（广西电网有限责任公司）
摘要：目的：从资源条件、电力需求、供电可靠性、投资经济性、负荷发展适应性、电价等方面进行技术经济比较，研究提出适合涠州岛近期发展需求的电源建设方案。方法：参考国内成熟海岛历史负荷预测近期负荷，分析岛上自然资源条件和技术条件，初步筛选出本地电源建设方式和联网方案；然后通过技术和经济综合比较，最后提出推荐方案。结果：涠洲岛2020年最大负荷40MW，推荐 2020年前投产5台9.5MW的天然气内燃机，投资3.3亿元，平均电价1.2元/kwh，该方案对比采用大容量内燃机和直流联网方式投资最小，电价最低。结论：2020年，涠州岛采用建设5台9.5MW天然气内燃机的方案，运行灵活，供电可靠性，投资最小、电价最低。
关键词：涠洲岛；天然气；海缆；电源方案
1．研究背景
涠洲岛位于广西北海市正南方北部湾海面，据《北海涠洲岛旅游区发展规划》，涠洲岛拟建成国内一流、国际知名的休闲度假海岛，近年来涠洲岛用电需求每年以30%左右的速度呈突发性增长态势。受地理环境制约，目前涠洲岛上无公用电源，电力供应可靠性低、电价高，无法满足涠洲岛经济社会发展的用电需求。缺少安全可靠经济的电力供应，将成为涠洲岛发展的重要制约因素。因此，开展涠洲岛电源规划研究，提出适合涠洲岛发展实际的电源规划方案。
2.涠洲岛发展现状
2.1涠洲岛概况
涠洲岛距北海市21海里。全岛由南至北长6.5km，由东至西宽6km，最高海拔79米，全岛面积约24.7平方km，岛上居住着2千多户人家，常住人口约1.6万人。2015年涠洲岛全年接待上岛游客约72.4万人次，同比增长16%；实现旅游总收入4.7亿元，同比增长17.5%；涠洲岛旅游区、涠洲岛鳄鱼山景区分别为自治区级旅游度假区、自治区生态旅游示范区。
2.2电源现状
目前，涠洲岛上用电主要依靠中海油的燃气电厂供应。岛上总装机容量30.62 MW，正常情况下，新奥燃气有限公司不对外供电。据中海油与涠洲供电公司签署的供电合同，中海油正常供给涠洲电网的最大功率为7700kW，上网电价0.45元/kWh。
2.4供电存在问题
目前涠洲岛电力系统存在的主要问题是电源装机容量不足。涠洲电网为孤立电网，仅靠中海油燃气机组供电，目前可基本满足岛上居民的用电需求，但随着涠洲岛经济发展水平进一步提升，电力缺口将逐步扩大，给电网的安全稳定运行带来了较大的挑战，也严重制约了涠洲岛旅游业的发展。
3．涠洲岛资源条件
天然气资源，初步勘探表明，距离涠洲岛30～60海里的北部湾盆地是我国沿海已发现的六大含油盆地之一。
风能资源，涠洲岛属亚热带季风区，据广西气象科技信息服务中心提出的《广西风能资源评价报告》及先期考察，涠洲岛年有效风速时数为5835h，其年平均风功率密度可达244 W/m2，涠洲岛处于风能资源丰富区。
太阳能资源，涠洲岛所在位置为广西区全年平均日照时数最多的地方。根据对2006年～2010年涠洲岛日照时数的统计，期间平均全年日照时数可达2158小时，是利用太阳能的有利地区。
4．涠洲岛电力负荷需求预测
4.1 负荷预测的思路及方法
涠洲岛现状配网规模较小，且岛内长期限电，负荷历史数据有限，在这种情况下类似于时间序列等完全依靠历史数据进行负荷预测的方法并不适用，近期负荷预主要参考国内成熟海岛旅游区历史负荷发展情况，并统筹考虑岛内限电情况。
4.2涠洲岛电力需求预测
关于涠洲岛近期负荷预测，主要从借鉴我国成熟旅游海岛历史负荷增长情况出发，结合涠洲岛近期建设的重大项目，并充分考虑剔除限电因素后用电负荷情况。
以我国海南岛为例，2000年、2005、2010和2015年海南岛统调最高负荷分别为667MW、1239MW、2284MW和3617MW，“十五”、“十一五”和“十二五”期间年均增长率分别为12.8%、13%和9.6%。
