基于风光互补出力特性的可消纳容量研究
摘要：在当前电力系统当中，传统风电消纳方式不适合风光互补地区的大容量求解问题，在电力系统投入运行过程中由于电力消纳能力弱以及外送渠道不畅，在新能源装机规模高速发展的过程中出现了非常严重的消纳问题，导致新能源富集的三北地区出现了严重的限电、弃风、弃光等情况，造成能源的浪费。本文针对传统风电消纳无法符合风电互补地区消纳容量求解问题的情况，提出了一种新型的风电互补处理特性的可消纳容量方法，以供参考。
关键词：出力特性； 风光互补； 可消纳容量； 弃风
1 案例分析重阳节祝福佳句
某地区的电力系统包含了风电、火电、光电三个部分，主要位于白城市辖大安市市郊，该地区规划风电装机容量为63.5兆瓦，光伏装机容量为2591兆瓦，并且具有火电厂，如果供电出现异常，可以在周边城市调配。但是运行过程中电网灵活性差,在冬季供暖期间，由于机组运行过程中向下调峰能力不足，另外夜间低谷时段往往会产生“弃风”的情况｡针对出现的问题，本文使用新型的风电互补处理特性的可消纳容量方法进行处理。
2 风光互补的出力特性分析
2.1 全年同一小时风电、光伏出力特性
奇怪 我不懂得爱首先依照该地区2013年各个风场的全年处理数据，并且为个风场的容量权重为基础对风电处理数据进行推算，在推算过程中首先对数据进行图表化，获取同一小时风电持续出力曲线，而后绘制24小时时段的风电处理曲线，可以发现，风电处理特性曲线当中，5个特性指标曲线基本为直线，没有较大的变化，只有波动范围小的特点。在进行调风平衡时，只需要对最小调峰裕度进行计算，并且与出力值相结合，就可以将风电消纳容量计算出来。在该地区，有效平均出力围绕20%的装机容量波动，因此在计算时，可以取值为0.2。由于该地区风电保证出力均接近于0，因此在计算电力平衡时，不需要对风电出力进行考虑。
图1 电全年同一小时出力特性
对光伏出力特性曲线进行分析，可以发现光伏出力特性曲线与太阳相关，其5个特性指标曲线和太阳照射的情况和运动的轨迹相符，也就是在11:00~13:00间，阳光最强时处于最大出力状态，在凌晨和傍晚等时间，无法接受阳光照射，出力为零。因为各个小时的有效出力不同，因此在对每小时调控力度进行计算时需要与之相结合，进一步对每小时的消纳容量进行分析，然后获得最小值，这是与传统风电消纳计算区别最大的地方。在参与电量平衡计算过程中，需要注意对电量情况进行精细计算，可以通过积分的方式对光伏发电电量进行计算。
图2 光伏全年同一小时出力特性曲线
2.2 2019年某地区的风电、光伏容量情况分析
由于该地区的风电和光伏在有效处理特性方面具有较大差别，因此在对该地区新能源消纳容量进行计算前，需要注意理顺关系，对风电互补处理特性曲线进行计算。对该参数进行计算时与风电的比例关系很大。通过统计分析发现，在19年的数据当中，该地区规划风电装机容量为63.5兆瓦，光伏装机容量为2591兆瓦，比例大约为1:4。
2.3 2019年某地区风光互补每小时出力特性情况分析
对该地区风电全年处理数据进行分析，并且与规划容量结合，获得风电全年处理数据。在2019年，该地区的数据显示，在光伏装机容量方面达到了风电装机4倍左右，大大强于风电，因此在风电互补出力特性曲线的表现方面，类似于光伏出力特性曲线，需要对每小时的调峰裕度进行计算，并且与处理相结合，就可以获得每小时的消纳容量。
我国历史朝代>2021年冬至是几月几号几点几分图3 风光互补全年同一小时出力特性
3 某地区电力负荷情况分析
3.1 年负荷特性分析
查看该地区在2019年的负荷特性曲线可以发现年最小负荷，达到最大负荷的约84%，另外，年负荷曲线当中，冬季和夏季的区分较为明显，在冬季负荷数远远超过夏季的负荷峰值。
图4 年负荷特性
3.2典型日负荷特-眭
为了能够对系统的可消纳容量进行快速计算，本文选择夏季和冬季的典型值以及供暖最小
负荷日来进行调控平衡计算，这种方式可以大幅度的节约计算量。本文结合北方地区冬季供暖的特点，对数据进行分析，设定供暖小负荷日，加强计算的客观性，以提高计算的精确性，供暖小负荷一般产生在春节前后[1]。
4该地区风光互补消纳计算方法
在电力系统消纳新能源电力的能力，主要会受到负荷特性、系统调峰能力及风电等各种因素的制约。在系统接纳风电电力时，可能会导致其常规可控电力的出力降低。因为各个时间段，在风光方面的有效出力之间有一定的差异，所以，需要注意对各时间段系统的调控力度进行有效计算，并且注意数据的客观性，比如在光电方面筛去年平均降雨天数，接着依照风光有效出力值来系统化地对可消纳风光装机容量进行计算。
对系统的开机方式进行安排，比如说，某些地区以火电为主进行发电。在发电时开机容量可以参照负荷高峰时间段的有效处理情况进一步进行分析，获得最大负荷需求，并且设定一定的备用量。
不同类型机组在运行过程中的最小处理情况各不相同，需要注意安排各类机组在负荷曲线位置，对电力电量进行平衡。
依照19年负荷计算的具体情况下、夏季、冬季典型日的负荷情况以及年负荷特性来获得各时间段的负荷水平，分别对24小时时间段内系统的调峰裕度进行计算，了解具体的数据信息，并且依照获得的数值和风光有效出力系数来进一步分析各个时段的可消纳风光装机容量，加强数据的准确性，通过对比，获得最终的系统可消纳风光容量[2]。
5风光互补消纳计算原则与算例
5．1 调峰平衡
依照电力系统的工作方式分析，在系统负荷备用的负载方面一般取2%-5%。在此次计算过程中使用的备用最大负荷设定为2%，旋转备用最大负荷设定为5%。
由于该地区电力系统运行较为稳定，如果出现电力缺口，可以由外地送入煤电补平，接着进行调控平衡。
在机组调峰能力分析方面，依照2019~2020年该地区普通煤电机组的运行情况，热电机组在供热期依照20%出力受阻、10%调峰能力进行分析，在非供热期依照40%调峰能力进行分析。
5．2 风光互补消纳计算算例
对该区域冬季典型日、夏季典型日以及供暖最小负荷日的调峰平衡进行计算，以供暖小负荷日为例进行分析，具体计算结果如下所示[3]。
表1 2019年供暖小负荷日调峰平衡计算MW
由表1可以发现供暖小负荷日的系统最小消纳容量为156兆瓦，主要是风光有效处理和系统
调峰裕度相结合而生成的，三个典型日新能源消纳容量如下表所示，可以计算出最终的可消纳容量。
辅酶q10的正确吃法表2 2019年3个典型日新能源消纳容量MW
对数据进行分析，可消纳容量的瓶颈出现在供暖小负荷日，在后续进行计算时需要注意需求侧技术的应用以及电动汽车的推行，在此过程中系统负荷峰谷值可能会有所缩小，与此同时热电机组供热和发电解耦后系统调控能力大幅度提升[4]。
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