丁 珩，楊曉坤，鄧長虹，周小兵，余洋洋

（1.國網(wǎng)湖北省電力有限公司經(jīng)濟技術(shù)研究院，湖北 武漢 430077；2.武漢大學電氣工程學院，湖北 武漢 430072）

0 引言

風力發(fā)電與水力發(fā)電、火力發(fā)電等常規(guī)發(fā)電方式相比，最根本的不同點在于其有功出力的隨機性、間歇性和不可控性[1-2]。這一特點決定了風電并網(wǎng)運行時，必須由常規(guī)電源為其有功出力提供補償，以保證對負荷安全可靠地供電。這種對風電有功出力的補償調(diào)節(jié)可看作是對負的負荷波動的跟蹤，即對風電“調(diào)峰”。電力系統(tǒng)的調(diào)峰能力主要由電源所決定。風電并網(wǎng)運行之前，電網(wǎng)的調(diào)峰任務(wù)主要是在滿足必要的安全預(yù)度的前提下應(yīng)對系統(tǒng)負荷波動[3-4]。

對風電進行調(diào)峰需要考慮風電出力特性等多方面因素。因此，本文著重分析了風電的日特性與季特性。同時結(jié)合風電并網(wǎng)后系統(tǒng)負荷特性的變化情況，通過對等效負荷的分析，提出了一種接近于電網(wǎng)實際調(diào)峰能力的評估指標。

1 典型風電場的風電出力分析

本文的分析采用位于湖北省的某典型風電場2016年全年的出力數(shù)據(jù)，采樣間隔為15 min，同時還有同一時間尺度下該地電網(wǎng)的負荷數(shù)據(jù)。在此基礎(chǔ)上利用數(shù)理統(tǒng)計的相關(guān)知識對風電出力特性進行描述分析。對于風電出力曲線的研究,本文參照日負荷特性的評價指標，對風電場出力的日特性與季特性進行了分析，然后對風電出力的分布特性進行了分析。

1.1 風電出力日特性與季特性

湖北省某地的風電場風電日特性分析分為兩個部分，分別為風電日最大出力的概率分布和日平均出力按月的變化情況。圖1為全年風電日最大出力的概率分布圖，采用標幺化處理，按照最大出力占容量的百分比不同分別統(tǒng)計其概率。由圖1可知，每日最大出力占裝機容量10%～40%的概率為53.4%，日最大出力超過40%的概率為37.8%。這個數(shù)據(jù)具有代表性，說明中部地區(qū)風電出力最大值低于全國平均水平[5]。

圖1 風電日最大出力概率分布圖Fig.1 Wind power day maximum output probability distribution

圖2為該地風電場日平均出力變化圖。從圖2可以看出，該地風電出力密集時集中于10月與11月，而1月與8月的風電出力較小。

圖2 2016年風電日平均出力Fig.2 Average daily output of wind power in 2016

將全年分為4個季節(jié)，每個季節(jié)同一時段的風電出力取平均數(shù)，可得四個季節(jié)風電出力的特性曲線。如圖3所示，該風電場風電出力具有明顯的季節(jié)特性，風電出力在夜晚較高，在午后呈現(xiàn)低谷期。秋季風電出力明顯大于其他幾個季節(jié)。

圖3 風電場出力季特性Fig.3 Wind farm output characteristics

1.2 風電出力分布特性

風電數(shù)據(jù)在不考慮時間尺度的情況下是一簇一維數(shù)據(jù)，對一維離散數(shù)據(jù)的處理方法較多，為消除風電裝機容量隨時間變化對分析產(chǎn)生的影響，在此利用“歸一化”的思路對其進行處理。

線性歸一化：設(shè)p維相量x=（x1,x2,...,xp）的觀測矩陣如下：

則線性歸一化后的矩陣為：

其中：

圖4 風電出力頻率直方圖Fig.4 Wind power output frequency histogram

圖4中，曲線為擬合得到的曲線，該分部與正偏態(tài)分布相似。在統(tǒng)計學上，偏態(tài)（或者偏度）就是次數(shù)分布的非對稱程度，是測定一個次數(shù)分布的非對稱程度的統(tǒng)計指標。相對于對稱分布，右向偏態(tài)分布，簡稱右偏。當實際分布為右偏時，測定出的偏度值為正值，因而右偏又稱為正偏。如果頻數(shù)分布的高峰向左偏移，長尾向右側(cè)延伸稱為正偏態(tài)分布。擬合結(jié)果表明，該圖線基本符合雙參數(shù)Weibull分布，在95%置信區(qū)間內(nèi)，比例參數(shù)λ=7.4883，k形狀參數(shù)=1.7688，Weibull分布擬合度用對數(shù)似然估計值表示，對應(yīng)值為2 655.5。這與目前研究所得出的風速分布服從雙參數(shù)Weibull分布相吻合[6]。

