐年关停，至2010年小火电、油电关停8100万千瓦，原调峰率高的油电大机组改为煤电，但却没有规划补建峰荷电源，致使调峰矛盾凸显，至今时过20年，矛盾依旧，实属决策严重失误。 　　发展热电没有严格执行国家“以热定电”的原则，机组多为30万千瓦打孔抽汽的，只允许调峰10%。主要新增低碳大机组合理调峰率为20%,故现有水、火电合理调峰率约为总电源15

3、%-20%，远不能满足电网40%-50%峰谷差的调整要求。 　　特别是电源结构性矛盾，造成严重缺调峰电源，尚未引起重视。一些决策领导和专家只谈“发电能源结构”，即煤、水、油、核、新能源的比重，这是必要的，而重要的“基荷、腰荷、峰荷电源结构”甚至未提出这个概念，电源规划中只列电量、最大电力和备用容量，列峰谷差，但不做调峰方案。上世纪八十年代几个大区电网都曾长期存在峰荷电源不足，频繁拉闸限电，成为困扰调度的严重问题。但笼统地归因于缺装机容量，有大区电气工程学会组织召开水、火电设计院及网省局专家“调峰专题会”，一致认为建设抽水蓄能电站迫在眉睫，建议调整原规划项目以100万千瓦抽

4、水蓄能替代同容量煤电规划项目。但决策领导以所谓的有煤电项目才有电煤指标的说法，一味地争上港口、路口煤电项目，使建议告吹。以后30万千瓦以上火电机装了一批，电源有余了，但调峰矛盾更加突出，小火电难以停下去。虽采取了5.0万千瓦及以下火电机组每日开停调峰，又迫使10万千瓦煤电机组开停。进一步迫使30万以上机组深度调峰，60万机组非常规调峰降出力到50%。制粉、除灰、油、汽、水等系统频繁调整，煤耗高，磨损大，不经济，不安全，电网安全经济调度无法进行。又搞一批20、30万机组轮流开一天停两天，电厂抵制，曾发生过有20万、30万机组冷备用、高峰时拉闸的极不合理局面。 　　虽已有联网

5、错峰，仍在搞火电机组非常规调峰，在组织用户有序用电，高峰让电以保生活用电，这不正是调峰矛盾吗？发生高峰时频繁拉闸的极不合理局面仍然存在。 　　因此，多年来一直迫使超临界和超超临界60万-100万千瓦机组非常规调峰，低谷时出力压到50%亚临界运行，使低碳机组高碳运行。随着城市化、工业化，电网每年增长的用电负荷，其峰谷差将超过50%，如继续增建低碳煤电大机组，必将继续强迫其非常规调峰，岂不恶性循环。目前东中部电网出现缺电，实际是缺调峰电源，目前调峰电源约占总电源的15%-20%。因此调整电源布局和电源结构已迫不亟待。 　　发达国家十分重视合理的电源结构，使基、腰、峰荷电源保持

6、最佳比例，一般峰荷电源占总装机容量25%~35%。峰荷电源首选是抽水蓄能，其装机比重较高。日本经济高速发展时期，抽水蓄能规模始终按电源结构最优原则确定，1980年占总装机8.01%，1990年占9.03%，1999年占9.4%。且认为应始终保持10%-15%的最优比重，并由政策规定不必逐个将其上网电价待财务评价，而由九大电力公司统一还贷。 　　我国南方电网公司2006年成立调峰调频发电公司，2009年派专家到日本考察抽水蓄能发展历史和运营现状。目前广东电网有2个240万千瓦的抽水蓄能电站，占广东电网8%,在建4座共760万千瓦，2015年将达10%。 　　我国蓄能电站不足

7、2%，合理的比例应保持10%以上，才能适应风电、核电发展和火电大机组的高效运行。 　　风电因其间隙性、波动性特点，因此开发百万千瓦或更大的风电场，主要需解决并网、蓄能和励磁的问题。 　　风电与常规水电配合 　　风电、水电年度分布特性：冬春季雨少风多，水电为供（或枯）水期，水电少而风电为大发期；汛期雨多风少，正是水电大发，而风电少发正可检修。二者能量互补。 　　常规水电年利用小时低，南方的约4000小时左右，东北、西北水电主要用于调峰，利用小时数2000-3000,故水电线路送电年利用小时低，供水（或枯）水期更低，如果水电送出线