江西电网电源结构及调峰现状分析

王海红王丽许志文

摘要：近年来江西电网各类电源最大峰谷差日实际调峰运行情况，得出江西电网调峰现状及存在的问题，为进一步分析江西省的调峰能力打下基础。

关键词：电源结构；火电；水电；调峰现状

1江西电网电源结构

江西省统调总装机容量为2293.24万千瓦，其中水电296.97万千瓦，火电1694万千瓦，风电与光伏装机容量302.57万千瓦[1]。网调容量320万千瓦，除网调火电200万千瓦外（即抚州电厂200万千瓦），还有洪屏抽水蓄能电站120万千瓦。省调容量为1852.69万千瓦，包括11个水电厂，12个火电厂，19个风电厂和13个太阳能电厂，其中水电装机176.97万千瓦，火电装机1494万千瓦，风电装机102.72万千瓦，太阳能装机79万千瓦。

2江西电网调峰现状分析

2.1各火电厂调峰情况

（1）最大峰谷差日

从最大峰谷差日江西电网各火电厂高峰时刻、低谷时刻出力情况可知黄金埠电厂、新昌电厂、井冈山二期、丰城电厂、丰电二期、景德镇二期、贵溪三期、九江新昌高峰时段均可以达到100万千瓦以上的出力，这些电厂是高峰负荷时的主力电源。从各火电厂承担的调峰量来看，承担调峰量最大的是景德镇二期93.8万千瓦和丰城电厂91.4万千瓦，此外，贵溪三期、丰电二期、井冈山二期、新昌电厂、安源电厂、黄金埠电厂也承担过60万千瓦以上的调峰量，它们是主要的调峰电厂。

从火电厂的调峰深度来看，多数火电厂的调峰深度都有超过50%的记录。因火电机组最大技术调峰深度一般在50%左右，所以这些调峰深度超过50%的电厂多数是采取启停调峰或低于最小技术出力运行的措施，以满足调峰需求，说明在江西省占据绝对比重的火电调峰压力突出。

（2）夏季最大负荷日

从各火电厂在夏季最大负荷日的调峰量来看，调峰量超过60万千瓦的机组较少，调峰压力明显小于最大峰谷差日。从调峰深度来分析，2013年、2014年和2016年没有火电厂的调峰深度超过50%，2015年仅黄金埠电厂调峰深度达到50.4%。

（3）春季峰谷差率最大日

各电厂春季最大峰谷差率日出力明显低于夏季最大负荷日和最大峰谷差日，部分火电厂最高出力低于其装机的50%，甚至整厂停机。从调峰量来看，调峰量超过60万千瓦的机组次数较少，主要由于春季负荷水平较低，峰谷差的绝对值较小。从调峰深度来看，各年都有火电厂的调峰深度超过50%，且出现次数较多.因此汛期火电机组开机水平较低，但需要承担不小的调峰量，调峰压力突出。

2.2各水电厂调峰情况

从各典型日江西电网各水电厂高峰时刻、低谷时刻出力情况可知万安电厂、柘林电厂是主要的水电电源，低谷时刻部分水电出力为0，这种情形在最大峰谷差日出现较多，这反映了水电厂相较于火电厂的优势，能够灵活快速的启停，出力变化范围大，便于调频调峰。

各水电厂除了在承担的调峰量上有较大差异，出力曲线也有很大区别。根据历年来的水电出力情况，可将江西省的水电厂分为四类：

第一类水电厂调频调峰能力较强，能够大范围平滑地调节出力，是水电厂调频调峰的主力，这类电厂包括柘林电厂和万安电厂，

第二类水电厂有一定的调频调峰能力，但其出力、调峰量以及出力平滑程度都不及第一类水电厂，这类电厂包括峡江电厂和石虎塘电厂;

第三类水电厂不具有调频调峰能力，其出力在一天内基本恒定不变，不同季节和径流量下会有一些差异，只有江口电厂属于这类电厂

上犹江电厂、洪门电厂、罗湾电厂、廖坊电厂、东津电厂、抱子石电厂属于第四类水电厂，这类电厂的调峰情况比较复杂，既可以像第三类电厂一样基本恒定不调峰，也可以实现多台机组的启停调峰，其调峰出力变化范围大，但一般不能平滑调峰，有时会提供一定的顶峰能力。

