一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法

摘要

本发明涉及源网协调技术，具体地说是涉及一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法。本发明一种针对高海拔地区电网光伏电站接纳能力计算方法包括如下步骤：1)首先确定计算条件步骤；2)针对高海拔地区太阳能资源特性及光伏电站出力特性进行分析步骤；3)根据电网调峰特性及其对电网光伏发电接纳能力的影响进行计算分析步骤；4)得出高海拔地区电网光伏发电接纳能力的结论步骤。本发明方法可针对高海拔地区电网运行区域内进行光伏电站接纳能力计算方法进行应用，确保规模化光伏电站与电网之间安全、稳定运行，本发明方法可应用于高海拔各类电压等级电网并网型光伏电站接纳能力计算的技术支持。

说明书

技术领域

本发明涉及源网协调技术，具体地说是涉及一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法。

背景技术

能源是国民经济的基本动力。在严峻的能源形势和人类生态环境(气候变暖)的压力下，世界各国都把开发利用可持续的清洁能源作为未来的能源发展战略，其中太阳能以资源丰富、没有地域界线、清洁等独特优点而成为人们关注的热点之一。太阳能光伏发电是利用太阳电池的光伏效应原理将太阳辐射能直接转换为电能的一种发电形式。在技术进步和法规政策的强力推动下，太阳能光伏发电产业呈现出快速发展的势头。

青海省位处青藏高原，全省均属于太阳能资源丰富区，太阳能资源仅次于西藏，位居全国第二。全年日照时数在2500～3650小时，年辐照总量5860～7540MJ/㎡，特别是海西地区，年辐照总量在7000 MJ/㎡以上，也有柴达木盆地大量的荒漠化土地资源可供光伏发电利用。为将资源优势转化为经济发展动力，青海省制定了宏大的光伏发展规划，提出了在2010年安装200MW，2015年3200MW，2030年20000MW的光伏发展目标。

由于光伏电站都远离青海省电网中心，电网结构薄弱，大量波动性光伏电源的接入将对当地电网带来较大冲击。青海省电力公司非常关注目前规划电网的光伏发电接纳能力等问题。另外，西北地区大规模的风电发展，也需要青海省水电参与调节，也将对青海省的光伏发电接纳能力带来严重制约。

电网光伏电站接纳能力方法国外本世纪初开始进行研究，国内学者未开展这方面的研究，资料极少，数据量及其有限。而在高海拔地区开展电网光伏电站接纳能力方法处于空白，尚未见记载。

发明内容

本发明要解决的技术问题是针对现有技术中存在的不足，提供一种针对高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法，并应用于青海电网，项目紧密结合青海省柴达木盆地“千万千瓦级”光伏发电产业规划，得出2010年、2015年青海电网光伏发电接纳能力，并已应用于青海省政府审批、规划光伏电站建设，本发明为青海电网安全稳定运行和青海省政府光伏规划、审批提供了科学依据。

本发明一种针对高海拔地区电网光伏电站接纳能力计算方法通过下述技术方案予以实现：

1、一种针对高海拔地区电网光伏电站接纳能力计算方法，其特征是所述的计算方法包括如下步骤：

1）首先确定计算条件步骤：计算依据高海拔地区光伏电站接入系统的设计方案、光伏电站本体相关技术参数、光伏发电及电网运行要求、高海拔地区拟建光伏电站场址多年每小时一点的太阳能总辐照、直射、反射、散射辐照和温度数据、电网负荷数据、电网规划、电源出力数据、电网调度运行方式、电网PSASP(或BPA)数据包、电网结构图；

2）针对高海拔地区太阳能资源特性及光伏电站出力特性进行分析步骤：是指针对高海拔地区太阳能资源特性及拟建光伏电站地区辐照度数据进行分析，再结合高海拔地区光伏电站出力模型进行光伏电站出力特性分析，并针对高海拔地区光伏电站出力特性与负荷变化相关性进行分析的过程，所述的高海拔地区光伏电站出力模型是由高海拔地区气象数据、光伏电池组件模型、光伏电站逆变器模型、无功补偿装置模型、太阳位置模型等部分共同组成；所述的高海拔地区光伏电站出力特性与负荷变化相关性进行分析是指高海拔地区光伏电站出力与电网月平均负荷变化的相关性，高海拔地区光伏电站出力与电网日平均负荷变化的相关性；所述的高海拔地区气象数据是指太阳能总辐照、直射、反射、散射辐照和温度数据；

