(国电电力宁夏新能源开发有限公司宁夏银川750000)
摘要：风电可信容量是评估风电能够替代常规机组计入电力平衡的关键参数，即指具有一定置信概率的风电容量。基于电力系统安全性考虑，在电力规划中，风电对系统电力平衡以及作为基荷电能的贡献需要合理确定。为科学合理确定风电参与电力平衡的比例，国内外学者针对风电可信容量做了大量研究工作；风电峰谷系数反映了风电日变化波动幅度特性。采用概率方法建模得到风电出力时序曲线，利用风电出力和负荷时序曲线分析系统负荷波动及其与风电波动叠加后系统峰谷差的大小与分布规律，并据此建立了确定系统接入风电前后调峰容量需求变化的评价指标。
关键词：风电外送；波动特征；风电容量系数
1精细数值模拟和数据处理
1.1中尺度数值模式设置和观测数据处理
模拟区域为宁夏地区，中尺度气象模式WRF采用4重嵌套，水平分辨率分别为27、9、3和1km，第4重嵌套的水平网格点数为291×221，垂直层为30层，其中离地200m高度以下为9层。模式初始和边界条件采用NCEP水平分辨率0.5°×0.5°的再分析资料。模式物理过程参数化设置：微物理过程采用Ferrier(newEta)microphysics方案，长波辐射采用Rrtm方案，短波辐射采用Dudhia方案，近地层过程采用Monin-Obukhov方案，陆面过程采用UnifiedNoahland-surfacemodel方案，边界层过程采用YSU方案。
因模拟区内具备同步观测的4个测风塔数据完整率最高的时段为2009年9月1日—2010年8月31，因而模拟试验时段确定为相同时段。模式运行以每天为一个算例，从世界时前一天06:00时起算，共模拟36h，只截取模拟当天北京时00:00—23:50结果，模式输出风场模拟结果水平分辨率1km、时间分辨率为10min。模拟区域内4座测风塔来自全国风能资源专业观测网，参照相关规范和对测风塔观测数据进行质量检验，对其中少量的缺测或野点数据进行插补订正和统计，作为模拟结果的检验订正基础数据。
1.2模拟结果检验和订正
从模拟风场数据中，提取4座测风塔位置上的格点数据，与各测风塔观测数据进行比对检验，分析模拟误差。以4座测风塔70m高度对比检验结果为例，可以看出，模式能够较好地表达模拟区域风速大小的分布模态。再利用模拟值与测风塔的误差特征，采用距离权重法，对整个模拟区域的每一个模拟格点进行反距离平方插值，经过测风塔实测数据偏差校准后，可进一步提高模拟风速场数据的可靠性。
1.3技术可开发资源范围和各格点装机系数确定
根据xx地区风电场建设现况，确定该区域风能技术可开发的资源指标为离地70m高度层年平均风功率密度300W/m2，提取模拟区域内满足该指标的格点数据，再利用GIS数据和土地利用数据，根据我国相关规定，剔除限制风能资源开发因素的区域，包括：自然保护区、历史遗迹、国家公园、城市或居民点及其周围3km缓冲区等，最终得到该地区的风电技术可开发范围。装机密度系数是指单位面积上的装机容量，引用《全国风能资源详查和评估报告》的方法，先以GIS数据将描述地形起伏程度的地形坡度分为3档，再考虑不同地表植被类型的可开发率：草地80%、灌木丛65%、森林20%，将装机密度系数分为5个等级，从而获得每个格点的装机密度系数，以此作为各格点实际发电功率计算的基础数据。
2区域风电波动参数分析
2.1区域风电波动参数的表达
1）风电容量系数：指风电实际输出功率与风电机组额定功率的比值，通常计算小时风电容量系数和年风电容量系数。本文计算不同大小的区域内的逐小时风电容量系数，研究其日变化和年变化特征，计算式为
式中：CCF为一定保证率前提下风电可信容量系数(以百分比表达)；Pt为t时刻研究区域内风电出力总量；为预定的保证率(本文取90%、95%、97%)；x为达到预定的保证率的区域风电出力总量与区域风电装机总量之比。3）风电峰谷差系数：指电网日负荷高峰时段风电平均出力与负荷低谷时段的风电平均出力之差与区域风电装机总量之比。负荷高峰时段一般以日负荷最大的3~5h来统计，本文取受端湖南电网负荷高峰时段19:00—23:00。风电出力的波动性对电力系统调峰容量的影响主要存在反调峰、正调峰和过调峰等3种情形，认为多数情况下电网接入风电后系统负荷峰谷差增加，系统调峰容量需求有所提高，因此，该参数对区域(外送工程)调峰电源配制和电网调度能力和稳定性评价具有重要的参考意义。
2.2风电容量系数的时间变化对电网负荷的影响
结合汪宁渤研究的处于受端的湖南电网和风电基地所在地的宁夏电网负荷曲线，以区域1为例，分析xx地区CF特征对受端和本地电网负荷的可能影响。从图11所示的CF年内各月变化来看，3月和8月是相对大值月份，12、7月为小值月份，结合受端湖南电网各月负荷变化，对其8月的负荷峰值月有较好的正调峰效果，但对其7月和12月的负荷峰值月份则有反调峰效果。对于宁夏电网的各月负荷，CF的正反调峰影响都不明显。对应该时段湖南电网负荷次高峰时段(12:00—14:00)，具有明显的反调峰作用；冬、夏季的日CF大值区均出现在深夜至清晨，这对湖南电网夜间的负荷低谷时段(04:00—07:00)均有反调峰作用，相对夏季，冬季日变化较为平缓，因此，这种反调峰作用在夏季更为显著。
2.3风电可信容量系数
对3个区域风电可信容量系数(CCF)进行计算，基于保证率方法统计分析风电出力的概率分布特征，图13给出了保证率为95%时的CCF计算结果，3个区域CCF分别为0.051、0.020和0.004，即在保证率为95%条件下，可参加受端电网电力平衡的风电容量约为风电装机容量的5.1%、2.0%和0.4%。若保证率取85%，则3个区域风电可信容量增加到9.3%、6.4%和2.0%，如表5所示。3个区域风电可信容量系数计算结果显示，随区域面积扩大，风电可参加受端电网电力平衡的比例也得到明显提高。国外也采用基于特定时段容量系数方法对风电可信容量系数进行评估，很多研究表明风电接入电网比例较低的情况下，负荷高峰时段的风电容量均值可以近似看做可靠的发电容量，用式(8)计算：
3结论
实际工程规划应用，需要考虑风电出力的多年平均或具有代表意义的典型年份的变化特征，本文基于测风塔同步观测数据完整率选择的模拟年度结果，尚不宜直接用于实际工程规划；此外，由于风电出力的波动特征与电网负荷的相关性以及开机组合等均是影响风电可信容量大小的重要因素，因此，实际应用中还需考虑更全面的因素做进一步分析。
参考文献：
[1]鲍爱霞．大规模风电场容量可信度的分析及对华东电网备用的影响[J].中国电机工程学报，2009，29(S1)：34-38．
[2]梁双，胡学浩，张东霞，等．考虑风速变化特性的风电容量可信度评估方法[J]．中国电机工程学报，2013，33(10)：18-26．