各省级电网负荷特性情况
各省级电网负荷特性情况 最高发电同比增长 最高用电同比增长 地区 负荷 负荷(万千瓦) (％)(万千瓦) (％)北京市 1666 16.91天津市 1003 -5.60 1031 17.91河北省 1923 18.19 2295 16.14山西省 2163 -4.33 1919 7.45内蒙古 2023 16.79 1252 7.88辽宁省 1486 -1．00 2002 10.12吉林省 868 5.98 872 8.59黑龙江 1068 5.01 903 7.50上海市 1776 16.54 2621 10．13江苏省 5303 18.37 6034 15.37浙江省 3327 17.27 4183 13.12安徽省 1762 4.82 1871 17.23福建省 2344 16.10 2218 15.94江西省 1036 19.77 1139 18.15山东省 4178 11.15 4487 14.96河南省 3390 5.66 3608 13.07湖北省 1936 13.22 2206 15.38湖南省 1599 17.03 1716 17.29广东省 6543 12.61广西区 1244 0．32海南省 230 21.36重庆市 741 16.36 1025 15.73四川省 2636 31.60 2091 15.08贵州省 1841 -90.37 1185 5.46云南省 1897 21.50 1107 10．84西藏区 38 28.34 31 5.41陕西省 1275 9.91 1271 9.87甘肃省 1204 27.97 1055 18.48青海省 832 12.58 596 15.28宁夏区 997 34.37 751 6.83新疆区 752 15.69 748 15.08平均用电同比增减日最大峰同比增减 峰谷差率负荷率谷差率 最大日的最大用电负荷 (％)(百分点) (％)(百分点) (万千瓦) 85.00 1.00 53.00 -2.00 1240 86.76 1.09 41.15 2.77 758 82.78 0．51 41.37 -2.02 1759 96.00 2.00 370.00 337．00 1804 92．00 400．00 178.20 1630 89.43 -1.10 28.81 -3.29 1555 83.67 -4.23 52.59 13.74 819 81.57 1.91 43.59 -4.71 903 86.00 1.00 45.00 2.00 1609 90.22 0．61 37.32 -3.52 2731 84.28 0.50 45.74 -3.52 2823 87.00 1.71 41.00 0.41 1217 86．00 1.00 50.00 3.00 1152 80.08 0.37 56.25 0．36 727 87.00 0．90 36.00 -3.90 3480 88.56 1.05 30.64 -9.09 2694 87.41 1.60 47.15 -1.12 1587 87.00 1．00 49.00 3.00 1583 83.32 1.33 76.90 0.58 4836 84.00 1．00 80.00 -2.00 1054 79.91 0．55 40.91 -0．73 210 83.46 0．30 48.57 -5.20 567 84.50 2.40 36.10 -8.70 2013 84.78 1.12 65.23 24.63 1131 89.29 1.43 37.28 1.31 10114 73.52 5.30 55.95 0.75 28 84.30 1.70 34.33 -3.18 1245 91.56 1.55 24.12 -2.89 878 96.08 3.26 18.02 -1.13 528 95.00 0．21 18.00 0．40 611 91.70 1.19 28.40-3.33 734同比增长 最大日 同比增长日均用电量同比增长 用电量 (％) (万千瓦时) (％)(万千瓦时) (％) -2.97 32701 22.89 25636 11.80 19.82 21551 19.43 16632 16.39 -5.02 46692 16.56 36326 14.97 5.62 43019 13.56 40430 9.15 40.46 36588 45.90 34483 41.71 18.61 54520 10．42 47959 18.01 8.48 17338 9.42 16553 7.76 20.24 15935 22.46 15537 9.91 -32.39 53489 10．97 35545 12.34 7.39 130411 19.50 96637 19.57 103.09 89629 13.95 66240 17.02 17.36 40174 19.93 26807 14.68 13.05 46238 15.72 36030 15.87 10．