2 風電出力與日負荷變化相關(guān)性分析

為分析風電場出力與負荷變化相關(guān)性，本文引入風電負荷的相關(guān)系數(shù)。風電出力與日負荷相關(guān)性作為源荷交互特性的重要指標，對把握風電反調(diào)峰特性有重要意義。相關(guān)系數(shù)反映了了兩組數(shù)據(jù)之間相關(guān)關(guān)系。它的大小表明了兩組數(shù)據(jù)之間的相關(guān)程度，其取值范圍在[-1,1]區(qū)間，負值表示兩組數(shù)據(jù)之間具有負相關(guān)性，正值表示兩組數(shù)據(jù)之間具有正相關(guān)性，并且其絕對值越大表示兩組數(shù)據(jù)之間的相關(guān)程度越大，相關(guān)系數(shù)的計算公式如式5。

將全年該地區(qū)風電出力與負荷相關(guān)性系數(shù)進行分析，如圖5所示，風電負荷呈負相關(guān)性概率明顯大于正相關(guān)性概率，負相關(guān)性全年共237次，正相關(guān)性次數(shù)共129次，分別占總統(tǒng)計量的 64.8%、35.2%。全年風電負荷相關(guān)系數(shù)最大值為0.68，最小值為-0.77。

圖5 風電負荷相關(guān)性頻率分布Fig.5 Wind load correlation frequency distribution

取相關(guān)系數(shù)負值較小的情況，如圖6可以看出，風電場出力變化與負荷變化趨勢有很大的反相關(guān)性，即在負荷低谷時風電場出力比較大，而在負荷高峰時風電場出力反而比較小。這種特性將擴大系統(tǒng)等效負荷的峰谷差，加劇系統(tǒng)的調(diào)峰困難。

圖6 9月24日風電場出力與負荷變化趨勢圖Fig.6 September 24 wind power output and load change trends

3 風電對峰谷差的影響分析

3.1 風電功率對峰谷差影響的量化

等效負荷分析法，對于分析風電功率對峰谷差的影響效果顯著。具體計算方法如下：

其中，ΔLo為原始日負荷峰谷差；ΔLr為等效日負荷峰谷差；Lomax為原始日負荷最大值；Lomin為為原始日負荷最小值；Lrmax為等效日負荷最大值；Lrmin為等效日負荷曲線最小值；Pwind(t)為一天風電出力；Lo(t)為日負荷；Lr(t)為等效日負荷；Y為日負荷峰谷差和等效峰谷差差值。

通過對一年日負荷峰谷差和等效峰谷差差值數(shù)據(jù)分析可知，大規(guī)模風電接入后，等效峰谷差有增大和減小可能。經(jīng)過數(shù)理統(tǒng)計結(jié)果表明其增大和減小峰谷差比例近似為5：1；最大峰谷差值為風機裝機容量的0.60倍，而最大減小峰谷差的值為風電裝機容量的0.48倍。

對給定裝機規(guī)模風電對峰谷差影響概率密度的研究是通過分析風電對峰谷差不同影響下概率密度問題加以研究。研究選取湖北省一年Y值做為一個總體樣本，μ、σ分別通過樣本均值和標準差來求取。因為標準差的大小表示樣本中的大部分數(shù)和均值之間的差異，如標準差較大意味著樣本的數(shù)與其均值差異較小，相反則差異較大，得出風電對峰谷差影響的概率密度函數(shù)如式（10），式（11）所示：

統(tǒng)計學上常令F(x)>0.977。從而求得最小的x為54.82。即風功率對峰谷差影響小于54.82 MW的概率很大，而風電增大峰谷差的值超過54.82 MW的概率僅為0.023，屬于小概率事件。

