华中电网夏季高峰电力供需情况分析

２００２年第１期　华中电力　第ｌ５卷　华中电网夏季高峰电力供需情况分析　李锴，韩刚，凌卫家　４３００７７）　（国电公司华中电力调度通信中心，湖北武汉摘要：通过对华中地区２００１年夏天高峰负荷进行了详细的分析，找出影响华中地区夏季高峰电力供需矛盾　的若干因素，同时对夸后两三年内的高峰供用电形势进行了预测，提出了相应的对策和建议。　关键词：华中电用；夏季；高峰负荷；供需矛盾　中图分类号：ＴＭ７３文蘸标识码：Ｂ文章编号：１００６—６５１９（２００２）０１—００３６—０４　Ｓｕｍｍｅｒ　Ｐｅａｋ　Ｌｏａｄ　Ｓｕｐｐｌｙ　Ａｎａｌｙｓｉｓ　ｉｎ　Ｃｅｎｔｒａｌ　Ｃｈｉｎａ　Ｐｏｗｅｒ　Ｓｙｓｔｅｍ　ＬＩ　Ｋａｉ．ＨＡＮ　Ｇａｎｇ．ＬＩＮＧ　Ｗｅｉ－ｊｉａ　“九五”以来，华中电网用电负荷经历了一个起　伏变化的过程，１９９６年用电负荷逐步下降，１９９７～　１９９８年负荷水平降到了一个较低的水平：１９９９年、　２０ＯＯ年随着国民经济的恢复性增长，人民生活水平　的逐步提高，全网用电负荷也出现了明显的恢复性　增比，其中民用负荷所占比例逐年增加，这就使得　全网负荷受季节和天气的影响逐步加大，在２０００　网调直调电厂总装机９４３７　，其中水电６７６７　Ｍｗ．火电２６７０Ｍｗ。高坝洲电，　因为设备原因在７　月初的一段时间内全停。阳逻电厂因稳定措施未及　时投运，１　２００ＭＷ装机最大只能发到１　０５０Ｍｗ　河南电网目前总装机９　９３０　ＭＷ、其中水电装　机１　６ＯＯＭＷ．实发最大８　６１０ＭＷ　湖北电网目前总装机６　３１０　Ｍｗ，其中水电装　机４ｌＯＭＷ，实发最大５　０５０ＭＷ。　年夏季已经出现了高峰供电紧张的征兆，而２００１　年夏季则表现得更为突出　本文就２００１的夏季的　湖南、江西因来水较大，水电大多可以满发，且　负荷增长幅度较小．发电出力富余较多。　表２华中电网发电情况　电力供需情况作较为全面分析，对２００２年及以后的　供需矛盾做一个简要的预测，并提出相应的对策。　１　２００１年夏季高峰电力供需基本情况　１．１　华中电网用电需求及高峰负荷情况　人夏以来随着气温的逐渐升高．降雨减少，抗　旱、降温负荷急剧增加，用电负荷大幅攀升，全网７　月到８月日均用电量达４７　１９０万ｋＷ－ｈ，同比增长　１３．８８％．最大负荷２６　８４０ＭＷ，同比增长７．４％：华　中四省日用电量、最大负荷均创历史新高，特别是　河南、湖北两省增长明显，日均电量同比分别增长　ｌ７．８１％、ｌ６３６％，最大负荷同比分别增长１４．Ｂ９％、　ｌ３．９０％。河南、湖北部分地区出现ｒ高峰电力供应　紧张的局面。具体用电情况见表ｌ。　１．２华中电网夏季电力供应情况　表１华中电网用电情况（时间：２００１／７／１１－２００１／８／３１日下同）　收稿日期　２００［一０９—２７　作者简介：李３６—　锴（１９６９一Ｊ，男．湖南益阳人，工程师　一维普资讯 http://www.cqvip.com

