国家电网负荷特性分析研究(精)

国家电网负荷特性分析研究
摘要：利用国家电网公司所辖各区域电网的2000—2006年的统调负荷数据，分析了国家电网的年、月、典型日负荷的特点，对比了5个区域电网的负荷特性及其特点，并对影响负荷特性的一些重要因素进行了分析探讨，如供需形势、用电结构等。

关键词：国家电网，负荷特性，供需形势，用电结构
作者简介：陈伟(1983-)，男，湖北武汉人，硕士，主要从事电力供需分析与预测、电力需求侧管理等方面的研究。

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0 引言
负荷特性的分析和预测是电力市场分析预测工作的一个重要方面，准确把握电网负荷特性及其变化趋势是做好电力规划、生产、运行工作的重要基础，也是制定相关政策的重要参考。

通常把握电网负荷特性的难度较大，一方面是因为电网负荷特性指标较多，指标之间关联性较强；另一方面，影响负荷特性变化的因素较多，且一些气候因素如气温、降雨等具有很大不确定性。

因此，只有长期跟踪研究电网负荷特性，才有可能较准确地把握电网负荷特性变化的规律。

通过对国家电网及其所属区域电网2000—2006年负荷的跟踪，分析了国家电网及所辖五大区域电网的负荷特性。

1 国家电网负荷特性
按照理论上的全国充分联网，将国家电网所辖的各区域电网8760负荷数据直接叠加可以得到国家电网的8760负荷数据，进而得到联网的年最大负荷，对比联网前的年最大负荷(五大区域电网年最大负荷代数和)，2000年大约可减少1140万kW，2006年大约可减少1850万kW，占联网前负荷的5%左右，也就是说，实现理想的充分联网可以节约5%左右的电源装机。

本文即采用此合成8760负荷数据分析国家电网经营区域的负荷特性。

1.1 年负荷特性
由于各区域电网的自身特点，年最大负荷出现的时间各不相同。

华东、华中电网出现在夏季，东北电网和西北电网出现在冬季，华北电网呈现冬夏双高峰，合成后的国家电网年负荷曲线呈现冬夏双高峰，除2005年外，多数年份的夏季最大负荷略高于冬季最大负荷。

夏季最大负荷多出现在7—8月，冬季最大负荷多出现在12月(见图1)。

国家电网年负荷率、最大负荷利用小时数见图2。

2000—2002年最大负荷利用小时数逐年下降，但总体水平保持在6300—6500h；2003—2006年超过6500h，其中缺电最为严重的2004年高达6800h以上，明显高于其他年份。

1.2 月负荷特性
2000—2006年，国家电网年均月不均衡系数、日负荷率、日最小负荷率见图3，为更直观地反映其特点，可对比分析水平年2005年三者的曲线见图4。

(1)月不均衡系数最小值多发生在春节所在的月份，夏季的月不均衡系数相对较低，由于3、4月份既没有重大节假日也没有降温采暖负荷的影响，月不均衡系数一般较高，最大月不均衡系数多出现在这2个月份。

(2)月均日负荷率和日最小负荷率的最大值多出现在夏季6—8月，冬季月均日负荷率和最小负荷率明显低于夏季，年内月均负荷率和最小负荷率的最小值多出现在春节所在的月份。

1.3 典型日负荷特性
为了更合理地分析典型日负荷特性，本文选取日负荷率与其所属季节平均日负荷率最接近且负荷曲线无异常畸变的日负荷曲线作为该季节的典型日负荷曲线(周一、节假日除外)。

由于夏季降温负荷在一天中的分布较冬季采暖负荷更均衡一些，因而夏季典型日的日负荷率及日最小负荷率一般高于冬季。

2000—2006年夏季典型日的日负荷率和日最小负荷率均呈总体上升态势，7年日负荷率平均为0.896，日最小负荷率平均为0.758；冬季典型日负荷率和日最小负荷率则呈现波动上升的趋势，7年日负荷率平均为0.859，日最小负荷率平均为0.722。

夏季典型日有早晚2个高峰，早高峰多出现在上午11点，晚高峰多出现在晚上20-21点。

除2006年外，最大负荷都出现在晚高峰，早晚高峰负荷相差不多，在5%以内；早晚高峰之间的负荷较为平稳，均在最大负荷的90%以上。

最小负荷都出现在凌晨4点左右，如图5所示。

冬季典型日也有早晚2个高峰。

早高峰多出现在上午11点，晚高峰多出现在晚上18—19点，早高峰负荷为晚高峰的90%—95%；早高峰过后，12或13点负荷下降较多，之后逐渐上升，直至晚高峰。

最小负荷均出现在凌晨3—4点，如图6所示。

2 五大区域电网负荷特性特点及其对比
由于目前新疆电网还未和西北主网联网，因此在分析西北地区负荷时所采用数据为西北主网负荷数据。

2.1 年负荷特性
(1)多数电网统调最大用电负荷增长率略低于统调电量的增长率。

由于近年来我国钢铁、有色、建材等高耗电行业迅猛发展，高耗电行业用电快速增长，用电比重逐年增加，且2002年开始我国大部分地区出现缺电情况，部分地区拉闸限电严重，最大负荷增长受到较大抑制。

