四川電力發(fā)展對新能源建設規(guī)模影響分析

(中國電建四川電力設計咨詢有限責任公司，四川 成都 610016)

截止2016年年底，四川全網(wǎng)新能源(風電、光伏電站)總裝機規(guī)模達到為2 197 MW，其中風電1 247 MW、太陽能光伏電站950 MW；2016年風電年利用小時數(shù)為2 247 h、光伏電站年利用小時數(shù)為1 476 h。

根據(jù)最新四川省新能源(風電、光伏電站)規(guī)劃，到2020年四川全省規(guī)劃及現(xiàn)有風電總裝機達到約7 500 MW，太陽能光伏電站達到約3 600 MW。未來“十三五”中后期四川省新能源(風電、光伏電站)的實際電力建設空間、建設時序、建設后經(jīng)濟效益等，則與未來“十三五”中后期四川省的電力系統(tǒng)發(fā)展狀況(包括電力負荷需求增長、四川省電源建設規(guī)劃、電網(wǎng)建設規(guī)劃)、國家及四川省對非水新能源、水電、化石能源等電力消納政策(包括合理消納新能源，如何兼顧平衡合理控制四川省水電棄水問題、火電利用小時數(shù)下降問題等)息息相關；此外，電網(wǎng)屆時的實際投產(chǎn)建設進度、基于電網(wǎng)安全下的輸電通道實際可能輸電能力等對新能源(風電、光伏電站)的順利送出亦有較大影響。若不能順利送出，則新能源被限電而出現(xiàn)棄風、棄光等問題的概率和風險將加大，將直接影響四川省“十三五中后期”新能源項目建設必要性及項目建設的經(jīng)濟效益。

基于四川全網(wǎng)現(xiàn)有及未來明確的電力邊界條件，從四川省2020年全口徑電網(wǎng)電力電量平衡、新能源建設對四川省水火電影響、“十三五”中后期電網(wǎng)實際可能輸電能力等多方面計算、研究、分析 “十三五”期間四川全網(wǎng)電力發(fā)展對“十三五”中后期新能源(風電、光伏電站)建設規(guī)模影響以及2020年四川新能源合理的規(guī)劃建設規(guī)模容量。

1 “十三五”期四川電力發(fā)展規(guī)劃

1.1 電力負荷需求預測

2016年四川電網(wǎng)調(diào)度口徑最大用電負荷為35 400 MW，全年用電量為186 800 GWh，外送電量為130 000 GWh。2016年四川全網(wǎng)電力供需總體呈現(xiàn)“豐盈枯足”狀況。豐、平水期水電快速增長，水電電量大量富余，水電豐水期棄水電量高達141 40 GWh。

根據(jù)四川電網(wǎng)“十二五”期歷史用電現(xiàn)狀，結(jié)合四川省“十三五”期國民經(jīng)濟和社會發(fā)展規(guī)劃，“十三五”期四川全網(wǎng)需電量和最高用電負荷的年均增長率分別按照約4.64%、4.82%考慮，到2020年四川電網(wǎng)全口徑的需電量和最高負荷需求預測分別為250 000 GWh和47 200 MW(這一數(shù)值是以近幾年四川全省實際用電現(xiàn)狀為基礎做的一預測值，且被四川省發(fā)改委認可)。

1.2 電源規(guī)劃

截止2016年年底，四川電網(wǎng)全口徑裝機容量水電72 455 MW、火電16 420 MW、風電1 247 MW、太陽能光伏電站950 MW。

2016年四川電網(wǎng)繼續(xù)開展節(jié)能發(fā)電調(diào)度試點工作，并嚴格執(zhí)行省政府年度發(fā)電機會，全力保障風電、水電及其他可再生能源發(fā)電優(yōu)先上網(wǎng)。2016年四川電網(wǎng)水電機組平均年利用小時數(shù)為4 246 h，火電機組較低為2 133 h，風電機組為2 247 h，太陽能光伏電站為1 476 h。

根據(jù)四川電網(wǎng)全口徑電源規(guī)劃，到2020年四川水電裝機總?cè)萘窟_到為83 770 MW，四川火電裝機總?cè)萘窟_到為18 010 MW。根據(jù)成都勘測設計研究院有限公司(以下簡稱成勘院)最新提供的四川省新能源(風電、光伏電站)規(guī)劃，初步規(guī)劃到2020年四川全省風電總裝機(新增規(guī)劃+現(xiàn)有)規(guī)模達到約7 500 MW，太陽能光伏電站規(guī)模(新增規(guī)劃+現(xiàn)有)達到約3 600 MW[1]。