3）根据电网调峰特性及其对电网光伏发电接纳能力的影响进行计算分析步骤：是指高海拔地区电网调峰特性、高海拔地区电网调峰能力对光伏接纳能力的影响性分析的过程；高海拔地区电网的电源调峰特性、高海拔地区电网的负荷特性分析、高海拔地区光伏电站出力对电网的负荷峰谷差的影响；光伏出力对高海拔地区电网峰谷差率的影响、可用于平衡光伏出力的调峰容量分析；

4）得出高海拔地区电网光伏发电接纳能力的结论步骤：首先如果高海拔电网具备接纳规划光伏电站的调峰容量，通过仿真分析规划光伏电站接入电网的潮流、暂态、稳态特性，确定是否可接纳相应规模的光伏电站，如可以，那么接纳能力可确定，如不可以，再调整光伏电站接入规模，其次，如果高海拔电网不具备接纳规划光伏电站的调峰容量，那么通过高海拔地区光伏电站出力对电网的负荷峰谷差的影响来确定光伏电站的接纳能力。

本发明一种针对高海拔地区电网光伏电站接纳能力计算方法与现有技术相比较有如下有益效果：本发明方法可针对高海拔地区电网运行区域内进行光伏电站接纳能力计算方法进行应用，确保规模化光伏电站与电网之间安全、稳定运行，本发明方法可应用于高海拔各类电压等级电网并网型光伏电站接纳能力计算的技术支持。本发明提供一种针对高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法，并应用于青海电网，项目紧密结合青海省柴达木盆地“千万千瓦级”光伏发电产业规划，得出2010年、2015年青海电网光伏发电接纳能力，并已应用于青海省政府审批、规划光伏电站建设，本发明为青海电网安全稳定运行和青海省政府光伏规划、审批提供了科学依据。

 

附图说明

本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法有如下附图：

图1为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法太阳能总辐射空间变化统计示意图；

图2为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法光伏电池等效电路的理想形式示意图；

图3为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法光伏电池等效电路的实际形式示意图；

图4为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法光伏电池输出特性曲线示意图；

图5为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法典型晴天光伏电站出力曲线示意图；

图6为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法典型多云天光伏电站出力曲线示意图；

图7为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法典型一周光伏电站出力曲线示意图；

图8为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法典型全年光伏电站出力曲线示意图；

图9为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法典型全年光伏电站出力概率示意图；

图10为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法光伏电站出力不考虑夜间的概率统计示意图；

图11为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法2010年月平均负荷与规划光伏电站出力比较曲线示意图；

图12为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法2010年日平均负荷与规划光伏电站出力无相关性比较曲线示意图；

图13为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法2010年日平均负荷与规划光伏电站出力有相关性比较曲线示意图；

图14为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法峰谷差最大的典型日负荷曲线示意图；

     图15为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法电网最小负荷出现时刻统计图；

图16为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法电网最大负荷出现时刻统计图；

图17为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法电网最大负荷时光伏电站出力百分比统计示意图；

图18为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法电网最大负荷时光伏电站出力概率统计示意图；

图19为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法电网2010年规划200MW时光伏装机原负荷、等效负荷与光伏电站出力关系示意图；

图20为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法电网2010年规划200MW时光伏装机峰谷差统计示意图；

图21为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法电网2010年规划200MW时光伏装机峰谷差变化曲线示意图；

图22为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法电网2010年规划200MW时光伏装机峰谷差统计示意图；

图23为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法电网2010年规划200MW光伏装机时峰谷差率变化曲线示意图；

图24为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法电网2015年规划3200MW光伏装机时原负荷、等效负荷与光伏电站出力关系示意图；

