南方電網調峰情況分析及建議

李陽坡

摘要：文章以南方電網2010年運行數據為基礎，分析了南方電網各省（區）負荷特性以及實際調峰情況，重點對水電裝機比重較小、調峰能力相對不足的廣東電網在負荷快速變化階段的調節能力進行了深入分析，并就提高電網調峰能力提出了建議及措施。

關鍵詞：南方電網；調峰；負荷特性；攀峰

中圖分類號：TM712 文獻標識碼：A 文章編號：1009-2374（2012）04-0101-04

電網調峰是確保電力系統安全穩定運行的重要調節行為之一。近年來，隨著經濟社會發展對電力需求的不斷增長，電網裝機規模不斷擴大，用電負荷連年升高，隨之而來的是電網峰谷差日趨增大，調峰問題日漸突出。電網的調峰能力受負荷特性、裝機結構、機組調節性能等多方面因素影響，并且直接關系到電力系統的安全、優質、經濟、環保運行水平。文章結合電網運行情況深入分析調峰能力及實際調峰情況，對促進電網運行水平提高具有重要意義。

一、南方電網調峰能力及實際調峰情況

（一）南方電網基本情況

南方電網覆蓋廣東、廣西、云南、貴州、海南五省區，面積100萬平方公里，供電總人口2.3億人。南方電網遠距離、大容量、超高壓輸電，交直流混合運行，電網東西跨度近2000公里，至2010年底已經形成“八交五直”13條500千伏及以上大通道，每條都在1000公里及以上，西電東送最大輸電能力超過24GW。南方電網網內擁有水、煤、核、抽水蓄能、油、氣、風力等多種電源，截至2010年底，全網統調裝機容量近150GW，其中常規水電機組近50GW，約占總裝機的33%，抽水蓄能裝機3.9GW，占總裝機的2.6%。2010年，全網最大峰谷差達37.5GW，同比提高9.7%，連續5年保持較快增長。

（二）南方五省區負荷特性分析

南方電網區域內，各省區負荷特性具有良好的互補性。日負荷特性方面，廣東典型日負荷曲線有早、午、晚3個高峰，中午和傍晚各有兩個短時間的低谷，落差較大，負荷在晚高峰后一路下落，在凌晨5點左右到達最低點。這種峰谷變化大、低谷持續時間長的用電特點給電網調峰帶來了很大的壓力。而廣西、云南、貴州的重工業在用電側所占比例很大，第三產業及居民負荷相對廣東較小日負荷特性與廣東差異較大，云南和貴州早峰較低，傍晚出現短時間高峰，整個下午的負荷均維持在腰荷附近，晚峰負荷明顯高于早峰。廣西和云南較為相似，在接近傍晚時負荷有所上升，其中廣西的傍晚高峰略高于早峰。貴州和云南作為主要的電源送出端，其自身較為平緩的負荷特性可以為受電端提供必要的年調節和日調節服務，具有良好的送電性。年負荷特性方面，廣東和云貴的負荷特性也具有明顯的互補性，廣東年最高負荷均出現在夏季，而云貴的年最高負荷均出現在冬季。并且云貴的負荷變化較廣東平緩，這一負荷特性對于充分利用水電及協助廣東調峰是十分有利的。

（三）南方五省區電網典型日調峰情況分析

以下分別對五省（區）枯水期、豐水期典型日調峰情況進行詳細分析。

廣東水電所占比例小，調峰作用十分有限，因此豐枯期調峰情況基本相同，即省內火電和西部送電起主要的調峰作用。其中，燃油、燃氣機組多采取晝啟夜停的方式參與調峰，其承擔的調峰量在負荷高峰季節較為明顯，西部送電電力承擔了廣東大部分的調峰任務，減輕了廣東網內火電的調峰壓力。

廣西負荷構成情況在豐、枯水期有較大差異。枯水期火電承擔基荷，水電起主要的調峰作用；豐水期火電維持低負荷運行，基本不參與調峰，水電同樣承擔部分基荷，并與西電一同承擔調峰任務。在調峰量的分擔上，豐、枯水期同樣差異明顯。枯水期主要依靠火電和水電調峰，但在豐水期，由于火電低負荷運行，調峰能力受限，西電送廣西承擔的主要的調峰任務。

云南省內電源以水電主，火電為輔，水電比例明顯高于火電，“十一五”期間，云南有大量具備優良調節性能水電投產，大大改善電源結構，水電調峰能力進一步增強。豐水期火電維持低負荷運行，基本不參與調峰；枯水期水電起主要調峰作用，火電配合調峰。

從裝機構成來看，貴州火電比例高于云南，以火電為主，水電為輔。火電機組在枯水期主要承擔基荷，而水電機組則作為系統的調峰電源。在豐水期，為了進一步提高水資源利用率，由水電機組承擔基荷，而火電機組則配合調峰。

海南電網中除風電外，各類型機組均需承擔調峰作用，其中燃機和煤機承擔了主要的調峰任務。近年海南風電裝機逐步增長，風電發電占海南全網比重有明顯提高，對調峰的不利影響開始顯現。8月16日的曲線中，已經可以看出風電逆調峰的跡象。