1.3 川電出口外送通道建設及規(guī)劃

截止2016年年底，四川電網(wǎng)與區(qū)外電網(wǎng)(西北電網(wǎng)、重慶電網(wǎng)、華東電網(wǎng))通過“4直+4交”(其中4直為：1回德陽—寶雞±500 kV直流工程、1回向家壩—上海±800 kV特高壓直流工程、1回錦屏—蘇南±800 kV特高壓直流工程、1回溪洛渡左—浙西±800 kV特高壓直流工程；“十三五”期4回直流豐水期可實現(xiàn)最大外送電力為24 600 MW。“4交”為：2回黃巖—萬縣500 kV交流線路、2回洪溝—板橋500 kV交流線路)交直流輸電線路實現(xiàn)電力交換，“十三五”期該4回交流線路豐水期大方式下可實現(xiàn)最大外送電力為4 000 MW。

根據(jù)最新四川電網(wǎng)規(guī)劃，到2020年四川電網(wǎng)與區(qū)外電網(wǎng)交換的川電出口交直流輸電線路在現(xiàn)有電網(wǎng)基礎上發(fā)展為“5直+6交”(其中增加1回雅中—江西±800 kV特高壓直流[2-3]、2回資陽—思源500 kV交流線路)。

2 “十三五”期四川電網(wǎng)新能源建設空間以及對四川本省水火電影響分析

2.1 四川“十三五”中后期新能源電力建設空間及電能消納功能定位

四川電網(wǎng)“十三五”中后期新能源電力建設空間及電能消納功能定位為：新能源部分電能在四川省內(nèi)電力市場消納；在不額外增加送電通道條件下，部分新能源電能借助川西南多回特高壓直流輸電平臺實現(xiàn)遠輸區(qū)外電網(wǎng)。

風電、光伏電站作為非水可再生新能源，綠色、清潔、環(huán)保、占地少，對于補充四川省電源結(jié)構(gòu)、部分緩解四川省與區(qū)外電網(wǎng)環(huán)保減排壓力等方面將發(fā)揮一定的積極作用。

2.2 2020年四川全省電量平衡計算分析

1)新能源參與2020年四川全口徑電力平衡影響分析

2020年四川電網(wǎng)有如下明確的電力邊界條件：①全口徑最大電力用電負荷47 200 MW、需電量250 000 GWh；②2020年四川水、火電裝機總?cè)萘糠謩e達到83 770 MW、18 010 MW；③2020年豐期8月川電經(jīng)交直流外送通道“5直6交”共可實現(xiàn)最大外送電力36 600 MW；④四川風電保證率考慮為80%；⑤鑒于太陽能光伏電站出力的隨機性與間歇性，不納入四川全網(wǎng)電力平衡；⑥四川電網(wǎng)豐期8月、枯期(2月與12月)用電負荷大方式。

根據(jù)風電出力特性：考慮保證率為80%條件下，夏季8月風電平均出力約為其裝機容量的5%，冬季12月風電平均出力約為其裝機容量的15%；若考慮2020年風電規(guī)劃裝機總?cè)萘繛? 500 MW，其分別對應8月、12月風電利用容量均相對較低，其中8月風電利用容量僅為380 MW、12月風電利用容量有所提升為1 100 MW；風電利用容量占四川全系統(tǒng)需要容量的比例分別為0.4%(8月)、1.7%(12月)，因此四川風電在保證率為80%條件下整體出力均較低。

鑒于12月(四川火電裝機控制月份)風電出力較低，因此四川規(guī)模風電在系統(tǒng)高峰負荷時段對常規(guī)機組(火電)的替代作用十分有限；亦即四川風電容量效益低，其整體的風電裝機容量規(guī)模(無論是7 500 MW抑或為有所調(diào)整)對四川電力平衡的火電裝機容量影響很小。

四川太陽能光伏電站總?cè)萘啃。移淙兆畲蟪隽Τ霈F(xiàn)在12:00～15:00時間段，出力波動亦較大，存在相當?shù)牟淮_定性；而四川電網(wǎng)豐期、枯期日負荷最大出現(xiàn)的主要時刻在19:00～20:00左右，光伏電站出力已很小甚至接近0，因此四川光伏電站裝機容量規(guī)模對四川本省火電的裝機容量規(guī)模沒有影響。

