内蒙古电网介绍

呼伦贝尔电力工业概况
（一）电网现状
呼伦贝尔电网位于东北电网的西北部，经伊敏～冯屯双回500千伏线路与黑龙江电网相联；地区电网内部围绕500千伏海北变形成海北～友好～牙西郊～海东的220千伏环网结构，南部经1 回扎西郊～音德尔220千伏线路与兴安电网相连。

呼伦贝尔电网共有500千伏变电站2座（含开关站），分别为海北变（2×750MVA）和巴彦托海开关站；共有220千伏变电站13座（含3座用户变）。

其中伊敏电厂一、二期（220万千瓦）和尼尔基水电站（25万千瓦）与黑龙江电网相联，鄂温克电厂（120万千瓦）和呼伦贝尔能源（120万千瓦）分别接入500千伏巴彦托海开关站及海北变、通过±500千伏呼辽直流送入东北电网。

(二）发电情况
1、截止2016年，全年新增光伏装机容量7万千瓦，发电量同比小幅下降，全市列入统计的6000千瓦及以上各电厂装机容量815.05万千瓦，其中，火电装机容量706.1万千瓦，风电装机容量76.2万千瓦，水电装机容量25.75万千瓦、光伏装机容量8万千瓦。

2016年，全市累计发电量完成3063819万千瓦时，同比下降5.34%，比去年同期减少172952万千瓦时。

其中，火电累计完成2886064万千瓦时，同比下降6.2%，比去年同
期减少190898万千瓦时。

风电累计完成103976万千瓦时，同比增长
39.49%，比去年同期增长29438万千瓦时。

水电累计完成43862万千瓦时，同比下降28.14%，比去年同期减少17173万千瓦时。

光伏累计完成5591万千瓦时，同比增长21.72倍，比去年同期增长5345万千瓦时。

2、发电机组利用小时数同比减少250小时
2016年，全市发电机组平均利用小时数为3735小时，同比减少250小时。

其中，火电为4104小时，同比减少272小时；风电为1365小时，同比增长387小时；水电为1703小时，同比减少667小时；光伏699小时同比增长518小时。

3、全社会用电量平稳小幅增长，同比增速放缓
2016年，全社会用电量累计完成943410万千瓦时，同比增长4.76%，比去年同期增长42904万千瓦时。

按产业分类：第一产业累计完成13794万千瓦时，同比增长26.07%；第二产业累计完成699597万千瓦时，同比增长3.31%；第三产业累计完成104909万千瓦时，同比增长10%。

城乡居民用电累计完成125110万千瓦时，同比增长6.89%。

4、工业用电量小幅增长，增速由负转正
2016年，工业用电量累计完成687171万千瓦时，同比增长3.3%，比去年同期增长21972万千瓦时。

5、售电量平稳小幅增长，外送东北网电量同比下降
2016年，全市售电量累计完成605033万千瓦时，同比增长8.61%，比去年同期增长47969万千瓦时。

外送东北网电量累计完成2116417万千瓦时，同比下降9.16%，比去年同期减少213536万千瓦时。

外送东北网电量下降的主要原因是华能伊敏煤电公司外送辽宁抚顺铝厂电量同比减少300000万千瓦时。

6、大用户直供电试点交易带动风电企业发电量大幅增长
2016年开展了四批直供电交易，签约电量共计87100万千瓦时。

其中火电签约电量为63200万千瓦时，风电签约电量23900万千瓦时。

全年实现交易电量75300万千瓦时。

风电企业全年累计发电量103976万千瓦时，去年同期74538万千瓦时，比上年增长29438万千瓦时，同比增长39.49%。

（三）目前存在的主要问题
1、供电面积大，供电距离远，电网结构薄弱、松散是呼伦贝尔电网最主要的特点。

作为“大机小网”，呼伦贝尔电网接纳大容量机组能力不足，供热期风电接纳能力不足，偏远地区负荷难以满足供电可靠性的要求。

2012年500千伏海北变投运后，呼伦贝尔电网外送、外购潮流得到了极大的改善，但远远不能满足网内装机发电外送需要；而且岭东地区和拉根地区电源不足、与主网联系薄弱问题依然存在；仍需加强呼伦贝尔与东北主网的联络，从根本上解决呼伦贝尔电网并网运行可能带来的问题。