二、廣東電網快速調峰能力分析

廣東電網負荷除了具有峰谷差大這一特性外，在早峰攀峰階段（7:30-8:30）以及早峰過后的負荷下降階段（11:15-12:15），負荷變化率極快。圖1所示的2010年8月16日（星期一）廣東統調負荷曲線中，在這兩個特殊時段內，一小時內統調負荷變化量超過10GW。這一負荷特性不僅要求系統有充足調峰容量，也必須要有足夠的調節速度。下面對廣東負荷快速變化階段的負荷特性及調峰能力進行詳細分析。

（一）廣東負荷快速變化階段特性

以2010年8月16日廣東負荷變化情況為例，在早峰攀峰階段，負荷變化率從7:30起逐漸增大，到8點前后變化率達到最大，約500MW/min，之后變化率逐步下降。其中，7:55～8:05這段時間內，負荷增長約3900MW，即在此10分鐘內，系統需要調出近4000MW的備用容量以平衡快速上升的負荷。

早峰過后，系統負荷逐步下降，11:50之后負荷變化率逐漸增大，12點前后負荷變化率達到最大值，接近-600MW/min。11:55-12:05這段時間內，負荷下降約4700MW，需要調減近5000MW的發電出力以維持系統有功平衡。兩個階段的負荷變化率曲線如圖6所示：

（二）電網快速調節能力分析

在廣東早峰前后負荷變化率較快階段，廣東省網內常規水火電機組、抽水蓄能機組以及西部送廣東電力需要共同配合調整，以滿足系統快速調峰的需要。

1．廣東省網內機組（不含抽水蓄能機組）調節能力。截至2010年底，廣東投入AGC的火電機組裝機容量38.2GW，調節容量17GW，調節速率692MW/min。2010年8月16日，廣東火電AGC機組檢修容量2100MW，按比例折算后實際運行機組調節速率為約650MW/min。僅從調節容量及調節速率上看，火電機組可以滿足調峰需要。但實際運行中，火電機組可能受限于當時運行工況，達不到理論調節能力，或由于網絡受限無法充分發揮其調節能力。

2．抽水蓄能機組調節情況分析。抽水蓄能機組在電網調峰方面發揮著重要作用。峰谷交替階段，利用抽水蓄能工況快速轉換（特別是泵工況啟停）可以應對負荷的快速變化。2010年8月16日早峰攀峰階段（7:30～8:30），廣州蓄能、惠州蓄能電廠機組由10臺機組泵工況運行轉為全停，總調節量為3000MW。尤其是蓄能機組泵工況停機時，在不到30秒時間內即可將功率由-300MW降至零，調節速率可達600MW/min左右，可有效應對負荷快速變化，減輕火電機組調峰

壓力。

3．西部送廣東電力調峰情況。由于西部水電裝機比重較大，西部送廣東電力的調節能力較強，當日負荷快速變化時段西電送廣東調節情況如表1所示。在早峰攀峰階段，西電送廣東增量和平均變化率占廣東負荷增量的30%左右，負荷下降階段，西電送廣東變化量和平均變化率約占廣東負荷變化量的43%。西電送廣東承擔了廣東約1/3的調峰任務。

4．綜合調峰情況分析。廣東網內火電機組所占比例超過80%，并且核電機組正常情況下不參與調峰，因此必須首先充分發揮火電機組的調峰能力，西電協助調峰，并利用好抽水蓄能機組削峰填谷及快速調節能力達到調峰目的。從圖1所示的廣東負荷構成曲線中可以看出：核電機組不參與調峰；常規水電機組由于比重較小，無法承擔調峰任務；火電機組與西電承擔了主要調峰任務，其中非燃煤火電采取晝啟夜停方式參與調峰；蓄能機組在凌晨、中午低谷段泵工況運行參與調峰，蓄能機組抽水、發電工況轉換主要在系統峰谷轉換階段完成，以應對負荷快速變化。

三、結論及建議

根據上述分析可見，南方各省區電網調峰能力基本可以滿足實際需要，但是隨著負荷水平進一步升高以及水電受來水不足的影響，未來南方電網調峰還將遇到一些列問題，為此，本文提出了以下提高系統調峰能力的建議：

1．合理利用網內各類型機組的調峰能力。對于燃煤火電機組，應結合《南方區域并網發電廠輔助服務管理實施細則》和《南方區域發電廠并網運行管理實施細則》，充分挖掘燃煤火電機組的調峰深度及調節速度，提高燃煤火電機組調節資源的利用率；對于水電機組，要加大流域水情預測，在提高流域水資源綜合利用效率的基礎上發揮水電機組的調峰能力；對于蓄能機組，應根據電力供需形式做好發電、抽水的計劃安排，發揮蓄能的消峰填谷能力，盡量減少機組的啟停次數。在不影響系統安全穩定運行基礎上，應盡可能吸納清潔能源電力，但應提高小水電、風電的發電預測水平，增強系統運行的計劃性。

2．加強電網建設，提高電網輸電能力，在此基礎上優化全網調峰資源，充分發揮南方電網區域資源配置優勢，提高系統的節能、環保指標。

3．強化負荷側管理。加強對電網負荷構成研究，對能夠達到調峰能力的企業進行政策引導和政策支持，對有條件的用戶實行分時用電。通過豐枯電價、峰谷電價差異引導用戶合理用電。

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（責任編輯：趙秀娟）