浙江电网特高压电力调峰研究

2014-05-29毛雪雁孙黎滢

浙江电力 2014年4期

毛雪雁，孙黎滢

（国网浙江省电力公司经济技术研究院，杭州 310008）

0 引言

随着浙江电网负荷水平的不断增长，峰谷差也逐步加大，2012年最大日峰谷差已经超过18000 MW，约为当年最大负荷的36%。

浙江省一次能源缺乏，环境容量紧缺，省外来电成为浙江长期以来的重要电源支撑，并将随着电力需求的增长而不断扩大占比。目前，浙江电网外来电力主要有两个方面，一是本省境内的华东直调机组，包括新安江水电站、富春江水电站、天荒坪抽水蓄能电站、秦山核电站二期和三期；二是三峡直流工程和皖电东送工程等，通过500 kV电网由相邻省市电网受入本省。

2013年9月，安吉特高压交流站正式投入运行，开创了浙江电网的特高压时代。2014年，浙江电网第一座特高压直流站也将投运。根据规划，到“十三五”末，浙江约有40%的负荷供应将由外来电力承担。尽管浙江电网的省调机组拥有一定的调峰能力，现有外来电力也部分参与了调峰，但分析未来浙江电网调峰平衡的结果表明，电网峰谷差的增长速度大于本省统调机组的增加速度，新增外来电力也必须参与电网调峰。近年内，浙江电网还将陆续投产一些特高压交、直流工程，这些输电项目如何参与电网调峰，需要进行深入研究。

本文在浙江电网现状分析的基础上，从电网规划的角度分析了浙江电网对特高压电力的调峰需求，提出了“十三五”末特高压电力进行调峰的建议。

本文分析中，针对汛期、夏季和冬季不同的典型日（最大负荷日），先依靠本省电网的统调机组满足调峰需求，若不满足则考虑外来电力，主要思路如图1所示。

图1 分析主要思路

1 浙江电网负荷特性

由于受天气影响较大，浙江电网最大负荷通常出现在夏季。2000年以来，浙江电网的夏季典型日负荷曲线均呈现了较强的一致性，除2003年因严重缺电导致典型日曲线变形之外，浙江电网的夏季负荷曲线有明显的早、午、晚3个高峰，峰值通常出现在10点、14点、21—22点前后，且近年来的晚高峰峰值出现时间逐渐后移。冬季典型负荷曲线形状与夏季典型负荷曲线不同，午高峰的峰值相对偏低，晚高峰较不明显。2000—2012年的夏季典型负荷曲线见图2。

图2 浙江电网2000-2012年夏季典型日负荷曲线

由图2可以看出，浙江电网的峰谷差绝对值逐年增大。据统计，整点最大日峰谷差由2000年的2478 MW增长到2012年的18079 MW，年均增长18%，增长过程见图3。2000—2012年最大日峰谷差率在27.0%～47.7%范围内，总体趋势为曲折向上。

从2000年到2012年这13年中，最大日峰谷差出现在7—9月的有9年，出现在6月的有2年，出现在4月和12月的各有1年。

图3 浙江电网2000—2012年最大日峰谷差

2 浙江电网调峰能力分析

2.1 浙江省调机组调峰能力及规划

至2012年底，浙江电网统调机组装机容量为40493 MW（不含华东直调机组），其中燃煤机组占81.4%，燃油机组占1.5%，燃气机组占12.2%，核电机组占0.8%，水电机组占4.1%。

据资料统计，浙江省调各类机组的调峰能力有一定差异，有些机组夏季最大出力略小于冬季，调峰能力也小于冬季。除个别机组外，燃煤机组的最大调峰能力约为装机容量的50%～53%，燃气机组的最大调峰能力约为30%～58%（不考虑启停调峰），燃油机组的最大调峰能力约为55%；水电机组除汛期外可视为全容量调峰；核电机组通常不参与调峰。总体来说，2012年浙江省调机组的调峰能力约20000 MW，为总装机容量的50%左右。在电网正常运行方式下，统调机组可以基本满足调峰要求，但节假日或遭遇极端恶劣天气等特殊情况下的调峰能力不足。

根据浙江电网“十二五”规划，2013—2015年全省将新增14000 MW统调机组，其中火电机组10750 MW，核电机组3250 MW。“十三五”期间，浙江电网预计新增统调装机容量15390 MW，其中火电增加11640 MW，核电增加3750 MW。

