四川電力發展對新能源建設規模影響分析

(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，四川全網新能源(風電、光伏電站)總裝機規模達到為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為2 247 h、光伏電站年利用小時數為1 476 h。

根據最新四川省新能源(風電、光伏電站)規劃，到2020年四川全省規劃及現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、建設后經濟效益等，則與未來“十三五”中后期四川省的電力系統發展狀況(包括電力負荷需求增長、四川省電源建設規劃、電網建設規劃)、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、火電利用小時數下降問題等)息息相關；此外，電網屆時的實際投產建設進度、基于電網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濟效益。

基于四川全網現有及未來明確的電力邊界條件，從四川省2020年全口徑電網電力電量平衡、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”期間四川全網電力發展對“十三五”中后期新能源(風電、光伏電站)建設規模影響以及2020年四川新能源合理的規劃建設規模容量。

1 “十三五”期四川電力發展規劃

1.1 電力負荷需求預測

2016年四川電網調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年四川全網電力供需總體呈現“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。

根據四川電網“十二五”期歷史用電現狀，結合四川省“十三五”期國民經濟和社會發展規劃，“十三五”期四川全網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(這一數值是以近幾年四川全省實際用電現狀為基礎做的一預測值，且被四川省發改委認可)。

1.2 電源規劃

截止2016年年底，四川電網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年四川電網繼續開展節能發電調度試點工作，并嚴格執行省政府年度發電機會，全力保障風電、水電及其他可再生能源發電優先上網。2016年四川電網水電機組平均年利用小時數為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。

根據四川電網全口徑電源規劃，到2020年四川水電裝機總容量達到為83 770 MW，四川火電裝機總容量達到為18 010 MW。根據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)規劃，初步規劃到2020年四川全省風電總裝機(新增規劃+現有)規模達到約7 500 MW，太陽能光伏電站規模(新增規劃+現有)達到約3 600 MW[1]。

1.3 川電出口外送通道建設及規劃

截止2016年年底，四川電網與區外電網(西北電網、重慶電網、華東電網)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最大外送電力為4 000 MW。

根據最新四川電網規劃，到2020年四川電網與區外電網交換的川電出口交直流輸電線路在現有電網基礎上發展為“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“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遠輸區外電網。

風電、光伏電站作為非水可再生新能源，綠色、清潔、環保、占地少，對于補充四川省電源結構、部分緩解四川省與區外電網環保減排壓力等方面將發揮一定的積極作用。

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、火電裝機總容量分別達到83 770 MW、18 010 MW；③2020年豐期8月川電經交直流外送通道“5直6交”共可實現最大外送電力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，不納入四川全網電力平衡；⑥四川電網豐期8月、枯期(2月與12月)用電負荷大方式。

根據風電出力特性：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年風電規劃裝機總容量為7 500 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，因此四川規模風電在系統高峰負荷時段對常規機組(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模(無論是7 500 MW抑或為有所調整)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容量小，且其日最大出力出現在12:00～15:00時間段，出力波動亦較大，存在相當的不確定性；而四川電網豐期、枯期日負荷最大出現的主要時刻在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模對四川本省火電的裝機容量規模沒有影響。

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

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

考慮到2020年四川新能源的初步規劃方案10 100 MW(風電7 500 MW+光伏電站3 600 MW)總容量條件，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電上網電價更具競爭力，因此為消納更多新能源發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亦有相當影響，因此嘗試研究兼顧水、火、新能源發電相對均衡的2020年新能源合理規劃裝機容量為6 400 MW(風電場5 000 MW+光伏1 400 MW)。對應初步規劃方案與合理規劃方案參與四川全網電量平衡計算對比如表1所示。

合理規劃新能源方案中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電量的比例均約為10%；②風電、光伏電站新能源全年發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分別考慮為：風電平均年利用小時數約2 200 h、光伏電站平均年利用小時數約1 230 h。

