贵州电网风电出力特性研究

吕艳军，胡 荣，杜 云，安莉娜

(1.中国电建集团贵阳勘测设计研究院有限公司，贵州 贵阳 550081；2.北京理工大学管理与经济学院，北京 海淀 100081)

0 引言

贵州位于云贵高原斜坡上，属于亚热带季风气候，全省东半部全年在湿润的东南季风区内，西半部处于东南季风区向西南季风区的过渡地带[1]。从全省风能资源总体看，中、西部优于东部，冬、春季节优于夏、秋季节。截至2020年6月底，贵州电网风电已投运装机容量515万kW，核准在建装机容量103万kW。根据有关规划，贵州全省风电装机容量到2025年可达到800万kW，到2030年可达到1 000万kW。

由于风电出力具有波动性和随机性的特点，大规模风电并网后，对电网的安全稳定和经济运行将产生一系列影响。因此，区域并网风电的出力特性研究得到了学者们的广泛关注。文献[2]基于新疆哈密风电基地测风塔实测数据研究了风电出力年特性、日特性以及相关性、互补性问题，文献[3]根据一整年的风电模拟出力数据对酒泉风电基地的出力特性、出力变化率、调峰特性等进行了分析，文献[4-10]分别对福建、湖北、青海、新疆、海南、云南等地区的风电出力进行了分析，从多角度探讨了风电对电网负荷、电力平衡和调峰的影响。文献[11]提出以概率出力作为分析指标，深入分析了风电尖峰电量与风电出力的关系，定量分析了并网风电的容量效益。文献[12]从容量效益、系统运行成本、煤耗、污染物排放角度分析了风电对替代火电、节能减排的贡献，文献[13]对风电出力的分布特性进行了详细分析。

近年来，随着风、光、水、火储多能互补课题的提出以及我国并网风电、光伏的规模化发展，学者们开始研究多电源联合运行对电网的影响。文献[14]以西北电网实际运行数据为基础，分析提出常规火电机组调峰深度以及影响水电调节能力的主要因素，文献[15]以系统调峰平衡为基础，提出通过典型日负荷晚高峰时段确定风电装机、负荷午高峰时段确定光伏装机的消纳分析方法，文献[16]开展了流域水风光互补特性分析及联合发电随机优化调度研究，文献[17]开展了水、风、光互补发电系统的容量优化配置问题研究。

“十四五”期间，在火电上大压小、水电已基本开发完毕的背景下，贵州风电、光伏将成为新增电源的重要部分。同时，贵州目前正在开展依托乌江、北盘江、南盘江和清水江的水、风、光一体化研究。因此，开展贵州电网风电出力特性研究是必要的，可为下阶段贵州风电进一步有序开发、电力系统规划建设以及电网安全可靠运行提供参考依据。

1 材料及方法

1.1 数据来源

本研究采用的资料包括：①贵州电网统调风电2017—2019年逐小时出力序列；②全省范围内5座风电场2017—2019年逐小时出力序列。本研究采用的5座风电场分别位于威宁县、盘州市、普安县、关岭县、福泉市，涉及全省5个市(州)，从空间分布看具有一定代表性。5座典型风电场空间分布如图1所示。

图1 5座典型风电场布局示意图

1.2 研究方法

1.2.1 出力特性分析方法 从年整体出力水平、年出力特性、日出力特性、同时率4个角度分析贵州电网风电出力特性。其中，年整体出力水平用年等效满负荷利用小时数来表征，年等效满负荷利用小时数等于风电项目年上网发电量除以其装机容量；年出力特性用季不均衡系数来表征，季不均衡系数为月发电量平均值除以最大月发电量；日出力特性指日内逐小时出力分布特点；同时率指各风电场出力同时达到最大的机率，同时率等于日最高发电出力除以当日风电并网机组容量。

1.2.2 容量效益分析方法 从保证容量、有效出力两个角度分析贵州电网风电容量效益。保证容量是衡量风电在负荷高峰时段用于系统电力平衡的容量，表示风电在负荷高峰时段对常规机组的替代作用。计算方法是把负荷高峰时段的风电出力从大到小排序，取在某一保证率下(如95%)风电的最小出力作为风电的保证容量，风电的保证容量可认为是能替代对应保证容量的火电装机。进行电力系统规划时，风电的保证容量直接影响其他电源的装机规模。

有效出力是衡量风电在负荷低谷时段参与系统调峰平衡的容量，表示风电在负荷低谷时段对系统调峰容量的需求。计算方法是把负荷低谷时段的风电出力从小到大排序，取在某一保证率下(如95%)风电的最大出力作为风电的有效出力。进行电力系统规划时，风电的有效出力直接影响系统对其他电源调峰能力的需求以及系统调峰电源的规划。