受此影响，除华北电网负荷年均增长速度略高于电量增长速度外，其他各大电网统调最大负荷年均增长速度均低于统调电量增长速度，如图7所示。

(2)除东北电网外，其余4个电网年负荷曲线均呈现“两峰两谷”。

由于东北电网冬季寒冷，采暖期较长，而夏季相对比较凉爽，高温持续时间短，所以冬季负荷较高，夏季负荷较低，年最大负荷多出现在12月份，年负荷曲线呈现浅凹型。

华东、华中、华北电网和西北主网在夏冬有2个用电高峰，年负荷曲线呈现“两峰两谷”。

其中，华东和华中电网年最大负荷出现在夏季的7、8月；华北电网夏季降温和冬季采暖负荷比重均较大，最大负荷往年多出现在夏季，近3年出现在冬季；西北主网年最大负荷出现在冬季，如图8所示。

(3)华北、东北电网和西北主网的最大负荷利用小时相对较高；华东、华中电网相对较低。

华北、东北电网和西北主网的最大负荷利用小时数一般在6000h以上，其中西北电网2004—2006年最高达到6700h以上，华北和东北电网最高在6600h以上，华东电网仅在电力供需形势较为紧张的2003—2005年超过6200h；华中电网除2006年外，其余年份最大负荷利用小时数均在6000h以下，其中在电力供应较为宽松的2000—2002年，年最大负荷利用小时在5500h 左右。

2.2 月负荷特性
(1)各区域电网年平均月不均衡系数一般较高。

2000—2006年，各区域电网年平均月不均衡系数一般在0.91以上。

其中，东北电网和西北主网由于夏季
降温负荷不大，而冬季采暖负荷较为稳定，年平均月不均衡系数相对较高；华东和华中电网降温和采暖负荷所占比重较高，负荷随季节变化较大，年平均月不均衡系数相对较低。

此外，受月内气温变化影响，各区域电网春秋和冬季月不均衡系数相对较高，夏季较低，其月不均衡曲线一般呈浅凹型，年内最大月不均衡系数一般出现在春季的3、4月份。

(2)各区域电网夏季的月均日负荷率与月均日最小负荷率都较高，春季和秋季略低，冬季最低，最小值多出现在春节所在月份，其曲线呈“凸”形。

其中华中电网地方电厂和自备电厂较多，易出现“大网为小网调峰”的情况，拉低了系统的日负荷率和日最小负荷率，因而其月均日负荷率与月均日最小负荷率均明显低于其他四大电网；西北主网和华北电网则较为平稳；东北和华东电网波动较大。

此外，节假日对电网月均日负荷率与月均日最小负荷率影响较为明显，一般在大型节假日的月份两者数值较低，如春节的1、2月份以及5月和10月。

(3)各区域电网年内月最大峰谷差率曲线多呈“W”型。

华北、华东和华中电网月最大峰谷差率曲线多呈“W”形，夏季和冬季月最大峰谷差率较高，年最大峰谷差率一般发生在冬季；春秋两季负荷较为稳定，最大峰谷差率相对较低；东北电网各月最大峰谷差率曲线呈浅“凹”型，冬季最大峰谷差率高于夏季。

西北主网由于高耗电行业用电比重较高，且夏季降温负荷不大，受气候变化的影响，各年所反映出来的曲线形状稍有不同，有些年份呈浅平“凹”型，有些年份呈浅“W”型，且其各月最大峰谷差率一般明显低于其他四大电网。

3 影响因素分析
3.1 产业结构及用电结构的影响
进入新世纪以来，受产业结构变化的影响，第一产业用电比重持续下降，而第二产业用电比重自2002年开始缓慢上升，第三产业和居民生活用电比重由于第二产业比重的上升而一改以往持续上升的势头而出现下降。

与用电结构变化趋势相同，各项负荷特性指标的变化也是以2002年为界。

2002年以前，受用电结构中第二产业比重下降、第三产业比重增加的影响，国家电网公司系统统调最大用电负荷增长一直高于电量增长，季不均衡系数、月不均衡系数、最大负荷利用小时以及年负荷率等指标呈下降趋势，从2003年开始，由于二产用电快速增长，特别是高耗能行业用电的快速增长，负荷率和最大负荷利用小时持续上升，到2006年季不均衡系数、月不均衡系数、最大负荷利用小时以及年负荷率等指标相比2002年分别上升了0.002、0.006、305h和0.035。

