我國風電消納現狀及輸送方式

郭飛，王智冬，王帥，黃怡，張琳

(1.國網北京經濟技術研究院，北京市102209;2.國家電網公司，北京市100031)

0 引言

近年來，隨著我國政府政策扶植力度的不斷加大，我國風能產業呈飛速發展的態勢。2012年中國新增風電裝機容量接近16 GW，年增長20.4%，總裝機容量達到78 GW，中國已成為全球風電裝機容量最多的國家。圖1給出了我國2001—2012年間歷年新增及累計風電裝機容量。由圖1可知，我國風電總裝機容量逐年遞增，2007年裝機容量增長率達到最大值56.6%，2008年裝機容量增長率有所下降，2009年裝機容量增長率再次升高達到53.5%，新增裝機容量13 803.2MW，2009年后裝機容量增長率雖呈下降趨勢，但 2012風電裝機容量增長率仍達20.42%。

圖1 2001—2012年中國歷年新增及累計風電裝機容量Fig.1 New and accumulated capacity of wind power in China(2001－2012)

至2012年為止，華北地區仍是中國風電裝機最多的區域。截至2012年末內蒙古累計風電裝機容量為19.3 GW，新增風電裝機容量1.7 GW，位居全國第1，山東新增1.4 GW、河北新增1.1 GW分列第2、第3。根據國家能源局《2020年全國電力流》規劃方案，未來我國風電將繼續保持高速增長，“十二五”期間，我國將重點建設八大1 000萬kW級風電基地，預計2015年風電裝機將達到120 GW，2020年達到190 GW。目前部分地區受消納能力限制，運行中已出現了較大的棄風，影響了風電的效益。如:我國的吉林地區風電所占比例較高，電網的調峰、調頻問題較為突出［1］。吉林省調直調的供熱機組占直調容量的90%，風電裝機占7.8%。在冬季夜間的低負荷、大風時段，風電出力大，電網調峰困難，被迫限制風電出力。風電消納已經成為新能源能否得到有效利用的迫切需要解決的難題。

對于風電消納問題，國內外文獻通常從消納能力的定量計算、系統調峰、電源協調優化控制以及系統網架優化的角度進行分析。文獻［2-3］在考慮電力系統靜態安全約束的背景下，建立了代數模型求解風電并網功率極限。文獻［4］通過分析系統的負荷特性，在充分考慮尖峰火電機組備用、低谷火電機組最小技術出力等情況后，提出了考慮電力平衡的風電消納能力計算方法。文獻［5］在“十二五”期間某電力系統中、低負荷水平的基礎上，分別計算2種負荷水平下的該電力系統的調峰需求，然后計算出該電力系統的調峰能力。文獻［6］從負荷特性和電源結構出發，通過對電網在不同月份、不同電源備用率下的調峰、調頻特性進行分析，得出了該電網的調峰能力。文獻［7］提出風水協調運行的理念，根據水電、風電協調運行的特性，計算出水電可吸收的風電出力波動，再利用電力系統運行仿真程序計算火電可吸收的風電出力波動，從而得到系統的風電消納能力。

本文將對我國風電消納現狀及限制消納能力的因素進行詳細分析。重點從系統的角度，對風電輸送方式進行深入探討，研究應對風電消納的措施。

1 風電發展存在的問題

風力發電的特點是清潔、可再生，并且與傳統化石能源相比，其發電成本比較低。對于社會可持續發展而言，風力發電是一個重點的發展方向。但是，風電由于受自然條件影響，具有隨機性、波動性和間歇性的特征，這些特征不利于對其有效控制，這也是風電的關鍵缺陷，大大限制了風電的普及和應用。盡管風電機組的制造技術及其控制系統在不斷發展，但是總體來說，風電仍舊屬于不同于常規發電能源的、較難控制的一類電源。

大規模風電接入電力系統后，由于其出力具有波動性、隨機性、間歇性的特征，給電力系統的有功/無功潮流、系統穩定性、電壓、電能質量、系統備用、短路容量、保護及頻率方面帶來的影響不容忽視［8］;另一方面，電力系統由于存在調峰、電壓控制、經濟調度、調頻等方面任務的需求，不得不限制風電出力來實現電力系統的安全穩定運行和電力電量上的平衡。

歐洲風電發展已經歷了近20年，在技術水平、運行管理和電力市場等方面均處于世界領先地位［9-10］。歐洲風電能夠快速發展主要依賴于風電控制技術的不斷改進、合理的規劃和電力市場的支持與引導。根據《2012中國風電發展報告》［11］，丹麥和德國的全國風電裝機容量的比例分別達到40%和15%，風力發電量則分別占到22%和10%。歐洲能夠保持較高的風電接入比例，主要是由于其燃油機組、燃氣機組和抽水蓄能在電源結構中所占的比重較大，另外則是在歐洲有一個較為堅強的400kV電網作為風電輸送的有效支撐。并且，歐洲各國不僅對電網企業有義務接納風電有所規定，還對風電并網的技術要求和規范、風電場的風機性能、風電場管理等方面提出了嚴格的技術要求。風電場必須在保證電網的安全穩定運行并滿足相關并網規范的前提下，才有優先并網的權利。