99 22050 13.87 16850 16.19 55.77 93469 17.01 78359 18.69 32.18 77145 16.53 60508 15.96 -6.15 45675 14.13 31824 16.05 10．70 36791 16.56 23827 6.77 72.92 129060 15.24 97303 17.49 3.94 23759 -5.76 22805 22.77 17.03 4969 25.67 3830 17.45 30.20 21376 16.93 13436 18.68 22.74 42467 20.56 33018 22.36 0．68 23940 -1.47 23223 3.57 56.00 22665 0．74 19391 18.47 -2.60 630 29.63 520 21.21 15.94 25807 12.76 20562 16.82 20.53 22874 18.89 19304 26.14 55.75 13312 12.02 12527 41.26 6.45 17254 8.29 15404 20.72 12.92 16422 17.01 15623 15.20累计最大负荷同比增长利用小时数 (小时) (％) 5827 -1.29 5778 -1.01 5229 575 -9.73 23 6717 1.90 4950 2.02 5846 3.63 5780 3.45 5234 -2.28 5929 -0.07 5399 -1.68 7582 0.54 7821 1.66 5266 0.61 6926 16.68 5428 4.34 6092 -3.21 4792 2.62 5765 6.35 21 -0.79 5064 -3.30 5905 6.32 6682 6.42 8415 2.02 7283 -9.17 6480.15
中电联发布 - 2023年度全国电力供需形势分析预测报告
中电联发布 | 2023年度全国电力供需形势分析预测报告
2022年以来，电力行业认真贯彻落实党中央国务院关于能源电力安全保供的各项决策部署，积极落实“双碳”目标新要求，有效应对极端天气影响，全力以赴保供电、保民生，为疫情防控和经济社会发展提供了坚强电力保障。2022年全国电力供需情况（一）电力消费需求情况2022年，全国全社会用电量8.64万亿千瓦时，同比增长3.6%。一、二、三、四季度，全社会用电量同比分别增长5.0%、0.8%、6.0%和2.5%，受疫情等因素影响，第二、四季度电力消费增速回落。一是第一产业用电量1146亿千瓦时，同比增长10.4%。其中，农业、渔业、畜牧业用电量同比分别增长6.3%、12.6%、16.3%。乡村振兴战略全面推进以及近年来乡村用电条件明显改善、电气化水平持续提升，拉动第一产业用电量保持快速增长。二是第二产业用电量5.70万亿千瓦时，同比增长1.2%。各季度增速分别为3.0%、-0.2%、2.2%和-0.1%。2022年制造业用电量同比增长0.9%。其中，高技术及装备制造业全年用电量同比增长2.8%，其中，电气机械和器材制造业、医药制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业全年用电量增速超过5%；新能源车整车制造用电量大幅增长71.1%。四大高载能行业全年用电量同比增长0.3%，其中，化学原料和化学制品制造业、有色金属冶炼和压延加工业用电形势相对较好，用电量同比分别增长5.2%和3.3%；黑色金属冶炼行业、非金属矿物制品业用电量同比分别下降4.8%和3.2%，建材中的水泥行业用电量同比下降15.9%。消费品制造业全年用电量同比下降1.7%，其中，造纸和纸制品业以及吃类消费品用电形势相对较好，食品制造业、农副食品加工业、烟草制品业、酒/饮料及精制茶制造业用电量均为正增长。其他制造业行业全年用电量同比增长3.5%，其中，石油/煤炭及其他燃料加工业、废弃资源综合利用业用电量同比分别增长11.7%和9.4%。三是第三产业用电量1.49万亿千瓦时，同比增长4.4%。各季度用电量同比增速分别为6.2%、0.0%、7.7%和3.1%。第三产业中的8个行业用电量同比均为正增长，其中租赁和商务服务业、公共服务及管理组织、批发零售业用电量增速均超过5.0%。电动汽车行业高速发展，拉动全年充换电服务业用电量同比增长38.1%。四是城乡居民生活用电量1.34万亿千瓦时，同比增长13.8%。各季度用电量同比分别增长11.8%、7.0%、19.8%和14.9%。8月，全国出现大范围持续高温天气，全国平均气温达到1961年以来历史同期最高水平，当月居民生活用电量增长33.5%，拉动三季度居民生活用电量快速增长。