图25为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法电网2015年规划3200MW光伏装机时峰谷差统计示意图；

图26为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法电网2015年规划3200MW光伏装机时峰谷差变化曲线示意图；

图27为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法电网2015年规划3200MW光伏装机时峰谷差统计示意图；

图28为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法电网2015年规划3200MW光伏装机时峰谷差率变化曲线示意图；

图29为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法2010年等效负荷最大峰谷差率随光伏穿透功率变化曲线示意图；

图30为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法2015年等效负荷最大峰谷差率随光伏穿透功率变化曲线示意图；

图31为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法2015年1010MW光伏装机时峰谷差变化分布曲线示意图；

图32为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法2015年1010MW光伏装机时峰谷差变化直方图；

图33为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法2015年1010MW光伏装机时峰谷差率变化分布曲线示意图；

图34为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法2015年1010MW光伏装机时峰谷差率变化直方图；

图35为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法2010年西北地区原负荷曲线示意图；

图36为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法2010年西北地区叠加风电后的等效负荷曲线示意图；

图37为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法2010年规划200MW时光伏装机接入对西北电网叠加风电后等效负荷的影响分析曲线示意图；

图38为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法2010年规划规划200MW时光伏装机接入对西北地区峰谷差率影响统计直方图；

图39为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法2015年西北地区原负荷曲线示意图；

图40为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法2015年西北地区叠加风电后的等效负荷曲线示意图；

图41为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法2015年规划3200MW时光伏装机接入对西北电网叠加风电后等效负荷的影响分析曲线示意图；

图42为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法2015年规划3200MW时光伏装机接入对西北地区峰谷差率影响统计直方图；

图43为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法2010年规划规划200MW时光伏装机对西北地区峰谷差率的影响分析示意图；

图44为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法2015年1010MW时光伏装机对西北地区峰谷差率的影响分析示意图。

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明一种针对高海拔地区电网光伏电站接纳能力方法作进一步描述。

本发明一种针对高海拔地区电网光伏电站接纳能力计算方法通过下述技术方案予以实现：本发明一种针对高海拔地区电网光伏电站接纳能力计算方法包括计算条件确定、高海拔地区太阳能资源特性及光伏电站出力特性分析、电网调峰特性及其对电网光伏发电接纳能力的影响，最终得到高海拔地区电网光伏发电接纳能力的结论，所述的方法包括如下步骤：

实施例1

本发明一种针对高海拔地区电网光伏电站接纳能力计算方法包括如下步骤：

一、计算条件确定

计算依据高海拔地区光伏电站接入系统的设计方案、光伏电站本体相关技术参数、光伏发电及电网运行要求、高海拔地区拟建光伏电站场址多年每小时一点的太阳能总辐照、直射、反射、散射辐照和温度数据、电网负荷数据、电网规划、电源出力数据、电网调度运行方式、电网PSASP(或BPA)数据包、电网结构图。

二、太阳能资源特性及光伏电站出力特性分析

 1）青海省太阳能资源特性

l根据青海省气象局提供的高海拔地区太阳能总辐照、直射、反射、散射辐照和温度实测数据，得出如图1所示的青海省总辐射空间变化统计图及青海省太阳能资源分布特点。

l根据青海省格尔木气象局20年监测到的水平面每小时辐射量数据，用公式1-1可以计算该地区的散射辐射度，由计算结果可得出，水平面总辐照度夏季最高，而直射辐照度没有明显季节性，全年一半以上天数的最大直射辐照度超过1000W/m2，由于空气透明指数好，散射辐射也很大。

                               (1-1)

其中为阳光直射辐照度，为散射辐照度，为水平面总辐照度，为太阳高度角。

2）光伏电站模型

l太阳位置模型

太阳直射点在南北回归线±23.45°之间移动，太阳直射点的纬度，即太阳中心和地心的连线与赤道平面的夹角称为赤纬角，以表示，用Cooper方程近似计算可得：

                         (1-2)

其中n为一年中的日期序号，1月1号定义为n＝1。

太阳高度角是纬度、赤纬角和时角的函数，可表达为：

              (1-3)