第１５卷　１．３分省发用电平衡分析　华中电网夏季高峰电力供需情况分析　表４来水影响２００２年第１期　ＭＷ　（１）河南省：高峰电力缺额较大，备用容量缺乏。　从表２数据分析，河南在机组达到最大可调出　力时，如按网络最大输送能力吸纳网供电力，能保　羞　筹　豢　２．２气温对全网的用电水平的影响日　人夏以来华中电网持续干旱少雨，持续高温，　持约４００　Ｍｗ的备用容量。但实际情况并非如此。７　月１９日，河南省用电负荷达到最大值１０　２３０　ＭＷ，　而此时部分火电机组由于真空低等原因降低出力　约３００　ＭＷ，一台１２５　ＭＷ的机组在高峰前因故停　运，使得此时河南省阿发电出力只有８　２３０　ＭＷ，电　力供应出现大量缺额，经网调与其他省调的大力支　援，实际网供河南电力达到２　０００　ＭＷ，超出计划　使得抗旱负荷与降温负荷大幅升高，加重了高峰负　荷的紧张程度；而气温的骤降与降雨则造成了用电　负荷的骤降。从表４可以看出抗旱、降温负荷所占　比较很大，这给开机方式的安排造成很大困难，使　得负荷预计的准确程度受天气的影响很大。　衰５降温负荷的影响　｛｝日　赣　垒网　６　８２０　３９０　ＭＷ，已无任何备用容量，此时如再发生机组故　障跳闸，势必造成拉闸限电　（２）湖北省：高峰电力供需基本平衡，备用容量　也不充裕。　７月１０日，湖北省用电负荷达到８　４７０ＭＷ，　此时省阿发电４　５２０　ＭＷ，网供湖北３　９５０　ＭＷ，鄂　豫问北送电力７２０　ＭＷ，鄂赣、鄂湘间基本结零，送　华东６００　ＭＷ（单极运行）。网调直调厂发电情况：葛　㈣　一　㈣　军面五　７丽　———丽ｉ　一ｊ　６０～ｊｉｊ　—Ｔ丽　占最大负荷比例　２８．０５　３２　５８　３８６７　３１　１０　２５　４ｏ　日平均温度变化／℃２１．５～２９　２４～３３　５　２２　８—３３　２　２４　２—３３．３　洲坝２　７００ＭＷ、阳逻９００ＭＷ，高坝洲因设备原因　全停，丹江６３０Ｍｗ，隔河岩１　０５０ＭＷ。其中阳逻一台　３００　Ｍｗ机组正在大修，只有隔河岩剩余约１５０　ＭＷ　啪帅　加　２．３发电机组可靠性亟待提高　河南禹州、信阳两台新机６５０　ＭＷ正处于消缺　状态，难以发挥作用。　湖北阳逻ｌ号机大修至７月２５日左右　检修　工作完成后受Ｂ厂外送网络限制，仍只能按３台机　运行考虑；高坝洲由于设备原因机组全停，损失出　力２５２ＭＷ。　瑚鲫　耋莩哪一　　２一　一　一一备用容量。除去机组检修容量约６００　ＭＷ，省网发　电已达最大，因此如不考虑湖南、江西反送，湖北省　内备用容量也不充裕。　他　一叭　（３）湖南、江西省：备用容量比较充裕，高峰电　力供需矛盾不突出。　∞　一　一　∞　今年夏天全网机组运行状况与往年相比有较　大完善，但仍存在一些机组的不正常状况。如河南　机组因真空低高峰少发约３００ＭＷ；因此加强设备的　２００１年华中四省最大负荷发用电平衡情况见表３。　¨¨”一　一　表３分省最大负荷时的发用电平衡　Ｍｗ　维护，提高设备可靠性，能较大提高全网供电能力。　２．４局部输变电设备网络卡口情况依然严重　因为电源建设、电网建设与社会用电水平的需　求存在一定差距，无法无条件地满足用电需求，有　时需要在局部地区限制用电，以确保全网的安全稳　注：湖北最大可用网供受联络线影响较大．可变范围较大。　定运行。２００１年夏季华中四省限电情况不均衡，主　要是河南省限电影响较大，６、７两月河南地调丰讧闸　限电共计损失电量２３ｌ万ｋＷ・ｈ，拉闸４０２条淡　其　中商丘地区限电占４４．