本文分析时，新增火电机组调峰深度按50%考虑，核电机组不参与调峰。

2.2 外来电力调峰现状及规划

2012年，浙江电网最大受电负荷超过15300 MW，约占最大负荷（51740 MW）的30%。如前所述，目前浙江电网外来电力主要有省内华东直调机组和500 kV电网联络线受入两类，实际运行中，华东直调机组和省际联络线输入的电力均参与了调峰，根据对历史运行数据的分析，夏季高峰时外来电力调峰幅度约为5000 MW，极端情况下达到8600 MW，汛期和冬季外来电力调峰幅度为3300～4400 MW。

根据规划，“十二五”末浙江电网外来电力将增加特高压交流和直流2个渠道：

（1）落点浙江的特高压直流：溪洛渡水电和宁东火电，浙江共受电16000 MW。

（2）特高压交流：通过浙北等特高压变电站受电，2015年浙江电网按2400 MW参与平衡。

“十三五”末，浙江还将新增一项来自金沙江水电的特高压直流输电工程，同时特高压交流输电容量也有所增大；华东直调电厂将新增核电和抽水蓄能机组，浙江分得电力增加。综合起来，浙江受电比例占比将超过40%。

未来几年的受电规划如表1所示。

表1 浙江电网受电规划

3 电力平衡与调峰需求计算

电网发输电功率与负荷满足下列平衡关系：

式中：PGi为浙江电网统调第i台发电机输出有功功率；PWi为第i类外来电力注入的有功功率；PLi表示负荷功率；ΔP为网损。

计算条件如下：

（1）不考虑网损 ΔP；

（2）不考虑节假日等电网特殊运行方式；

（3）电力平衡时，考虑一定负荷备用率，文中取最大负荷值的10%。

根据浙江电网“十二五”规划，对“十二五”末和“十三五”末的浙江电网汛期、夏季及冬季负荷特性进行预测，浙江电网的峰谷差将进一步增大，且每年的最大峰谷差都发生在夏季。

2015年，浙江电网负荷水平为71720 MW，预计最大峰谷差将达到26762 MW，最大峰谷差率37.3%。考虑机组备用后，综合目前省调机组的最大调峰能力及“十二五”期间新增机组的最大调峰能力，能够满足汛期及冬季调峰需求并有一定裕度，但夏季最大峰谷差时调峰能力不足。即使浙江境内华东直调机组和500 kV省际联络线输送的功率均按目前方式进行调峰，浙江电网的夏季调峰仍有缺口，最大约为1870 MW，需要特高压电力参与调峰。

2020年，浙江电网最高负荷预计增长26450 MW，峰谷差增加12462 MW，最大峰谷差率39.96%。与2015年类似，省调机组按最大能力调峰、华东直调机组及500 kV省际联络线输入的电力均按目前方式调峰，可以基本满足汛期需求，但冬季和夏季调峰能力不足，最大调峰缺口将超过4800 MW。此外，2020年浙江电网的风电装机预计达到3380 MW，规划中风电未参与电力平衡，但如果考虑风电机组的反调峰特性，当风电同时率达到0.6时，调峰缺口将增大到6800 MW左右。因此，特高压电力需要参与调峰。

为简单起见，仅将2020年浙江电网的调峰计算结果列于表2。

表2 2020年浙江电网调峰计算结果

4 特高压电力参与调峰运行计算

对特高压电力参与调峰的运行方式进行计算时，作如下假设：

农村中并没有成熟的垃圾治理管理制度，几乎没有相应的执法人员。农村垃圾治理在制度执行层面上具有较大空白，村民多年养成的习惯也难以改变。

（1）特高压交流最大调峰深度为50%；

（2）宁东直流最大调峰深度为50%；

（3）金沙江水电丰水期（6—10 月）最大调峰深度为0，其他时间为20%。

4.1 仅特高压直流参与调峰

据规划，2015年浙江2项特高压直流输电工程的最大输电容量为16000 MW，其中溪洛渡水电和宁东火电各8000 MW。按上述假设条件考虑，夏季调峰缺口最大时，溪洛渡水电不调峰而宁东火电参与调峰，可增加调峰容量4000 MW，能满足当年夏季调峰需求并有一定盈余。

2020年，规划增加1项特高压直流输电工程（来自金沙江水电），输电容量为8000 MW。由此，特高压直流总输电容量达到24000 MW，可满足冬季电网调峰需求并有一定裕度。但浙江电网夏季高峰时间正值金沙江水电丰水期，若此时金沙江水电不能调峰，仅宁东直流参与调峰，则仍无法完全弥补夏季调峰缺口，需要特高压交流电力参与调峰。