（3）说明书
①技术领域：本发明涉及一种调峰方法，尤其是涉及一种考虑外部受电的电网调峰方法。
②背景技术。
在国家有关部门的大力支持下，“十二五”以来上海电力供应紧张局面得到了明显缓解。但与此同时，上海电力发展外部环境正发生深刻变化。既有经济转型电力需求增速趋缓的有利条件，也面临电力供应安全性和清洁性要求越来越高、峰谷调节矛盾越来越大、电力项目落地越来越难等方面的挑战。
上海电网作为典型的受端型电网，外来电比例已经达到最高负荷的一半左右，外来电以西南水电等清洁能源为主，积极消纳市外来电意义重大；上海城市处于率先转型时期，负荷特性出现明显变化，电力供需出现新特点，对电网优化运行提出更高要求。
随着社会经济发展的转型和外部条件的变化，上海电网发展面临着新的形势和困难。
a．城市发展对电力安全的要求越来越高。随着城市经济社会的发展，对电力供应安全可靠的依赖越来越大。
b．电网调峰压力增大、运行矛盾突出。2014年上海电力最大峰谷差为1208万kW，再创历史新高，占最高用电负荷的45%。由于外来电不参与调峰，且最近几年增加较为集中，部分时段市内机组可能以日开夜停方式运行，对安全供电、节能减排极为不利。
c．大规模市外来电对上海电网安全稳定运行提出更高要求。上海电网是典型的受端末端电网，大规模接受外来电存在较多不确定性。一是长距离、大容量输电风险隐患多，一旦故障将对上海电网安全造成严重冲击；二是市外来电多为调节性能较差的核电与水电，与上海峰谷差、季节差大的城市用点负荷特征不匹配，增加上海电网调峰难度。
③发明内容。
本发明的目的就是为了克服现有技术存在的缺陷而提供一种调峰效果好的考虑外部受电的电网调峰方法。
本发明的目的可以通过以下技术方案来实现。
一种考虑外部受电的电网调峰方法，包括以下步骤：
a．获取待调峰电网的内部电源结构和外部受电方式；
b．根据待调峰电网的历史负荷信息，预计其在调峰时段内的电力负荷情况；
c．考虑内部电源结构和外部受电方式，并结合调峰时段内的电力负荷情况，制定调峰平衡策略，结合内部和外部电源共同调峰。
所述的步骤a中，待调峰电网的内部电源结构包括火电机组、燃气机组、风电和太阳能发电。
所述的步骤a中，外部受电方式包括核电、常规水电和抽水蓄能电站。
所述的步骤b中，历史负荷信息包括年峰谷差率、年负荷率、季不均衡系数、年平均日负荷率和季最小日负荷率。
所述的步骤c具体包括以下步骤：
c-1．选择已核准或已获路条的内部电源和以确定规划的特高压交流外部电源作为待选调峰电源；
c-2．根据预计的在调峰时段内的电力负荷情况，拟合出电力负荷曲线，确定调峰困难的时间点；
c-3．结合内部电源中的火电机组、风电和太阳能发电以及外部电源中的抽水蓄能电站为主要调峰电源，按照季节负荷情况确定调峰开机和运行方式进行调峰。
所述的步骤c-3具体包括：
在秋季平均最高负荷日，高峰时本地机组维持最小开机方式、低谷时机组运行在最小出力方式，同时减少外部电源受电；
在夏季最高负荷日，高峰时本地机组仅比最小开机方式多开2台主力煤电机组，低谷时关停全部调峰燃气机组、主力煤电机组压到最小技术出力；
在冬季最高负荷日，高峰时本地机组和燃气机组全部开机满发，并增加外部受电，低谷时关停调峰燃气机组，煤电机组保持高出力。
与现有技术相比，本发明具有以下优点：
本发明采用电网内部电源与外部电源相结合的调峰方式，解决了外来电规模较大且一般不参与调峰，为消纳市外来电而安排的本地机组开机规模较小的问题，既保障了分区电力平衡、无功支撑和供热需要，有充分发挥了本地机组的调峰能力，统筹利用了区域内部抽蓄资源和协调区域内外资源，调峰效果好。
一种考虑外部受电的电网调峰方法如图35-1所示。
④具体实施方式：下面结合图35-1和具体实例对本发明进行详细说明。