2、呼伦贝尔市近年来经济发展迅速，电源特别是风电装机增长
速度明显加快，电量增长明显，但各电压等级线路、变（配）电容量、配电网设备增长速度明显滞后，已不能满足地区经济社会发展以及人民群众生产生活用电要求，不能完全满足各类新增电源对电力消纳、送出的需求；500千伏网架安全稳定水平较低，220千伏布点不足，配电网处于落后状态，66千伏电网供电半径过大，电能质量较差，可靠性低、安全隐患多，供电能力不足，迫切需要进行大规模的电网资金建设、改造投入。

3、呼伦贝尔电网属于“大电源、小负荷”的外送型电网，电力“供大于求”的局面短期内很难改变，随着大型煤电基地建设以及大规模风电接入，安全稳定问题严重，电力外送能力严重不足，大型火电机组出力不足，风力机组长时间“弃风”，造成严重的“窝电”现象。

与此同时，受制于地区电网网架薄弱，设备落后等因素，部分偏远地区用电困难，存在着供电“卡脖子”问题，窝电、限电问题同时存在且日趋突出。

四、电力需求预测及电力供需形势分析
《“十三五”期间，煤炭方面，呼伦贝尔地区国家已批复总体规划煤炭储量为427.9亿吨，考虑未来煤炭的可持续供应能力，按照持续开采100年测算，呼伦贝尔煤炭基地的产能可达到4.279亿吨/年。

据此测算，呼伦贝尔地区煤炭产量可支撑火电装机总容量5920万千瓦，可支撑新增装机容量约为5300万千瓦。

根据以上条件，国家发改委重新规划，将我市纳入国家级现代煤化工示范基地；电源方面,呼伦贝尔地区规划新增热电联产
机组307万千瓦，风电150万千瓦，太阳能光伏发电50万千瓦；电网方面，规划新建呼伦贝尔-华北电力外送通道，新建5座500千伏变电站，每个旗县至少拥有一座220千伏变电站。

市域内电网依靠500千伏网架建设最终形成岭西海牙满地区一体化强联络电网，通过220千伏双回路向南、北辐射供电，岭东扎兰屯、阿荣旗双环网，形成220千伏双回路向北延伸供电格局。

1、煤炭资源配臵：转化配臵煤炭项目36个，总产能达到1.5亿吨左右。

项目总投资合计839亿元，计划投资412亿元。

2、煤电及热电联产：储备项目29个，新增电力装机755万千瓦，达到1500万千瓦。

项目总投资1045亿元，计划投资351亿元。

3、风电：力争风电装机500万千瓦，总投资870亿元，计划投资450亿元。

大力建设新左旗、新右旗、鄂温克旗、陈旗等4个百万千瓦风电基地，在海拉尔、牙克石、满洲里、扎兰屯、阿荣旗、莫旗等地区规划建设一批5万千瓦以上风电场。

4、光伏发电：储备项目5个，达到10万千瓦，积极建设呼伦贝尔工业园区、根河市、牙克石市、新左旗、阿荣旗、莫旗等光伏发电项目。

5、水电：储备项目16个，争取实现装机87万千瓦，总投资157亿元，计划投资101亿元。

推进建设毕拉河口、扎罗木得、扎敦、晓奇子、萨马街、库如奇等水利枢纽与水电站工程。

（五）送受电情况
1、东北地区电源需求分析：东北地区的电力负荷集中分布在沿哈尔滨至大连及沈阳至山海关铁路沿线附近的大中城市，这些地区的负荷占全区总用电负荷的60%左右，是东北电网的主要受端。

而电源基地主要分布在内蒙古东部和黑龙江东部。

东北地区电源和负荷分布的特点决定了东北电网“西电东送，北电南送”的格局。

在能源基地建设大型电源基地、变输煤为输电，以此来缓解辽宁省一次能源不足的问题，保障其电力工业的可持续发展。

目前，东北电网与区外的送受电主要有：通过高岭直流背靠背向华北电网送电300万千瓦，通过黑河直流背靠背接受俄罗斯电力75万千瓦。

东北电网内部省间电力流向如下：蒙东的赤峰和通辽地区向辽宁送电480万千瓦（含白音华120万千瓦、元宝山180万千瓦、通辽三期60万千瓦、霍林河120万千瓦），蒙东的呼伦贝尔地区通过±500千伏呼辽直流向辽宁送电300万千瓦，蒙东通过黑龙江和吉林省向辽宁送电220万千瓦（伊敏一、二期），黑龙江向辽宁送电140万千瓦，吉林向辽宁送电60万千瓦。

