青海电网风电与光伏互补特性研究

姬生才 张娉 马雪

青海省太阳能资源丰富，按全国风能资源分区划分标准属于Ⅳ类资源区。近年来，青海省光伏、风电发展迅速。截至2016年年底，青海光伏并网发电装机容量为6814MW，占全网电源总装机容量的29.7%。已开发的光伏装机规模中，94%分布在海西州和海南州;风电装机容量为685MW，其中，海西州已建成并网风电项目666.5MW，占全省风电总装机容量的97%。根据青海省“十三五”能源发展规划，至2020年年底，青海光伏装机容量将达到24000MW，风电装机容量将达到7110MW。风电、光伏发电出力存在间歇性、波动性和随机性等特点，随着青海省风电、光伏并网规模的增大，其给电力系统电网建设、电源结构配置和运行调度模式等带来新的挑战，应对风、光互补特性进行研究，以使青海电网更好地消纳新能源以及电力系统可调节电源更好地配合风、光稳定运行。

目前，国内学者主要对风、光典型日出力过程的互补特性进行了研究，但对风、光一个完整年出力过程的互补特性研究相对较少。本文将从电量效益和电力效益两个方面提出风、光互补特性指标，对青海电网2020年风、光一个完整年逐时出力过程进行互补特性分析，以期提高风电、光伏利用效率，促进电网对风电、光伏电量消纳，促进我国风电、光伏可持续健康发展，保障电力系统安全稳定运行。

基础数据

规划水平年（2020年）光伏出力是根据多年平均8760h太阳辐射数据，综合光伏组件和逆变器类型、运行方式及系统效率等因素，以装机规模10MW光伏电站为基础，模拟分析青海省各县市光伏电站出力。然后根据10MW光伏电站出力，按照各县市2020年规划装机规模，计算得到各县市总出力，进而得出规划水平年区域逐时出力。

规划水平年（2020年）风电出力是根据规划地区完整年逐10分钟实测风速数据及规划基地数字化地形图，结合推荐机型在当地空气密度下的功率曲线，以装机规模50MW风电场为基础，采用WindSim7.0软件推算得到各县市50MW风电场出力。然后按照2020年各县市规划装机规模，计算得到各县市总出力，进而得出区域逐时出力。

风光互补特性指标

风电和光伏发电出力过程均具有不可调控性，两者之间为自然互补。为研究风电、光伏之间互补性，结合风电、光伏的发电出力特性，本文从电量效益和电力效益两个方面进行风、光互补特性分析。

一、电量效益指标

风电、光伏之间互补后的电量效益可通过年利用小时数、累积电量占比95%时出力系数、年不均衡系数、月发电量标幺值以及日发电量平滑效应等指标进行研究分析。

二、电力效益指标

风、光互补后的电力效益可通过最大出力、光伏大发时刻11时-16时保证率95%的逐时出力、最大日调峰需求、出力变率等指标反映。青海风光互补特性计算与分析

青海省太阳能、风能等清洁能源开发布局主要集中在海西州、海南州——两者均为千万千瓦级可再生能源基地。为系统分析青海风、光互补特性，将风、光原始出力数据叠加，按照拟定的风、光互补特性指标，对海西州、海南州及青海全省的风、光互补特性进行分析。

一、海西州风光互补特性

根据青海省“十三五”能源发展规划，海西州2020年光伏装机规模达到6960MW，风电装机规模达到2940MW，光伏装机规模与风电装机规模比例为2.5：1。

（一）电量互补效益

海西州2020年风、光互补后的电量效益见表3。由表可得，互补后的年利用小时数为1855h左右：累积电量占比95%时出力系数为50%左右（见图1），相比互补前光伏下降13%;年不均衡系数为0.15，相比互补前风电下降0.09，月发电量波动减小，平滑了季节性月均出力不均（见图2）：月不均衡系数为0.25，相比互补前风电下降0.3，日发电量波动减小。另外，风、光互补后光伏小发时，风电一般为大发或平发;风电小发时，光伏一般为大发或平发，风、光同时小发的天数几乎为0（见表4）。海西州2020年风、光在气象上具有一定的互补性。

