某地区水风光电源出力特性及相关性分析

时间：2022-06-21 22:49:34

关键字：水风光出力特性相关性

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[导读]摘要:通过收集和分析广东北部某市电网实际运行数据,阐述了该地区水风光电源出力特性,总结了该地区电网负荷与水风光电源出力相关性,为选取水风光联合运行电网的不同典型运行方式下的出力比例提供依据,从而提高电网规划中电力平衡的准确性。

引言

自然界中的风能和太阳能有着资源丰富和分布广泛的特点,同时风力发电和太阳能光伏发电是技术成熟、产业化程度高的新能源利用方式,具有广阔的发展前景。本文介绍的广东北部某市的负荷发展速度较为缓慢,同时电源结构多样、丰富,其中水电资源基本开发完毕,风电和光伏的待开发规模较大。由于该地区电网风电场和光伏电站的开发时间较晚(第一座风电场和光伏电站的投运时间分别为2016年11月和2017年6月),对新能源历史出力数据研究分析较少,在电网规划的电力平衡中,新能源出力比例大多参考广东其他地区的新能源出力比例,已不能满足电网规划的深度需求,需要结合本地区电网水电资源丰富的特点,分析该地区电网水风光联合运行的相关性,为选取不同典型运行方式下的出力比例提供依据。

1电源概况

至2018年底,该地区电源总装机容量为5154Mw。目前电源以煤电和水电装机为主,其中煤电装机2718Mw、水电装机1977Mw,其他类型电源包括生物质电厂、风电、光伏,其装机容量分别为120Mw、189Mw、150Mw。目前电源结构中,煤电占比53%,水电占比38%,风电、光伏、生物质等新能源装机占比分别为4%、3%和2%左右。规划至2020年底,该地区电源总装机容量为6943Mw。规划电源仍以煤电和水电装机为主,其中煤电装机3768Mw、水电装机1977Mw,其他类型电源包括生物质电厂、风电、光伏,其装机容量分别为180Mw、648Mw、370Mw。规划电源结构中,煤电占比54%,水电占比28%,风电、光伏、生物质等新能源装机占比分别为9%、5%和3%左右。

2018年,该地区风电和光伏装机仅占全市电源装机容量的7%,至2020年风电和光伏装机占比将达到14%,总量达1018Mw。

2负荷特性

该地区季节划分如下:春季3月5月,夏季6月—8月,秋季9月—11月,冬季12月—次年2月。各月份平均负荷在53.7%~77.5%,其中8月份(夏季高温月,空调等降温负荷大幅飙升)和12月份(冬季低温月,电暖气等取暖负荷大幅飙升)平均负荷最大,2月份(冬季尾月,气温逐渐回升)平均负荷最小。

夏季大负荷方式的日负荷曲线无明显的"双鞍形",高温天气直接引起降温负荷的大幅增长,负荷比例保持在72%~100%。03:00—08:00处于负荷低谷:高峰负荷出现在14:00—16:00。冬季大负荷方式的日负荷曲线"双鞍形"明显,低温天气直接引起取暖负荷的大幅增长,同时与春节节日用电需求

叠加,负荷比例保持在60%~95%。00:00—08:00(晚上休息后,取暖设备停止运行)处于负荷低谷:最高负荷出现在19:00左右(晚饭和晚上正常活动时间)。

3水电出力特性

该地区水电丰枯水期划分:丰水期3月—8月,枯水期9月—次年2月。水电厂大部分为无调节能力的径流电厂,部分蓄水式电厂的水库调节能力也只能达到季调节能力,仅占两成左右。同时来水时间、降雨强度和地域存在随机性,难以预测和控制。发电属降雨补给型,直接受气候特性影响,地区水电发电年内分布与年降雨趋势大体一致。

该地区水电各月份平均出力在8.8%~69.0%。6、7月份平均出力最大(丰水期水电大发),12月份平均出力最小(枯水期水电基本停发)。水电大发方式的日出力曲线无明显波动,出力系数基本维持在85%。

4风电出力特性

该地区1月—6月的风速比较稳定且一致,7月份后风速逐步增加,8月、9月、10月风速最大,11月、12月风速逐步下降。总的来说,秋冬半年(9月—次年2月)的平均风速略大于春夏半年(3月—8月)的平均风速。风电场区域秋冬季节风资源略优于春夏两季,12月受冷空气的影响,风速较其他月份偏大:夏季风资源较差。

该地区代表测风塔85m高度处的平均风速为6.64m/s,风功率密度为365.6w/m2。根据《风电场风能资源评估方法》(GB/T18710—2002)[1]的规定,代表测风塔85m高度附近评估区域的风能资源属于3级水平。月平均风功率密度年变化情况大致与月平均风速变化情况相似。平均风速和平均风功率密度日变化趋势基本一致,夜晚的风速及风功率密度明显优于白天的,年内平均风速和平均风功率密度日变化为凌晨风能最优,午后15:00—17:00最差。

风电大发方式(秋季)风电出力介于95%~100%,风电大发方式(冬季)风电出力介于90.9%~100%。

5光伏出力特性

该地区的太阳能资源属于较稳定级别,从季节上看,夏、秋季的太阳能资源最为丰富,也是最为稳定的两个季节,有利于太阳能资源的开发。全年日照时数为1400~2200h,一年接受太阳辐射4200~5000MJ/m2,根据《太阳能资源评估方法》(Ox/T89—2008)[2]太阳能资源丰富程度评判标准,典型区域代表年的太阳总辐射为1222kw·h/m2(4400MJ/m2),太阳能资源丰富程度属于资源丰富。

该地区光伏电站各月份平均出力在4.8%~40.7%。光伏大发方式(夏季)的光伏出力较为规律,以中午12:00为中间线,最高出力比例达82.6%。

6相关性分析

根据该地区电源结构显示,在主要发电类型中的煤电为出力可控电源,在不可控电源(如径流式水电、风电和光伏发电等)大发工况下可以控制出力,为不可控电源让出外送通道。所以本文仅讨论不可控电源与负荷之间的相关性。

6.1水电大发方式

水电大发方式下负荷需求并不强烈,负荷比例保持在56.8%~74.8%:水电位于85%的高位运行:风电出力不平稳,介于32.7%~55.4%,风电出力夜晚优于白天:光伏出力较为规律,以中午12:00为中间线,部分数据点因为云层遮挡有所下降,最高出力比例达63%,如图1所示。水电大发方式下比例按负荷65%、水电85%、风电35%、光伏60%考虑。

6.2风电大发方式(秋季)

风电大发方式(秋季)下负荷需求并不强烈,负荷比例保持在46.3%~69.6%:水电处于11.7%~20%之间的低位运行:风电出力较大,出力介于95%~104.5%,风电出力无明显的夜间与白天区别:光伏出力较为规律,以中午12:00为中间线,最高出力比例达51.3%,如图1所示。风电大发方式"秋季)下比例按负荷55%、水电20%、风电100%、光伏50%考虑。

6.3光伏大发方式(夏季)

光伏大发方式"夏季)下负荷需求较大,"双鞍形"负荷曲线不明显,负荷比例保持在60%~80%:水电处于40%~45%运行:风电出力极不稳定,出力介于26.9%~90.5%:光伏出力较为规律,以中午12:00为中间线,部分数据点因为云层遮挡有所下降,最高出力比例达82.6%,如图1所示。光伏大发方式"夏季)下比例按负荷70%、水电45%、风电60%、光伏85%考虑。