江西省风电出力特性分析

王伟++王敏++彭怀德++黄一凡

摘 要：随着风电装机容量的迅速发展，江西的风电接入也大幅上升，分析风电出力波动性、不确定性，并统计出风电月出力、年出力的规律，研究风力出力对江西电网的影响有重要的意义。

关键词：风力发电；出力特性；江西电网

中图分类号： TM614 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）35-101-2

0 引言

随着近些年风电装机容量在我国的迅速发展，作为可再生能源的主要组成部分，发展风电成为改善我国电源结构的重要环节。目前中国可再生能源发电的增长速度已经超过其他国家，一年风电装机容量足足占了全球总量的三分之一江。西电网2015年上半年新增风电装机容量109MW，而2014年年末风电机组的总装机容量为343.2MW，则新增装机所占比例达到31.8%，可见江西的风电发展十分迅速。风电的大规模接入势必对江西电网调度带来巨大影响，因此，深入研究风电的出力特性，对分析其对江西电网调峰可能造成的影响变得更加迫切而重要。

1 风力发电特性概述

通常研究风力发电特性主要是研究单台风机或风电场的功率特性和发电量特性。但功率特性和发电量特性又与气象条件尤其是风速、风向等密切相关，因此，要实现对风电发电特性的合理有效分析，对气象情况特别是江西省风资源特性的研究也十分重要。

另外，通过对江西电网典型风电场日内、月度、年度风电出力及发电量情况的汇总统计，并结合江西省网季节变化及传统能源出力等综合因素进行分析，也可从多方面研究江西省风电出力特性，并分析其季节特性及大规模接入对电网的影响。

2 江西省风能资源分布及其特点

2.1 江西省风资源概况

早在2011年，江西省就完成了第二次全省风能资源评价，并于同年11月通过了对《江西省风能资源详查和评价》的验收。根据评价结果显示，受地形和气候的共同影响，江西省风能资源主要集中在赣北鄱阳湖地区和高海拔山地。其中，鄱阳湖区为省风能资源最密集的区域，风能资源较为丰富的山地则遍布于全省各地。

据统计，江西省年平均风速为1～3.8m/s（除庐山外），最小为德兴市，最大为星子县。年均大风日0.5天到28.5天，最少为宜黄县，最多为星子县。鄱阳湖滨、赣江、抚河下游和高山顶及峡谷区风能资源较为丰富，年均风速在3～5m/s。

2.2 江西省风能资源密集区域

仅从风能资源优劣考虑，鄱阳湖区风能资源丰富的区域主要是鄱阳湖北部从湖口到永修的松门山、吉山约60千米长的两侧湖道和浅滩以及湖中一些岛屿。含鄱阳湖北部狭长湖道南部部分浅滩及屏峰、老爷庙、沙岭、松门山—吉山、长岭、矶山湖等地的鄱阳湖北部湖道部分区域，风能资源等级达到2～3级以上。含白沙洲、小鸣咀、青岚湖、军山湖等地的鄱阳湖南部湖体部分区域，风能资源等级为2级；鄱阳湖狭管入口处的狮子山地区，风能资源等级为1～2级。评价指出，鄱阳湖区风能资源品质较优，应用于并网发电，具有较好的发展前景。

①江西省年平均风功率密度大于50W/m2的等值线与年平均风速大于3m/s的等值线均位于鄱阳湖区域；

②风功率密度大于150W/m2的等值线，主要出现于鄱阳湖北部；

此外，山地风能资源受地形抬升作用也很丰富，风向及风能一致性良好，对风机机组布局较为有利。

3 风电出力特性分析

3.1 风电出力波动性分析

根据2013-2014年统计数据，以鄱阳湖、九江地区的风电场为例。在全年的大部分时间内，会有风速在接近零与额定风速之间变化的情况。与此对应，风电出力也会出现在接近零与额定出力之间变化的现象。

2013年8月及2014年4月吉山风电场日平均出力波动范围较大，最小值趋近于0，最大值趋近于风场额定出力。且风电高出力多处于晚上，因为晚上风况较好，但是负荷一般处于低谷期，所以风电经常具有反调峰特性。就吉山风电场的日出力特性来看，建设风光互补项目是比较合适的，光伏出力在白天处于高峰，风电出力在晚上处于高峰，达到互补状态，有利于电网的调峰。

风电场出力具备平滑效应和相关性。平滑效应指单个风机的出力波动性一般大于多个风机的出力波动性。因此以场的形式集群建设风机能够削弱风机出力的波动性。而相关性指相邻风机的波动性趋于相同，这与风况相关。吉山风电场共有48台2MW风力发电机，由平滑效应可知，整个风电场的出力波动性要远小于单个风机的出力波动性。

3.2 风电出力不确定性分析

同样以2013年至2014年风电场实测数据为例，数据显示2014年3月至6月期间均有连续数日风电出力达到或接近额定出力的情况，同时，也存在日出力小于额定出力20%的现象，甚至有些几乎趋近于0。从吉山风电场年发电特性可以看出，风电场出力不确定性较大，常出现0出力的情况，且一年中风电场的出力有多个峰值。

连续日最大出力对应的时间为2014年5月10日至5月17日，连续日最小出力时间为2014年6月7日至6月14日。可以看出风电场出力的不确定性很强，既有连续高峰期也有连续低谷期，这对于系统调峰能力具有很高的要求。随着装机容量的不断提升，系统的备用容量和调度决策都需要做出适当的改变从而适应风电场出力的不确定性。

