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        浙江電網(wǎng)特高壓電力調(diào)峰研究

        2014-05-29 06:00:08毛雪雁孫黎瀅
        浙江電力 2014年4期
        關(guān)鍵詞:峰谷調(diào)峰特高壓

        毛雪雁,孫黎瀅

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

        0 引言

        隨著浙江電網(wǎng)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(jīng)超過18000 MW,約為當年最大負荷的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%的負荷供應將由外來電力承擔。盡管浙江電網(wǎng)的省調(diào)機組擁有一定的調(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(最大負荷日),先依靠本省電網(wǎng)的統(tǒng)調(diào)機組滿足調(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)負荷特性

        由于受天氣影響較大,浙江電網(wǎng)最大負荷通常出現(xiàn)在夏季。2000年以來,浙江電網(wǎng)的夏季典型日負荷曲線均呈現(xiàn)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(wǎng)的夏季負荷曲線有明顯的早、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(wǎng)2000-2012年夏季典型日負荷曲線

        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)機組調(diào)峰能力及規(guī)劃

        至2012年底,浙江電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)機組裝機容量為40493 MW(不含華東直調(diào)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(jù)資料統(tǒng)計,浙江省調(diào)各類機組的調(diào)峰能力有一定差異,有些機組夏季最大出力略小于冬季,調(diào)峰能力也小于冬季。除個別機組外,燃煤機組的最大調(diào)峰能力約為裝機容量的50%~53%,燃氣機組的最大調(diào)峰能力約為30%~58%(不考慮啟停調(diào)峰),燃油機組的最大調(diào)峰能力約為55%;水電機組除汛期外可視為全容量調(diào)峰;核電機組通常不參與調(diào)峰??傮w來說,2012年浙江省調(diào)機組的調(diào)峰能力約20000 MW,為總裝機容量的50%左右。在電網(wǎng)正常運行方式下,統(tǒng)調(diào)機組可以基本滿足調(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)機組,其中火電機組10750 MW,核電機組3250 MW。“十三五”期間,浙江電網(wǎng)預計新增統(tǒng)調(diào)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(diào)峰深度按50%考慮,核電機組不參與調(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(wǎng)外來電力主要有省內(nèi)華東直調(diào)機組和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(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,考慮一定負荷備用率,文中取最大負荷值的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、夏季及冬季負荷特性進行預測,浙江電網(wǎng)的峰谷差將進一步增大,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%。考慮機組備用后,綜合目前省調(diào)機組的最大調(diào)峰能力及“十二五”期間新增機組的最大調(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)機組和500 kV省際聯(lián)絡(luò)線輸送的功率均按目前方式進行調(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(diào)機組按最大能力調(diào)峰、華東直調(diào)機組及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)的風電裝機預計達到3380 MW,規(guī)劃中風電未參與電力平衡,但如果考慮風電機組的反調(diào)峰特性,當風電同時率達到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)機組、華東直調(diào)機組和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)外來電力達到負荷的39%和40%,預計電網(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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