“疆电入川”对四川电力供应影响及落点分析

2013-09-05杜新伟戴松灵朱国俊

四川电力技术 2013年1期

孟婧，唐权，杜新伟，李新，戴松灵，朱国俊

(四川省电力公司电力经济技术研究院，四川成都 610041)

0 引言

进入21世纪以来，四川经济持续快速发展，“十一五”期国内生产总值年均增长13.8%。全社会用电量年均增长率达10.4%。随着西部大开发的继续推进，四川经济将在“十二五”及“十三五”期间实现跨越式发展，GDP年平均增长率为12%和8.5%，全社会用电量、用电负荷以8% ～12%的速度相应增长，到2015年，四川全社会用电量250000 GWh，最大负荷48000 MW，2020年全社会用电量367000 GWh，最大负荷70500 MW。

经济的快速发展，用电需求的不断增加，必须要有充足的电力支撑作为保障。受四川能源“富水缺煤”的结构特点影响，供电丰枯矛盾问题十分突出。“疆电入川”是解决四川电网枯期电力供应紧张，有效减少丰期弃水的最佳途径。

1 四川电力供应“丰余枯缺”矛盾凸显

四川水力资源极为丰富，技术可开发量位居全国第一。四川能源资源的禀赋决定了四川电源水电为主的自然结构，2010年四川全省全口径电源装机容量43140 MW，其中水电装机30830 MW，占比71.5%。随着金沙江一、二期，锦屏、官地等一批大型电站投运，预计2015年、2020年总装机容量将分别达到91290 MW、142100 MW，其中水电装机达到80%以上。

受全年降水分布不均的影响，水电出力在各月份中的差异也很大，据近几年资料统计，四川水电丰期(6月—10月)电量全年占比平均在60%以上，枯期(1月—4月、12月)占比则不到30%(含部分年调节电站枯期电量)，平期(5月、11月)近10%。尽管在“十二五”至“十三五”期新增的水电中，锦屏、官地等大型或巨型水电站具有一定的调节能力，但四川水电的整体调节性能仍较差，据统计到2020年，四川具有季调节能力电站装机占水电总装机比例为27%左右，具有年调节能力的电站仅占11%。

四川水电的调节性能差，在一年中表现出发电能力的“丰大枯小”，导致供电能力的“丰余枯缺”。电力平衡结果显示，2015年、2020年，丰水期四川扣除直流外送电力23100 MW后，电力盈余分别为6370 MW、15040 MW;枯水期，电力缺额分别达到8840 MW、8300 MW，此外若考虑二滩、锦屏等电站已签订的协议中需通过四川电网转送重庆的1700 MW电力，四川枯期实际电力缺额达到10000 MW以上。

表1 四川水电出力特性

丰水期四川电量富余较大，除满足自身需要外尚有大量外送电量;枯水期，四川电量缺额较大。2015年，水电可发电量为327800 GWh，利用小时数约4400 h，丰、平、枯期电量比例约为61:14:25;火电按电煤供应能力，可发电量为45800 GWh，枯期电量缺额达到27100 GWh。2020年，水电可发电量为520600 GWh，利用小时数约4400 h，丰、平、枯期电量比例约为58:15:27;火电可发电量为45800 GWh，枯期电量缺额达到26800 GWh。

2 “疆电入川”解决四川“枯缺”的最佳途径

受四川能源“富水缺煤”的结构特点影响，供电丰枯矛盾问题十分突出。“丰余”的问题需要新建特高压交流通道增强外送能力解决，“枯缺”则可以通过本省自建火电、减少直流外送电力、引进外来电源等3种途径解决。

(1)改变四川电网自身电源结构，增加网内火电装机

2010年至2020年10年期间，四川新建火电11600 MW，其中“十二五”期新建3000 MW，“十三五”期新建8000 MW左右。若缺额的10000 MW电力均由省内自建火电来解决，则需新建火电装机共计21600 MW火电。

根据预测，四川2015年发电用煤约30000000 t，可支撑装机约10000 MW，目前四川煤电装机已达到12000 MW，规划新增装机将大量依靠外省运煤。根据目前的煤价测算，宁夏、陕西等外省电煤运至四川，到厂价每吨标准煤需要1000～1100元，每千瓦时仅燃料成本就达到0.35～0.385元，按照目前的火电上网电价，影响火电投资和火电厂发电的积极性。因此，增加本省火电装机容量，难以解决产能、运输、环保和经济性问题，只能作为保障四川枯期电力供应的补充措施和起到加强电源支撑的作用。

(2)将规划直流外送水电在枯水期留存四川电网

目前四川的向家坝、锦屏、溪洛渡等巨型水电站主要考虑通过特高压直流送往负荷较大的华东地区消纳，从负荷特性和输电通道看华东和四川具备水火互济的条件，通过枯期适当留存外送电力电量确实可以保障四川自身部分用电需求。