一种考虑外部受电的电网调峰方法如图35-1所示，包括以下步骤：
a．获取待调峰电网的内部电源结构和外部受电方式；
图35-1 一种考虑外部受电的电网调峰方法(https://www.daowen.com)
b．根据待调峰电网的历史负荷信息和经济发展因素，预计其在调峰时段内的电力负荷情况；
c．考虑内部电源结构和外部受电方式，制定调峰平衡策略，结合内部和外部电源共同调峰。
上海电网是华东电网的重要组成部分，处于华东电网的受端位置，是华东地区乃至全国负荷密度最高的负荷中心。上海电网是城乡一体化电网，其供电范围覆盖上海市全部。
上海接受的华东直属分电主要包括核电、抽水蓄能、煤电、和常规水电等，这些机组的调峰能力分析如下。
a．核电。
在满足一定运行条件的情况下，核电机组在燃料周期的前80%时间内具备调峰能力；当燃耗较深时，核电机组失去调峰能力，只能带基荷运行。但由于华东地区是人口较密集地区，出于安全运行和环境保护方面的原因，现正在运行的华东核电基本带基荷、不参加调峰运行。电站年利用小时数较高，在7200～8000h之间，仅在电网调峰极其困难的时期如春节、国庆或者夏季台风时期，核电才降功率运行。
近几年华东电网核电机组在四季典型日的最低出力率为0．993至0．997，但大部分时段出力水平为一条直线。如2012年秦山二、三期的降功率运行的实绩：
核电秦山联营有限公司，曾由262万kW降功率至210．3万kW连续运行8d，压出力20%；
秦山第三核电有限公司，曾由145．6万kW降功率至123．0万kW连续运行8d，压出力15%。
b．常规水电。
常规水电是基本调峰手段之一，但华东有相当部分的小水电是径流电站，调峰性能受限。其中上海电网接受的华东电网直属直调水电调峰性能很好，四季典型日机组的最低出力率基本为0。
c．抽水蓄能电站。
抽水蓄能电站使用兼具水泵和水轮机2种工作方式的蓄能机组，其典型工作状态是：利用夜间低谷负荷时火电站等提供的剩余电能，从高程低的下水库抽水到高程高的上水库中，通过水体这一能量载体将电能转换为水的位能；在日间出现高峰负荷时，再从水库放水发电，承担系统的峰荷。
抽水蓄能电站与常规水电站最大的不同是，只有水库电能而没有天然来水的不蓄电能，其发电能力与其上水库的库容有关，很大程度上取决于水头的高度。由于抽水蓄能电站的厂址受到水源和地形等因素制约，其库容通常有限，持续发电能力较弱。另一方面，随着技术的发展，目前最先进的可逆式抽水蓄能机组的性能已经超过常规的水力发电机组，从开始担任负荷到满负荷运行只需10s（一般约1～2min）。
抽水蓄能电站是目前电网内最有效的削峰填谷手段之一，它具有双重调峰功能。近年来华东电网为满足电网的调峰平衡、提高电网供电的质量，建设了一批抽水蓄能电站，如：天荒坪抽水蓄能电站（1800MW）、桐柏抽水蓄能电站（1200MW）、琅琊山蓄能电站（600MW）等。四季典型日华东电网抽水蓄能电站每日抽水时间约3～7h。
上海电网发电机组以火电为主，2013年底火电机组占全上海的98．5%，其余为少量风电。
结合各类型机组固有调峰能力，并参考华东及上海电网各类机组的调峰实绩和运行方式的要求，得到各类机组调峰运行情况如下。
a．火电机组。
华东电网在1996—2000年间新建的火电机组大多采用300MW、600MW机型以及部分的125MW和350MW机型，2000年以后新增机组的重点转向600MW和1000MW机组。根据近几年华东新建机组的运行情况，125MW机组的最大调峰能力在20%～40%；300MW国产型机组因按带基荷设计，其调峰能力较差约20%左右；300MW引进型机的最大调峰能力在40%～60%；350MW进口机组的最大调峰能力为50%；600MW、1000MW进口机组的最大调峰能力为40%～60%。
