“疆電入川”對四川電力供應影響及落點分析

2013-09-05 06:11:10杜新偉戴松靈朱國俊

四川電力技術 2013年1期

孟婧，唐權，杜新偉，李新，戴松靈，朱國俊

(四川省電力公司電力經濟技術研究院，四川成都 610041)

0 引言

進入21世紀以來，四川經濟持續快速發展，“十一五”期國內生產總值年均增長13.8%。全社會用電量年均增長率達10.4%。隨著西部大開發的繼續推進，四川經濟將在“十二五”及“十三五”期間實現跨越式發展，GDP年平均增長率為12%和8.5%，全社會用電量、用電負荷以8% ～12%的速度相應增長，到2015年，四川全社會用電量250000 GWh，最大負荷48000 MW，2020年全社會用電量367000 GWh，最大負荷70500 MW。

經濟的快速發展，用電需求的不斷增加，必須要有充足的電力支撐作為保障。受四川能源“富水缺煤”的結構特點影響，供電豐枯矛盾問題十分突出。“疆電入川”是解決四川電網枯期電力供應緊張，有效減少豐期棄水的最佳途徑。

1 四川電力供應“豐余枯缺”矛盾凸顯

四川水力資源極為豐富，技術可開發量位居全國第一。四川能源資源的稟賦決定了四川電源水電為主的自然結構，2010年四川全省全口徑電源裝機容量43140 MW，其中水電裝機30830 MW，占比71.5%。隨著金沙江一、二期，錦屏、官地等一批大型電站投運，預計2015年、2020年總裝機容量將分別達到91290 MW、142100 MW，其中水電裝機達到80%以上。

受全年降水分布不均的影響，水電出力在各月份中的差異也很大，據近幾年資料統計，四川水電豐期(6月—10月)電量全年占比平均在60%以上，枯期(1月—4月、12月)占比則不到30%(含部分年調節電站枯期電量)，平期(5月、11月)近10%。盡管在“十二五”至“十三五”期新增的水電中，錦屏、官地等大型或巨型水電站具有一定的調節能力，但四川水電的整體調節性能仍較差，據統計到2020年，四川具有季調節能力電站裝機占水電總裝機比例為27%左右，具有年調節能力的電站僅占11%。

四川水電的調節性能差，在一年中表現出發電能力的“豐大枯小”，導致供電能力的“豐余枯缺”。電力平衡結果顯示，2015年、2020年，豐水期四川扣除直流外送電力23100 MW后，電力盈余分別為6370 MW、15040 MW;枯水期，電力缺額分別達到8840 MW、8300 MW，此外若考慮二灘、錦屏等電站已簽訂的協議中需通過四川電網轉送重慶的1700 MW電力，四川枯期實際電力缺額達到10000 MW以上。

表1 四川水電出力特性

豐水期四川電量富余較大，除滿足自身需要外尚有大量外送電量;枯水期，四川電量缺額較大。2015年，水電可發電量為327800 GWh，利用小時數約4400 h，豐、平、枯期電量比例約為61:14:25;火電按電煤供應能力，可發電量為45800 GWh，枯期電量缺額達到27100 GWh。2020年，水電可發電量為520600 GWh，利用小時數約4400 h，豐、平、枯期電量比例約為58:15:27;火電可發電量為45800 GWh，枯期電量缺額達到26800 GWh。

2 “疆電入川”解決四川“枯缺”的最佳途徑

受四川能源“富水缺煤”的結構特點影響，供電豐枯矛盾問題十分突出。“豐余”的問題需要新建特高壓交流通道增強外送能力解決，“枯缺”則可以通過本省自建火電、減少直流外送電力、引進外來電源等3種途徑解決。

(1)改變四川電網自身電源結構，增加網內火電裝機

2010年至2020年10年期間，四川新建火電11600 MW，其中“十二五”期新建3000 MW，“十三五”期新建8000 MW左右。若缺額的10000 MW電力均由省內自建火電來解決，則需新建火電裝機共計21600 MW火電。

根據預測，四川2015年發電用煤約30000000 t，可支撐裝機約10000 MW，目前四川煤電裝機已達到12000 MW，規劃新增裝機將大量依靠外省運煤。根據目前的煤價測算，寧夏、陜西等外省電煤運至四川，到廠價每噸標準煤需要1000～1100元，每千瓦時僅燃料成本就達到0.35～0.385元，按照目前的火電上網電價，影響火電投資和火電廠發電的積極性。因此，增加本省火電裝機容量，難以解決產能、運輸、環保和經濟性問題，只能作為保障四川枯期電力供應的補充措施和起到加強電源支撐的作用。

(2)將規劃直流外送水電在枯水期留存四川電網

目前四川的向家壩、錦屏、溪洛渡等巨型水電站主要考慮通過特高壓直流送往負荷較大的華東地區消納，從負荷特性和輸電通道看華東和四川具備水火互濟的條件，通過枯期適當留存外送電力電量確實可以保障四川自身部分用電需求。