太阳相对地平面位置的变化使得地面接收到的太阳能量时刻在变，对于倾斜表面，太阳入射线和倾斜面法线之间的夹角定义为入射角，由于太阳位置的变化，太阳入射角的大小也随太阳位置的变化而变化。角度为的倾斜面太阳入射角的计算可用式(1-4)

                 (1-4)

式中为倾斜面的方位角，对于北半球来说正南向定义为0°。

l光伏电池模型

光伏电池等效电路的理想形式示意图如图2所示和实际形式图3所示。

光伏电池等效电路中各变量的表达式如式(1-5)～(1-9)所示：

                                                                        (1-5)

                (1-6)

                                                                     (1-7)

                                                                            (1-8)

                                                                                    (1-9)

其中，表示光伏电池内部等效二极管P-N结反向饱和电流；表示光伏电池的短路电流；表示光伏电池的开路电压；q表示电荷量，值为1.6×10-19C；表示波尔兹曼常量，值为1.38×10-23J/K；T为绝对温度，单位为K；A表示P-N结的曲线常数，其值一般在1～2之间变化。

在特定的太阳光照强度和温度下，当负载从0变化到无穷大时，输出电压范围在0到之间变化，同时输出电流范围在到0之间变化，由此得到电池的输出特性曲线，如图4所示。

由图4可以看出，在一定的光照强度和温度下，光伏电池输出的电压、电流在一条曲线上移动，输出的功率P也在变化。其中，MPP (Maximum Power Point)点处代表了最大输出功率，称为最佳工作点，其对应的电流为最大功率点电流，对应的电压值为最大功率点电压，由和构成的矩形面积也是该曲线所能包揽的最大面积，称为光伏电池的最佳输出功率或最大输出功率，它也可由下式得出：

                                   (1-10)

式(1-10)中，表示光伏电池的填充因子或曲线因数，为和构成的矩形面积B与和构成的矩形面积A的比值。

光伏电池工作环境的多种外部因素，如光照强度、环境温度、粒子辐射等都会影响电池的性能指标，而且温度的影响和光照强度的影响还常常同时存在。工程用数学模型通常要求仅采用供应商提供的几个重要技术参数，如光伏电池在标准工作状态下的、、、，就可以在一定的精度下复现阵列的特性，并能便于计算机计算。简化的近似工程用模型为：

                            (1-11)

其中两个系数C1和C2分别为：

                              (1-12)

                         (1-13)

可见，C1和C2 的值在已知、、、这四个参数值后可求出，再代入式(3-7)即得到光伏电池的输出特性曲线。但这些参数都是在标准电池温度 (25℃)和标准光照强度(1000W/m2)下的测试结果，在实际应用中应考虑环境温度和光照强度S对太阳电池温度T的影响，再对光照强度S和太阳电池温度T进行补偿得出不同光照强度和电池温度下的四个电池参数。

根据大量实验数据拟合后，电池温度和环境温度、光照强度的关系如式(1-14)所示，该式被证明具有工程意义上足够的精度：

                                      (1-14)

式中，T为电池温度，为环境温度，S为光照强度，系数。实际光照强度S和电池温度T下四个参数值、、和可由下式求得：

                        (1-15)

其中，、、是常数，=0.0025(℃)，=0.5，=0.0028(℃)。

3）光伏电站出力特性分析

格尔木位于海西蒙古族藏族自治州境南部，经度94.89°，北纬36.42°。2010年，预计光伏装机200MW，计算中将总体考虑所有安装的光伏电池板，即所有光伏电站总出力等效为单一光伏电站出力。选取某型号多晶硅光伏电池，其输出功率为260W，特征参数Um，Im，Uoc，Isc分别为：34.8V，7.47A，43.6V，8.35A，共计安装769231块，每500kW组成一个方阵，共用一台逆变器，共计需要400个方阵。光伏电池板的安装倾角选取年发电量最大的最佳倾角33°，计算中的温度和辐射量数据采用格尔木气象局提供的20年温度和辐照度数据。利用建立的光伏电池模型以及太阳位置模型，估算2010年全年光伏电站出力情况。