b．燃气机组。
对于燃气机组来说，简单循环燃气轮机几乎没有最低技术出力限制，技术上深度调峰能力接近100%，调节速度快。对于燃气-蒸汽联合循环燃机的调峰能力总结如下：配置有烟气旁路的联合循环燃机可以利用烟气旁路实现燃机的单循环启动、运行，理论上可达到单循环燃机的深度调峰能力；无烟气旁路的联合循环燃机把燃机、余热锅炉、蒸汽轮机组成了一个整体，其调峰性能主要取决于汽机、余热锅炉等常规机组的调节性能，深度调峰能力比单循环差；供热负荷的联合循环机组，机组按照“以热定电”的原则运行，机组不同时段的最小出力由实际热负荷曲线决定，当热负荷较高时，调峰深度将明显降低；由于部分类型的燃机在低负荷状态下存在燃烧不稳定安全隐患，许多燃气电厂在实际运行中并不会让机组工作在深度调峰状态，而采用启停调峰。机组采用启停调峰时，等效的调峰深度为100%。
根据上海电网现状机组调峰能力统计，其中绝大部分燃机的最低技术出力为0，经加权计算，上海网内煤电机组的平均最低技术出力率约为0．44，所有火电机组的平均最低技术出力率约为0．35。
c．风电。
风电的出力基本由风力资源气象情况决定，随机性较强。从2011年和2012年的记录实况来看，上海风电一年最大出力可能在冬季或是春季，夏季最大出力可达冬季出力的25%～75%，秋季最大出力可达冬季出力的40%～66%；日运行中，出力方式变化很多，极端方式可为高峰出力为0、低谷出力为100%，或高峰出力为100%、低谷出力为100%。因此，风电的出力方式较复杂，当风电在电网中达到一定规模时，必然会加重电网运行的压力，对电网的调峰平衡提出新的要求。
为方便分析“十三五”上海电网调峰平衡情况，在2015—2020年上海电网电力电量及负荷特性预测的基础上，进一步细分预测时段，逐年预测春夏秋冬四季“最高负荷日”及秋季“平均负荷日”的最高负荷、负荷特性。
调峰平衡计算思路和原则。对上海电网在负荷高峰和低谷时的电力供需平衡进行测算，以分析研究上海电网调峰能力，计算的原则和条件考虑如下：
a．计算水平年：2016—2020年。
b．参与平衡的电源。在市内市外现有电源的基础上，市内规划电源只考虑已核准或已获路条电源，市外规划电源考虑目前已确定的市外来电和规划的特高压交流来电。
c．根据上海电网2016—2020年负荷特性预测，夏季的日最小负荷率在0．55左右，冬季的日最小负荷率在0．57左右。同时为研究上海电网春秋季调峰情况，暂以近几年春秋典型日拟合出一条负荷曲线进行计算，春、秋季的日最小负荷率分别约为0．63和0．62。对于上海电网来说，调峰最困难情况一般发生在区外水电大发、市内机组和电网检修相对集中的10月份，该段时间内上海电网的日最小负荷率在0．56左右。
d．根据上海电网电源备用容量需求分析，在进行平衡计算时，系统的事故备用容量考虑取最大单机容量即100万kW。
e．电源调峰能力设置：上海市内机组调峰能力：现有火电机组的最小技术出力按各电厂实际最小技术出力考虑，新建600MW及以上常规火电机组最小技术出力按0．4考虑，燃机电厂中热电联供机组根据供热需要决定最小技术出力，其他燃气机组考虑启停调峰。燃气机组还考虑夏季高峰时出力受阻，如40万kW装机的燃机最高出力35万kW左右。
对于新增风电和太阳能发电，考虑最不利调峰特性。风电全年高峰时0出力考虑，低谷时按100%出力考虑，即100%“逆调峰”。光伏发电全年按0出力考虑，即不参与电力平衡，无调峰能力。
外电源的调峰能力。对于华东区内分电，“皖电东送”电源最小技术出力按0．6考虑；核电按基荷运行不参与电网调峰考虑；抽水蓄能电站作为网内最有效的调峰电源，考虑到抽蓄开机方式及上水库库容限制，按1．8倍调峰能力计算；市外水电中，富春江和新安江按1倍调峰能力计算。