１ｌ％，主要原因为电网末端　歃乏电源支撑，电压较低；豫南限电占２２．４８％，其　主要原因为豫南机组检修情况下，姚联变过载；豫　北安濮鹋地区限电占ｌ２．７７％．主要原因为安阳电厂　３００ＭＷ机组跳闸引起断面过载；其他占ｌ２．６８％，　主要为主变过载引发限电。其余三省没有明显的捕　闸限电。主要网络卡口表现在以下几个方面：　（１）河南：目前洛阳东送断面（５００　ｋＶ　Ｉ．Ⅱ牡郑　一２　电力供应紧张原因分析　２．１水电厂来水变化的影响　由于各水电厂水库特性不同，来水情况对水电　机组出力的影响也不尽相同　华中电网的主要大型　水电厂只有少数是多年调节型少库，其余各厂调节　能力较差，水库汛期入库流量的变化对出力有较大　影响，其中以葛洲坝电厂最为明显，流量过大或过　小都会导致葛厂不能满发　其余各直调水电厂水情　变化对出力的影响详见表４　３７一　维普资讯 http://www.cqvip.com

２００２年第１期　华中电力　价问题，影响了跨省电量更多的交换。　第１５卷　线、首峡Ｉ、Ⅱ回、首郑线、首常线）的功率极限为　１　３００ＭＷ，由于三门峡、小浪底因来水少机组全停，　该问题尚不突出。　３　２００２年以后最大发用电平衡分析　（１）按正常计划安排，河南缺额较大，按联络线　晟太输送能力安排则可勉强满足需求，但没有任何　备用容量。　（２）按正常计划安排，湖北电网供需基本平衡，　备用容量４９０　ＭＷ。　（３）按正常计划安排，湖南电网供需基本平衡．　益阳、长沙变及配套线投产后，湘西北电源群送电　能力将有所提高．否则将有大量机组出力受阻，总　受阻出力将达８２０　ＭＷ（石门＋益阳＋凤滩＋江垭＋凌　津滩＜１　０５０　ＭＷ，而五厂总装机为１　８７０　ＭＷ。）　表６　２００２年以后最大发用电平衡分析　Ｍｗ　姚孟联变、小刘联变ＡＬ１热稳定问题是限制　姚孟新厂开机、姚双线功率北送的主要因素．要求　姚双线北送功率不超过５００　Ｍｗ，直接影响河南从　主网受电的能力。　开商地区受Ｉ、Ⅱ郑杏线输送功率限制，豫东地　区不停机须限电５０ＭＷ，停一台机则须限电１５０Ｍｗ。　安濮、鹤地区受Ｉ、Ⅱ北汤线输送功率限制，有　一台大机跳闸就会造成限电。　（２）湖北：襄樊按三台机考虑，其出力受丹江出　力、韩随、米随线路输送功率限制，须根据丹江水情　实际运行情况安排。　鄂东３台联变在Ｎ一１情况下的热稳定问题。　玉风线、玉贤变及凤凰山变任一元件跳闸，均会造　成玉贤变和凤凰山变的严重过负荷，需切大江４台　机和鄂东３５０　ＭＷ负荷。其中晟为严重的是风变任　一名弥　河南湖北　８　５　省最筮　阿大电　计阿电　埘供力　里　ｂ鱼荷　１０　Ｉ１　２５０—９５０　２　２２０一　啪　ｌ　２００　４．　００　酷　台联变跳闸，其约一半负荷将转移至另一联变，　３　５　∞　５　６ｌ７０　１０　襄樊Ｈ能升　三台　．在切大江４台机和鄂东３５０　Ｍｗ负荷后仍将使风　变过负荷１　２６倍。由于目前鄂东开机方式较大．三　台联变下网功率未到满载，该问题尚不突出。　垭＋凌津滩≤１　０５０ＭＷ，出力受阻３００ＭＷ。　面及毛天、迎天线断面潮流较重。　华能岳阳电厂外送问题：其出线三相故障需切　岳阳电厂的机组。而当岳巴朗线或岳洛线停电检修　时，则需要限制岳阳电厂的出力。　