青海電網風電與光伏互補特性研究

姬生才 張娉 馬雪

青海省太陽能資源豐富，按全國風能資源分區劃分標準屬于Ⅳ類資源區。近年來，青海省光伏、風電發展迅速。截至2016年年底，青海光伏并網發電裝機容量為6814MW，占全網電源總裝機容量的29.7%。已開發的光伏裝機規模中，94%分布在海西州和海南州;風電裝機容量為685MW，其中，海西州已建成并網風電項目666.5MW，占全省風電總裝機容量的97%。根據青海省“十三五”能源發展規劃，至2020年年底，青海光伏裝機容量將達到24000MW，風電裝機容量將達到7110MW。風電、光伏發電出力存在間歇性、波動性和隨機性等特點，隨著青海省風電、光伏并網規模的增大，其給電力系統電網建設、電源結構配置和運行調度模式等帶來新的挑戰，應對風、光互補特性進行研究，以使青海電網更好地消納新能源以及電力系統可調節電源更好地配合風、光穩定運行。

目前，國內學者主要對風、光典型日出力過程的互補特性進行了研究，但對風、光一個完整年出力過程的互補特性研究相對較少。本文將從電量效益和電力效益兩個方面提出風、光互補特性指標，對青海電網2020年風、光一個完整年逐時出力過程進行互補特性分析，以期提高風電、光伏利用效率，促進電網對風電、光伏電量消納，促進我國風電、光伏可持續健康發展，保障電力系統安全穩定運行。

基礎數據

規劃水平年（2020年）光伏出力是根據多年平均8760h太陽輻射數據，綜合光伏組件和逆變器類型、運行方式及系統效率等因素，以裝機規模10MW光伏電站為基礎，模擬分析青海省各縣市光伏電站出力。然后根據10MW光伏電站出力，按照各縣市2020年規劃裝機規模，計算得到各縣市總出力，進而得出規劃水平年區域逐時出力。

規劃水平年（2020年）風電出力是根據規劃地區完整年逐10分鐘實測風速數據及規劃基地數字化地形圖，結合推薦機型在當地空氣密度下的功率曲線，以裝機規模50MW風電場為基礎，采用WindSim7.0軟件推算得到各縣市50MW風電場出力。然后按照2020年各縣市規劃裝機規模，計算得到各縣市總出力，進而得出區域逐時出力。

風光互補特性指標

風電和光伏發電出力過程均具有不可調控性，兩者之間為自然互補。為研究風電、光伏之間互補性，結合風電、光伏的發電出力特性，本文從電量效益和電力效益兩個方面進行風、光互補特性分析。

一、電量效益指標

風電、光伏之間互補后的電量效益可通過年利用小時數、累積電量占比95%時出力系數、年不均衡系數、月發電量標幺值以及日發電量平滑效應等指標進行研究分析。

二、電力效益指標

風、光互補后的電力效益可通過最大出力、光伏大發時刻11時-16時保證率95%的逐時出力、最大日調峰需求、出力變率等指標反映。青海風光互補特性計算與分析

青海省太陽能、風能等清潔能源開發布局主要集中在海西州、海南州——兩者均為千萬千瓦級可再生能源基地。為系統分析青海風、光互補特性，將風、光原始出力數據疊加，按照擬定的風、光互補特性指標，對海西州、海南州及青海全省的風、光互補特性進行分析。

一、海西州風光互補特性

根據青海省“十三五”能源發展規劃，海西州2020年光伏裝機規模達到6960MW，風電裝機規模達到2940MW，光伏裝機規模與風電裝機規模比例為2.5：1。

（一）電量互補效益

海西州2020年風、光互補后的電量效益見表3。由表可得，互補后的年利用小時數為1855h左右：累積電量占比95%時出力系數為50%左右（見圖1），相比互補前光伏下降13%;年不均衡系數為0.15，相比互補前風電下降0.09，月發電量波動減小，平滑了季節性月均出力不均（見圖2）：月不均衡系數為0.25，相比互補前風電下降0.3，日發電量波動減小。另外，風、光互補后光伏小發時，風電一般為大發或平發;風電小發時，光伏一般為大發或平發，風、光同時小發的天數幾乎為0（見表4）。海西州2020年風、光在氣象上具有一定的互補性。