12月，有4次冷空气过程影响我国，当月全国平均气温为近十年来同期最低，当月居民生活用电量增长35.0%，拉动四季度居民生活用电量快速增长。五是全国共有27个省份用电量正增长，中部地区用电量增速领先。2022年，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长2.4%、6.7%、4.2%、0.8%。全年共有27个省份用电量正增长，其中，西藏、云南、安徽3个省份用电量增速超过10%，此外，宁夏、青海、河南、湖北、江西、陕西、内蒙古、四川、浙江用电量增速均超过5%。（二）电力生产供应情况截至2022年底，全国全口径发电装机容量25.6亿千瓦，同比增长7.8%。从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况看，电力行业绿色低碳转型成效显著。一是非化石能源发电装机占总装机容量比重接近50%。2022年，全国新增发电装机容量2.0亿千瓦，其中新增非化石能源发电装机容量1.6亿千瓦，新投产的总发电装机规模以及非化石能源发电装机规模均创历史新高。截至2022年底，全国全口径发电装机容量25.6亿千瓦，其中非化石能源发电装机容量12.7亿千瓦，同比增长13.8%，占总装机比重上升至49.6%，同比提高2.6个百分点，电力延续绿色低碳转型趋势。分类型看，水电4.1亿千瓦，其中抽水蓄能4579万千瓦；核电5553万千瓦；并网风电3.65亿千瓦，其中，陆上风电3.35亿千瓦、海上风电3046万千瓦；并网太阳能发电3.9亿千瓦；火电13.3亿千瓦，其中，煤电占总发电装机容量的比重为43.8%。二是全口径非化石能源发电量同比增长8.7%，煤电发电量占全口径总发电量的比重接近六成。2022年，全国规模以上工业企业发电量8.39万亿千瓦时、同比增长2.2%，其中，规模以上工业企业火电、水电、核电发电量同比分别增长0.9%、1.0%和2.5%。2022年，全口径并网风电、太阳能发电量同比分别增长16.3%和30.8%。全口径非化石能源发电量同比增长8.7%，占总发电量比重为36.2%，同比提高1.7个百分点。全口径煤电发电量同比增长0.7%，占全口径总发电量的比重为58.4%，同比降低1.7个百分点，煤电仍是当前我国电力供应的最主要电源。在来水明显偏枯的三季度，全口径煤电发电量同比增长9.2%，较好地弥补了水电出力的下降，充分发挥了煤电兜底保供作用。三是太阳能发电设备利用小时同比提高56小时，风电、火电、核电、水电同比分别降低9、65、186、194小时。2022年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3687小时，同比降低125小时。分类型看，水电3412小时，为2014年以来年度最低，同比降低194小时。核电7616小时，同比降低186小时。并网风电2221小时，同比降低9小时。并网太阳能发电1337小时，同比提高56小时。火电4379小时，同比降低65小时；其中煤电4594小时，同比降低8小时；气电2429小时，同比降低258小时。四是跨区输送电量同比增长6.3%，跨省输送电量同比增长4.3%。2022年，全国新增220千伏及以上输电线路长度38967千米，同比增加6814千米；全国新增220千伏及以上变电设备容量（交流）25839万千伏安，同比增加1541万千伏安。2022年全国完成跨区输送电量7654亿千瓦时，同比增长6.3%，其中8月高温天气导致华东、华中等地区电力供应紧张，电网加大了跨区电力支援力度，当月全国跨区输送电量同比增长17.3%。2022年全国完成跨省输送电量1.77万亿千瓦时，同比增长4.3%；其中12月部分省份电力供应偏紧，当月全国跨省输送电量同比增长19.6%。五是电力投资同比增长13.3%，非化石能源发电投资占电源投资比重达到87.7%。2022年，重点调查企业电力完成投资同比增长13.3%。电源完成投资增长22.8%，其中非化石能源发电投资占比为87.7%；电网完成投资增长2.0%。六是市场交易电量同比增长39.0%。2022年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量52543亿千瓦时，同比增长39.0%，占全社会用电量比重为60.8%，同比提高15.4个百分点；全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为41407亿千瓦时，同比增长36.2%。（三）全国电力供需情况2022年全国电力供需总体紧平衡，部分地区用电高峰时段电力供需偏紧。2月，全国多次出现大范围雨雪天气过程，少数省份在部分用电高峰时段电力供需平衡偏紧。7、8月，我国出现了近几十年来持续时间最长、影响范围最广的极端高温少雨天气，叠加经济恢复增长，拉动用电负荷快速增长。