（４ｊ江西：井冈山电厂２机运行时，一方面，使　井冈山电厂与丰城电厂的外送相互影响，相互制　约；另一方面，加重了丰城电厂原本就存在的外送　稳定问题。目前稳定极限要求井冈山＋万安＋上犹　江≤５８０　ＭＷ，出力受阻４８０　ＭＷ。　［５）配电系统的影响：配电网状况今年还限制　了部分负荷的增长，如城网改造实施顺利．则用电　负荷还将有较大增长，这将对电网供电能力提出更　高的要求。　２．５电力市场机制不健全，极大地制约了跨省电　量的交换和支援　其联线　中塔　湖４　２Ｏ０　ｌ　９６０　８０　６预最负增　计大荷长　（３）湖南：稳定极限要求石门＋益阳＋凤滩＋江　湘西机组外送功率较大，云树　云朗Ｉ、Ⅱ线断　４　２８０　９０　西　鲫硬最用　∞计凡电　９０　９　３　７５０　６２０　湘西机组出　不受阻则　电力有富亲　赣南机组爱　限　年　艟　额　４　２００１年夏季为缓解高峰负荷供需矛盾已　采取的措施　（１）针对华中电网的特点，进行水电资源的优　最阿能　大供力　缺　颉　化调度，合理调配水电。２００１年夏季华中地区用电　负荷极不均衡，河南、湖北两省高峰负荷增长较大、　爵　为缓解用电矛盾，网调运行方式科与华中４省运行　洼　方式科协调配台．在确保安全稳定校核的基础上、　充分考虑大电网联网优势，进行了合理的调度和资　源优化，具体采取了以下措施：考虑到湖南来水较　大，河南、湖北电能供应紧张，为减少弃水．优化资　源，先后在日计划中从湖南调剂了部分电量供河　南、湖北，并在适当时候予以归还，　（２）针对华中４省负荷变化的不同特点．主动　进行错峰调度。如根据湖北用电的实际情况，在湖　北用电情况相对缓和的情况下，从湖北组织电力支援　河南，一定程度上缓解了河南的高峰用电紧张状况　（３）在政策许可的范围内，进行一些省间电能　交易，缓解供需双方的矛盾。为解决在较长一段时　期内河南用电的电量缺额．由国电华中公司出面协　调．网调方式科负责实施，自２００１年７月１２日１０　２００１夏季出现的高峰用电紧张状况，一定意　义上是由于市场机制不健全造成的。有前面的分析　可以看出，湖南、江西两省有较多备用，而河南、湖　北两省备用容量缺口较大，由于跨省交换电量的电　一３８一　维普资讯 http://www.cqvip.com

第ｌ５卷　华中电网夏季高峰电力供需　隋况分析　２００２ｇ－ｇ　１期　时起，从　西组织电量售往河南，每天供应河南电　『３）加强受端无功补偿装置建设，提高受端电　压水平　（４】提高新机可用率，加强现有机组运行管理　水平，合理安排机组运行方式，促进潮流合理分布。　（５）提高天气预报、水情预报和负荷预计的准　确性，合理安排生产计划，尽量满足不同形势下的　社会用电需求。　『６）加快大区内电力市场和大区之间电力市场　工作的研究和实施，积极争取国家政策，促进电力　电量的跨区交易，充分发挥大电网的联网优势以及　现有机组的供电能力，即可以保障电能的稳定供　应，又可以减少重复建设所造成的资源浪费。　量２２５万ｋＷ・ｈ，到７月３１日止共售给河南电量　０．４４亿ｋＷ－ｈ，既保证了电能供应，叉提高了联网效益。　５今后可采取的对策　根据上述分析，在２０【）２年以及今后几年，夏季　电能供需形势依然严峻，这就要求我们提早研究应　对措施，做到未雨绸缪。　