参照海南岛电力发展历程，涠洲岛电力需求受限于基础设施落后等原因，目前发展仍处于初期起步阶段，“十三五”期间重点工作是完善基础设施建设，负荷增长重点以目前开展的重大项目建设为主，电力需求发展迅猛，负荷增长率达到约40%。
作为南方海岛型旅游地，涠洲岛负荷随季节波动较明显，对涠洲岛电量预测需参考现状站点的负荷特性。受长期限电影响，涠洲岛缺乏可靠的历史负荷统计数据，仅对现站点数据进行分析。目前涠洲主要由10kV百代寮变压器和滴水1号变压器供电，2016年1~9月，10kV百代寮变和滴水1号变最大负荷利用小时数合计分别为1453小时和1793小时，预计全年不超过2500小时。因此利用小时数相对低。
参照2000年至2015年海南岛的统调负荷利用小时数增长情况，海南岛2000年、2005年、2010年和2015年的统调负荷利用小时分别为5270h、5532h、6006h和6552h，“十五”、“十一五”和“十二五”期间的统调利用小时数增长率分别为1.0%、1.7%和1.8%。
对于涠洲岛，“十三五”期间综合考虑剔除限电因素后用电充分释放的情况，负荷利用小时数增长速度较快，预计2020年涠洲岛最大负荷利用小时数为3500小时，年均增长率为9.7%。
综合上述分析，预测2020年涠洲岛最大负荷为40MW，最大负荷利用小时数为3500h，需电量140GWh。
5．供电方案研究
5.1供电方式选择
涠洲岛资源条件良好，具有丰富的天然气、风力、太阳能资源，岛内自建电源有较大发展潜力。一是考虑天然气能源站作为常规电源。二是考虑风、光等新能源发电，但风电、光伏出力波动大，不能保证可靠稳定出力，考虑作为电源补充。三是由北海主网通过海底电缆向涠洲岛联网供电，海底电缆输电系统有交流输电和柔性直流输电两种方式。
结合当前技术发展水平，并参考类似地区相关案例，增加涠洲岛电力供应能力的途径主要包括岛内新建电源和与大陆联网两类方案。
5.2 研究思路
首先针对涠洲岛的自然资源和技术条件进行分析，包括发展新能源供电模式、建设本地天然气电厂的技术方案及联网方案可行性等几大方面，分析其中的技术优势或不足，并初步筛选出发展本地电源和联网中的技术、经济性较优的方案，然后进行综合比较，最后得到推荐方案。
5.2新能源供电方案可行性分析
1、光伏发电
涠洲岛定位为国家旅游度假区，岛内土地资源主要围绕旅游和居住而建设开发，电力工程建设用地较为紧张，不适宜大规模发展传统集中式光伏。涠洲岛农作物以香蕉等喜阳热带作物为主，农业大棚光伏对地面有较强遮蔽作用，对作物生长不利，因此涠洲岛不适宜发展农业光伏。因此，考虑涠洲岛主要发展屋顶光伏。考虑到屋顶光伏发电的建设取决于用户投资意愿，未来发展规模存在较大不确定性，且光伏发电出力不稳定，因此暂不考虑光伏发电装机的出力和电量。
2、风力发电
根据涠洲岛旅游规划，将建设涠洲岛通用（通勤）机场，开辟北海—涠洲岛低空旅游航线，开发乘直升机空中看北海等低空旅游项目。受土地及限高等影响，涠洲岛风电机组选址较困难，不适宜大规模发展风电。暂不考虑涠洲岛建设风电项目。
5.3天然气电厂方案可行性分析
涠洲岛未来将以旅游业作为支柱产业，对环保要求较高，煤炭运输成本高、污染排放高，因此不考虑涠洲岛发展煤电。综合考虑运输成本及环保要求等因素，在自建电源方案中，推荐天然气电厂作为涠洲岛主力电源。
涠洲岛无大型工业用户，因此无蒸汽负荷，主要为冷负荷和生活热水负荷，而生活热水负荷需求不大，可通过缸套水的热量回收即可满足需求，因此，烟气余热主要考虑用于制冷。对涠洲岛天然气机组机型的选择考虑技术成熟，具有较丰富的工程应用经验。统筹考虑天然气电厂占地面积、经济性、调峰能力等因素，以技术成熟、应用广泛的LM2500和J920两种容量不同的机型为例，对涠洲岛天然气电厂建设方案进行分析比较。
1、LM2500型天然气内燃机简介
