基于合理棄風的風電消納能力分析模型流程圖，如圖4所示。

圖中Twind為電網剩余調峰能力，即電網調峰盈虧，該調峰能力可用于抑制風電場出力的不確定性及波動性，其大小與系統風電消納能力關系密切負荷低谷時段風電有效出力曲線L:縱坐標為風電有效出力率，橫坐標為風電有效出力率的概率值，此曲線反映了系統處于負荷低谷時期風電場的出力特性，同時，隨著統計數據的增多此曲線變化趨勢基本恒定;S為風電裝機容量增量。

在給定初始風電裝機S0后，隨著裝機容量的增長(本文步長選擇5MW)，風電有效出力比例會下降，同時有效棄風面積也增大，如果不棄除上述有效棄風面積，則需要增強系統的調峰能力，即增加系統調峰投資因此，本文風電消納方法以調峰投資與棄風電量損失價值間的差額作為經濟杠桿，判斷是否繼續增加風電裝機容量由風電有效出力曲線可以看出，隨著風電有效出力率的降低，有效棄風面積越來越大，當調峰投資與棄風電量損失價值相等時，則達到收斂條件。

算例分析

以東北某區域電網風電出力歷史數據為依據，在風電不參與系統調峰的情況下，對2015年與2020年系統所能消納風電的能力進行研究與計算。考慮到東北地區冬季供暖期系統調峰壓力大且風電消納最為困難，故選取冬季供暖期(本文選取當年11月、12月以及次年的1月和2月四個月)內每日23點至次日凌晨4點的數據為研究對象進行研究分析

１東北地區風電特性分析

通過MATLAB對風電出力數據進行極差歸一化處理后的數據與繪制頻數直方圖，如表1及圖5、6所示：

２東北地區調峰平衡方式

對2015年和2020年東北某區域電網進行調峰平衡時，對新增火電機組按3種方式進行考慮。

方式1:對新增300MW及以上常規煤電機組常規調峰時的最小出力率按60%考慮。

方式2:根據東北網調的現運行情況，新增300MW及以上常規煤電機組常規調峰時的最小出力率按50%考慮。

方式3:對新增300MW及以上不足600MW常規煤電機組常規調峰時的最小出力率按50%考慮，600MW及以上常規煤電機組常規調峰時的最小出力率按40%考慮。

３東北某區域電網風電消納能力計算

對所建立模型中的負荷低谷時段數據進行統計分析得到統計計算結果與數據曲線，如圖7、圖8所示。

根據風電特性分析的相關結論，并參考東北調峰平衡情況(其中沒有調峰裕度的方式認為無法消納風電)，對2015年和2020年東北某區域電網風電不參與調峰時消納能力進行計算分析計算時，供熱機組采用10%的容量進行調峰，火電機組尖峰出力同時率取97%，其它電源調峰采用40%的容量進行;備用容量取負荷備用及旋轉備用均為4%得到至2015年與2020年本區域風電消納能力如表2和表3所示。

結語

針對風電的出力特性，本文首先從統計學的角度對歷史風電出力的大數據進行了挖掘分析，得到了風電的分布特性與反調峰特性;在此基礎上，提出以風電場棄風與系統調峰投資為約束，利用系統低谷負荷時的合理棄風來提高風電的整體消納能力的理論研究方法。最后，利用所建立的消納模型以東北某區域電網為例進行了相關計算，并得到了2015年與2020年在三種不同調峰平衡方式下的風電消納能力與棄風比例。本文所建立的模型與計算結果以期能為東北地區的風電規劃與建設工作提供參考。