3.2 电力供需形势的影响
“十五”期间，我国电力供需形势出现了不同程度的紧张情况，各地通过拉闸限电等措施，有效缓解了高峰负荷期间电力供需不平衡，保证了电网供电的安全性和可靠性。

但同时由于这些措施的实施，电网负荷特性发生了扭曲。

如某省2003年以后，开始出现严重电力不足，2004年拉电条次数高达13.7万条次，最大拉限负荷近300万kW。

受此影响，2003—2005年负荷特性严重扭曲，2000—2002年年均日负荷率、日最小负荷率的平均值分别为0.850和
0.731，而2003—2005年3年年平均值分别在0.9和0.81以上，明显高于正常年份的数值，在缺电最严重的2004年，更是高达0.928和0.852。

3.3 地理环境及气候因素的影响
不同的地理环境对应不同的气候特点，季节性负荷的变化规律也就不同。

随着人们生活水平的不断提高，气候条件对电网负荷特性的影响越来越显著。

横向比较来看：受气候条件的影响，东北和西北地区的采暖负荷较降温负荷多，年最大负荷出现在冬季；华北地区的采暖负荷与降温负荷基本相当，拥有夏冬2个高峰；华东、华中地区的采暖负荷较降温负荷少，年最大负荷出现在夏季。

由于采暖负荷与降温负荷均较多，华北电网的季不均衡系数水平在5个电网中最高；东北、西北主网大部分地区由于采暖期较长，尽管夏季负荷较低，电网的季不均衡系数水平也较高；华东、华中电网地区夏季炎热，近年来降温负荷增长迅速，电网的季不均衡系数较低。

纵向比较来看：随着人们生活水平的提高，对生活舒适度要求不断提高，空调普及率和使用率迅速提高，夏季降温负荷增长迅猛，使得夏季最大负荷的增长速度远远高于其他季节，电网季不均衡系数出现下降，国家电网总体季不均衡系数从2001年到2005年累计下降了0.031，下降明显。

各区域电网中，除了西北主网受电力供需形势紧张和高耗能行业发展的影响使得季不均衡系数有所上升外，其余电网均呈逐渐下降趋势。

3.4 需求侧管理措施的影响
“十五”期间，我国电力供需形势出现了不同程度的紧张情况，全国各地采取了许多需求侧管理的手段，有效缓解了高峰负荷期间的电力供需不平衡问题，减轻了电网的压力，保证了电网供电的安全性和可靠性。

同时由于这些措施的实施，使电网负荷特性发生了变化。

尽管需求侧管理措施的影响难以估量，但大体上看，日内错峰(日内移峰填谷)可提高电网的负荷率和最小负荷率；月内错峰可提高月不均衡系数；年内错峰可提高季不均衡系数。

4 建议
(1)加强需求侧管理工作，合理科学用电，改善负荷特性。

随着人民生活水平和城镇化率的提高，预计未来各电网将呈现负荷率下降、峰谷差率提高的趋势。

从改善负荷特性的角度来看，应加强需求侧管理，引导社会各界节约用电、合理用电，从而达到减缓电力需求增长、优化负荷曲线和负荷特性指标的目的，这也有利于提高全网的综合经济效益，提高电网运行的安全、稳定性。

(2)深入开展电力系统负荷特性研究，并定期滚动更新，积累经验。

国内外的成功经验表明，持续不断地开展电网负荷特性的研究，对提高电力发展规划工作的科学性、电网运行的经济性、电网经济调度的合理性以及电力营销和需求侧管理工作等都具有十分重要的意义。

为保证负荷特性分析工作的全面性和准确性，建议对一些主要的负荷特性指标进行跟踪调查和滚动更新，对总体的负荷特性研究每3-5年开展一次。

(3)加强对典型行业负荷特性的调研，尤其是对高耗电行业的跟踪分析，进一步摸清各个行业的负荷变化特点。

当前对典型行业的负荷构成、负荷特点的调查分析工作不够深入，困难也较多。

建议从点到面、从小到大，开展相关的调研、分析工作，提高对典型行业负荷特性的把握程度，从而为分析预测奠定更坚实的基础。

(4)进一步深人研究负荷特性预测的方法和模型。

目前，用于预测中长期电量需求的方法较多，而用于预测中长期负荷特性指标的方法、模型较少。

应不断研究开发合适的方法、模型，提高负荷特性指标预测的科学性和准确性。