3.2 等效最小負荷率分析

最小負荷率β反映某一時段內(nèi)最低負荷Pmin與最高負荷Pmax的比值，反映負荷變化幅度。負荷峰谷差越大，就增大了調(diào)峰需求量，從而增加調(diào)峰難度，既不經(jīng)濟又不安全。為了能夠給出風功率接入對調(diào)峰難易程度量化標準，本文通過分析等效負荷曲線的最小負荷率量化分析風電對電網(wǎng)調(diào)峰的影響，等效最小負荷率如式（12）。

式中Pdmin、Pdmax分別表示等效日負荷曲線的最小值和最大值。風電接入后的等效最小負荷率βd和未接風電的最小負荷率β比較，如果βd小于β表明風電接入后增加了調(diào)峰難度，相反則表明風電接入對調(diào)峰有利。本文采用典型市一周時間風電場輸出功率（總裝機容量566.1 MW）與相應(yīng)負荷分析可知，得出一周最小負荷率和等效最小負荷率，量化了風電接入后對典型市電網(wǎng)調(diào)峰影響程度。

分析結(jié)果如圖7所示，一周風電場輸出功率最大的一天是在這一周第4天。根據(jù)等效最小負荷率公式，對同時期的等效最小負荷率進行計算，結(jié)果如圖8所示，可見接入風電時的等效最小負荷率相對未接風電時的最小負荷率曲線整體有所下降，其中最為嚴重的是這一周第3天，此時等效最小負荷率βd＝0.02，比未接風電時下降大約0.64。通過對比，該日風電場群輸出功率并不是一周內(nèi)風電出力最大的一天，但卻對調(diào)峰帶來最為嚴重影響，由于在負荷低谷時刻風功率較大，顯著地增加了系統(tǒng)調(diào)峰困難。

圖7 1周時間風電場輸出功率（總裝機容量：566.1 MW）Fig.7 One week output power of wind farm(total installed capacity:566.1 MW)

圖8 1周負荷曲線與最小負荷率曲線Fig.8 One week load curve and minimum load rate curve

4 調(diào)峰需求量分析

目前計算調(diào)峰需求量的方法采用的是傳統(tǒng)方法，即根據(jù)負荷本身的變化來決定調(diào)峰需求量的大小。

式中Pneed表示系統(tǒng)最大負荷，β表示系統(tǒng)負荷率，Pr表示系統(tǒng)備用容量。

在風電接入后，系統(tǒng)等效峰谷差明顯增大，為了在調(diào)峰需求量中體現(xiàn)風電的反調(diào)峰特性，本文采用了新的調(diào)峰需求量計算方法。即將式（13）中的PMax替換為等效最大負荷，β替換為等效日負荷率，即上文中的βd，計算所得為等效調(diào)峰需求量。根據(jù)當?shù)仉娋W(wǎng)的發(fā)展水平和系統(tǒng)整體要求，取系統(tǒng)備用容量20 MW，進行調(diào)峰需求分析。如圖9所示，等效日調(diào)峰需求量較原日調(diào)峰需求量明顯增大，原日調(diào)峰需求量最大值為383 MW，等效的最大日調(diào)峰需求量為526 MW。

5 結(jié)語

本文通過分析風電出力特性，及其與日負荷變化的相關(guān)性，進而分析了其反調(diào)峰特性，將其反調(diào)峰特性對電網(wǎng)調(diào)峰的影響進行了量化，得出了等效調(diào)峰需求量及以下結(jié)論：

圖9 原日調(diào)峰需求量與等效日調(diào)峰需求量Fig.9 Original peaking demand and equivalent daily peaking demand

（1）風力發(fā)電是解決當代中國能源危機的一大重要途徑。而風能的清潔價廉、內(nèi)部損耗低的突出優(yōu)點更確立了風電在中國發(fā)電產(chǎn)業(yè)中的戰(zhàn)略地位，其中不容忽視的就是電網(wǎng)對風電接納能力的研究。

（2）研究提出的分析方法可為有關(guān)部門在制定風力發(fā)電發(fā)展規(guī)模時提供科學分析的手段，也可應(yīng)用于電力系統(tǒng)規(guī)劃和運行調(diào)度，研究所采取的方法可為電網(wǎng)后續(xù)接納風電研究提供參考。

（3）目前華中地區(qū)風電裝機正在快速發(fā)展，從等效負荷曲線來看，風電對電網(wǎng)調(diào)峰提出了新的要求，因此建立抽水蓄能電站，增大調(diào)峰容量有顯著的意義。需要從新的角度考慮系統(tǒng)的調(diào)峰容量配置，增大風電的就地消納能力。