2.3风电场出力及调峰情况

从各风电场在年最大峰谷差日和夏季最大负荷日的峰谷时刻出力情况可以看出，各风电场夏季最大负荷日出力非常小；最大峰谷差日出力较大，且许多风电场表现出正调峰特性。

2.4网供电力调峰情况

网供电力一般会承担一定的基荷且不受省调指挥，但具备一定的调峰深度。外区电力各年的调峰深度有很大差异，但是春季、冬季明显大于夏季。从调峰深度平均值来看，除汛期外，水电最大，火电其次，网供最小；汛期火电最大，网供其次，水电最小。

2.5电网调峰情况小结

江西电网最大峰谷差日一般出现在冬季，高峰负荷一般在上午11：30。江西电网夏季最大负荷日高峰负荷一般出现在中午11：15左右，低谷负荷一般出现在凌晨5：00至5：30。春季最大峰谷差率日高峰负荷一般出现在中午11：15左右，低谷负荷一般出现在凌晨5：00左右。

江西省火电装机占比较重，火电承担的调峰任务较重。从平均情况来看，春季最大峰谷差率日处在5月，汛期水电出力较大，但调节能力较差，平均调峰占比3.9%，远小于冬季的7.5%和夏季的9.1%。最大峰谷差日多处在1、2月份，在冬季大负荷方式下全网水电水位无法维持正常调峰能力，主要靠火电机组大幅度调峰。夏季最大负荷日主要出现在8月份，这时主汛期刚过，水库满蓄，水位较高，火电机组也已完成检修，全网调峰能力最强。

网供电力是对本省电源的一种补充，各年的调峰占比差异很大。从平均情况来看，最大峰谷差日网供电力调峰量最大为85万千瓦，其次是春季的76万千瓦，夏季为33万千瓦；调峰占比春季15.8%最高，其次冬季11.1%，夏季6.5%。

风电作为新能源的代表，装机容量正在逐步增加，但其所占比重仍然较小，调峰量和所占比重较低。

3江西电网调峰存在的问题

峰谷差逐年增大对江西电网安全经济运行的压力。根据江西电网峰谷差和电源调峰现状分析来看，目前江西省调峰基本能满足要求，但仍存在以下几个问题：

（1）江西省电源结构不合理。截止2016年底，统调机组中火电装机占比高达到78.0%，这不仅会加重江西省的减排负担，污染大气，还会导致火电机组大规模的启停调峰，降低经济效益。

（2）风电装机比重上升会增大调峰压力。随着以风电为代表的清洁能源的比重上升，风电的反调峰特性必然会给电网调峰运行带来新的问题，其带来的等效峰谷差的增大会加重火电和水电调峰的压力。

（3）汛期调峰问题突出。从分月调峰能力看，2~6月份相对调峰困难，主要原因是主汛期负荷水平不高同时水电来水集中调峰能力下降，以及网供受电电力大。

（4）水电调节受到多种影响的限制。7月-9月，江西省工农业用水正值高场，江河却处在少水期，水电厂为了照顾工农业的用水，抽调水库，常常会出现水电反调峰的现象。冬季大负荷方式下，全网水电水位无法维持正常调峰能力。

（5）调节性能相对较差的外区电力的接入。外区电力承担的基荷较多，有利于减少省内水电和火电的开机，但反而加重了开机机组的调峰压力，在峰谷差较大时，已开机的水电和火电机组需要承担更多的调峰任务。

4小结

本文通过对江西省电源结构和调峰现状的分析可知，由于江西省火电装机容量比较大，风电、光伏、水电装机容量较小，因此火电机组承担了主要的调峰任务，通常需要进行启停调峰。水电机组调峰相比于火电机组具有一定优势，可以实现快速启停。水电厂汛期出力较大，但调峰能力较差，通常不宜承担调峰任务。外区电力调峰较平滑，一般会承担较大的基荷且不受省调指挥，各年调峰情况具有很大变动，有一定的调峰深度，但调峰深度比火电、水电的调峰深度小，不利于新能源的接入。现状电网下，江西省的调峰能力满足电网的调峰需要，但依然存在电源结构不合理、汛期调峰困难、外区电力和新能源接入等问题。

参考文献：

[1]肖盛，唐玮.新能源接入后江西电网调峰特性及调峰策略研究[J].江西电力.2018（7）：32-36