福建省風電出力特性及其對電網的影響分析

林章歲，羅利群

(1.福建省電力有限公司，福州市，350003;2.福建省電力勘測設計院，福州市，350003)

0 引言

近年來福建省風力發電得到較快的發展。截至2010年底，福建電網已投運風電場18處，裝機容量為625 MW，約占全省電力裝機容量的2%;在建的風電場裝機容量約為505 MW(截至2011年4月底)。據有關規劃，2015年福建規劃風電裝機容量為2 500 MW左右，到2020年福建全省陸上風力發電裝機容量可達3 000 MW以上。

風電規模不斷增大將對電網暫態穩定、電能質量產生影響，此外還將對電力系統調峰和電源規劃等產生顯著影響，后者主要與風電出力特性有密切關系［1-9］。風電出力特性變化多端，通常只有基于大量實際數據，才能得到風電統計規律性［10］。因此，有必要根據福建省風電實際運行數據研究風電出力特性，并據此深入分析風電規模不斷增大對福建電網可能造成的影響。

1 福建風電實際出力特性

1.1 風電年利用小時

在一個較短的時間跨度內，風電出力不斷變化，難以預測。然而，從一個較長的時間跨度(年、季、月)來看，風電則表現出較強的規律性。

裝機年利用小時等于風電年發電量除以相應的裝機容量，通常稱為等效滿負荷發電小時數。對福建電網近年來風電場裝機年利用小時進行統計分析，結果表明:福建省風電平均年利用小時可達2 377～2 692 h。福建風電裝機利用小時具有以下特點:(1)不同地區風電場裝機利用小時差異明顯。總體上，莆田地區風電場裝機利用小時最高，平均達到3 300～3 400 h;福州地區次之，平均為2 900～3 100 h;漳州地區最低，一般為1 800～2 000 h。從逐個風電場來看，福建電網裝機利用小時最高的風電場為福清高山風電場，裝機年利用小時可達4 000 h以上;最低的是漳州東山風電場，個別年份僅1 600 h左右。(2)風電裝機年利用小時與風電場場址所在位置關系密切，同一風電場裝機利用小時年間變化不大，不同年份之間變化不超過10%，具有明顯的統計規律性，如圖1～2所示。

圖1 不同地區風電年利用小時Fig.1 Annual utilization hours of wind power for different regions

圖2 風力發電站裝機年利用小時變化Fig.2 Annual utilization hours of wind power for different wind farms

1.2 發電量的季節分布特點

風電發電量年內分布也有一定的規律性。以2009和2010年福建全省風電每月發電量除以相應的最大月發電量，得到年發電量分布曲線，如圖3所示。由圖3可見，一般5～9月為弱風期，其發電量僅占全年發電量的20% ～30%;1～4月、10～12月為盛風期，其發電量占全年發電量70% ～80%。一年中，發電量最大的月份一般為10～11月，發電量最小的月份為7～9月，一般僅為最大月發電量的20% ～30%。風電的這種分布特點是由福建省自然地理條件所決定的。福建省海岸帶地處低緯度，氣候受太陽輻射、臺灣海峽及兩側山地地形影響和季風環流的制約，同時受海洋的調節，具有典型的亞熱帶海洋性季風氣候特征。春季和夏季雖有臺風活動，但沿海地區的平均風力為一年中最小的時期，也是一年中風能資源最貧乏的時期。秋季與冬季由于大風天氣多，風力大，是一年之中福建沿海地區風能資源最豐富的季節。不同季節之間發電量差異較大。

圖3 福建省風電發電量逐月分布Fig.3 Wind capacity distribution in Fujian province

為了分析不同季節發電量分布的不均衡特性，采用季不均衡系數作為衡量月發電量分布情況的一個指標。季不均衡系數為月發電量平均值除以最大月發電量，用式(1)表示。

式中:Ei為第 i月發電量，i=1，2，...，12;Emax為一年中最大月發電量。

風力發電不同月份之間發電量差異較大，不均衡度較高，反映在季不均衡系數上數值較低，福建全省季不均衡系數平均為0.58～0.61。

1.3 風電出力相關性

不同風電場出力相關性反映風電場之間發電出力變化趨勢的一致性，是劃分風區的重要依據之一。風電場相關性與風電場之間的地理距離有關。一般距離較近的風電場，其出力變化趨勢較為一致，相關性則較強，反之則相關性較弱［11］。

對福建省風電場全年8 760 h出力進行相關性分析，結果如表1所示。從表1中可以看出，對于地區內的各風電場之間，如莆田石城風電場和石井風電場之間，漳州的大帽山風電場和烏焦灣風電場之間，這些風電場之間距離一般在30～50 km，實際出力數據相關性分析表明，相關系數可達0.8～0.9以上;而對于地區風電群之間，如福州和莆田、福州和漳州、莆田和漳州風電場出力之間相關系數分別為0.748、0.643、0.647。相關系數大小也可以根據風電場之間的距離來推算，經分析上述數值與理論分析是吻合的，說明3個地區風電場出力具有較強的相關性。