（二）电力互补效益

海西州2020年风、光互补后的电力效益指标见表5。由表可得，海西州2020年风、光互补后最大出力相对互补前风、光最大出力之和下降4.1%左右：11时-16时逐时保证率95%时出力为2013～2823MW，相比互补前光伏增加469～501MW，增加了保证出力大小：最大日调峰需求为0.85，相比互补前光伏最大日调峰需求下降0.07，降低了调峰需求;装机容量±20%内逐时出力变率为99.27%，相比互补前光伏增加7.5%左右，出力更加集中，波动性减小（见图3）。海西州风、光2020年具有一定的互补性。

二、海南州风光互补特性

根据青海省“十三五”能源发展规划，海南州2020年光伏装机规模达到15515MW，风电装机规模达到4060MW，光伏装机规模与风电装机规模比例为3.8：1。

（一）电量互补效益

海南州2020年风、光互补后的电量效益见表6。由表可得，互补后的年利用小时数为1713h左右：累积电量占比95%时出力系数为57%左右（见图4），相比互补前光伏下降12%左右;年不均衡系数为0.09，相比互补前风电下降0.19，月发电量波动减小，平滑了季节性月均出力不均（见图5）：月不均衡系数为0.33，相比互补前风电下降0.41，日发电量波动减小。另外，风、光互补后，光伏小发时，风电主要为大发或平发;风电小发时，光伏一般为大发或平发，风、光同时小发的天数较少，为14天（见表7）。海南州2020年风、光在氣象上具有一定的互补性。

（二）电力互补效益

海南州2020年风、光互补后的电力效益统计结果见表8。由表可得，互补后的最大出力相对互补前风、光最大出力之和下降4.5%左右：11时-16时逐时保证率95%时出力为2437～3233MW，相比互补前光伏增加1196～1273MW，增加了保证出力大小：海南州风电和光伏开发布局集中，互补后的最大日调峰需求为0.95，相比互补前光伏最大日调峰需求下降0.05，降低了调峰需求：装机容量±20%内逐小时出力变率为95.83%，相比互补前光伏增加9.5%左右，出力更加集中，波动性减小（见图6）。海南州风、光2020年具有一定的互补性。

三、青海省风光互补特性

根据青海省“十三五”能源发展规划，2020年光伏装机規模达到24000MW，风电装机规模达到7110MW，光伏装机规模与风电装机规模比例为3.4：1。

（一）电量互补效益

青海省2020年风、光互补后的电量效益指标见表9。由表可得，互补后的年利用小时数为1757h左右：累积电量占比95%时出力系数为52%左右（见图7），相比互补前光伏下降12%左右;年不均衡系数为0.1，相比互补前风电下降0.08，月发电量波动减小，平滑了季节性月均出力不均（见图8）：月不均衡系数为0.23，相比互补前风电下降0.25，日发电量波动减小。另外，风、光互补后，光伏小发时，风电主要为大发或平发;风电小发时，光伏一般为大发或平发，风、光同时小发的天数较少，仅为1天（见表10）。青海省2020年风、光在气象上具有一定的互补性。

（二）电力互补效益

青海省2020年风、光互补后的电力效益指标见表11。由表可得。互补后的最大出力相比互补前风、光电最大出力之和下降8%左右：11时-16时逐时保证率95%时出力为6736～8578MW，相比互补前光伏增加1747～1783MW，增加了保证出力大小：受海南与海西地区风、光互补作用，互补后的最大日调峰需求为0.82，相比互补前光伏最大日调峰需求下降0.14，降低了调峰需求;装机容量±20%内逐小时出力变率为98.42%，相比互补前光伏增加8.4%左右，出力更加集中，波动性减小（见图9）。青海省风、光2020年具有一定的互补性。

结论

光伏和风电出力过程均具有不可调控性，相较而言，光伏有明显的昼夜更替并且出力平稳，风电则每日的出力过程变化随机。本文结合光伏、风电发电出力特性，从电量效益和电力效益两个方面提出风、光互补特性指标，并对青海海西州、海南州及全省2020年风、光互补特性进行计算分析。结果表明，风、光互补后的累积电量占比95%时，出力系数相比互补前光伏降低约12%，风、光同时小发的天数显著低于仅光伏小发或风电小发的天数：互补后的最大出力小于互补前风、光电最大出力之和，提高了保证出力，装机容量±20%范围内出力频率增加，出力更加集中。由此可以看出，青海省风、光在电量和电力效益方面均具有一定的互补特性。