2.2 湖南省电网调峰能力现状

2.2.1 火电机组调峰能力

截至2020年年底，湖南省火电装机规模为2208万千瓦，占总装机规模的44.3%，并入省网的大型燃煤火电机组共计39台，30万千瓦级及以上机组合计规模为1835.5万千瓦，占火电总装机规模的83.1%。2020年火电机组频繁启停调峰和深度调峰，1—12月全省火电启停调峰13次，深度调峰7204台次，如表2-5所示，同比增加32.57%，最大深度调峰幅度228.3万千瓦，同比增加46.9%。

随着湖南省风电、光伏发电等新能源的迅速发展，为尽可能多地消纳新能源，火电需频繁启停或长期低负荷运转，导致运行成本增加，再加上省内辅助服务的机制不够完善，火电灵活性改造完成率和积极性不高，导致电网调峰能力不足，火电利用小时数偏低，生存压力加大。

火电深度调峰不仅受最小技术出力限制，在实际运行中还受煤质、煤价、气候、运输条件等诸多因素制约，这导致深度调峰成本高，调峰保证率也存在不确定性。图2-17统计分析了2015—2020年湖南省火电季节性深度调峰统计情况，全年综合调峰率约为50%。

春季一般是风电平均出力较大时间，与湖南省水电主汛期（3—5月份）相重叠，风电和水电量同时增大，与此同时，湖南省丰水期电网负荷在年负荷中处于低位，为尽可能多地消纳新能源，需要火电机组深度调峰或启停调峰。

夏、冬两季随着空调负荷比重的增长，日峰谷差率呈上升趋势，当负荷峰谷差低于火电机组的调整范围时，将导致部分火电机组需频繁启停和深度调峰。

2.2.2 水电机组调峰能力

2010—2020年湖南省水电装机及平均利用小时数如表2-6所示，其中具备日调节能力及以上的水电站总装机规模为978.8万千瓦，占水电总装机规模的59.4%，具有多年调节能力的大型水电站有东江、三板溪及涔天河水电站等，总装机规模为174.8万千瓦，占水电总装机规模的10.6%；具有年及不完全年调节能力的水电站有江垭、皂市、柘溪、托口水电站，总装机规模为230.4万千瓦，占水电总装机规模的14%。

通过分析2010—2020年的湖南省水电在逐月最大负荷日当天的出力情况，比上当月的装机规模，得出的逐月出力约束近似为预想出力；平均出力考虑每年逐月实际的发电量；强迫出力考虑水电在逐月最小负荷日当天的出力情况。按每年水电的平均利用小时数划分丰、平、枯水年，综合得出了湖南省电网水电预想、平均、强迫逐月出力约束，如表2-7所示。

由于降水量在年内、年际分配不均匀，导致水电发电能力不稳定，与此同时，年度内降水具有明显的季节性，径流量与降水量主要集中在每年的4—7月份，这4个月的径流量一般占年径流量的50%～70%，而其他8个月则属于枯水季节，水资源相对不足，水能出力受限。

从各月水电出力情况来看，汛期5—7月份出力较大，6月份达最大值，预想出力范围在66.5%～73.4%之间，平均出力范围在48.1%～59.1%之间，强迫出力范围在27.8%～54.7%之间。8月为湖南省电网负荷最大月份，预想出力范围在46%～54.3%之间，平均出力范围在28.7%～45.7%之间，强迫出力范围在12.1%～21.3%之间。

从调峰能力来看，枯水年的出力范围在8.3%～66.5%之间，平水年的出力范围为在8.3%～71.2%之间，丰水年的调节范围在12.6%～73.4%之间。

2.2.3 风电机组调峰能力

据统计，湖南省每日负荷曲线呈现“M”形的双高峰特征，午高峰一般出现在11—13时，晚高峰出现在19—21时，低谷时段一般在4—6时。根据2018—2020年风电在负荷午高峰、晚高峰以及低谷负荷时段的出力范围，将其定义为风电保障出力系数，如图2-18所示。在负荷午高峰时刻，风电平均出力在20%以下的占比超过60%；在负荷晚高峰时刻，风电平均出力在20%以下的占比为50%左右；在负荷低谷时刻，风电最大出力能达到70%左右，风电平均出力在20%～40%之间的占比为50%左右。由此可知，风电具有反负荷特性，且随着装机规模的递增，反负荷特性越明显。

1）风电反调峰特性

统计分析2016—2020年每日最大、最小负荷时段风电出力值，若两者出力差值为负则表示当天风电具有反调峰特性，导致当日调峰压力进一步加剧。通过统计分析，2016—2020年风电反调峰天数平均达到195天，占全年总天数的50%以上，如图2-19所示。

通过统计测算出2016—2020年每日最大、最小负荷时段风电出力的差值，除以当下风电的并网容量，将其视为风电的调峰深度。2016—2020年风电反调峰深度占比情况如图2-20所示，风电的反调峰深度范围在0～10%之间的占比达70%以上，在10%～20%之间的占比为18%左右，在20%～30%之间的占比为6%左右，在30%～50%之间的占比为2%左右。由于新能源发电的不可控和风电的反负荷特性，新能源的大规模接入，将导致湖南省电网调峰压力进一步凸显，新能源消纳问题突出。

2）调峰难度系数

通过统计测算出2016—2020年每日最大、最小负荷时段风电出力的差值，筛选出反调峰的值，除以当天负荷峰谷差，将其视为调峰难度系数，如图2-21所示，随着风电装机规模的递增，调峰难度系数逐渐增大，2020年的风电调峰难度系数大于10%的占比为13.4%，相较于2016年的1.4%，增长了12个百分点。