表1 基于2010年實際運行數據的風電場相關性Tab.1 Correlation coefficients of wind farms based on actual operating data in 2010

福州、莆田和漳州3個地區2010年1月隨機截取的1周出力曲線如圖4所示。由圖4可見，3個地區風電出力變化形狀具有較大相似性，最大和最小出力出現時間較接近，具有較大的同時率，因此彼此之間具有較強的相關性。相關性分析結果表明，未來相關區域內風電規模進一步增大后，風電出力特性將基本保持與現有風電出力特性的一致性和相似性。

圖4 福州、莆田和漳州風電出力過程片段Fig.4 Chronological curve of wind power in Fuzhou，Putian and Zhangzhou

1.4 風電月最大出力

風電月最大出力特性是相關輸變電系統設計的重要依據。福建省風電典型月發電出力過程如圖5所示，為2010年1月的風電出力。風電出力在短時間內(如1天內)有可能在0～100%之間變動。風電逐月最大出力不同，但年內呈現出規律性變化。

圖5 風電典型月出力過程Fig.5 Chronological curve of Fujian wind power

圖6 2010年風電逐月月最大出力變化Fig.6 Monthly maximum output of wind power in 2010

2010年福建2個典型風電場(LA和LY)和全省12個月最大出力曲線如圖6所示。由圖6可見，福建省風電較大的月份為1～4月和10～12月，5～9月份出力較低。月最大出力一般出現在1月或11～12月。就單個風電場而言，5～9月的月最大出力一般為0.74～0.9 pu，1～4月月最大出力為0.92～1.0 pu，10 ～12月月最大出力為0.87～1.0 pu;從全省來看，風電出力率比單個風場低，5～9月的月最大出力一般為0.48～0.76 pu，1～4月月最大出力為0.78～0.85 pu，10～12月月最大出力為0.81～0.94 pu。

風電上述特性對相關配套輸變電設備建設和改造的規劃設計有影響。根據實際運行數據統計分析，需要指出的是，在進行輸變電設備建設、改造的規劃設計中，當輸變電設備長期最大允許電流起控制作用時，確定夏季輸變電設備最大運行電流時風電不應按照滿發來考慮。由于風電最大出力往往發生在氣溫較低的冬春兩季，夏季氣溫較高的日子里最大出力較低，從現有風電場來看，整個夏季高溫期間風電出力不會超過裝機容量的90%，超過80%持續時間也較短(參見表2)，并且風電出力一般隨氣溫升高而明顯降低，風電出力較大時氣溫一般是較低的。在設計相關輸變電建設、改造工程時應該充分考慮這一特性，以節省輸變電項目的建設、改造投資。

表2 福建某風電場逐月風電出力持續小時Tab.2 Wind power output duration for a wind farm in Fujian h

1.5 風電出力概率分布

根據風電全年8 760 h整點出力，分別按月將出力由大到小進行排序，得到福建全省代表月的風電出力累積概率曲線如圖7所示。從圖7中可以看出，全年風電出力超過0.90 pu的概率很小。表3給出了風電出力與累積概率統計結果。由表3可見，以1月份為例，風電出力超過0.69 pu的概率只有10%，超過0.78 pu的概率只有5%。如果累積概率(即保證率)要達到90%，則大部分月份的風電出力只有0～0.03 pu。因此，風電的“保證出力”很低，是極其不穩定的電源。

1.6 調峰特性

圖7 風電出力累積概率曲線Fig.7 Cumulative probability curve of wind power output

表3 不同累積概率的風電出力Tab.3 Wind power output for different cumulative probabilities pu

從全年來看，福建電網年最大負荷一般出現在每年夏季高溫期的8月，1～4月負荷較低。年內最大負荷相差較大，通常1～2月的最大負荷為全年最大負荷的77%。與此相對應，風電年最大出力出現在冬季，在夏季高峰負荷期間風電出力反而較低。

福建電網典型日的負荷曲線大致可以分為夏季和冬季2類。夏季出現上午、下午、晚上3個高峰，負荷曲線呈“三峰”形狀。冬季典型日負荷曲線呈“雙駝峰”狀，負荷高峰分別出現在上午11:00和晚上18:00，早峰日益突出。冬、夏典型日最小負荷均大致發生在每日3:00～5:00。按照福建電網典型日負荷曲線，對福建全省風電實際調峰運行情況進行統計分析，高峰時段(分早、午、晚3個時段)出力與低谷出力之差即為風電的相應時段的調峰出力，2010年統計結果見表4。表中正調峰數值為月最大值，反調峰值為月最小值(絕對值最大)。

表4 風電逐月調峰出力情況Tab.4 Monthly output of wind power for peak load regulation pu

對實際運行數據分析表明，福建風電逐月均存在正調峰和反調峰2種情況。全年出現反調峰的天數達到130～170天，占全年天數的35.6% ～46.6%。反調峰容量最大可達風電裝機容量的30% ～50%。因此，必須高度關注風電反調峰問題。風電反調峰典型日出力曲線見圖8。