太阳辐射包含直射辐射、散射辐射和反射辐射三部分。对倾角为的固定式光伏板来说，有效辐照度可表达为：

            (1-16)

其中为光伏板表明总辐照度，为阳光直射辐照度，为散射辐照度，为水平面总辐照度，为光伏板倾角，为太阳入射角，为反射系数。

根据辐照度数据、温度数据、太阳位置模型以及光伏电池模型可以计算光伏电站出力，下面将分析水平年2010年200MW装机的光伏电站出力特性，典型晴天如图5、多云天日出力曲线如图6和连续一周出力曲线如图7所示。从图中可以看出，晴朗天气光伏电站出力形状类似正弦半波，非常光滑，出力时间集中在6点到18点之间，中午时分达到最大，而多云天气由于受到云层遮挡，辐照度数据变化大，导致光伏电站出力短时间波动大。

全年光伏电站出力及其概率统计，如图8、图9所示，由于夜间光伏电站出力一直为零，因此统计结果中小于10％峰值输出的占很大比率。图10为不考虑夜间出力为零的情况下的统计结果，从图10中可知光伏电站出力范围很广，从40％～90％峰值出力的概率都在10％以上。

由图8、图9计算得到光伏电站出力的累计概率统计见表1。由表1可以看出，光伏电站出力低于额定功率的10%的概率接近63.8%，约5600小时，其中出力为零即不发电的概率占63%，约5520小时；出力超过50%的概率大约为21%，约1800小时；而出力超过90%的概率为1.75%，约153小时。

表1 光伏电站出力累计概率统计

出力 (%)累计概率(%)累计时间(小时)1000.02281.99728901.745152.8313806.694586.39347011.6381019.4576015.9441396.6735020.7281815.7754025.682249.5873030.4932671.1822034.0162979.8361036.153166.74<1063.855593.26

4）光伏电站出力与负荷变化相关性分析

l      光伏电站出力与月平均负荷变化的相关性

图11给出青海电网2008年月平均负荷与规划光伏电站综合出力的对比曲线。从图11中可以看出，总体上光伏电站出力与月负荷变化的相关性不强，有些月份光伏电站的出力与负荷变化相反，使得网内等效负荷的峰谷差增大。总体上光伏电站出力与月均负荷变化的相关性不强。

l      光伏电站出力与日负荷变化的相关性

光伏电站的出力和负荷的日变化特性更具有实际的应用意义，等效负荷 (光伏电站出力与日负荷相叠加)曲线，对于其它电源调度曲线的安排有一定的参考价值。图12本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法2010年日平均负荷与规划光伏电站出力无相关性比较曲线示意图和图13为本发明一种高海拔地区电网光伏发电接纳能力计算方法2010年日平均负荷与规划光伏电站出力有相关性比较曲线示意图可以看出，光伏电站出力增大时，日负荷有的时候增加，有的时候减少，光伏出力与日负荷的相关性不强。

三、电网调峰特性及其对光伏发电接纳能力影响

）青海电网调峰特性

调峰特性

青海省水资源非常丰富，2010年1000MW以上的水电站有公伯峡、积石峡、龙羊峡、李家峡和拉西瓦电站，2015年1000MW以上的水电站有公伯峡、积石峡、龙羊峡、李家峡、拉西瓦和羊曲电站，调峰可以通过本省内电源实现。青海电网不参与调峰的机组有：自备电厂满足企业负荷，出力相对稳定，一般不参与调峰；小水电多无调节能力、小火电机组由于经济性原因亦不参加调峰。根据青海省调度部门多年运行经验，100MW的水电机组，最小技术出力取为20MW，火电机组最小出力取额定的70％，燃气电厂最小出力取额定出力的50％。