總之，四川新能源(風電、太陽能光伏)電站裝機容量對滿足四川電力平衡的火電裝機容量需求影響很小。

2)2020年四川全口徑電量平衡分析計算

具有相當規(guī)模容量的新能源(風電+光伏電站)接入系統(tǒng)后，盡管其本身出力特性具有間歇性與不確定性特征，但若其所發(fā)電量均全部送入電網(wǎng)后，因其所發(fā)電量的累積效應，則勢必對四川本省現(xiàn)有的水火電所發(fā)電量及經(jīng)濟效益產(chǎn)生一定的影響。

考慮到2020年四川新能源的初步規(guī)劃方案10 100 MW(風電7 500 MW+光伏電站3 600 MW)總?cè)萘織l件，一方面將較大增加四川水電豐水期棄水電量，鑒于水電本身亦為清潔能源且單位發(fā)電上網(wǎng)電價更具競爭力，因此為消納更多新能源發(fā)電量而增加過多豐水期棄水電量的舉措不盡合理；另一方面對四川火電利用小時數(shù)亦有相當影響，因此嘗試研究兼顧水、火、新能源發(fā)電相對均衡的2020年新能源合理規(guī)劃裝機容量為6 400 MW(風電場5 000 MW+光伏1 400 MW)。對應初步規(guī)劃方案與合理規(guī)劃方案參與四川全網(wǎng)電量平衡計算對比如表1所示。

合理規(guī)劃新能源方案中2020年新能源總裝機容量考慮兩個電力邊界條件：①四川的3種清潔能源(水電、風電、光伏電站)豐水期(6～10月)棄水、棄風、棄光占各對應類型電站豐水期發(fā)電量的比例均約為10%；②風電、光伏電站新能源全年發(fā)電總量占四川負荷所需電量的比例不小于5%。需要說明的是上述兩條件是參考目前國家及四川省能源局所執(zhí)行的對新能源[4]、水電的電能消納政策綜合平衡考慮的。

2020年風電、光伏電站年利用小時數(shù)分別考慮為：風電平均年利用小時數(shù)約2 200 h、光伏電站平均年利用小時數(shù)約1 230 h。

根據(jù)表1計算結(jié)果可知：

1)2020年四川電網(wǎng)在考慮優(yōu)先消納非水清潔能源(風電場、光伏電站)且新能源規(guī)模為初步規(guī)劃方案規(guī)模(風電7 500 MW+光伏電站3 600 MW)的條件下：①2020年四川電網(wǎng)水電全年利用小時數(shù)約為4 170 h，其中豐水期(6～10月)調(diào)峰棄水電量高達約28 070 GWh。②由于全年非水清潔能源(風電場、光伏電站)所發(fā)電量對四川火電的部分替代效應，2020年四川火電全年利用小時數(shù)降低至為1 735 h。

2)2020年若四川全網(wǎng)新能源規(guī)模調(diào)整為合理規(guī)模方案(風電5 000 MW+光伏電站1 400 MW)，對應此裝機規(guī)模條件：①2020年四川電網(wǎng)水電全年利用小時數(shù)基本不變，但其中豐水期(6～10月)調(diào)峰棄水電量降低到約為25 360 GWh。②2020年四川火電全年利用小時數(shù)提高至2 017 h，接近2016年火電機組年利用小時數(shù)水平。③對應該方案下新能源所發(fā)電量占比全省用電負荷需求量的5%。

3)通過分析比較2020年四川電網(wǎng)在兩種不同新能源總裝機規(guī)模條件下的全網(wǎng)電量平衡計算結(jié)果可知：相對而言，通過適當降低新能源裝機規(guī)模容量(風電5 000 MW+光伏電站1 400 MW)對四川電網(wǎng)2020年水電豐期棄水量以及降低四川本省火電利用小時數(shù)的影響相對更小。具體為：一方面，四川電網(wǎng)2020年豐期棄水電量可降低約2 710 GWh；另一方面，四川火電利用小時數(shù)可提高至接近2016年火電機組年利用小時數(shù)水平。

