浙江電網特高壓電力調峰研究

毛雪雁，孫黎瀅

（國網浙江省電力公司經濟技術研究院，杭州 310008）

0 引言

隨著浙江電網負荷水平的不斷增長，峰谷差也逐步加大，2012年最大日峰谷差已經超過18000 MW，約為當年最大負荷的36%。

浙江省一次能源缺乏，環境容量緊缺，省外來電成為浙江長期以來的重要電源支撐，并將隨著電力需求的增長而不斷擴大占比。目前，浙江電網外來電力主要有兩個方面，一是本省境內的華東直調機組，包括新安江水電站、富春江水電站、天荒坪抽水蓄能電站、秦山核電站二期和三期；二是三峽直流工程和皖電東送工程等，通過500 kV電網由相鄰省市電網受入本省。

2013年9月，安吉特高壓交流站正式投入運行，開創了浙江電網的特高壓時代。2014年，浙江電網第一座特高壓直流站也將投運。根據規劃，到“十三五”末，浙江約有40%的負荷供應將由外來電力承擔。盡管浙江電網的省調機組擁有一定的調峰能力，現有外來電力也部分參與了調峰，但分析未來浙江電網調峰平衡的結果表明，電網峰谷差的增長速度大于本省統調機組的增加速度，新增外來電力也必須參與電網調峰。近年內，浙江電網還將陸續投產一些特高壓交、直流工程，這些輸電項目如何參與電網調峰，需要進行深入研究。

本文在浙江電網現狀分析的基礎上，從電網規劃的角度分析了浙江電網對特高壓電力的調峰需求，提出了“十三五”末特高壓電力進行調峰的建議。

本文分析中，針對汛期、夏季和冬季不同的典型日（最大負荷日），先依靠本省電網的統調機組滿足調峰需求，若不滿足則考慮外來電力，主要思路如圖1所示。

圖1 分析主要思路

1 浙江電網負荷特性

由于受天氣影響較大，浙江電網最大負荷通常出現在夏季。2000年以來，浙江電網的夏季典型日負荷曲線均呈現了較強的一致性，除2003年因嚴重缺電導致典型日曲線變形之外，浙江電網的夏季負荷曲線有明顯的早、午、晚3個高峰，峰值通常出現在10點、14點、21—22點前后，且近年來的晚高峰峰值出現時間逐漸后移。冬季典型負荷曲線形狀與夏季典型負荷曲線不同，午高峰的峰值相對偏低，晚高峰較不明顯。2000—2012年的夏季典型負荷曲線見圖2。

圖2 浙江電網2000-2012年夏季典型日負荷曲線

由圖2可以看出，浙江電網的峰谷差絕對值逐年增大。據統計，整點最大日峰谷差由2000年的2478 MW增長到2012年的18079 MW，年均增長18%，增長過程見圖3。2000—2012年最大日峰谷差率在27.0%～47.7%范圍內，總體趨勢為曲折向上。

從2000年到2012年這13年中，最大日峰谷差出現在7—9月的有9年，出現在6月的有2年，出現在4月和12月的各有1年。

圖3 浙江電網2000—2012年最大日峰谷差

2 浙江電網調峰能力分析

2.1 浙江省調機組調峰能力及規劃

至2012年底，浙江電網統調機組裝機容量為40493 MW（不含華東直調機組），其中燃煤機組占81.4%，燃油機組占1.5%，燃氣機組占12.2%，核電機組占0.8%，水電機組占4.1%。

據資料統計，浙江省調各類機組的調峰能力有一定差異，有些機組夏季最大出力略小于冬季，調峰能力也小于冬季。除個別機組外，燃煤機組的最大調峰能力約為裝機容量的50%～53%，燃氣機組的最大調峰能力約為30%～58%（不考慮啟停調峰），燃油機組的最大調峰能力約為55%；水電機組除汛期外可視為全容量調峰；核電機組通常不參與調峰?？傮w來說，2012年浙江省調機組的調峰能力約20000 MW，為總裝機容量的50%左右。在電網正常運行方式下，統調機組可以基本滿足調峰要求，但節假日或遭遇極端惡劣天氣等特殊情況下的調峰能力不足。

根據浙江電網“十二五”規劃，2013—2015年全省將新增14000 MW統調機組，其中火電機組10750 MW，核電機組3250 MW。“十三五”期間，浙江電網預計新增統調裝機容量15390 MW，其中火電增加11640 MW，核電增加3750 MW。

本文分析時，新增火電機組調峰深度按50%考慮，核電機組不參與調峰。

2.2 外來電力調峰現狀及規劃

2012年，浙江電網最大受電負荷超過15300 MW，約占最大負荷（51740 MW）的30%。如前所述，目前浙江電網外來電力主要有省內華東直調機組和500 kV電網聯絡線受入兩類，實際運行中，華東直調機組和省際聯絡線輸入的電力均參與了調峰，根據對歷史運行數據的分析，夏季高峰時外來電力調峰幅度約為5000 MW，極端情況下達到8600 MW，汛期和冬季外來電力調峰幅度為3300～4400 MW。