青海省2008年峰谷差最大的日负荷曲线图14所示。从图14中可以看出青海电网有三个峰值负荷时段，分别为上午8点左右、中午12点左右和晚上21点左右，而且三个峰值负荷大小基本接近，差别不明显。而低谷负荷在半夜到凌晨5点前比较常见，但同时白天也有负荷很低甚至低于凌晨时段负荷的时候。图15、图16为青海电网2008年负荷最大和最小值分布图，从图15、图16中可以看出，90％以上的低谷负荷出现在23点到5点之间，而90％的高峰负荷分布在两个时段，一个是中午12点到13点之间，另外一个是18点到22点之间。

    根据青海电网规划，2008年，青海电网实际最高发电负荷为4110MW，由于工业的增长和居民生活水平提高，青海电网负荷增长很快，据中等水平负荷预测，2010、2015年青海电网负荷预测如表2所示。鉴于青海电网电解铝、铁合金、碳化硅等高载能工业用电量占全社会的80％以上，分析结论中尽量采用相对数值。附表2  2010、2015年青海电网最大负荷预测     单位：MW

项目2010年(中水平预测)2015年(中水平预测)装机容量1243022730最大负荷760015980

分析光伏发电装机容量逐渐增大后对系统调峰的影响，光伏穿透功率定义如下：

                   （1-17）

由于光伏发电出力完全由天气状况决定，具有随机性、间歇性和明显的周期性，因此，其发电特性不同与常规的电源，因此，在光伏接入电网研究中，通常将光伏电站出力视为负的负荷。实际电网运行中根据光伏电站出力与青海电网负荷数据二者叠加后的等效负荷来安排其它电源的调度曲线，因此有必要对光伏电站接入后系统等效负荷的特性进行分析，来研究电网调峰问题。光伏发电的接入有可能使等效负荷的峰谷差变大，也有可能使等效负荷峰谷差变小，峰谷差变大后不仅不能改善系统的负荷特性，反而使其有所恶化；而且，光伏装机容量越大，影响越大。峰谷差变大后使得负荷在大范围内变化，系统调峰变得困难，下面将分析2010年、2015年光伏电站接入后系统等效峰谷差的变化情况。

图17显示了最大负荷时候光伏电站的出力百分比概率统计，从图17中可以看出，最大负荷时候光伏出力为零的概率占66％，而最大负荷时候光伏电站出力从10％到90％范围都存在，而且概率都小于8％。由于最大负荷时刻光伏电站出力为零的概率比较大，光伏电站出力不能有效削减峰值负荷(最大负荷)；随着其容量(穿透功率)的增加反而使最小负荷变得更小，因此当容量(穿透功率)达到一定比例的时候，峰谷差和峰谷差率将全部增大。

图188为光伏电站出力百分比与超过某出力百分比的累计概率关系图，从附图18中可以看出，光伏电站出力超过30％的概率不到20％；如果置信概率为90％，那么光伏电站出力只能保证在7.7%的水平，即光伏电站的容量置信度只有7.7%，这一特性是由青海电网负荷特性决定的。由于光伏电站容量置信度非常低，不能有效代替峰值负荷电源，因此光伏电站的接入没有缓解调峰压力，反而会增大调峰压力。

2010年，光伏安装200MW时，青海光伏穿透功率约为2.5％，根据20年格尔木气象站测得的温度和辐照度数据模拟光伏电站出力，所得到的等效负荷的峰谷差和峰谷差率变化如图19、图20、图21、图22、图23所示。光伏电站出力叠加后，等效负荷峰谷差变小的有127天，最小变小169MW，变大的有68天，最大变大148MW，峰谷差不变的170天。光伏电站出力叠加前后，大部分峰谷差率都保持在15%以内，冬季负荷变化较大，峰谷差率稍高一些，最高达21％。光伏电站出力叠加后对峰谷差率的影响很小，光伏安装前后峰谷差率变化在±2％以内。从图22、图23、图24、图25、图26可以看出，由于光伏穿透功率很小，光伏电站的接入对等效负荷峰谷差和峰谷差率影响不大。

