一种基于调峰平衡的风电消纳能力计算方法

一种基于调峰平衡的风电消纳能力计算方法卷,期】2023000031【总页数】2【关键词】【关键词】风电出力特性;调峰平衡1风电出力特性讨论首先选取同一电网中不同地区不同风力条件下的长期稳定运行的风电场,采集它们的历史运行数据进行分析计算,然后总结该电网中风电场的风电出力特性。

本文以安徽电网为例,选取了安徽电网不同地区的4个风电场2023年运行数据进行分析计算,讨论安徽电网风电出力特性。

风电月出力特性分析1不同风电场出力的相关性选取的四个风电场的月平均出力率如图1所示,可以看出安徽省内不同地区风电场月平均出力率的变化规律基本全都。

四个风电场出力均在3月份达最大值,月平均出力为装机容量的31~35%;4~6月份风电出力渐渐降低,然后分别在7月份和10月份出力增加后持续下降。

从全年来看,风电出力呈锯齿形波动。

2风电出力同时率分析风电出力同时率为风电总的出力占风电总装机容量百分比,其中最大风电出力同时率为风电最大出力占装机容量的百分比,每月的平均出力占装机容量百分比称为月平均出力同时率。

安徽省风电场全年风电月平均出力同时率和最大出力同时率如图2所示。

从图2可以看出,~%,其中3月份最大,9月份最小,表明安徽省风能资源在3月最丰富。

~%,其中4月份最大,1月份最小。

因此,安徽电网风电月平均出力变化与负荷变化规律具有肯定的相反性。

在3月份和4月份负荷需求较低时风电出力处于全年最大值,在夏季和冬季负荷需求高峰时风电出力处于低谷段。

3风电出力概率分析依据风电场的实际运行数据,对安徽省风电出力进行概率分析,,结果表明:安徽省风电出力在其装机容量的10%%,出力在其装机容量的10~20%%,出力在其装机容量的20~30%%,%,因此可以认为安徽省风电大部分时间运行在其装机容量的30%以下。

风电日出力特性分析对安徽电网负荷历史数据进行分析可知,负荷高峰分别发生在夏季7~9月和冬季12~1月,其中夏季低谷时段为4:00-7:00,冬季低谷时段为2:00-4:00。

夏季负荷低谷段任意时刻风电出力率都在90%以下,%,发生在2023年7月5日早上6点;冬季负荷低谷时段任意时刻风电出力率都在80%以下276,%,发生在2023年12月31日凌晨2:50。

,。

2负荷特性猜测依据统计的2023~2023年安徽省年平均负荷率、日最小负荷率和最大峰谷差来看,近年并未发生大的波动,,,年最大峰谷差近年保持持续增长态势,各年均发生在春节期间。

中长期来看,影响负荷特性进展变化的主要因素是经济与用电结构、电力需求侧管理。

“十三五”期间,安徽省仍处在快速工业化和城镇化进展阶段,二产比重基本保持稳定,经济结构不会发生大的变化,推断“十三五”安徽省负荷特性将保持稳定。

基于上述负荷特性走势推断,“十三五”安徽省负荷特性将基本保持稳定,,。

利用最大负荷和年最大峰谷差间较好的相关性,构建二者回归方程,猜测中长期各年最大峰谷差。

3电力电量平衡和调峰平衡电力电量平衡原则1以2023年底电源装机为基础,在此基础上考虑后续机组投产;2协议分电根据2023年迎峰度夏期间实际分电规模考虑;3风电根据95%受阻,光伏发电根据100%受阻考虑,水电根据统调水电25%和非统调水电机组95%受阻,统调火电中供热机组根据10%受阻、非供热机组根据60万受阻并考虑适当增加,小火电及生物质电厂受阻根据50%容量受阻,气电不受阻;4直流根据10%损耗计列;5协议分电电量中核电机组7000、抽蓄800、生物质4000、风电1500、太阳能1000、统调水电2000、非统调水电1000、气电2000、区外特高压分电4000计算;6当年迎峰度夏前投产火电机组按一半容量计算利用小时数。