LM2500型燃气轮机，是内陆和离岸机械驱动、厂用发电、油气管线、海上平台、热电联产以及联合循环应用的最佳选择之一。其成熟的快速启动能力（小于10分钟），可运行于频繁启停工况。本方案LM2500燃气轮机容量为23MW，发电机额定容量选23MW。参考国内同类天然气能源站造价，LM2500发电站造价约6500元/kW。
2、J920型天然气内燃机简介
为进一步增强机组的负荷调节能力，提高运行灵活性，考虑配置机组容量10MW以下的燃气内燃机，满足涠洲岛未来部分电力需求。采用多台内燃机作为冷热电机组的发电设备可以满足不同功率负荷的用户需求。参考深圳国际低碳城分布式能源项目等项目，选型暂以颜巴赫燃气内燃机J920为例。燃气轮机容量为9.5MW，电厂造价约7000~9000元/kW。考虑价格将随着技术成熟而下降，因此按7000元/kW考虑。
5.3.1 天然气供电方案拟定
由于涠洲岛近期最大负荷为40MW，从设备管理和运维方便的角度考虑，考虑同类机型配置，不考虑混合机型方案。在满足单台机组备用的条件下，拟定2个天然气机组供电方案如下：
方案1：建设3台LM2500型天然气内燃机，单机容量为23MW；
方案2：建设5台J920型天然气内燃机，单机容量为9.5MW。
5.4联网方案可行性分析
交流海底电缆由于电容电流按电缆长度正比增大，在电缆允许载流量限制下电缆线路长度受限。实际交流海缆系统为提高传输电流和减少线路的无功功率，抑制线路中间和末端电压过分升高，在线路末端和中间需装置并联电抗器补偿。而在某些系统中是很难实现的，因此交流海缆存在临界长度问题，一般建议交流海缆线路长度控制在40km以内。交流海底联网有众多案例，但基本为10~20km的短距离联网，缺少长距离联网的工程经验。
柔直联网工程受距离影响较小，直流海缆不存在过电压问题，适合远距离大容量输电，技术上相对成熟，可行性更大，可靠性更高。国内外许多海底联网工程中已使用直流电缆，其中最长直流联网线路为250km。并且，由于海缆线路较长，交流联网发生故障后容易造成涠洲岛内机组功角失稳；综上所述，推荐涠洲岛联网方案采用直流联网。
5.4.1 联网供电方案拟定
为满足近期约40MW电力需求，推荐采用一回±80kV 的1*300 mm2，单极输送能力为47MVA。总投资共53880万元，包括海缆工程和变电工程投资。其中海缆工程总投资38880万元，海缆设备本体投资14580万元，安装及其它费用约24300万元；变电工程为建设两侧电缆终端场，涠洲岛建设±80kV换流站，总费用为15000万元。
5.5供电方案综合比较
涠洲岛定位高端，但目前尚处于较初级的开发阶段，负荷基数较低。为避免一次性投资过高造成浪费，涠洲岛综合供电规划方案优先考虑满足近期用电需求，中远期视负荷发展情况增加供电设备。因此，首先针对满足近期负荷发展需求，制定并推荐技术可行、投资经济的供电方案。
根据5.3.1和5.4.1，为满足涠洲岛2020年40MW用电需求，根据建设天然气电厂和联网方案的可行性分析，拟定以下三个比选方案：
方案1：建设3台LM2500型天然气内燃机，单机容量为23MW；
方案2：建设5台J920型天然气内燃机，单机容量为9.5MW；
方案3：建设1回±80kV柔直海缆及两座80MW容量的换流站，其中导线截面采用300mm2。
5.5.1技术比较
1、供电能力对比
根据负荷预测结果，至2020年，涠洲岛最高用电负荷约为40MW，计及中海油燃气机组7.7MW出力，涠洲岛仍存在电力缺额约32.3MW。拟定的方案1、方案2和方案3新增电源分别为69MW、47.5MW和80MW，正常运行方式下，完全可以满足涠洲岛电力供应。
岛内最大一台单机或一回海缆输送容量考虑电源备用，方案1~方案3中，电源N-1情况下供电能力对比如表1所示。由结果可知，3个方案均可满足涠洲岛用电可靠性。
表1 不同方案N-1供电能力 单位：MW
2、经济比较
对各供电方案的经济性进行比较，包括对各方案投资和上网电价进行对比。上网电价测算考虑如下原则：
