浙江電網(wǎng)特高壓電力調(diào)峰研究

毛雪雁，孫黎瀅

（國網(wǎng)浙江省電力公司經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院，杭州 310008）

0 引言

隨著浙江電網(wǎng)負(fù)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(jīng)超過18000 MW，約為當(dāng)年最大負(fù)荷的36%。

浙江省一次能源缺乏，環(huán)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(kuò)大占比。目前，浙江電網(wǎng)外來電力主要有兩個方面，一是本省境內(nèi)的華東直調(diào)機(jī)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(wǎng)由相鄰省市電網(wǎng)受入本省。

2013年9月，安吉特高壓交流站正式投入運行，開創(chuàng)了浙江電網(wǎng)的特高壓時代。2014年，浙江電網(wǎng)第一座特高壓直流站也將投運。根據(jù)規(guī)劃，到“十三五”末，浙江約有40%的負(fù)荷供應(yīng)將由外來電力承擔(dān)。盡管浙江電網(wǎng)的省調(diào)機(jī)組擁有一定的調(diào)峰能力，現(xiàn)有外來電力也部分參與了調(diào)峰，但分析未來浙江電網(wǎng)調(diào)峰平衡的結(jié)果表明，電網(wǎng)峰谷差的增長速度大于本省統(tǒng)調(diào)機(jī)組的增加速度，新增外來電力也必須參與電網(wǎng)調(diào)峰。近年內(nèi)，浙江電網(wǎng)還將陸續(xù)投產(chǎn)一些特高壓交、直流工程，這些輸電項目如何參與電網(wǎng)調(diào)峰，需要進(jìn)行深入研究。

本文在浙江電網(wǎng)現(xiàn)狀分析的基礎(chǔ)上，從電網(wǎng)規(guī)劃的角度分析了浙江電網(wǎng)對特高壓電力的調(diào)峰需求，提出了“十三五”末特高壓電力進(jìn)行調(diào)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(fù)荷日），先依靠本省電網(wǎng)的統(tǒng)調(diào)機(jī)組滿足調(diào)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(wǎng)負(fù)荷特性

由于受天氣影響較大，浙江電網(wǎng)最大負(fù)荷通常出現(xiàn)在夏季。2000年以來，浙江電網(wǎng)的夏季典型日負(fù)荷曲線均呈現(xiàn)了較強(qiáng)的一致性，除2003年因嚴(yán)重缺電導(dǎo)致典型日曲線變形之外，浙江電網(wǎng)的夏季負(fù)荷曲線有明顯的早、午、晚3個高峰，峰值通常出現(xiàn)在10點、14點、21—22點前后，且近年來的晚高峰峰值出現(xiàn)時間逐漸后移。冬季典型負(fù)荷曲線形狀與夏季典型負(fù)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(fù)荷曲線見圖2。

圖2 浙江電網(wǎng)2000-2012年夏季典型日負(fù)荷曲線

由圖2可以看出，浙江電網(wǎng)的峰谷差絕對值逐年增大。據(jù)統(tǒng)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(nèi)，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(xiàn)在7—9月的有9年，出現(xiàn)在6月的有2年，出現(xiàn)在4月和12月的各有1年。

圖3 浙江電網(wǎng)2000—2012年最大日峰谷差

2 浙江電網(wǎng)調(diào)峰能力分析

2.1 浙江省調(diào)機(jī)組調(diào)峰能力及規(guī)劃

至2012年底，浙江電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)機(jī)組裝機(jī)容量為40493 MW（不含華東直調(diào)機(jī)組），其中燃煤機(jī)組占81.4%，燃油機(jī)組占1.5%，燃?xì)鈾C(jī)組占12.2%，核電機(jī)組占0.8%，水電機(jī)組占4.1%。

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

根據(jù)浙江電網(wǎng)“十二五”規(guī)劃，2013—2015年全省將新增14000 MW統(tǒng)調(diào)機(jī)組，其中火電機(jī)組10750 MW，核電機(jī)組3250 MW?！笆濉逼陂g，浙江電網(wǎng)預(yù)計新增統(tǒng)調(diào)裝機(jī)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(jī)組調(diào)峰深度按50%考慮，核電機(jī)組不參與調(diào)峰。

2.2 外來電力調(diào)峰現(xiàn)狀及規(guī)劃

2012年，浙江電網(wǎng)最大受電負(fù)荷超過15300 MW，約占最大負(fù)荷（51740 MW）的30%。如前所述，目前浙江電網(wǎng)外來電力主要有省內(nèi)華東直調(diào)機(jī)組和500 kV電網(wǎng)聯(lián)絡(luò)線受入兩類，實際運行中，華東直調(diào)機(jī)組和省際聯(lián)絡(luò)線輸入的電力均參與了調(diào)峰，根據(jù)對歷史運行數(shù)據(jù)的分析，夏季高峰時外來電力調(diào)峰幅度約為5000 MW，極端情況下達(dá)到8600 MW，汛期和冬季外來電力調(diào)峰幅度為3300～4400 MW。