2.3 “十三五”中后期新能源建設對四川水電豐期棄水問題與四川火電年利用小時數(shù)影響分析

“十三五”中后期，根據(jù)川西風電、光伏電站全年出力特性，全年風電、光伏電站均有電量送入四川主網(wǎng)。但由于，一方面豐水期四川電網(wǎng)本存在大量調(diào)峰棄水電量，在四川豐水期外送電力電量確定的條件下，四川電網(wǎng)實際運行中要么選擇棄風(即損失風電豐水期所發(fā)電量)和棄光(損失光伏豐期發(fā)電量)，即豐水期存在非水清潔能源(風電和光伏電站)棄風和棄光風險，此將影響風電和光伏電站運行經(jīng)濟效益；如果四川電網(wǎng)優(yōu)先消納風電，則必將加劇四川電網(wǎng)本就存在的大量棄水問題。另一方面，由于全年非水清潔能源(風電、光伏電站)所發(fā)電量對四川火電發(fā)電量的替代效應，四川火電全年利用小時數(shù)則勢必降低。

表1 2020年四川電網(wǎng)電量平衡表 單位：100 GWh/h

“十三五”期四川省的新能源規(guī)劃及現(xiàn)有的總裝機規(guī)模對四川省現(xiàn)有的水火電經(jīng)濟性有相當影響，2020年四川新能源總裝機規(guī)模容量需要兼顧平衡考慮其所發(fā)電量對四川水電棄水及降低火電利用小時數(shù)的影響問題；從兼顧未來“十三五”中后期四川省的新能源規(guī)劃建設對四川水火電的影響等多方面考慮，四川電網(wǎng)2020年新能源總裝機規(guī)模控制在約6 400 MW(風電場5 000 MW+光伏1 400 MW)，更有利于電網(wǎng)接納與控制合理裝機總?cè)萘俊?/p>

3 四川電網(wǎng)輸電能力對新能源規(guī)模影響分析

根據(jù)成勘院最新提供的四川省新能源(風電、光伏電站)規(guī)劃資料內(nèi)容，四川規(guī)劃建設風電總量的約87%、太陽能光伏電站總量的約63%均主要集中在川西南的涼山州、攀枝花、甘南地區(qū)；而該地區(qū)亦是四川最大的清潔能源外送基地，局部220 kV電網(wǎng)薄弱，500 kV升壓主變壓器容量配置不足對整個清潔能源的順利送出有一定的制約，因此下面主要從“十三五”中后期2018年、2020年川西南規(guī)劃建設的新能源所在地220 kV/500 kV及以上主干電網(wǎng)接納能力、輸電能力分別分析研究其對新能源建設規(guī)模的影響。

涼山州規(guī)劃建設的新能源(風電、光伏電站)主要集中在木里縣、鹽源縣、涼山南部地區(qū)(德昌縣、普格縣、寧南縣、會理縣、會東縣)、涼山中北部地區(qū)(西昌市、喜德縣、冕寧縣、越西縣、甘洛縣)、涼山東部地區(qū)(昭覺縣、布拖縣、金陽縣、美姑縣、雷波縣)以及攀枝花地區(qū)的米易縣、延邊縣、仁和區(qū)等地。

川西南地區(qū)已建成投產(chǎn)或規(guī)劃建設的新能源電站均考慮通過就近接入電網(wǎng)、逐級升壓、匯集接力送電至四川500 kV主干電網(wǎng)及參與部分川電外送，具體為：1)新能源電站經(jīng)110 kV/220 kV匯集升壓后通過1回或多回220 kV線路再送電至涼山、攀枝花220 kV主干電網(wǎng)的相關樞紐站點(包括送電至500 kV升壓變電站的220 kV側(cè))；2)經(jīng)川西南現(xiàn)有及規(guī)劃新建的500 kV升壓變電站升壓至500 kV電壓等級；3)借助現(xiàn)有及規(guī)劃新建的川西南500 kV水電送出主干通道的輸電能力接力送電至四川500 kV主干電網(wǎng)或經(jīng)規(guī)劃新建的1回雅中特高壓直流(計劃2019年投運)外送至區(qū)外電網(wǎng)。

3.1 2018年川西南220 kV及以上主干電網(wǎng)輸電能力對新能源建設影響分析

主要電網(wǎng)建設及邊界條件：1)2018年鹽源500 kV變電站(1×750 M變壓器)建成投運，會東500 kV變電站(2×750 M變壓器)建成投運；2)涼山南部電網(wǎng)通過周家堡—月城2回220 kV線路、永郎—月城3回220 kV線路與涼山主網(wǎng)連接，且2018年仍維持：周家堡—普格—杜家灣為單回220 kV線路，杜家灣—會東—會理220 kV線路導線截面為400 mm2。