2 風電對福建電網的影響

2.1 風電對電網綜合負荷的影響

圖8 風電典型日發電出力曲線Fig.8 Daily output curve of wind power

“十二五”期間福建省風電規模增大，故以2015年福建電網為例分析風電影響。根據福建電網現有風電實際出力特性，分別預測2015年各地區新增風電場出力特性以及2015年全省風電出力特性。全省負荷扣除風電出力后得到綜合負荷曲線(或稱修正負荷曲線)及相應的持續負荷曲線(圖9)和年最大負荷曲線(圖10)，其中2015年全省風電裝機按2 500 MW考慮。從圖9～10中可以看出:(1)從持續負荷曲線來看，扣除風電出力以后，負荷有所下降。說明風電將導致大部分時間綜合負荷減少，因此在同樣裝機的前提下系統可靠性將有所提高。換言之，有了風電后，在維持相同可靠性前提下，可減少系統裝機，因此，從可靠性觀點來看，風電也具有潛在的容量效益。(2)扣除風電出力后的綜合負荷曲線的年最大負荷數值基本保持不變，并且仍發生在8月。此外，2月、3月、6月份最大負荷也維持不變，其他月份考慮風電后的綜合負荷比全網負荷低1% ～4%。

圖9 2015年福建電網持續負荷曲線Fig.9 Sustained load curve of Fujian power grid in 2015

圖10 2015年福建電網年負荷曲線Fig.10 Annual load curve of Fujian power grid in 2015

2.2 風電對電力平衡的影響及容量效益

由于風電對8月份最高負荷影響很小，從電力平衡觀點來看，8月份是福建電力平衡的控制月，因此，福建風電對電力平衡的裝機容量需求不會有影響。這說明福建風電容量效益是很低的。這是風電隨機性、間歇性的基本特性所決定的，福建風電90%保證率的出力只有0～3%，其“保證出力”很低，因而風電容量效益也很低。

2.3 風電對調峰的影響

根據預測的全省風電出力特性，不難得到2015年扣除風電出力后福建電網日綜合負荷曲線(2月份)，見圖11。從11圖中可以看出，考慮風電影響后，修正負荷曲線的峰谷差明顯增大。

圖11 風電對福建電網日負荷曲線的影響Fig.11 Effect of wind power on daily load of Fujian power grid

風電對福建電網峰谷差的影響見圖12。大部分月份“峰谷差”均有所增大，其中，2月份“峰谷差”增大了1 132 MW。峰谷差增大將導致原有電源調峰壓力加大。

圖12 風電對福建電網峰谷差的影響Fig.12 Effect of wind power on peak-valley difference of Fujian power grid

可見，根據實際運行數據，2015年風電對調峰的影響將比文獻［3，11］中的分析要嚴重得多，風電大規模并網后的調峰問題需要進一步加以關注。

近年來，隨著福建電網峰谷差逐年增大，電網調峰日益困難。目前福建省大型火電機組在實際運行中的調峰深度已達到60%左右，接近或達到機組調峰能力技術極限。根據預測，2015年全省最大峰谷差達到12 200 MW左右，計及風電以后，峰谷差增加到13 330 MW左右。而“十二五”期間電源項目主要是福建寧德核電廠一期(4×1 089 MW)、福清核電廠一期(4×1 085 MW)，已經明確的調峰電源只有福建仙游抽水蓄能電站4×300 MW機組(預計于2013年底投運)，不能滿足調峰需求。因此，加快調峰電源建設已刻不容緩。

3 結論

(1)福建省風電裝機年利用小時與風電場所在地理位置關系密切，同一廠址裝機利用小時年間變化不大，全省風電平均年發電小時可達2 377～2 692 h。福建風電裝機利用小時的分布特點是:中部地區(莆田、福清等地)最高，可達到3 300 h以上，說明風電資源較優;自中部往南(或往北)呈逐步降低趨勢，至漳州地區一般僅1 600～2 000h。這一特點可供今后制訂新一輪風電開發規劃和場址優選參考。

(2)福建風電出力特性具有以下特點:1)全省各地區風電出力之間具有較強的相關性。2)風電逐月最大發電出力(發電量)分布均呈現明顯季節性特點，5～9月份的月風電最大出力(發電量)均較低，1～4月、10～12月月最大出力(發電量)較大。3)全年風電出力超過裝機容量90%的概率很小，多數月份風電保證率達到90%時的風電出力在3%以下，因此風電“保證出力”很低。4)實際運行數據分析說明風電逐月均存在反調峰情況，全年出現反調峰的天數達到130～170天，占全年天數的35.6% ～46.6%。反調峰容量可達到風電裝機容量的30%～50%。

(3)從綜合負荷、電力平衡、調峰等方面分析探討風電對2015年福建電網的影響，結果表明，從綜合負荷曲線(含風電)來看，年最大負荷數值基本保持不變，因此從電力平衡觀點來看，福建風電對電力平衡的裝機容量需求沒有明顯的影響。福建風電容量效益是很低的。風電大規模投運后，將引起綜合負荷的峰谷差增大，從而導致原有電源調峰壓力明顯加大，需要進一步加以關注。

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