全国有21个省级电网用电负荷创新高，华东、华中区域电力保供形势严峻，浙江、江苏、安徽、四川、重庆、湖北等地区电力供需形势紧张。12月，贵州、云南等少数省份受前期来水偏枯导致水电蓄能持续下滑等因素影响，叠加寒潮天气期间取暖负荷快速攀升，电力供需形势较为紧张，通过加强省间余缺互济、实施负荷侧管理等措施，有力保障电力供应平稳有序，守牢了民生用电安全底线。二、2023年全国电力供需形势预测（一）电力消费预测宏观经济及气候等均是影响电力消费需求增长的重要方面。2023年预计我国经济运行有望总体回升，拉动电力消费需求增速比2022年有所提高。正常气候情况下，预计2023年全国全社会用电量9.15万亿千瓦时，比2022年增长6%左右。（二）电力供应预测在新能源发电快速发展带动下，预计2023年新投产的总发电装机以及非化石能源发电装机规模将再创新高。预计2023年全年全国新增发电装机规模有望达到2.5亿千瓦左右，其中新增非化石能源发电装机1.8亿千瓦。预计2023年底全国发电装机容量28.1亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机合计14.8亿千瓦，占总装机比重上升至52.5%左右。水电4.2亿千瓦、并网风电4.3亿千瓦、并网太阳能发电4.9亿千瓦、核电5846万千瓦、生物质发电4500万千瓦左右，太阳能发电及风电装机规模均将在2023年首次超过水电装机规模。（三）电力供需形势预测电力供应和需求多方面因素交织叠加，给电力供需形势带来不确定性。电力供应方面，降水、风光资源、燃料供应等方面存在不确定性，同时，煤电企业持续亏损导致技改检修投入不足带来设备风险隐患上升，均增加了电力生产供应的不确定性。电力消费方面，宏观经济增长、外贸出口形势以及极端天气等方面给电力消费需求带来不确定性。根据电力需求预测，并综合考虑新投产装机、跨省跨区电力交换、发电出力及合理备用等方面，预计2023年全国电力供需总体紧平衡，部分区域用电高峰时段电力供需偏紧。迎峰度夏期间，华东、华中、南方区域电力供需形势偏紧；华北、东北、西北区域电力供需基本平衡。迎峰度冬期间，华东、华中、南方、西北区域电力供需偏紧；华北区域电力供需紧平衡；东北区域电力供需基本平衡。三、2023年重点工作和相关建议为确保能源电力安全保供，结合电力供需形势和行业发展趋势，提出以下重点工作和相关建议。一是进一步加大电力燃料供应保障能力。继续加大优质产能释放力度，加快推进新核增产能各环节相关手续办理，尽快实现依法合规增产增供。制定煤矿保供与弹性生产办法优先组织满足条件的先进产能煤矿按一定系数调增产能，形成煤矿应急生产能力，以满足经济持续复苏以及季节性气候变化等对煤炭消费的增长需求。加快推进2023年电煤中长期合同签订工作，强化电煤中长期合同严肃性，督促各方落实煤炭保供责任。严格规范合同签订行为，制止各类变相加价、降低兑现热值等非法牟利行为，释放稳定市场价格的强烈信号。加强电煤产运需之间的衔接配合，保障电煤运输畅通。二是疏导燃煤发电成本，发挥煤电兜底保供作用。科学设置燃料成本与煤电基准价联动机制，放宽煤电中长期交易价格浮动范围，及时反映和疏导燃料成本变化。推进容量保障机制建设，加大有偿调峰补偿力度，弥补煤电企业固定成本回收缺口，进一步提高煤电可持续生存和兜底保供能力。强化机组运维检修和安全风险防控工作，加大设备健康状态监测和评估，确保机组安全可靠运行。三是加快电网规划投资建设。加快推进跨省跨区特高压输电工程规划建设，提升重要通道和关键断面输送能力，发挥跨省跨区电网错峰支援、余缺互济作用，持续提高大型风电光伏基地外送规模和新能源消纳能力。强化电网骨干网架，全力提升重大自然灾害等极端条件下电力系统安全稳定运行水平。加快智能配电网建设，促进新能源就地就近开发利用。四是强化电力负荷管理。完善需求响应价格补偿机制，形成可中断用户清单，引导各类市场主体主动参与电力需求响应，以市场化方式降低高峰时段负荷需求。加强电动汽车、蓄热式电采暖、用户侧储能等可调节资源库建设，并积极推动市场化运作。拓展实施能效提升项目，推动消费侧节能降耗提效，引导全社会节约用电。五是完善电力交易机制和市场价格形成机制。加快推进适应能源结构转型的电力市场建设，建立适应新能源特性的市场交易机制和合约调整机制。持续完善绿色电力交易机制，常态化开展绿电、绿证交易，充分发挥电力市场对新型能源体系建设的支撑作用。分阶段推动跨省跨区输电价格由单一制电量电价逐步向容量电价和电量电价的两部制电价过渡，降低跨省跨区交易的价格壁垒。完善峰谷分时电价政策，适度拉大峰谷价差，通过价格信号引导储能、虚拟电厂等新兴主体发挥调节性作用。六是持续优化调整电力供应结构。丰富不同种类能源的供应，发挥煤电与新能源发电的特性互补优势、调剂余缺，实现绿色低碳、安全高效的电力供给。加强风电、太阳能等新能源发电的统筹规划，在国家层面明确分省新能源规划目标，引导各地合理优化装机规模、布局和时序，实现各专项规划、国家和各省规划间横向协同、上下衔接。协调推进新能源开发与配套网源建设，确保新能源能并能发，保障大规模新能源消纳，实现大范围资源优化配置。积极安全有序发展核电，稳步推进东部沿海核电项目建设。七是加快系统应急保障和调节能力建设。加大政策支持力度，持续推进煤电“三改联动”及支撑性调节性煤电的建设，提升系统应急保障和调峰能力。加快抽水蓄能电站建设及改造，因地制宜建设中小型抽水蓄能电站。推动已开工的项目尽快投产运行。加快确立抽水蓄能电站独立市场主体地位，推动电站平等参与电力中长期市场、现货市场及辅助服务市场交易。推进多元化储能技术研发与应用，优化
