南方电网调峰情况分析及建议

李阳坡

摘要：文章以南方电网2010年运行数据为基础，分析了南方电网各省（区）负荷特性以及实际调峰情况，重点对水电装机比重较小、调峰能力相对不足的广东电网在负荷快速变化阶段的调节能力进行了深入分析，并就提高电网调峰能力提出了建议及措施。

关键词：南方电网；调峰；负荷特性；攀峰

中图分类号：TM712 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2012）04-0101-04

电网调峰是确保电力系统安全稳定运行的重要调节行为之一。近年来，随着经济社会发展对电力需求的不断增长，电网装机规模不断扩大，用电负荷连年升高，随之而来的是电网峰谷差日趋增大，调峰问题日渐突出。电网的调峰能力受负荷特性、装机结构、机组调节性能等多方面因素影响，并且直接关系到电力系统的安全、优质、经济、环保运行水平。文章结合电网运行情况深入分析调峰能力及实际调峰情况，对促进电网运行水平提高具有重要意义。

一、南方电网调峰能力及实际调峰情况

（一）南方电网基本情况

南方电网覆盖广东、广西、云南、贵州、海南五省区，面积100万平方公里，供电总人口2.3亿人。南方电网远距离、大容量、超高压输电，交直流混合运行，电网东西跨度近2000公里，至2010年底已经形成“八交五直”13条500千伏及以上大通道，每条都在1000公里及以上，西电东送最大输电能力超过24GW。南方电网网内拥有水、煤、核、抽水蓄能、油、气、风力等多种电源，截至2010年底，全网统调装机容量近150GW，其中常规水电机组近50GW，约占总装机的33%，抽水蓄能装机3.9GW，占总装机的2.6%。2010年，全网最大峰谷差达37.5GW，同比提高9.7%，连续5年保持较快增长。

（二）南方五省区负荷特性分析

南方电网区域内，各省区负荷特性具有良好的互补性。日负荷特性方面，广东典型日负荷曲线有早、午、晚3个高峰，中午和傍晚各有两个短时间的低谷，落差较大，负荷在晚高峰后一路下落，在凌晨5点左右到达最低点。这种峰谷变化大、低谷持续时间长的用电特点给电网调峰带来了很大的压力。而广西、云南、贵州的重工业在用电侧所占比例很大，第三产业及居民负荷相对广东较小日负荷特性与广东差异较大，云南和贵州早峰较低，傍晚出现短时间高峰，整个下午的负荷均维持在腰荷附近，晚峰负荷明显高于早峰。广西和云南较为相似，在接近傍晚时负荷有所上升，其中广西的傍晚高峰略高于早峰。贵州和云南作为主要的电源送出端，其自身较为平缓的负荷特性可以为受电端提供必要的年调节和日调节服务，具有良好的送电性。年负荷特性方面，广东和云贵的负荷特性也具有明显的互补性，广东年最高负荷均出现在夏季，而云贵的年最高负荷均出现在冬季。并且云贵的负荷变化较广东平缓，这一负荷特性对于充分利用水电及协助广东调峰是十分有利的。

（三）南方五省区电网典型日调峰情况分析

以下分别对五省（区）枯水期、丰水期典型日调峰情况进行详细分析。

广东水电所占比例小，调峰作用十分有限，因此丰枯期调峰情况基本相同，即省内火电和西部送电起主要的调峰作用。其中，燃油、燃气机组多采取昼启夜停的方式参与调峰，其承担的调峰量在负荷高峰季节较为明显，西部送电电力承担了广东大部分的调峰任务，减轻了广东网内火电的调峰压力。

广西负荷构成情况在丰、枯水期有较大差异。枯水期火电承担基荷，水电起主要的调峰作用；丰水期火电维持低负荷运行，基本不参与调峰，水电同样承担部分基荷，并与西电一同承担调峰任务。在调峰量的分担上，丰、枯水期同样差异明显。枯水期主要依靠火电和水电调峰，但在丰水期，由于火电低负荷运行，调峰能力受限，西电送广西承担的主要的调峰任务。

云南省内电源以水电主，火电为辅，水电比例明显高于火电，“十一五”期间，云南有大量具备优良调节性能水电投产，大大改善电源结构，水电调峰能力进一步增强。丰水期火电维持低负荷运行，基本不参与调峰；枯水期水电起主要调峰作用，火电配合调峰。

从装机构成來看，贵州火电比例高于云南，以火电为主，水电为辅。火电机组在枯水期主要承担基荷，而水电机组则作为系统的调峰电源。在丰水期，为了进一步提高水资源利用率，由水电机组承担基荷，而火电机组则配合调峰。

海南电网中除风电外，各类型机组均需承担调峰作用，其中燃机和煤机承担了主要的调峰任务。近年海南风电装机逐步增长，风电发电占海南全网比重有明显提高，对调峰的不利影响开始显现。8月16日的曲线中，已经可以看出风电逆调峰的迹象。