（二）電力互補效益

海西州2020年風、光互補后的電力效益指標見表5。由表可得，海西州2020年風、光互補后最大出力相對互補前風、光最大出力之和下降4.1%左右：11時-16時逐時保證率95%時出力為2013～2823MW，相比互補前光伏增加469～501MW，增加了保證出力大小：最大日調峰需求為0.85，相比互補前光伏最大日調峰需求下降0.07，降低了調峰需求;裝機容量±20%內逐時出力變率為99.27%，相比互補前光伏增加7.5%左右，出力更加集中，波動性減小（見圖3）。海西州風、光2020年具有一定的互補性。

二、海南州風光互補特性

根據青海省“十三五”能源發展規劃，海南州2020年光伏裝機規模達到15515MW，風電裝機規模達到4060MW，光伏裝機規模與風電裝機規模比例為3.8：1。

（一）電量互補效益

海南州2020年風、光互補后的電量效益見表6。由表可得，互補后的年利用小時數為1713h左右：累積電量占比95%時出力系數為57%左右（見圖4），相比互補前光伏下降12%左右;年不均衡系數為0.09，相比互補前風電下降0.19，月發電量波動減小，平滑了季節性月均出力不均（見圖5）：月不均衡系數為0.33，相比互補前風電下降0.41，日發電量波動減小。另外，風、光互補后，光伏小發時，風電主要為大發或平發;風電小發時，光伏一般為大發或平發，風、光同時小發的天數較少，為14天（見表7）。海南州2020年風、光在氣象上具有一定的互補性。

（二）電力互補效益

海南州2020年風、光互補后的電力效益統計結果見表8。由表可得，互補后的最大出力相對互補前風、光最大出力之和下降4.5%左右：11時-16時逐時保證率95%時出力為2437～3233MW，相比互補前光伏增加1196～1273MW，增加了保證出力大小：海南州風電和光伏開發布局集中，互補后的最大日調峰需求為0.95，相比互補前光伏最大日調峰需求下降0.05，降低了調峰需求：裝機容量±20%內逐小時出力變率為95.83%，相比互補前光伏增加9.5%左右，出力更加集中，波動性減小（見圖6）。海南州風、光2020年具有一定的互補性。

三、青海省風光互補特性

根據青海省“十三五”能源發展規劃，2020年光伏裝機規模達到24000MW，風電裝機規模達到7110MW，光伏裝機規模與風電裝機規模比例為3.4：1。

（一）電量互補效益

青海省2020年風、光互補后的電量效益指標見表9。由表可得，互補后的年利用小時數為1757h左右：累積電量占比95%時出力系數為52%左右（見圖7），相比互補前光伏下降12%左右;年不均衡系數為0.1，相比互補前風電下降0.08，月發電量波動減小，平滑了季節性月均出力不均（見圖8）：月不均衡系數為0.23，相比互補前風電下降0.25，日發電量波動減小。另外，風、光互補后，光伏小發時，風電主要為大發或平發;風電小發時，光伏一般為大發或平發，風、光同時小發的天數較少，僅為1天（見表10）。青海省2020年風、光在氣象上具有一定的互補性。

（二）電力互補效益

青海省2020年風、光互補后的電力效益指標見表11。由表可得。互補后的最大出力相比互補前風、光電最大出力之和下降8%左右：11時-16時逐時保證率95%時出力為6736～8578MW，相比互補前光伏增加1747～1783MW，增加了保證出力大小：受海南與海西地區風、光互補作用，互補后的最大日調峰需求為0.82，相比互補前光伏最大日調峰需求下降0.14，降低了調峰需求;裝機容量±20%內逐小時出力變率為98.42%，相比互補前光伏增加8.4%左右，出力更加集中，波動性減小（見圖9）。青海省風、光2020年具有一定的互補性。

結論

光伏和風電出力過程均具有不可調控性，相較而言，光伏有明顯的晝夜更替并且出力平穩，風電則每日的出力過程變化隨機。本文結合光伏、風電發電出力特性，從電量效益和電力效益兩個方面提出風、光互補特性指標，并對青海海西州、海南州及全省2020年風、光互補特性進行計算分析。結果表明，風、光互補后的累積電量占比95%時，出力系數相比互補前光伏降低約12%，風、光同時小發的天數顯著低于僅光伏小發或風電小發的天數：互補后的最大出力小于互補前風、光電最大出力之和，提高了保證出力，裝機容量±20%范圍內出力頻率增加，出力更加集中。由此可以看出，青海省風、光在電量和電力效益方面均具有一定的互補特性。