上海电网中长期负荷预测
第２６卷第６期 ２０１０年１２月 上 海 电 力 学 院 学报 Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｓｈａｎｇｈａｉ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｅｌｅｃｔｒｉｃ Ｐｏｗｅｒ Ｖｏ１．２６．Ｎｏ．６ Ｄｅｃ． ２０１０
文章编号：１００６—４７２９（２０１０）０６—０５３７—０４
上海电网中长期负荷预测
吕 丰，裴秀高，王勇
（上海电力学院电力与自动化工程学院，上海２０００９０）
摘要：介绍了上海电网概况，分析了网供负荷特性，以及近期影响上海地区负荷的因素，并使用不同的预测 方法给出了中长期负荷和用电量的方案．最后针对上海地区的特点，提出了提高负荷预测准确性和应对本地 区电网严峻形势的对策和建议．
关键词：上海电网；负荷预测；需求预测；用电量 中图分类号：ＴＭ９２７ 文献标识码：Ａ
Ｌｏａｄ Ｆｏｒｅｃａｓｔｉｎｇ ｏｆ Ｍｅｄｉｕｍ－ｔｅｒｍ ａｎｄ
Ｌｏｎｇ－ｔｅｒｍ ｆｏｒ Ｓｈａｎｇｈａｉ Ｇｒｉｄ
ＬＶ Ｆｅｎｇ，ＰＥＩ Ｘｉｕ—ｇａｏ，ＷＡＮＧ Ｙｏｎｇ （Ｓｃｈｏｏｌ ｏｆＥｌｅｃｔｒｉｃ Ｐｏｗｅｒ ａｎｄ Ａｕｔｏｍａｔｉｏｎ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ，Ｓｈａｎｇｈａｉ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｅｌｅｃｔｒｉｃ Ｐｏｗｅｒ，Ｓｈａｎｇｈａｉ ２０００９０，Ｃｈｉｎａ）
Ａｂｓｔｒａｃｔ： Ａｎ ｏｖｅｒｖｉｅｗ ｏｆ Ｓｈａｎｇｈａｉ ｇｒｉｄ ｉｓ ｐｒｅｓｅｎｔｅｄ ａｎｄ ｔｈｅ ｌｏａｄ ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ ａｒｅ ａｎａｌｙｚｅｄ． Ｔｈｅ ｆａｃｔｏｒｓ ｔｈａｔ ｈａｖｅ ｒｅｃｅｎｔｌｙ ｉｎｆｌｕｅｎｃｅｄ Ｓｈａｎｇｈａｉ ａｒｅ ｍａｉｎｌｙ ａｎａｌｙｚｅｄ．Ｖａｒｉｏｕｓ ｆａｃｔｏｒｓ ａｒｅ ｔａｋｅｎ ｉｎｔｏ ａｃｃｏｕｎｔ ｉｎ ｕｓｉｎｇ ｄｉｆｅｒｅｎｔ ｆｏｒｅｃａｓｔ ｍｅｔｈｏｄｓ，ａ ｓｃｈｅｍｅ ｏｆ ｒｅｃｅｎｔ ｌｏａｄ ａｎｄ ｐｏｗｅｒ ｃｏｎｓｕｍｐｔｉｏｎ ｉｓ
海南电网年负荷曲线变化趋势
中国科技信息２０１ ３年第２４期・ＣＨＩＮＡ ＳＣＩＥＮＣＥ ＡＮＤ ＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹ ＩＮＦＯＲＭＡＴＩＯＮ Ｄｅｃ．２０１３
吕懿 海南电网年负荷曲线变化趋势
吕懿
海南电网公司，海南海口 ５７０２０５ 资源及环境
摘要 文章对海南电网年负荷曲线的特点进行了分析，提出了影响年负荷曲线的主
要因素，并对未来年负荷曲线的发展趋势进行了预测。
关键词
负荷特性；预测
ＤＯＩ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００１－８９７２．２０１３．２４．００９
１．概述
年负荷曲线特性是负荷特性的重要指标之一，研究年
负荷曲线特性，便于掌握对电源的需求，合理安排机组的
检修，从而获得较好的技术经济效益。其中季不均衡系数
和最大、最小负荷发生月又是年负荷特性曲线的重要指 标，本文通过对海南现状负荷特性进行分析及权衡产业结
构、地理气候、城镇化率、居民生活水平、生活习惯等诸
多因素对年负荷特性主要指标的影响程度，对海南电网的
负荷曲线特性未来演变趋势进行判断。 ２．海南省经济社会及用电概况
２０１２年海南省国民生产总值２８５５￣Ｌ元人民币，三次产
业比重为２４．９％：２８．２％：４６．９％，经济结构为“三二一”。 ２０１２年海南省全社会用电量２１０亿ｋｗｈ，全社会最大负荷
３２０万ｋＷ，人均用电量大约２３７０ｋＷｈ。全社会用电主要以
第二产业为主，约占全省用电比重５２．５％，第一、二、三
产业及居民生活用电比例为５．３：５２．５：２６：１６．３。 ３．海南电网年负荷特性概况
３．１年负荷曲线特点
季不均衡系数ｐ是指全年各月最大负荷的平均值与最