东北电网目前没有其他已明确新增的跨区、跨省送受电规划。

基于能源平衡和最大范围内能源资源优化配臵的考虑，呼伦贝尔煤炭应作为东北地区重要能源支柱，呼伦贝尔地区应考虑建设大型煤电基地来支援东北区域其他能源匮乏省份电力工业的发展，其电力在东北地区消纳，消纳市场定位应当主
要在东北地区的负荷中心、电源需求容量较大的辽宁省。

根据电源需求容量分析，“十二五”期间，辽宁基本无需新增电源；2020年及以后辽宁电源需求容量较多，在考虑省内一定电源发展前提下，仍需接纳外来电力，2020年辽宁电网电力市场空间约有550万千瓦，2030年约有3380万千瓦。

因此，若开辟呼伦贝尔大型煤电基地至辽宁省的新通道则考虑安排“十三五”期末比较合理。

2、华北地区电源需求分析
华北电网由京津唐、河北南、山西、山东和蒙西等电网组成，供电区域包括北京、天津两直辖市和河北、山西、山东三省及内蒙古自治区西部地区。

供电面积约121万平方公里，占全国的12.6%。

华北地区可供直接发电的水利资源不多，主要分布在山西和陕西交界的黄河北干流。

但是煤炭资源较为丰富，其中96%的煤炭储量集中在山西和内蒙西部地区。

根据负荷预测的推荐方案，京津唐电网2015年、2020年和2030年最大发电负荷分别将达到6498万千瓦、8260万千瓦和10458万千瓦；河北南网2015年、2020年和2030年最大发电负荷分别将达到3320万千瓦、4180万千瓦和5207万千瓦；山西电网2015年、2020年和2030年最大发电负荷分别将达到3385万千瓦、4520万千瓦和5852万千瓦；蒙西电网2015年、2020年和2030年最大发电负荷分别将达到2498万千瓦、3730万千瓦和5355万千瓦；山东电网2015年、2020年和2030年最大
发电负荷分别将达到7609万千瓦、9820万千瓦和12774万千瓦。

在全国煤炭流向格局下，如果将呼伦贝尔煤电基地的电力送往华北京津唐电网或山东电网，均存在一定煤电倒流现象；而华北地区用电缺口可从蒙西、山西和陕西予以补充。

但是考虑到“十二五”中、后期东北地区基本无消纳空间，而华北电网消纳空间较大，也可先期将呼伦贝尔地区煤电基地部分电力送至华北；如若俄罗斯远东地区向东北电网大规模输电成为事实，也可考虑将呼伦贝尔煤电基地部分电力送华北地区；在华北电网出现严峻供电紧张局势，也可考虑向华北输送电力，以确保全局供电安全。

2020年底，呼伦贝尔电网南部通过伊敏换流站～阿尔山变双回、岭东变～兴安变双回攻击4回500千伏线路与蒙东兴安盟电网相连，东部通过岭东变～冯屯变双回与东北的黑龙江省电网相连；地区内部共有500千伏变电站6座、500千伏风电汇集站1座、500千伏直流换流站3座；呼伦贝尔电网形成以500千伏变电站、直流换流站和交流特高压站为支撑点构筑成500千伏目字型结构。

3、呼伦贝尔地区电源需求分析
根据呼伦贝尔地区装机平衡和接入220千伏及以下电网电力平衡，呼伦贝尔地区近期不缺装机，远期为满足呼伦贝尔地区内部电力负荷发展需要，到2020年共需新增装机224万千瓦，到2030年共需新增装机430万千瓦。

因此，呼伦贝尔煤电基地
近期可仅考虑区外消纳，“十三五”及以后需首要考虑地区内部消纳，在满足自身发展后再考虑地区外消纳。

六、呼伦贝尔地区内部主干电网建设
（一）各分区电网存在问题
为满足新增负荷用电需求，满洲里地区现有呼伦变～友好变双回线路在“十三五”将不再能满足地区最大可能受电需要，应考虑通过500千伏电网受入电力；岭东地区汇流河电厂的投运仅能在较短时间范围内缓解岭东地区缺电局势，也需考虑通过500千伏电网受入电力。

（二）500千伏电网规划
呼伦贝尔地区供电范围广，负荷分散，结合呼伦贝尔电网结构特点、220千伏及以下电网缺电情况、煤电基地开发建设情况和风电大规模发展，2013年～2017年期间，呼伦贝尔电网规划新增4座500千伏变电站，分别是500千伏岭东变、满洲里变、牙克石变及风电汇集站，站点布局较分散，变电站间相互支援能力较差，相比地区负荷而言，初期变电容量配臵较高，因此地区容载比较高。