二、广东电网快速调峰能力分析

广东电网负荷除了具有峰谷差大这一特性外，在早峰攀峰阶段（7:30-8:30）以及早峰过后的负荷下降阶段（11:15-12:15），负荷变化率极快。图1所示的2010年8月16日（星期一）广东统调负荷曲线中，在这两个特殊时段内，一小时内统调负荷变化量超过10GW。这一负荷特性不仅要求系统有充足调峰容量，也必须要有足够的调节速度。下面对广东负荷快速变化阶段的负荷特性及调峰能力进行详细分析。

（一）广东负荷快速变化阶段特性

以2010年8月16日广东负荷变化情况为例，在早峰攀峰阶段，负荷变化率从7:30起逐渐增大，到8点前后变化率达到最大，约500MW/min，之后变化率逐步下降。其中，7:55～8:05这段时间内，负荷增长约3900MW，即在此10分钟内，系统需要调出近4000MW的备用容量以平衡快速上升的负荷。

早峰过后，系统负荷逐步下降，11:50之后负荷变化率逐渐增大，12点前后负荷变化率达到最大值，接近-600MW/min。11:55-12:05这段时间内，负荷下降约4700MW，需要调减近5000MW的发电出力以维持系统有功平衡。两个阶段的负荷变化率曲线如图6所示：

（二）电网快速调节能力分析

在广东早峰前后负荷变化率较快阶段，广东省网内常规水火电机组、抽水蓄能机组以及西部送广东电力需要共同配合调整，以满足系统快速调峰的需要。

1．广东省网内机组（不含抽水蓄能机组）调节能力。截至2010年底，广东投入AGC的火电机组装机容量38.2GW，调节容量17GW，调节速率692MW/min。2010年8月16日，广东火电AGC机组检修容量2100MW，按比例折算后实际运行机组调节速率为约650MW/min。仅从调节容量及调节速率上看，火电机组可以满足调峰需要。但实际运行中，火电机组可能受限于当时运行工况，达不到理论调节能力，或由于网络受限无法充分发挥其调节能力。

2．抽水蓄能机组调节情况分析。抽水蓄能机组在电网调峰方面发挥着重要作用。峰谷交替阶段，利用抽水蓄能工况快速转换（特别是泵工况启停）可以应对负荷的快速变化。2010年8月16日早峰攀峰阶段（7:30～8:30），广州蓄能、惠州蓄能电厂机组由10台机组泵工况运行转为全停，总调节量为3000MW。尤其是蓄能机组泵工况停机时，在不到30秒时间内即可将功率由-300MW降至零，调节速率可达600MW/min左右，可有效应对负荷快速变化，减轻火电机组调峰

压力。

3．西部送广东电力调峰情况。由于西部水电装机比重较大，西部送广东电力的调节能力较强，当日负荷快速变化时段西电送广东调节情况如表1所示。在早峰攀峰阶段，西电送广东增量和平均变化率占广东负荷增量的30%左右，负荷下降阶段，西电送广东变化量和平均变化率约占广东负荷变化量的43%。西电送广东承担了广东约1/3的调峰任务。

4．综合调峰情况分析。广东网内火电机组所占比例超过80%，并且核电机组正常情况下不参与调峰，因此必须首先充分发挥火电机组的调峰能力，西电协助调峰，并利用好抽水蓄能机组削峰填谷及快速调节能力达到调峰目的。从图1所示的广东负荷构成曲线中可以看出：核电机组不参与调峰；常规水电机组由于比重较小，无法承担调峰任务；火电机组与西电承担了主要调峰任务，其中非燃煤火电采取昼启夜停方式参与调峰；蓄能机组在凌晨、中午低谷段泵工况运行参与调峰，蓄能机组抽水、发电工况转换主要在系统峰谷转换阶段完成，以应对负荷快速变化。

三、结论及建议

根据上述分析可见，南方各省区电网调峰能力基本可以满足实际需要，但是随着负荷水平进一步升高以及水电受来水不足的影响，未来南方电网调峰还将遇到一些列问题，为此，本文提出了以下提高系统调峰能力的建议：

1．合理利用网内各类型机组的调峰能力。对于燃煤火电机组，应结合《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》和《南方区域发电厂并网运行管理实施細则》，充分挖掘燃煤火电机组的调峰深度及调节速度，提高燃煤火电机组调节资源的利用率；对于水电机组，要加大流域水情预测，在提高流域水资源综合利用效率的基础上发挥水电机组的调峰能力；对于蓄能机组，应根据电力供需形式做好发电、抽水的计划安排，发挥蓄能的消峰填谷能力，尽量减少机组的启停次数。在不影响系统安全稳定运行基础上，应尽可能吸纳清洁能源电力，但应提高小水电、风电的发电预测水平，增强系统运行的计划性。

2．加强电网建设，提高电网输电能力，在此基础上优化全网调峰资源，充分发挥南方电网区域资源配置优势，提高系统的节能、环保指标。

3．强化负荷侧管理。加强对电网负荷构成研究，对能够达到调峰能力的企业进行政策引导和政策支持，对有条件的用户实行分时用电。通过丰枯电价、峰谷电价差异引导用户合理用电。

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（责任编辑：赵秀娟）