2015年，光伏累计安装3200MW时，穿透功率约为18.9％，和2010年一样，光伏电站出力根据20年格尔木气象站测得的温度和辐照度数据进行模拟，等效负荷的峰谷差变化如图27、图28和图29所示。光伏电站出力叠加后，等效负荷峰谷峰谷差明显变大，全年峰谷差都变大，最大变大幅度达2825MW；光伏电站出力叠加后的等效负荷峰谷差率也明显变大，大部分峰谷差率集中在15％到30%范围内，叠加前后峰谷差率变大范围在20％以内。从图27、图28和图29可以看出，由于光伏穿透功率比较大，光伏电站的接入对等效负荷峰谷差和峰谷差率影响非常明显。

2010年和2015年不同光伏穿透功率对全年等效负荷最大峰谷差率的影响曲线如图30 和图31、图32所示。从图30 和图31、图32中可以看出，2010、2015年，光伏穿透功率小于6.3%时，光伏发电接入不会影响系统的等效负荷最大峰谷差率；当光伏穿透功率大于6.3％以后，光伏发电的接入使系统等效峰谷差率变大，等效负荷最大峰谷差率与光伏穿透功率的增加呈线性增长关系。峰谷差率的增大增加了系统调峰难度，需要电网中其他电源必须有足够的调节灵活性来应对光伏发电对系统调峰带来的影响。

图33、图34为2015年光伏穿透功率为6.3％，即安装容量为1010MW时，全年峰谷差/峰谷差率变化的统计情况，等效负荷峰谷差变大的天数占68%，即249天，峰谷差最大增加897MW；峰谷差变小的只有43天，峰谷差不变的74天；同样，峰谷差率变大的天数也远大于峰谷差率变小的天数，其中峰谷差率增大最大的为6.3%；根据图35、图36、图37、图38可知，全年的最大峰谷差及最大峰谷差率不变。即光伏安装容量为1010MW时，虽然电网每天的峰谷差主要呈增大趋势，由于不会引起电网的年最大峰谷差率发生变化，从调峰特性上来说，电网基本是可以接受的。

）西北电网调峰能力对光伏接纳能力的影响

西北地区太阳能资源丰富，风能资源也很丰富，风资源较为丰富的地区为新疆、宁夏和甘肃安西地区，风电和光伏一样是一种间歇性能源，如前所述，常规电源的最小技术出力是限制间歇性能源装机容量的关键因素，为充分利用西北全网的调峰调频能力，保证全额接收风电情况下的电力平衡和电网安全稳定运行，西北地区风电规划的时候已经考虑风电电力在西北电网全网范围内平衡。青海电网虽然风电装机非常少，但是考虑到青海省电源还肩负着西北电网风电的调峰，因此青海光伏发电的可用调峰容量必须考虑西北风电已用调峰容量的影响。本发明将考虑整个西北电网范围内光伏和风电的平衡问题，研究西北电网调峰能力对电网光伏接纳能力的影响。 

首先分析西北风电场出力特性，通过分析同一水平年，甘肃、宁夏和新疆各代表性风电场的实测风速数据，得出表3西北电网风电在各时段的出力概率分布，可以看出，风电场在白天12～18点的大出力出现的概率相对较大；凌晨3点～中午12点，小出力出现的概率较大。在光伏电站日出力最大值集中出现的12点～15点之间，风电场出现大出力运行的概率也相对较大，达到29.51%，远大于低谷负荷时出现的概率(2点～5点之间为4.92%)。即西北地区风电和光伏同时达到大出力运行的概率较大，极有可能使12点～15点之间原来为腰荷状态的负荷，在叠加风电和光伏出力之后，变为低谷负荷，以下进行详细分析。表3  西北风电场各个时段的概率分布

2010、2015年西北地区规划风电装机分别为7158MW和16260MW。风电和光伏发电一样具有间歇性、不确定性，在分析其对电网的影响研究中，通常将风电、光伏发电功率视为负的负荷，图39、图40、图41、图42为2010规划风电、光伏对西北地区峰谷差率的影响。从图39、图40、图41、图42中可以看出，2010西北地区原负荷峰谷差率在20％左右；加入风电后，2010年峰谷差率变大，最大峰谷差率增大为30％，风电的加入使得西北地区调峰难度加大；2010年规划光伏对等效峰谷差率影响很小，变化范围在－0.5％～＋0.5%之间，大部分天数的峰谷差率变化为零。