根據(jù)規(guī)劃，“十二五”末浙江電網(wǎng)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(wǎng)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(diào)電廠將新增核電和抽水蓄能機(jī)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(guī)劃如表1所示。

表1 浙江電網(wǎng)受電規(guī)劃

3 電力平衡與調(diào)峰需求計算

電網(wǎng)發(fā)輸電功率與負(fù)荷滿足下列平衡關(guān)系：

式中：PGi為浙江電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)第i臺發(fā)電機(jī)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(fù)荷功率；ΔP為網(wǎng)損。

計算條件如下：

（1）不考慮網(wǎng)損 ΔP；

（2）不考慮節(jié)假日等電網(wǎng)特殊運行方式；

（3）電力平衡時，考慮一定負(fù)荷備用率，文中取最大負(fù)荷值的10%。

根據(jù)浙江電網(wǎng)“十二五”規(guī)劃，對“十二五”末和“十三五”末的浙江電網(wǎng)汛期、夏季及冬季負(fù)荷特性進(jìn)行預(yù)測，浙江電網(wǎng)的峰谷差將進(jìn)一步增大，且每年的最大峰谷差都發(fā)生在夏季。

2015年，浙江電網(wǎng)負(fù)荷水平為71720 MW，預(yù)計最大峰谷差將達(dá)到26762 MW，最大峰谷差率37.3%。考慮機(jī)組備用后，綜合目前省調(diào)機(jī)組的最大調(diào)峰能力及“十二五”期間新增機(jī)組的最大調(diào)峰能力，能夠滿足汛期及冬季調(diào)峰需求并有一定裕度，但夏季最大峰谷差時調(diào)峰能力不足。即使浙江境內(nèi)華東直調(diào)機(jī)組和500 kV省際聯(lián)絡(luò)線輸送的功率均按目前方式進(jìn)行調(diào)峰，浙江電網(wǎng)的夏季調(diào)峰仍有缺口，最大約為1870 MW，需要特高壓電力參與調(diào)峰。

2020年，浙江電網(wǎng)最高負(fù)荷預(yù)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(diào)機(jī)組按最大能力調(diào)峰、華東直調(diào)機(jī)組及500 kV省際聯(lián)絡(luò)線輸入的電力均按目前方式調(diào)峰，可以基本滿足汛期需求，但冬季和夏季調(diào)峰能力不足，最大調(diào)峰缺口將超過4800 MW。此外，2020年浙江電網(wǎng)的風(fēng)電裝機(jī)預(yù)計達(dá)到3380 MW，規(guī)劃中風(fēng)電未參與電力平衡，但如果考慮風(fēng)電機(jī)組的反調(diào)峰特性，當(dāng)風(fēng)電同時率達(dá)到0.6時，調(diào)峰缺口將增大到6800 MW左右。因此，特高壓電力需要參與調(diào)峰。

為簡單起見，僅將2020年浙江電網(wǎng)的調(diào)峰計算結(jié)果列于表2。

表2 2020年浙江電網(wǎng)調(diào)峰計算結(jié)果

4 特高壓電力參與調(diào)峰運行計算

對特高壓電力參與調(diào)峰的運行方式進(jìn)行計算時，作如下假設(shè)：

農(nóng)村中并沒有成熟的垃圾治理管理制度，幾乎沒有相應(yīng)的執(zhí)法人員。農(nóng)村垃圾治理在制度執(zhí)行層面上具有較大空白，村民多年養(yǎng)成的習(xí)慣也難以改變。

（1）特高壓交流最大調(diào)峰深度為50%；

（2）寧東直流最大調(diào)峰深度為50%；

（3）金沙江水電豐水期（6—10 月）最大調(diào)峰深度為0，其他時間為20%。

4.1 僅特高壓直流參與調(diào)峰

據(jù)規(guī)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(shè)條件考慮，夏季調(diào)峰缺口最大時，溪洛渡水電不調(diào)峰而寧東火電參與調(diào)峰，可增加調(diào)峰容量4000 MW，能滿足當(dāng)年夏季調(diào)峰需求并有一定盈余。

2020年，規(guī)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(dá)到24000 MW，可滿足冬季電網(wǎng)調(diào)峰需求并有一定裕度。但浙江電網(wǎng)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(diào)峰，僅寧東直流參與調(diào)峰，則仍無法完全彌補(bǔ)夏季調(diào)峰缺口，需要特高壓交流電力參與調(diào)峰。

4.2 僅特高壓交流參與調(diào)峰

4.3 特高壓交流和直流聯(lián)合參與調(diào)峰

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

5 結(jié)論

（1）目前浙江電網(wǎng)的調(diào)峰容量由省調(diào)機(jī)組、華東直調(diào)機(jī)組和500 kV省際聯(lián)絡(luò)線輸電3部分組成，正常運行方式下調(diào)峰能力可以滿足要求。

（2）2015年、2020年，浙江電網(wǎng)外來電力達(dá)到負(fù)荷的39%和40%，預(yù)計電網(wǎng)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(diào)峰，2015年夏季、2020年夏季和冬季將有較大調(diào)峰缺口。

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

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

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