然而，枯期留存需要考慮一系列的問題。首先考慮到向家壩、錦屏、溪洛渡等大型電站外送方案已經實施或接近實施，現有電站接入方案及網架無法滿足留存要求，需要對電網進行較大規模的調整，工期難以保證;并且將規劃外送水電容量枯期留存部分電力電量給四川電網，雖然可以部分解決四川電網枯期用電需求，但將對華東等受端電網產生一定影響，需要額外補充火電裝機;此外外送水電枯期留存四川，直流外送工程利用效益也將較大降低，2015年特高壓直流通道綜合利用小時數由約5000 h降低到約4000 h，2020年由約4500 h降低到約3500 h。因此，考慮送、受端電網實際情況、調整網架所需工期及直流工程經濟性等因素，將規劃直流外送水電枯水期留存不是解決四川枯期用電需要的最佳途徑。

(3)更大范圍能源優化配置，接納外來電力

從全國能源分布分析，西藏的水電、新疆的火電具有引進四川的可能性，從電源的出力特性分析，四川需要引進能夠與水電出力互補的電源，而西藏的水電出力特性也是豐多枯少，引進西藏水電將加重四川電網“豐余枯缺”矛盾，同時根據西藏水電開發時序，“藏電入川”難以及時解決四川電網“枯缺”問題。新疆電源主要為火電，引入四川后在解決枯期用電需要的同時也可以優化四川電源結構。

2015—2020年四川電網枯期電力缺額約為10000 MW，在引入±1100 kV、10000 MW的新疆—四川特高壓直流工程后，四川電網枯期電力缺額有效緩解，枯期用電需要基本能夠滿足。

3 新疆火電與四川水電互濟運行

受用電結構影響，四川日負荷峰谷差較大，由于水電調峰能力有限，豐期存在大量調峰棄水電量，需要新增具有良好調峰能力的電源。若新疆火電成功進入四川，參與小范圍調峰，減少棄水調峰電量，同時將減少的棄水電量安排在基荷位置工作并參與外送，交直流外送通道經濟效益可進一步調高。

根據2020年電量平衡結果，在豐期盈余電力全部外送的情況下，若疆電未入川，四川電網豐期棄水電量達到14300 GWh。以典型月8月為例，由于四川電網網內電源缺少調峰電力，需要棄水調峰，富余水電電力電量主要分布在低谷和平段。若要想減少水電棄水，其最佳方式是低谷多送電量，但從川電外送實際情況看，豐水期日送電曲線基本上按一條直線運行或者參與受端電網小幅度調峰，低谷無法多送電量。

圖1 2020年平水年8月典型日電站工作位置示意圖

若在負荷高峰期，采用短時購入高峰時段電力的措施，可增強四川網內電源的調峰能力，減少棄水調峰電力，同時增加外送，擴大四川富余水電消納范圍。以典型月8月為例，若考慮利用“疆電入川”承擔部分系統調峰任務，水電多在基荷位置運行，利用交流通道富余能力，提高四川水電外送容量，減少水電棄水，達到較為理想的送電方式。2020年全年有效減少棄水約4000 GWh，經濟效益十分明顯。同時，川渝特高壓交流外送通道及向家壩—上海、溪洛渡—浙西、錦屏—蘇南、白鶴灘—湖北、烏東德—溫州等特高壓直流利用小時數均可保持到5000 h，輸電通道的整體利用效率得到顯著提高。

圖2 2020年平水年8月典型日電站工作位置圖(疆電參與調峰)

表2 2020年四川電網電量平衡表(疆電未入川) 單位:GWh

4 “疆電入川”受端換流站落點最佳位置

四川電網按電力送受關系可分為送端電源和受端電網。送端電源主要位于四川省西部水力資源十分豐富的大渡河和雅礱江等江河流域，甘孜、涼山及川西北的阿壩等3個少數民族自治州以及雅安等地區。受端電網按所處地理位置、規模和聯系緊密程度劃為8個分區，即:成都、川西北(包括德陽、綿陽、廣元)、川南(宜賓、瀘州、自貢、內江、資陽)、川東北(遂寧、南充、廣安、達州、巴中)、樂山、眉山、攀枝花和西昌。成都、樂山和攀枝花電網為四川最大受端電網，合計年售電量接近全省的二分之一。

2015年，豐期，成都、川西北、川東北、川南4個片區存在電力缺額，可以通過片區間的電力交換補充;枯期，成都、川西北、川東北、川南、樂眉、阿壩6個片區存在電力缺額，川西北及阿壩、川南及樂眉可由德寶直流工程和省內區間電力交換補充，川東北地區和成都地區缺額需要由“疆電入川”送入電力補充。

2020年，豐期，四川電網成都、川西北、川東北、川南4個片區存在電力缺額，且相對2015年缺口加大，川南可以通過片區電網間電力交換補充，成都、川西北、川東北的部分電力缺額需要由“疆電入川”送入電力補充;枯期，成都、川西北、川東北、川南、樂眉5個片區存在電力缺額，川西北、川南及樂眉片區的電力缺額可通過德寶直流工程和省內區間電力交換補充，川東北和成都地區缺額將依靠“疆電入川”提供電力。

根據省內電力流向分析，并結合電網發展規劃，2015年、2020年成都和川東北地區均存在10000～15000 MW、1000～3000 MW電力缺額無法通過片區間的電力交換完全滿足。因此“疆電入川”送入電力應主要滿足成都地區負荷供電，同時兼顧川東北的負荷發展需要。建議“疆電入川”受端換流站宜落點在成都東部(金堂)、德陽南部(中江)、遂寧西部(大英)、資陽北部(簡陽、樂至)結合部區域。

2015年、2020年四川電網電力流向示意圖見圖3～圖6。