然而，枯期留存需要考虑一系列的问题。首先考虑到向家坝、锦屏、溪洛渡等大型电站外送方案已经实施或接近实施，现有电站接入方案及网架无法满足留存要求，需要对电网进行较大规模的调整，工期难以保证;并且将规划外送水电容量枯期留存部分电力电量给四川电网，虽然可以部分解决四川电网枯期用电需求，但将对华东等受端电网产生一定影响，需要额外补充火电装机;此外外送水电枯期留存四川，直流外送工程利用效益也将较大降低，2015年特高压直流通道综合利用小时数由约5000 h降低到约4000 h，2020年由约4500 h降低到约3500 h。因此，考虑送、受端电网实际情况、调整网架所需工期及直流工程经济性等因素，将规划直流外送水电枯水期留存不是解决四川枯期用电需要的最佳途径。

(3)更大范围能源优化配置，接纳外来电力

从全国能源分布分析，西藏的水电、新疆的火电具有引进四川的可能性，从电源的出力特性分析，四川需要引进能够与水电出力互补的电源，而西藏的水电出力特性也是丰多枯少，引进西藏水电将加重四川电网“丰余枯缺”矛盾，同时根据西藏水电开发时序，“藏电入川”难以及时解决四川电网“枯缺”问题。新疆电源主要为火电，引入四川后在解决枯期用电需要的同时也可以优化四川电源结构。

2015—2020年四川电网枯期电力缺额约为10000 MW，在引入±1100 kV、10000 MW的新疆—四川特高压直流工程后，四川电网枯期电力缺额有效缓解，枯期用电需要基本能够满足。

3 新疆火电与四川水电互济运行

受用电结构影响，四川日负荷峰谷差较大，由于水电调峰能力有限，丰期存在大量调峰弃水电量，需要新增具有良好调峰能力的电源。若新疆火电成功进入四川，参与小范围调峰，减少弃水调峰电量，同时将减少的弃水电量安排在基荷位置工作并参与外送，交直流外送通道经济效益可进一步调高。

根据2020年电量平衡结果，在丰期盈余电力全部外送的情况下，若疆电未入川，四川电网丰期弃水电量达到14300 GWh。以典型月8月为例，由于四川电网网内电源缺少调峰电力，需要弃水调峰，富余水电电力电量主要分布在低谷和平段。若要想减少水电弃水，其最佳方式是低谷多送电量，但从川电外送实际情况看，丰水期日送电曲线基本上按一条直线运行或者参与受端电网小幅度调峰，低谷无法多送电量。

图1 2020年平水年8月典型日电站工作位置示意图

若在负荷高峰期，采用短时购入高峰时段电力的措施，可增强四川网内电源的调峰能力，减少弃水调峰电力，同时增加外送，扩大四川富余水电消纳范围。以典型月8月为例，若考虑利用“疆电入川”承担部分系统调峰任务，水电多在基荷位置运行，利用交流通道富余能力，提高四川水电外送容量，减少水电弃水，达到较为理想的送电方式。2020年全年有效减少弃水约4000 GWh，经济效益十分明显。同时，川渝特高压交流外送通道及向家坝—上海、溪洛渡—浙西、锦屏—苏南、白鹤滩—湖北、乌东德—温州等特高压直流利用小时数均可保持到5000 h，输电通道的整体利用效率得到显著提高。

图2 2020年平水年8月典型日电站工作位置图(疆电参与调峰)

表2 2020年四川电网电量平衡表(疆电未入川) 单位:GWh

4 “疆电入川”受端换流站落点最佳位置

四川电网按电力送受关系可分为送端电源和受端电网。送端电源主要位于四川省西部水力资源十分丰富的大渡河和雅砻江等江河流域，甘孜、凉山及川西北的阿坝等3个少数民族自治州以及雅安等地区。受端电网按所处地理位置、规模和联系紧密程度划为8个分区，即:成都、川西北(包括德阳、绵阳、广元)、川南(宜宾、泸州、自贡、内江、资阳)、川东北(遂宁、南充、广安、达州、巴中)、乐山、眉山、攀枝花和西昌。成都、乐山和攀枝花电网为四川最大受端电网，合计年售电量接近全省的二分之一。

2015年，丰期，成都、川西北、川东北、川南4个片区存在电力缺额，可以通过片区间的电力交换补充;枯期，成都、川西北、川东北、川南、乐眉、阿坝6个片区存在电力缺额，川西北及阿坝、川南及乐眉可由德宝直流工程和省内区间电力交换补充，川东北地区和成都地区缺额需要由“疆电入川”送入电力补充。

2020年，丰期，四川电网成都、川西北、川东北、川南4个片区存在电力缺额，且相对2015年缺口加大，川南可以通过片区电网间电力交换补充，成都、川西北、川东北的部分电力缺额需要由“疆电入川”送入电力补充;枯期，成都、川西北、川东北、川南、乐眉5个片区存在电力缺额，川西北、川南及乐眉片区的电力缺额可通过德宝直流工程和省内区间电力交换补充，川东北和成都地区缺额将依靠“疆电入川”提供电力。

根据省内电力流向分析，并结合电网发展规划，2015年、2020年成都和川东北地区均存在10000～15000 MW、1000～3000 MW电力缺额无法通过片区间的电力交换完全满足。因此“疆电入川”送入电力应主要满足成都地区负荷供电，同时兼顾川东北的负荷发展需要。建议“疆电入川”受端换流站宜落点在成都东部(金堂)、德阳南部(中江)、遂宁西部(大英)、资阳北部(简阳、乐至)结合部区域。

2015年、2020年四川电网电力流向示意图见图3～图6。