图39、图40、图41、图42为2015规划风电、光伏对西北地区峰谷差率的影响。从图39、图40、图41、图42中可以看出，加入风电后，2015年每天的峰谷差率明显加大，年最大峰谷差率由原来的22%增大到41.5%，规划光伏的接入使最大等效峰谷差进一步增大到44%。

2010年和2015年不同光伏安装容量对全年等效负荷最大峰谷差率的影响曲线如图43和图44所示。从图中可以看出，2010年，规划光伏装机200MW时，光伏发电的接入对整个西北地区考虑风电后的等效峰谷差率没有影响，光伏发电的接入基本不影响系统调峰；安装容量大于200MW以后，随着光伏安装容量的增加，光伏发电的接入对系统等效峰谷差率的影响逐渐增大，基本呈现线性增长关系。2015年，光伏安装为0MW时，考虑规划风电装机后，西北地区最大峰谷差率已经达到41.5%，系统已经出现调峰困难，随着光伏安装容量的增加，系统最大峰谷差率还将继续增加，当光伏安装容量在1000MW以下时，系统最大峰谷差率增加较为平缓，在光伏安装容量大于1000MW以后，系统最大峰谷差率增速变快。

根据西北地区的装机构成、规划方案以及负荷情况，综合分析水电、火电可为间歇性能源发电提供的调峰能力可知：①由于受电网自身负荷峰谷差、外送电等情况的影响，2010年陕西、宁夏电网火电负荷低谷时段的负荷率接近其综合技术最小出力率，已无力调节间歇性电源出力的波动，甘肃电网火电负荷率在80%左右，因此，2010年可考虑甘肃火电参与风电调峰，甘肃火电可为风电提供的调峰大小在1000MW左右；②不同的来水情况、龙羊峡不同的运行方式下，水电的调节性能相差较大。除水情特殊的月份外，西北电网(陕甘青宁)水电2010年可为间歇性能源提供2000MW～4000MW的调峰能力；③2010年，新疆电网可以满足自身规划风电的调峰要求，新疆电网不能再提供间歇性能源的调峰能力；④因此，除水情特殊的月份外，2010年西北电网(陕甘青宁)可为间歇性能源发电提供的调峰能力在3000MW～5000MW左右。

2015年陕西电网火电负荷低谷时段的负荷率接近其综合技术最小出力率，已无调节间歇性能源出力波动的能力，甘肃、宁夏电网火电可为间歇性能源适当调峰，大小在2000MW左右；除水情特殊的月份外，2015年，西北电网(陕甘青宁)水电可为间歇性能源提供3000MW～5000MW的调峰能力；2015年新疆电网只能满足自身规划风电的调峰要求，新疆电网不能再提供间歇性能源的调峰能力；因此，除水情特殊的月份外，2015年西北电网(陕甘青宁)可为间歇性能源发电提供的调峰能力在5000MW～7000MW左右。

按照风电场最大出力同时率0.6考虑，2010、2015年西北地区风电的调峰容量以及平衡风电后的可用调峰容量表4所示。表4  2010和2015年西北地区风电调峰容量       单位：MW

从表4中可以看出，2010年西北地区可以接纳规划的风电装机，并且有剩余调峰容量可以用来平衡其他间歇性电源――光伏发电的出力波动，全西北地区考虑可为光伏发电提供的调峰容量为1126MW～1405MW，接纳规划的200MW光伏发电是可行的。

2015年，由于大规模风电的接入，西北电网已经出现了调峰能力不足的困难，调峰容量缺口达到1756MW～2156MW。因此，在考虑接纳波动性的光伏发电时，应尽量不再增大电网的调峰困难。综合考虑光伏发电对青海电网和西北电网的影响，建议2015年青海省光伏发电容量不大于1010MW，可使光伏接入后不增大青海电网年最大峰谷差率，同时西北电网最大峰谷差率增量不大于0.5%。