大负荷的比值，表示一年内月最大负荷变化的不均衡性，
是负荷特性的重要指标。如表１所示，海南电网的季不均
衡系数从２００３年的０．８４７逐步上升至２０１２年的０．９４６，２００３—
２０１２年十年期间平均值高达０．９１，相对于国内其它地区电
网，表现出ｐ值较高的特点，这主要是受二产用电比重增
智能电网中的负荷特性分析
智能电网中的负荷特性分析
在当今社会，电力已经成为了我们生活和生产中不可或缺的重要能源。随着科技的不断进步和人们对电力需求的日益增长，智能电网应运而生。而在智能电网中，负荷特性的分析是一项至关重要的任务，它对于电网的规划、运行和管理都有着深远的影响。
负荷特性，简单来说，就是指电力用户在不同时间、不同条件下对电力的需求和使用特点。要深入理解智能电网中的负荷特性，我们首先需要了解负荷的分类。
从用户类型来看，负荷可以分为工业负荷、商业负荷和居民负荷。工业负荷通常具有较大的用电功率，其用电规律往往与生产流程和设备运行密切相关。比如，钢铁厂的电炉在生产时会消耗大量电能，而在设备检修期间用电则大幅减少。商业负荷，如商场、写字楼等，其用电高峰一般出现在白天营业时间段，而且受季节和节假日的影响较大。居民负荷则主要与人们的日常生活习惯相关，例如晚上家庭用电较多，夏季空调用电增加等。
从负荷的时间特性来看，又可以分为日负荷、周负荷和年负荷。日负荷呈现出明显的峰谷变化，一般早上和傍晚是用电高峰，深夜则是低谷。周负荷在工作日和周末可能会有所不同，一些办公区域在周末的用电量会显著下降。年负荷则受到季节和气候的影响，夏季和冬季由于空调和采暖的需求，用电量通常较高。 智能电网中的负荷特性具有一些新的特点。随着各种智能电器和设备的普及，负荷的随机性和不确定性增加。比如，电动汽车的充电时间和充电量就具有较大的随机性，如果大量电动汽车同时充电，可能会给电网带来瞬间的巨大负荷。
此外，分布式能源的接入也对负荷特性产生了影响。分布式能源如太阳能光伏发电、小型风力发电等，其出力具有间歇性和波动性。当分布式能源大量接入电网时，用户可能既是电力的消费者，又是电力的生产者，这使得负荷的流向和大小变得更加复杂。
为了准确分析智能电网中的负荷特性，我们需要借助一系列的技术手段和工具。首先是数据采集，通过智能电表等设备，实时采集用户的用电数据，包括电压、电流、功率等信息。这些海量的数据为负荷特性分析提供了基础。
多种特殊负荷集中区域电网的电能质量问题分析
《电气自动化｝２０１２年第３４卷第１期 综述
Ｓｕｒｖｅｙ
多种特殊负荷集中区域电网的电能质量问题分析
郑伟 丁宁。周喜超 刘颖英 智勇 杨勇
（１．甘肃电力科学研究院，甘肃兰州７３００５０；２．中国电力科学研究院，北京１００１９２）
摘要：甘肃电网作为西北电网的中心，其负荷分布具有特殊性。一方面，丰富的风力资源使千万千瓦级风电基地坐落于河西区域，另
一方面，其在东西部交通运输中所承载的特殊地位使多条电气化铁路横贯整个甘肃电网。此外，各种大型钢铁企业也在甘肃
区域电网集中分布。风力发电、电气化铁路以及冶炼负荷这些非线性、冲击性负荷在区域电网中的集中分布，可能给电网带来 更加严重的电能质量问题，甚至影响电网的供电可靠性。系统对这三类特殊负荷的主要电能质量特性进行了介绍，利用
ＰＳＣＡＤ／ＥＭＴＤＣ对甘肃电网某特殊负荷集中区域的电能质量问题进行仿真分析，对稳态极端工况以及暂态不同工况的仿真结
果表明了这些特殊负荷接入对甘肃电网可能造成的影响，从而为电能质量治理及管理提供了参考依据，避免其可能带来的
损失。
关键词：电能质量；风力发电；电气化铁路；冶炼负荷．
［中图分类号］ＴＭ９２［文献标志码］Ａ［文章编号］１０００—３８８６（２０１２）０１—０００４～０４
Ａｎａｌｙｓｉｓ ｏｆ Ｐｏｗｅｒ Ｑｕａｌｉｔｙ Ｐｒｏｂｌｅｍｓ ｉｎ ａ Ｒｅｇｉｏｎａｌ
Ｇ ｒｉｄ ｗｉｔｈ Ｍａｎｙ Ｔｙｐｅｓ ｏｆ Ｄｉｓｔｕｒｂｉｎｇ Ｌｏａｄｓ
Ｚｈｅｎｇ Ｗｅｉ Ｄｉｎｇ Ｎｉｎｇ Ｚｈｏｕ Ｘｉｃｈａｏ Ｌｉｕ Ｙｉｎｇｙｉｎｇ Ｚｈｉ Ｙｏｎｇ Ｙａｎｇ Ｙｏｎｇ
（１．Ｇａｎｓｕ Ｅｌｅｃｔｒｉｃ Ｐｏｗｅｒ Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ，Ｌａｎｚｈｏｕ Ｇａｎｓｕ ７３００５０，Ｃｈｉｎａ；
２．Ｃｈｉｎａ Ｅｌｅｃｔｒｉｃ Ｐｏｗｅｒ Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ，Ｂｅｉｊｉｎｇ １００１９２，Ｃｈｉｎａ）
城市配电网电力负荷特性分析
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城市配电网电力负荷特性分析
作者：王硕 毛西吟
来源：《华中电力》2014年第04期