ｆＩ　Ｊ应根据各地区用电负荷增长的实际情况，　适时调整区内电源建设速度，使发电能力增长速度　稍快于用电负荷增长速度，以满足用电需求。　ｆ２）加强重要联络断面的输变电设备建设，特　别是５００　ｋＶ主干网络的建设步伐，以充分发挥现　有机组的发电能力，减少因外送网络卡口导致的机　组出力受阻现象；保证稳措及时投运，减少网络卡　口，保障系统安全运行；　应加快５００　ｋＶ孝感变及其配套工程的建设，　加快葛凤线Ⅱ进玉贤变的建设，以加强主网结构，　提高供电可靠性。　应加快南阳５００　ｋＶ白河变及其配套工程的建　设．增强河南吸纳主网水电的能力。　应加・陕益阳５００　ｋＶ复兴变、长沙５００　ｋＶ沙坪　变及其配套工程的建设，增强湘西北电力外送能　６结论与展望　综合以上分析可以看出．２００１年华中电网高　峰负荷增幅较大，地区发展不平衡，今后几年新机　投产较少，在三峡电站机组大规模投产之前，供需　矛盾仍然较为尖锐。考虑到火电机组建设工期问　题，在２００２年及随后二、三年内，采取上述对策中　的后几种方案较为可行，尤其是应当加快大区内电　力市场和大区之间电力市场实施，积极争取国家政　策，促进电力电量的跨区交易，充分发挥大电网的　联网优势以及现有机组的供电能力，从而保障电能　的稳定供应，保障全社会国民经济的稳健运行。　力，提高湖南长一潭一株负荷中心区的受电能力。　（上接第３５页）　结果的合理性与准确　性，另一方面也可反检发现在　收集、整理和输人过程中未能发现的错误数据或不　合理的数据。如：输人的供、配电网负荷电量比例与　实际是否相符、出力和负荷的符号与规定方向是否　一工作，这样大规模地开展线损负荷实测与计算分析　工作，在我国电力工业史上还是第一次。随着电力　市场的发展和电网经营企业降损节能增效意识的　提高，定期或不定期地组织开展线损负荷实测与计　算分析将成为电网经营企业线损管理的一项重要　工作。根据作者参与线损负荷实测及多年从事电网　线损计算软件开发推广、技术咨询的经验，对开展　线损负荷实测与计算分析的重要意义、主要内容、　基本过程、注意事项和具体要求等进行了全面总　结，希望能对各电网经营企业斤展线损负荷实测　与计算分析工作起到积极的参考和推动作用。　参考文献：　致、网络是否简化、是否采用粗略的折算或估算　数据（如通过平均功率因数折算无功功率等）、公用　网络元件的线损分摊是否合理等，都可能会对全网　总线损率的有较大影响。　线损预测是在完成对线损计算的评估后，在详　细分析理论线损的构成比例和对影响线损（率）的相　关因数进行敏感性分析的基础上，对线损及线损率　的变化进行合理预测，使之能对线损管理和降损工　作提供有价值的参考，并对未来线损工作给予一定　的技术指导。　［１　Ｊ许绍良、宋治，等电　网电能损耗计算导则［Ｍ］　北京：中国电力出版社　２０００，　ｌ２　Ｊ杨秀台电力网线损的理论计算和分析［Ｍ］北京：　水利电力出版社，１９８５．　４结束语　国家电力公司于２００１年７月２５日开展国家　［３：　ｒ心悔，罗毅芳，等．配电网线损理论计算的实用　方法——改进迭代法［Ｊ］冲国电力、２ＯＯＯ（４）．　４］施流忠，等．电力网电能损耗计算中的几项功能设　电力公可系统统一负荷实测与线损理论计算分析　计ｌｊ］电网技术，￣９９９（∞　一３９—