“十三五”中后期川西南地區(qū)建設已投或規(guī)劃建設的新能源電站所發(fā)電力送電至220 kV及以上主干電網(wǎng)后，主干電網(wǎng)某些線路斷面潮流增加，為保證電網(wǎng)運行安全：1)滿足電網(wǎng)全接線及電網(wǎng)N-1時各種運行方式下，相關電網(wǎng)線路輸送潮流均不超過該線路本身熱穩(wěn)極限；2)匯集升壓容量不超過500 kV升壓變壓器容量；3)相關220 kV/500 kV線路必須滿足系統(tǒng)暫態(tài)穩(wěn)定計算條件要求。

2018年川西南地區(qū)現(xiàn)有及規(guī)劃(含已核準)新能源(風電、太陽能光伏)總?cè)萘考s為4 300 MW，2018年詳細的電網(wǎng)潮流穩(wěn)定計算結(jié)果標明：為滿足川西南新能源送出的220 kV及以上電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行相關要求，根據(jù)2018年新能源建設地及周邊電網(wǎng)接納條件以及電網(wǎng)輸電能力大小，該地區(qū)新能源(風電+太陽能光伏)豐水期約有2 000 MW，枯水期約有1 400 MW容量存在限電風險。

3.2 2020年川西南220 kV及以上主干電網(wǎng)輸電能力對新能源建設影響分析

主要電網(wǎng)建設及邊界條件：1)2019年規(guī)劃建設投運1回雅中—江西特高壓直流輸電工程；2)涼山南部電網(wǎng)新建杜家灣—普格—周家堡第2回220 kV線路。2020年川西南500 kV及以上電網(wǎng)規(guī)劃圖如圖1所示。

若2020年四川全省現(xiàn)有及規(guī)劃(含已核準)新能源(風電、太陽能光伏)總?cè)萘靠刂圃诤侠硪?guī)模，約為6 400 MW(風電5 000 MW+太陽能光伏1 400 MW)，其中對應川西南(涼山州、攀枝花、甘南)地區(qū)現(xiàn)有及規(guī)劃(含已核準)新能源(風電4 400 MW+太陽能光伏900 MW)總?cè)萘考s為5 300 MW，則2020年詳細的電網(wǎng)潮流穩(wěn)定計算結(jié)果表明，該地區(qū)新能源(風電+太陽能光伏)接入川西南220 kV及以上主網(wǎng)后均基本可實現(xiàn)電力順利送出。

圖1 川西南500 kV及以上電網(wǎng)規(guī)劃

4 結(jié) 語

“十三五”期四川省的新能源規(guī)劃建設，對于補充四川省電源結(jié)構(gòu)、部分緩解四川省與區(qū)外電網(wǎng)環(huán)保減排壓力等方面將發(fā)揮一定的積極作用；但未來“十三五”中后期新能源(風電、光伏)的總規(guī)劃裝機容量規(guī)模，一方面既受本省整體電力建設空間大小制約，又對四川本省的水電豐期棄水及火電利用小時數(shù)有影響；另一方面，規(guī)劃新能源建成投產(chǎn)后最終能否順利送出亦受電網(wǎng)建設的輸電能力影響。其中2018年川西南規(guī)劃建設投產(chǎn)的部分新能源存在豐、枯期被限電風險；隨著2019年1回雅中—江西特高壓直流輸電工程的建設投運，“十三五”末期川西南一定容量規(guī)模的新能源建成投產(chǎn)后，其所發(fā)電力基本能順利送出。

[1] 四川電力設計咨詢有限責任公司. 四川省涼山州風電基地規(guī)劃研究[R].2014.

[2] 國網(wǎng)四川省電力公司.四川“十三五”電網(wǎng)發(fā)展規(guī)劃總報告[R].2015.

[3] 國網(wǎng)北京經(jīng)濟技術(shù)研究院，中國電力工程顧問集團西南電力設計院有限公司. 雅中—江西±800 kV特高壓直流輸電工程可行性研究報告[R].2015.

[4] 國網(wǎng)四川省電力公司. 2016年四川電網(wǎng)運行方式[R].2016.