【摘要】：对于电力系统而言，电力负荷是其重要的一个部分，电力负荷作为电能的消耗者，对电力系统的设计、分析、控制等产生重要影响。通过对城市配电网电力负荷特性进行分析，从而产生相应的预测方法，以使电力负荷预测的准确性得到提高，并进一步促进城市配电网的稳定运行。
【关键词】：城市配电网；电力负荷特性；分析
所谓的城市电网电力负荷分析，是指对在一定范围之内的电力的发展方向、负荷的大小、电力分布特点等进行相应的描述。对于城市的配电网电力负荷来说，有很大不同的特点，比如电力的增长情况、负荷的大小等等。要对空间负荷进行预测，首先要对空间电力负荷进行分析，并且进一步提出有效可行的空间负荷预测。也只有在进行电力负荷特性分析之后，然后提出相应的预测方法，才能提高电力负荷预测的精度。
一.电力负荷特性分析
1.电力负荷具有周期变化的特性
对于电力负荷来说，具有变化的周期性。这是因为，在气候、温度以及工作规律的影响下，电力负荷的外在表现在负荷的周循环、季节性变化、工作日、节假日等具有一些相关特征。一般情况下，每年电力负荷的峰值经常是出现在夏季、冬季，低谷是时候则是在秋季和春季。在平时的周一至周五，显现出一定的规律性，在双休日时，则其负荷一般得到降低，而在节假日期间，电力的负荷值同样也会出现降低。
2.电力负荷具有随机变化的特性
电力负荷的随机性一般分为内在和外在两种，内在的随机性主要是由电力系统中的非线性中的元件所具有的特性来决定的，因此，对于电力系统而言，其本身就是一个大型的非线性的系统，并且，电力负荷系统又是这个系统中的一部分，因此，对于电力负荷来说，也具有其非线性的特性。而电力负荷外在的表现形式则是电力负荷数据的随机的变化性。
气象因素对电网负荷特性影响的研究
气象因素对电网负荷特性影响的研究
气象因素对电网负荷特性影响的研究
引言
气象因素与电网负荷之间存在着密切的关系。电网负荷特性是指在特定的时间段内电网所承担的总负荷情况。气象因素主要包括温度、湿度、气压、风速等天气参数。这些气象因素的变化不仅影响电力系统的供需状况，也对电网的运行稳定性和经济效益产生着重要影响。本文将从温度、湿度、气压和风速等四个方面详细探讨气象因素对电网负荷特性的影响。
一、温度对电网负荷特性的影响
温度是电网负荷特性中最重要的气象因素之一。温度的变化对电能需求有直接的影响。一般来说，温度升高会导致人们使用空调的需求增加，从而增加了电网负荷。尤其在炎热的夏季，高温天气对电网负荷的影响更为显著。高温天气下，人们需要使用大量的空调设备，这就导致了电网负荷的峰值增加。而在寒冷的冬季，人们需要使用取暖设备，同样也会增加电网的负荷。
此外，高温天气还会影响电力系统的输电能力。高温天气下，电力输电线路的电阻增加，导致输电线路的损耗增加。因此，在高温天气下，电网需要消耗更多的电力来弥补输电线路的损耗，这进一步增加了电网负荷。
二、湿度对电网负荷特性的影响
湿度是另一个与电网负荷特性密切相关的气象因素。湿度的增加会增加冷却需求，从而提高了电网的负荷。湿度增加会使得人们更频繁地使用电力设备，如电扇、空调等。尤其在潮湿的夏季，湿度的增加对电网负荷的影响更为明显。 三、气压对电网负荷特性的影响
气压也是影响电网负荷特性的重要气象因素之一。气压的变化对电力系统的供需平衡产生重要影响。当气压降低时，空气的密度减小，导致输电线路的绝缘能力降低，同时也增加了电力设备的故障风险。因此，气压降低会导致电力系统的供电能力减弱，增加了电网负荷。
四、风速对电网负荷特性的影响
风速也是气象因素中与电网负荷特性密切相关的因素之一。强风天气可能会造成电力系统的故障和事故。特别是在风速超过额定线路的安全载流量时，需要采取紧急措施进行线路的短时切断，从而增加了电网的负荷。
浅析配电网负荷特性指标及分析计算方法
浅析配电网负荷 特性指标及分析计算方法
摘要:电力负荷预测作为电网规划的基础工作，本文从负荷特性的概念及其分析意义、负荷特性分类以及负荷特性指标体系等方面对负荷预测进行了全面的介绍。
关键词: 配电网; 负荷特性; 指标
中图分类号：TM727 文献标识码：B
1 负荷特性的概念及其分析意义
1.1 电力负荷特性的定义
电力负荷是电力系统的基本概念之一，一般指发电厂、电网、区域、用户或者电器设备在某一时刻所需承担或所消耗的电功率，成为电力负荷，简称负荷。
1.2 负荷特性指标及计算分析的意义
随着近年来电动汽车用户的增多以及多种储能设备的引入，电力负荷特性呈现出一些新特点。电网最大负荷持续时间增长，峰谷差进一步加大，电网负荷率及利用小时数初现下降趋势，给电网安全和经济运行带来了新问题。做好负荷特性指标计算分析为提高负荷预测准确率、优化电网运行方式、开拓电力市场、调整电源结构、跨区联网实现资源优化配置等提供决策依据。
2 负荷分类及负荷特性
2.1 电力负荷分类
（1）按照电能的生产环节，可以分为发电负荷、供电负荷、用电负荷自发自用负荷等。 （2）按照重要性，可以分为一级负荷、二级负荷、三级负荷等。