根據規劃，“十二五”末浙江電網外來電力將增加特高壓交流和直流2個渠道：

（1）落點浙江的特高壓直流：溪洛渡水電和寧東火電，浙江共受電16000 MW。

（2）特高壓交流：通過浙北等特高壓變電站受電，2015年浙江電網按2400 MW參與平衡。

“十三五”末，浙江還將新增一項來自金沙江水電的特高壓直流輸電工程，同時特高壓交流輸電容量也有所增大；華東直調電廠將新增核電和抽水蓄能機組，浙江分得電力增加。綜合起來，浙江受電比例占比將超過40%。

未來幾年的受電規劃如表1所示。

表1 浙江電網受電規劃

3 電力平衡與調峰需求計算

電網發輸電功率與負荷滿足下列平衡關系：

式中：PGi為浙江電網統調第i臺發電機輸出有功功率；PWi為第i類外來電力注入的有功功率；PLi表示負荷功率；ΔP為網損。

計算條件如下：

（1）不考慮網損 ΔP；

（2）不考慮節假日等電網特殊運行方式；

（3）電力平衡時，考慮一定負荷備用率，文中取最大負荷值的10%。

根據浙江電網“十二五”規劃，對“十二五”末和“十三五”末的浙江電網汛期、夏季及冬季負荷特性進行預測，浙江電網的峰谷差將進一步增大，且每年的最大峰谷差都發生在夏季。

2015年，浙江電網負荷水平為71720 MW，預計最大峰谷差將達到26762 MW，最大峰谷差率37.3%?？紤]機組備用后，綜合目前省調機組的最大調峰能力及“十二五”期間新增機組的最大調峰能力，能夠滿足汛期及冬季調峰需求并有一定裕度，但夏季最大峰谷差時調峰能力不足。即使浙江境內華東直調機組和500 kV省際聯絡線輸送的功率均按目前方式進行調峰，浙江電網的夏季調峰仍有缺口，最大約為1870 MW，需要特高壓電力參與調峰。

2020年，浙江電網最高負荷預計增長26450 MW，峰谷差增加12462 MW，最大峰谷差率39.96%。與2015年類似，省調機組按最大能力調峰、華東直調機組及500 kV省際聯絡線輸入的電力均按目前方式調峰，可以基本滿足汛期需求，但冬季和夏季調峰能力不足，最大調峰缺口將超過4800 MW。此外，2020年浙江電網的風電裝機預計達到3380 MW，規劃中風電未參與電力平衡，但如果考慮風電機組的反調峰特性，當風電同時率達到0.6時，調峰缺口將增大到6800 MW左右。因此，特高壓電力需要參與調峰。

為簡單起見，僅將2020年浙江電網的調峰計算結果列于表2。

表2 2020年浙江電網調峰計算結果

4 特高壓電力參與調峰運行計算

對特高壓電力參與調峰的運行方式進行計算時，作如下假設：

農村中并沒有成熟的垃圾治理管理制度，幾乎沒有相應的執法人員。農村垃圾治理在制度執行層面上具有較大空白，村民多年養成的習慣也難以改變。

（1）特高壓交流最大調峰深度為50%；

（2）寧東直流最大調峰深度為50%；

（3）金沙江水電豐水期（6—10 月）最大調峰深度為0，其他時間為20%。

4.1 僅特高壓直流參與調峰

據規劃，2015年浙江2項特高壓直流輸電工程的最大輸電容量為16000 MW，其中溪洛渡水電和寧東火電各8000 MW。按上述假設條件考慮，夏季調峰缺口最大時，溪洛渡水電不調峰而寧東火電參與調峰，可增加調峰容量4000 MW，能滿足當年夏季調峰需求并有一定盈余。

2020年，規劃增加1項特高壓直流輸電工程（來自金沙江水電），輸電容量為8000 MW。由此，特高壓直流總輸電容量達到24000 MW，可滿足冬季電網調峰需求并有一定裕度。但浙江電網夏季高峰時間正值金沙江水電豐水期，若此時金沙江水電不能調峰，僅寧東直流參與調峰，則仍無法完全彌補夏季調峰缺口，需要特高壓交流電力參與調峰。

4.2 僅特高壓交流參與調峰

4.3 特高壓交流和直流聯合參與調峰

若特高壓交流、寧東直流均按50%調峰深度考慮，2015年夏季浙江電網將增加5200 MW調峰能力，2020年夏季增加7700 MW調峰能力，可以滿足最大調峰需求，并有一定盈余。

5 結論

（1）目前浙江電網的調峰容量由省調機組、華東直調機組和500 kV省際聯絡線輸電3部分組成，正常運行方式下調峰能力可以滿足要求。

（2）2015年、2020年，浙江電網外來電力達到負荷的39%和40%，預計電網最大峰谷差率為37.3%和39.96%，若特高壓交、直流輸電項目均不參與調峰，2015年夏季、2020年夏季和冬季將有較大調峰缺口。

（3）若僅增加交流特高壓調峰手段，還不能完全彌補2015年和2020年的最大調峰缺口；僅增加直流特高壓調峰，也不能滿足2020年的最大調峰需求。

（4）建議特高壓交、直流聯合參與調峰，以特高壓火電直流（寧東）調峰為主，特高壓交流和特高壓水電直流進行配合，如此能夠滿足浙江電網調峰需求，并有一定盈余。

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