依据上述负荷猜测和规划装机,可作出电网电力平衡表和电量平衡。

调峰平衡原则1依据负荷实际资料,估算月最大负荷和日最小负荷率;2只考虑省内平衡,取全省全社会最大负荷,只计省内平衡机组和省外协议电源分给本省的容量;3常规水电调峰容量:冬季只考虑统调机组按装机容量的30%参加调峰;其余月份的调峰容量按统调机组装机容量的80%、6000以上非统调机组装机容量的20%考虑;4抽蓄调峰容量:,;5气电调峰按装机容量的50%考虑;6统调燃煤机组的调峰力量:300级及以上燃煤机组的调峰力量按50%考虑,300级以下不考虑调峰力量,经加权平均计算得到燃煤机组综合调峰力量。

根据上述平衡原则,可作出下面的电网调峰平衡表,从而计算出电网盈余的调峰容量。

4风电消纳力量分析本报告利用安徽电网的调峰力量来分析安徽电网消纳风电的力量。

将低谷方式风电的最大出力率定义为风电的反调峰率。

电网消纳风电的力量可用下式反映:电网可消纳风电的力量=电网盈余调峰容量风电反调峰率通过设计水平年的电网调峰容量平衡分析,得出电网调峰容量的盈余状况,即电网全部运行机组剩余的调峰力量。

当风电反调峰率等于1时,电网盈余的调峰容量就是电网可接纳风电的最大容量。

当风电反调峰率小于1时,在电网盈余调峰容量不变的状况下,电网可接纳的风电容量将增加。

依据前文分析结论,,。

5安徽省风电消纳适应性分析其他可再生能源发电消纳对风电消纳的影响分析光伏电站仅白天出力,晚上出力为0。

安徽省夏季和冬季负荷高峰均发生在晚上,光伏发电对负荷没有削峰填谷作用,不具备调峰力量,也不需要电网新增调峰容量。

依据生物质电厂发电出力特性可以看出,生物质电厂出力特性与常规火电类似,运行稳定、出力调整性能好,不会对电网调峰造成压力,且在必要时还可以参加调峰。

因此从全省调峰容量角度考虑,在中长期内光伏和生物质发电不影响安徽省风电消纳。

边界条件变化对风电消纳的影响分析火电深度调峰若考虑火电深度调峰,则存在如下问题:①深度调峰时脱硫脱销设备无法投入,不满意环保要求;②深度调峰对机组经济运行有较大影响;③深度调峰不满意调度协议中关于机组出力的规定。

因此,需依据实际的电网运行状况打算是否考虑火电深度调峰。

核电建设容量考虑将来对清洁能源需求比例的增加,将来核电可能会加快进展,由于核电机组基本不具备调峰力量,因此核电装机规模的大小对调峰容量平衡将产生较大的影响。

反调峰率变化随着风电资源的进一步开发,风电装机规模扩大,风电反调峰作用可能加剧。

同时随着对风电出力特性的深化讨论和技术的进步,对风电的猜测力量有望增加,也有望使风电出力的随机性减弱。

因此,在进行调峰计算时应依据电网实际状况调整反调峰率。

6结论和建议本文仅介绍了从调峰平衡的角度计算风电消纳力量的方法,在实际运行中还要考虑其他限制因素。

风电的反调峰特性不仅将增加电网调峰的难度,风电出力波动大、掌握难的特点也将对电网的平安稳定运行带来不利影响,同时考虑到火电机组调峰的经济性和环保性要求,本计算方法得出的风电消纳力量结果是相对乐观的。

通过以下方法,可以提高电网的风电消纳力量:1加强需求侧管理,改善安徽省电网负荷特性,减小峰谷差。

通过制定合理的电价政策,例如在发电侧和用电侧均建立峰谷电价甚至分时电价等,加强高峰时段风电场对系统的电力支撑,同时鼓舞用户使用低谷电力,以改善负荷曲线,减小峰谷差,从而减轻系统的调峰压力,促进新能源消纳。

2依据各地区的负荷特性和资源条件,并结合电网进展规划,优化布置新能源开发规模和时序;同时加快新能源外送通道建设,加强地区电能送出,强化电网各通道之间联系,完善送电平台,完善输配电网结构,提高综合输送电力量和牢靠性。

3加强跨区电网间的联系。

利用不同区域的负荷特性差异,可以实现错时