（3）按照用电性质，可以分为工业负荷、农业负荷、交通运输负荷、市政负荷、商饮服务业负荷和生活照明负荷。
（4）按照电能转换和输送中的作用，分为有功负荷和武功负荷。
（5）新型负荷。包括电动汽车、电采暖、分布式电源以及储能等新型负荷。
2.2 负荷的特性分析
电力负荷随时间的变化有一定规律性，不同负荷类型的变化规律各具特点。
（1）工业负荷特性。工业负荷主要包括：煤炭、钢铁、铝工业、石油、机械制造、建筑材料、轻工业、化学工业等。工业内部行业之间，负荷特性存在明显的不平衡。
（2）农业负荷特性。城市和农村的用电负荷特性差别很大，农村生产与工业生产的条件不同，农业负荷和工业负荷的特点有明显的区别。
（3）商业负荷特性。商业负荷主要包括大型商场、商业写字楼以及宾馆等负荷，总体表现出较强的时间性和季节性，商业负荷已经成为电网峰荷的主要组成部分。
新疆某地区电网负荷特性分析
新疆某地区电网负荷特性分析
摘 要：电力负荷是电力系统的重要组成部分之一，也是电能的消耗侧。电力负荷在电力系统的安全稳定与控制中起着重要的作用，因此，在电力系统运行过程中必须考虑负荷对电力系统的影响。近年来随着社会经济的发展，新疆地区的电力负荷的结构发生了巨大的变化，这对新疆电网的安全运行和控制带来了一定的影响。该文对负荷特性的国内外研究现状进行了概述，介绍了负荷特性分析的几种技术指标，最后根据新疆某地区电力负荷的历史数据，进行了负荷特性分析。
关键词：电力负荷 新疆某地区 历史数据 负荷特性分析
中图分类号：tm714 文献标识码：a 文章编号：1674-098x（2012）12（b）-00-03
characteristics analysis of power load for xinjiang
regional grid
a tong bie ke，jia ma li han·ku ma shi，ren ming ming
（college of electrical engineering xinjiang university
urumqi 830047）
abstract：electricity load is an important part of the power
system， and is one of the electricity consumption side. power
load plays an important role in the power system security and
stability and control， therefore， must consider the impact
of load on the power system in the process of power system operation. with the social and economic development in recent
2011年湖北用电负荷与气温关系及负荷特性分析
Ｖｏ１．３５ Ａｄｄ Ｄｅｃ．２Ｏ１１ 湖 北 电 力 箜 鲞 ２０１１年１２月
２０１ １年湖北用电负荷与气温关系及负荷特性分析
汪发明，彭昌勇，方仍存，杜治
（湖北省电力公司电力试验研究院，武汉４３００７７） ［摘 要］ 以湖北电网统调用电负荷数据和武汉日气温数据为基础，分析了２０１１年湖北电网最大 负荷持续时间、负荷与气温关系、非气温敏感性负荷以及空调负荷情况。
［关键词］ 湖北电网；电力负荷；气温；负荷特性
［中图分类号］ＴＭ７１１ ［文献标识码］Ｂ ［文章编号］１００６—３９８６（２０１１）增刊１ ０００５—０８
湖北电网负荷与温度关系的研究自２０００年开 始，主要分析湖北电网最大负荷与夏季日最高气温
之间的关系。多年研究认为夏季湖北全省负荷水平 与武汉负荷水平强相关。因此，以武汉市观测点的
气温为基础分析全省用电负荷与温度的关系。本次
工作以２００７—２０１１年湖北电网统调用电负荷数据 和武汉Ｈ气温数据为基础，分析了迎峰度夏期间湖
北电网用电负荷与气温关系、非气温敏感性负荷以
及空调负荷水平和变化情况。
１ ２０１１年湖北电网用电负荷与气温
近年来，全省经济的快速增长和经济总量不断
扩大，拉动电力需求持续增加。“十一五”期间，湖北
电网统调最大负荷由２００５年的１３ １９０ Ｍｗ上升到 ２０１０年的２２ ０５７ Ｍｗ，“十一五”期间年均增长率
１Ｏ．８ ，高于规划预测的年均增长９．１ 。２０１１年 ７月２９日２０：４５，湖北电网最大用电负荷达到了
２４ ８３４ ＭＷ，创下历史新高，同比增加１２．５９ 。 ２００５～２０１１年最大统调用电负荷及增长率情况如
图１所示。
２００５ ２００６ ２００７ ２００８ ２００９ ２０１Ｏ ２０１１ 图１ ２００５－－２０１１年最大统调用电负荷及增长率情况 受夏季空调降温负荷的影响，电网用电负荷与 气温变化密切相关。２０１１年夏季，受三波高温天气