根據表1計算結果可知：

1)2020年四川電網在考慮優先消納非水清潔能源(風電場、光伏電站)且新能源規模為初步規劃方案規模(風電7 500 MW+光伏電站3 600 MW)的條件下：①2020年四川電網水電全年利用小時數約為4 170 h，其中豐水期(6～10月)調峰棄水電量高達約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降低至為1 735 h。

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

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

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影響分析

“十三五”中后期，根據川西風電、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。但由于，一方面豐水期四川電網本存在大量調峰棄水電量，在四川豐水期外送電力電量確定的條件下，四川電網實際運行中要么選擇棄風(即損失風電豐水期所發電量)和棄光(損失光伏豐期發電量)，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濟效益；如果四川電網優先消納風電，則必將加劇四川電網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)所發電量對四川火電發電量的替代效應，四川火電全年利用小時數則勢必降低。

表1 2020年四川電網電量平衡表 單位：100 GWh/h

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

3 四川電網輸電能力對新能源規模影響分析

根據成勘院最新提供的四川省新能源(風電、光伏電站)規劃資料內容，四川規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；而該地區亦是四川最大的清潔能源外送基地，局部220 kV電網薄弱，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年川西南規劃建設的新能源所在地220 kV/500 kV及以上主干電網接納能力、輸電能力分別分析研究其對新能源建設規模的影響。

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

川西南地區已建成投產或規劃建設的新能源電站均考慮通過就近接入電網、逐級升壓、匯集接力送電至四川500 kV主干電網及參與部分川電外送，具體為：1)新能源電站經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主干電網的相關樞紐站點(包括送電至500 kV升壓變電站的220 kV側)；2)經川西南現有及規劃新建的500 kV升壓變電站升壓至500 kV電壓等級；3)借助現有及規劃新建的川西南500 kV水電送出主干通道的輸電能力接力送電至四川500 kV主干電網或經規劃新建的1回雅中特高壓直流(計劃2019年投運)外送至區外電網。

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

主要電網建設及邊界條件：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”中后期川西南地區建設已投或規劃建設的新能源電站所發電力送電至220 kV及以上主干電網后，主干電網某些線路斷面潮流增加，為保證電網運行安全：1)滿足電網全接線及電網N-1時各種運行方式下，相關電網線路輸送潮流均不超過該線路本身熱穩極限；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線路必須滿足系統暫態穩定計算條件要求。

2018年川西南地區現有及規劃(含已核準)新能源(風電、太陽能光伏)總容量約為4 300 MW，2018年詳細的電網潮流穩定計算結果標明：為滿足川西南新能源送出的220 kV及以上電網安全穩定運行相關要求，根據2018年新能源建設地及周邊電網接納條件以及電網輸電能力大小，該地區新能源(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及以上主干電網輸電能力對新能源建設影響分析

主要電網建設及邊界條件：1)2019年規劃建設投運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及以上電網規劃圖如圖1所示。

若2020年四川全省現有及規劃(含已核準)新能源(風電、太陽能光伏)總容量控制在合理規模，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)地區現有及規劃(含已核準)新能源(風電4 400 MW+太陽能光伏900 MW)總容量約為5 300 MW，則2020年詳細的電網潮流穩定計算結果表明，該地區新能源(風電+太陽能光伏)接入川西南220 kV及以上主網后均基本可實現電力順利送出。

圖1 川西南500 kV及以上電網規劃

4 結 語

“十三五”期四川省的新能源規劃建設，對于補充四川省電源結構、部分緩解四川省與區外電網環保減排壓力等方面將發揮一定的積極作用；但未來“十三五”中后期新能源(風電、光伏)的總規劃裝機容量規模，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有影響；另一方面，規劃新能源建成投產后最終能否順利送出亦受電網建設的輸電能力影響。其中2018年川西南規劃建設投產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模的新能源建成投產后，其所發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劃研究[R].2014.

[2] 國網四川省電力公司.四川“十三五”電網發展規劃總報告[R].2015.

[3] 國網北京經濟技術研究院，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] 國網四川省電力公司. 2016年四川電網運行方式[R].2016.