1.2.3 出力分布分析方法 为消除风电装机容量随时间变化对分析产生的影响，从风电出力率频率分布角度分析贵州电网风电出力分布，绘制贵州电网风电整体及典型风电场出力率分布直方图。分析全省风电整体出力分布与正态分布的符合度，绘制贵州电网风电整体出力逐月q-q图。若样本数据近似于正态分布，则在q-q图上所有点的分布近似趋于一条直线：

y=σx+μ

(1)

式中：σ为直线斜率，表示正态分布的标准差。μ为直线截距，表示正态分布的均值。

2 结果

2.1 出力特性

2.1.1 整体出力水平 贵州电网风电整体出力水平用年等效满负荷利用小时数表征，对贵州电网2017—2019年并网风电年等效满负荷利用小时数进行统计。结果表明：①2017—2019年并网风电装机容量分别为363万kW、386万kW和457万kW，相应年等效满负荷利用小时数分别为1 806 h、1 823 h和1 861 h，2017—2019年度，贵州电网风电整体出力水平年际变化不超过5%。②不同地区风电场年等效满负荷利用小时数差异明显，不同地区风电场之间差异最大超过40%，总体上西部风电场出力水平高于中、东部风电场。贵州不同地区风电场年利用小时数统计如图2所示。

图2 贵州不同地区风电场年利用小时数

2.1.2 年出力特性 贵州电网风电出力年内分布具有一定规律，根据2017—2019年贵州全省风电逐月出力除以相应的装机容量，得到2017—2019年贵州全省风电逐月平均出力率。逐月平均出力率除以年度最大月平均出力率，得到2017—2019年贵州风电年出力分布曲线。结果表明：贵州电网风电11月—次年5月出力较大，发电量超过全年发电量的65%；6—10月出力较小，发电量约占全年发电量的35%。采用季不均衡系数衡量年内出力分布的差异，季不均衡系数为月发电量平均值除以年度最大月发电量。贵州电网风电出力季不均衡系数在0.61～0.76之间，不均衡系数较低，不均衡度较高。

贵州电网风电年出力特性主要是由其自然地理条件决定的，贵州位于云贵高原斜坡上，属亚热带季风气候，省之中、东部处于东南季风区，省之西部处于东南季风区向西南季风区的过渡地带。冬半年南下冷空气常在省之西部形成静止锋，毕节、六盘水一带经常处于锋前位置，多晴朗大风天气；省之中、东部经常处于锋后位置、多阴雨天气。夏半年受副热带高压控制，全省多微风且雨量充沛；因此，不同季节间发电量差异较大。贵州电网风电年出力特性如图3所示。

图3 贵州电网风电年出力特性

2.1.3 日出力特性 贵州电网风电出力日内分布具有一定规律，根据2017—2019年贵州全省风电逐小时出力除以相应的装机容量，得到2017—2019年贵州全省风电逐小时平均出力率。根据逐小时平均出力率除以年度最大小时平均出力率，得到2017—2019年贵州风电日出力分布曲线。结果表明：贵州电网风电出力20时—次日07时时段出力较大，08—18时时段出力较小。

贵州电网风电出力日特性主要是由中国西南低层大风现象决定的[18]，贵州西侧的印孟低压通常在下午获得较大发展，向东南方向长距离跟进，促使其与副热带高压之间的气压梯度增大，因此，贵州风力通常夜晚较大，白天较小[19]。贵州电网风电日出力特性如图4所示。

图4 贵州电网风电日出力特性

2.1.4 同时率 研究贵州电网风电场均处于较大出力水平时，发电出力占各风电场装机容量的比例，对于研究电力系统消纳风电的能力十分必要。根据2017—2019年贵州全省风电逐小时出力，计算逐日最大出力并除以相应的装机容量，得到逐日同时率。本研究选取2017年3月、2018年5月及2019年4月3个风电出力较大的月份作为典型月，结果表明：①全省风电与单个风电场的逐日同时率变化趋势相似，但全省风电同时率变化曲线较单个风电场明显更为平滑。②不同地区风电场之间逐日同时率相关性一般，这主要是由于贵州山地风电场地形复杂，导致风能资源空间、时间分布差异较大。③从全省范围看，贵州风电同时率最高不超过70%，不同地区单个风电场同时率差异较大，西部区域风电场风能资源较好，存在连续几天同时率较高的现象，个别天数同时率接近100%，即全场满发；中、东部区域风电场风能资源一般，同时率处于相对较低水平，几乎不存在全场满发情况。贵州电网风电整体及5座典型风电场典型月逐日同时率统计如图5所示。

图5 贵州电网风电整体及5座典型风电场逐日同时率(a:2017年3月；b：2018年5月；c：2019年4月)