1）2020年及以后电力需求维持在40MW水平不变，但电量随着利用小时增加至4000小时；2）结合工程建设时间，各方案投产时间按2019年底考虑；3）涠洲岛天然气电厂用气价格按3元/m3考虑；4）已投产的中海油天然气发电7.7MW的最大发电利用小时数按3000小时计；5）方案3中，联网工程承担扣除本地中海油机组发电量外的电量供应，联网工程投资和运维成本作为附加电价分摊至海缆输送电价；6）北海电网对涠洲岛输电价（110kV等级）按0.6元/kWh考虑，联网工程上网电价成本按“0.6+附加电价”考虑；7）已有的中海油机组上网电价仍按现状0.45元/kWh考虑；8）各项工程运维、定员、税率、利息等参数类似工程或限额设计参考造价指标。
对各方案总投资及电源单位容量投资进行统计，结果表明，总投资方面，方案3建设规模最大，投资最高，达到53880万元，单位容量投资为674万元/MW；方案2投资最低，为33250万元，但单位容量投资最高，为700万元/MW；方案1总投资为44850万元，单位容量投资最低，为650万元/MW。
对涠洲岛综合供电方案上网电价进行测算，各电源的发电量（输送电量）如表2所示，上网电价测算结果如表3所示。计算结果表明：方案1和方案2涠洲岛电量主要由天然气电厂供应，其中方案1由于本期建设装机规模较大，最大发电利用小时数相应下降，上网电价最高，为1.42元/kWh，综合原有机组发电量及电价后，平均电价为1.343~1.366元/kWh；方案2本期建设装机规模基本与负荷匹配，发电利用小时数高且投资成本低，上网电价为1.35元/kWh，综合原有机组发电量及电价后，平均电价为1.202~1.22元/kWh。
方案3采用柔直联网，总投资最高，输电加价为0.765元/kWh，涠洲岛落地电价为1.356元/kWh。考虑原中海油7.7MW电力3000小时数的发电量和电价后，综合输电电价为1.214~ 1.233元/kWh。根据上述分析，在技术方面，3个方案的供电可靠性基本相当；在总投资方面，方案2的投资最低，方案1次之，方案3最差；在上网电价方面，方案2的平均电价最低，方案3略高，方案1最高。
从投资经济性和上网电价角度出发，建议涠洲岛近期供电方案推荐方案2，即建设5台J920型天然气内燃机，单机容量为9.5MW。
表2涠洲岛供电方案电量平衡测算结果（单位：MW、GWh）
表3 涠洲岛供电方案上网电价测算结果（单位：元/kWh）
结论
本文通过从资源条件、电力需求、供电可靠性、投资经济性、电价等方面进行技术经济比较，得出以下基本结论：
1、涠洲岛土地资源紧张，农作物又是以喜阳热作物为主，因此涠州岛不适宜发展集中式光伏发电站和农业大棚，可考虑适当发展小规模的屋顶光伏发电，作为电源补充。
2、涠洲岛未来发展航空市场，开辟低空旅游航线，受土地及限高影响，不适宜建设风电项目。
3、涠洲岛周边天然气资源丰富，建天然气电厂出力稳定、环保、运输条件优，效率高、污染少可考虑在涠州岛建设天然气厂作为主力电源。
4、从北海主电网往涠州岛敷设海缆距离约54km，交流电缆存在临界长度问题，柔性直流在稳定性、电压、技术成熟度等方面更优，北海到涠洲岛的海缆方案适宜采用柔性直流联网。
5、从投资经济性、供电可靠性、电价三个方面进行对比分析，“十三五”期间，涠洲岛建设5台单机容量为9.5MW的J920型天然气内燃机，该方案运行灵活性高，总投资最低，电价最低，虽然其单位容量投资较采用柔直海缆工程相对高，但考虑涠洲岛负荷发展存在不确定性，综合考虑推荐采用该方案。
6、下阶段应关注天然气价格的变化以及涠洲岛负荷的发展情况，适时考虑增加天然气电厂规模或是建设海底电缆。
论文作者:黎敏
论文发表刊物:《电力设备》2018年第1期
论文发表时间:2018/6/4
标签：方案论文; 电价论文; 负荷论文; 天然气论文; 电源论文; 内燃机论文; 万元论文; 《电力设备》2018年第1期论文;