3.3 风电月出力特性分析

江西省风电发电量年内分布有一定规律性，根据江西电网2014-2015年度运行方式报告，2013年、2014年两年，江西风电发电总量分别是4.1725亿kW·h和4.9226亿kW·h；风电发电量主要分布于9月至次年2月。其中2013年9月至12月为风电高发期；2014年则是1月、2月、9月至12月处于高发状态，尤其是2014年2月风电发电量为近两年最高，达到了0.72亿kW·h。

吉山风电场位于江西省永修县北部，同属于江西省风能资源较为丰富区域。通过2013年8月-2014年8月统计数据可知，吉山风电场发电量较多的月份集中在13年9月中至11月中旬，12月下旬至14年2月底。该风电场全年发电情况基本与江西省年度风力发电趋势吻合。其中，2013年度风电高发集中在9～11月，2014年风电高发时段为2月。

风电的分布特点完全是由于江西本地的气候特性和地理位置因素影响的。通过江西省季节特性及风资源分布可知，江西省风能资源总体呈现出秋冬季大、春夏季小的特点。因此，风电出力呈现出枯大、丰小的特征，这与江西省水电出力特性刚好呈现季节性互补的情况，即风电的日出力特性与光伏发电特性互补，风电年出力特性与水电特性互补，因此江西省很适合大范围发展风力发电。

3.4 月最大出力分析

风电月最大出力特性是相关输变电系统设计的重要依据。江西风电月最大出力曲线与月发电量趋势基本一致，均为枯水期较高，丰水期较低。同样以位于鄱阳湖、九江地区的吉山风电场为例，虽然2013年9月至2014年5月期间的几个月最大出力都曾达到了几乎同一水平，但通过月平均出力再进行分析，便可看出，4-9月期间，风电的平均发电出力，处于相对较低水平，而2013年10月～2014年2月期间，除2014年1月平均出力略小之外，其他基本与发电量趋势相符。

通过分析单个风电场装机容量可知，吉山风电场装机为96MW，在10月至次年2月的枯水期内，10月和2月平均出力都达到了装机容量50%的水平，而丰水期时则大幅降低。考虑集群效应时，枯水期的风电最大出力也可维持在35%～45%之间。

3.5 风电出力季节特性分析

根据2014年、2015年江西省年度运方报告可知，江西省受地理位置、气候等条件等影响，全年降水量相对较多，全省年平均降水量分别是1458毫米和1697.6毫米。其中，2013年全年降水与历史同期相比偏少，尤其是7月至9月期间，降水量与常年相比降低三至五成；而2014年全年降水量相对基本持平，但7月、8月、11月降水量明显偏多。

一季度和四季度发电量较少，其中，一季度为枯水期，水库运行根据电网和下游城市生活、工业用水综合利用等实际情况，合理控制运用，以充分发挥水库综合利用效益；而三季度过后，随着全省降水量大幅减少，到四季度水库再次迎来枯期，以抗旱用水为主控制发电，多年调节水库参与电网调峰和事故备用。

而风电各月出力情况与水电趋势形成鲜明对比，2013年和2014年，风电发电情况都呈现出秋冬季多，春夏季少的特点。其中，风电高发出现在9月至次年2月期间，而夏季尤其是5～7月，风电发电量几乎仅为全年风电高发时段的三成左右。

江西省水电大发基本都是在丰水期，即第一季度刚过，降雨量增加、水库开始蓄水，因此，从3月开始水电出力呈现出明显上升趋势，而随着第四季度降雨量减少、水库水位降低，为保证下游日常用水用电安全，水电开始减少出力。而风电则刚好呈现出相反趋势，随着秋季开始全省风力增加，风电出力逐渐上升，直到次年2月风电都会呈现出高发趋势。

据统计，2014年发电利用小时数为4501小时，其中，水电2319小时，风电1869小时。一年中，风电发电量最大的月份为2月、发电量最小的月份为7月，最小发电月的发电量为最大发电月的30%左右。

4 风电日出力特性分析及对电网的影响

风电出力日特性是指由于日内不同时段光照、气温等影响，风速在日内各时段统计意义上的大小不同而导致风电出力在日内的相对变化规律。根据《2014年江西电网年度运方报告》及《江西省2013-2014年度电场整点负荷统计》数据，从中选取了位于风资源密集区域的鄱阳湖/九江地区的吉山风电场为例，对其年度日出力情况进行分析，具体情况如下：

吉山风电场目前总装机容量为96MW，其中，2013年7月底投产8台2MW风机，总功率16MW，同年8月中旬再投运40台2MW风机，风电场总装机达到96M。据统计，由2013年8月至2014年8月期间，吉山风电场发电情况，风电最大平均出力出现在19：00—23：00，最小平均出力出现在10：00—14：00，该区域风电夜间平均出力大于白天，风电日内平均出力曲线与负荷曲线的趋势相反，因此，可以推断，风电在白天具有较大概率的反调峰特性；从傍晚19：00至次日凌晨1：00期间，风电的出力与负荷变化趋势相同，由此可推断，风电在傍晚至夜间期间具有较大概率的正调峰特性。

通过对同一区域不同季节风电的发电情况进行分析，同以吉山风电场为例。第一季度（2014年3-5月）、第二季度（2014年6-8月），日均发电趋势较平稳，全天各时段出力波动性不大；从第三季度（2013年9-11月）、第四季度（2013年12月-2014年2月）开始，风电在白天呈现明显的反调峰特性，而进入傍晚时段，呈现出正调峰特性。

5 结论

不论是风电还是水电，其年度发电趋势都与气候及地理位置等因素密切相关，由于其气候及风资源条件的影响导致江西省风能资源总体呈现出秋冬季大、春夏季小的特点，而降水呈现出春夏季大、秋冬季少的特点，因此，江西省风电出力也呈现出枯大、丰小的典型特征，风电与水电从年度发电趋势上基本可实现互补。

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