2.2 容量效益

根据贵州电网负荷特性，本研究取10—21时为高峰负荷时段、22时—次日09时为低谷负荷时段，高峰负荷时段与低谷负荷时段样本数量相等。由于2018年及2019年贵州电网风电装机持续增加，为便于统计，以2017年为典型年分析贵州电网风电的容量效益，2017年贵州电网风电装机363万kW。结果表明：①高峰负荷时段，将风电出力由大到小排序，保证率为95%时，2017年贵州风电的保证容量为3.5万kW，约占当年装机容量的1%，即高峰负荷时段贵州风电仅能替代3.5万kW火电机组，对应的发电量为47万kWh，约占当年发电量的0.009%。因此，贵州风电的保证容量较低，负荷高峰时段属不稳定电源。②低谷负荷时段，将风电出力由小到大排序，保证率为95%时，2017年贵州风电的有效出力为163.9万kW，约占当年装机容量的45.2%，即低谷负荷时段贵州风电并网需增加电力系统163.9万kW的调峰需求，对应的发电量为2.67亿kWh。2017年贵州电网风电出力及发电量概率分布如图6所示。

图6 2017年贵州电网风电出力及发电量概率分布

2.3 频率分布

通过对2017年贵州电网风电整体逐时出力数据进行分析研究，绘制贵州电网风电整体及典型风电场出力率分布直方图，鉴别全省风电整体出力分布与正态分布的符合度以及单个风电场出力分布与正态分布的符合度，绘制贵州电网风电整体出力逐月q-q图及全年出力q-q图。结果表明：①全省风电整体出力率在0.03～0.63之间，不存在零出力或全部满发情况，单个风电场出力率在0～0.99之间，存在零出力或接近满发情况。②月时间尺度和年时间尺度下，q-q图中点的分布均呈下凹状，说明出力数据右侧更分散，即高出力时段数据更分散，风电出力主要集中在中、低出力时段。③全省风电整体出力q-q图拟合情况较单个风电场出力q-q图更好，说明全省风电整体出力较单个风电场出力的分布更加符合正态分布，统计规律更为明显。2017年贵州电网风电整体及典型风电场出力率分布如图7所示，2017年贵州电网风电整体及5座典型风电场出力q-q图如图8所示，2017年贵州电网风电整体逐月出力q-q图如图9所示。

图7 2017年贵州电网风电整体及典型风电场出力率分布直方图

图8 2017年贵州电网风电整体及5座典型风电场出力q-q图

图9 2017年贵州电网风电整体逐月出力q-q图

2.4 调峰特性

从年负荷特性看，受地理位置、气候条件、用电结构等因素影响，贵州电网最大负荷出现在12月，最小负荷出现在3月。由于贵州具有冬无严寒、夏无酷暑的气候特点，贵州电网负荷在冬、夏两季无十分突出的上升，季不平衡率在0.6～1之间。总体来看，贵州电网的年负荷曲线比较平稳。

从日负荷特性看，日负荷率γ夏季在0.887～0.813之间、冬季在0.864～0.827之间，呈逐年递减趋势；日最小负荷率β夏季在0.736～0.581之间、冬季在0.630～0.600之间，呈逐年递减趋势。总体来看，贵州电网夏季和冬季典型日负荷曲线较为一致，有两个用电高峰，负荷早高峰一般出现在11—12时，负荷晚高峰一般出现在19—20时；夏季和冬季的最小负荷均出现在04—06时。

以2017年为典型年分析贵州电网风电的调峰特性，并按月统计。结果表明：①除4月份外，各月均存在正调峰和反调峰两种情况。正调峰情况下，风电出力在负荷晚高峰时贡献均大于负荷早高峰，这主要是因为贵州风电出力夜晚大、白天小造成的。②2017年贵州电网风电出现反调峰的天数达到305 d，占全年天数的83.6%，反调峰容量最大可达风电总装机容量的40.9%。因此，必须关注贵州电网风电反调峰问题。2017年贵州电网风电逐月调峰情况如表1所示。

表1 2017年贵州电网风电逐月调峰情况

3 结论

贵州不同地区单个风电场同时率差异较大，西部区域风电场存在连续几天同时率较高的现象，个别天数同时率接近100%，即全场满发；中、东部区域风电场风能资源一般，同时率处于相对较低水平，几乎不存在全场满发情况。因此，下一步开展贵州水、风、光一体化基地开发研究时，须针对不同区域设定相应的同时率。

贵州电网风电的保证容量较低，高峰负荷时段，保证率为95%时的出力仅为装机容量的1%。因此，电力系统可通过备用容量调节或少量弃风来适应，以得到较为经济的风电装机规模。

受自然地理条件影响，贵州电网风电出现反调峰的天数占全年天数的比例较大，反调峰容量占风电总装机容量的比例较高。因此，随着贵州电网并网风电装机规模的增加，必须关注贵州电网风电反调峰问题。