近年來，我國也相繼出臺了一系列的政策法規支持風電等可再生能源的利用，但是我國風電的開發利用環境與國外不同，受我國電源結構、能源資源與負荷呈逆向分布以及新能源基地所處地區大多網架相對薄弱的限制，大規模發展風電無法在本地消納，需要研究相關應對措施。

2 我國風電場消納問題的原因

目前我國多數地區風電場出現無法消納的原因主要有以下3個方面:

(1)電源結構造成系統調峰能力受限。影響系統接納風電能力的關鍵因素是系統調峰能力。由于風電具有波動性，無法參與系統調峰，在大規模風電并網后，系統需要為風電和負荷波動預留足夠的調峰容量，當出現調峰電源難以滿足接納風電的調峰需求時，就會棄風。我國風能資源集中分布在“三北”(東北、西北、華北)和沿海部分地區，除華北外，東北、西北經濟相對欠發達，電力需求基數小，火電供熱機組多，系統峰谷差大，供暖期系統負荷低谷時段，受供熱機組調節能力限制，系統調峰能力進一步降低，無法滿足調節風電的需求。

(2)區域電源總量過剩。外送通道一定的情況下，區域常規機組富裕，電源裝機容量相對于區域負荷嚴重過剩，是風電消納能力受限的另一主要原因。以內蒙古西部地區為例，發電裝機嚴重富裕(火電機組過剩)，采暖期內供熱機組和自備電廠調峰能力有限，即使火電機組全部調節至最小技術出力，仍然無法滿足風電消納需求。

(3)網架結構薄弱。電網輸電能力直接關系到風電場出力能否全部送出。風電資源豐富地區，大多處于電網尚未覆蓋和網架薄弱地區，輸電能力無法滿足風電送出;此外，風電建設周期短，配套送出工程建設周期長，風電與送出工程尚未實現同步核準、同步建設，導致電網網架送出能力有限，出現風電受限。

3 提高風電消納能力的措施

應對風電消納問題，可以從影響新能源并網消納的因素角度著手。

(1)提高系統調峰能力。調整系統電源結構，增加具備調節庫容的水電機組，在有條件的地區建設抽水蓄能電站或燃油機組、燃氣機組;改善系統負荷特性，通過峰谷電價等需求管理手段，降低系統負荷峰谷差，減少調峰壓力;挖掘現有常規火電機組，特別是熱電機組調節能力，建立輔助服務電價機制，保證火電機組，特別是熱電機組調峰經濟性。

(2)合理控制風電發展總量和布局。根據國家風電發展總體目標，結合地區能源資源特點、電源總量和電源結構，對常規電源總量過剩地區，在規劃外送通道投產前，控制地區風電開發規模和進度;在滿足環保要求前提下，采取措施提高地區負荷水平。

(3)加快配套風電送出工程建設。加強主網架建設，解決因電網輸電能力影響風電消納的問題;積極建設大型能源基地跨區外送通道，在同時具備開發大型火電、風電的綜合能源基地，送端采取風火打捆方式，擴大風電消納范圍。

4 風電輸送方式

風電富集的區域一般距離負荷中心較遠，需要遠距離輸送，電源可以考慮建設單純送風電或風火打捆2種結構形式，輸送方式分別考慮交流或直流輸電方式。

4.1 專用通道輸送方式

4.1.1 交流專用通道

風電出力具有隨機性和間歇性的特點，且風電機組不具備調峰、調頻能力，給大規模風電并網送出、系統調峰調頻、電網電壓無功控制、系統運行經濟性等造成不利影響。交流專用通道潮流隨風電功率波動頻繁，電壓控制困難，無功配置要求較高。

采用PSD-BPA仿真軟件，以500kV交流純送風電200 km、2 400MW為例，若1 200MW風機脫網，送端電壓波動將超出正常運行允許范圍，如圖2、3所示。

圖2 送受端電壓波動Fig.2 Voltage fluctuation of sending＆receiving end

圖3 送出線路無功功率Fig.3 Reactive power of outgoing line

受風電利用小時數低的影響，交流專用通道利用小時一般為1 800～2 200 h。由于風電保證容量小，參與電力平衡容量一般為3%～5%。采用交流專用通道輸送風電，通道的年輸送電量有限，電網設備利用率較低，機組替代率低。一般用于1000kV電壓等級、送電距離420 km以下，500kV電壓等級、送電距離220 km以下，220kV電壓等級、送電距離90 km以下的風電送出。

4.1.2 直流專用通道

我國在運的直流輸電系統均采用定功率控制模式，純風電經直流系統外送相當于直接為一恒功率負荷供電，正常運行時風功率波動會引起送端頻率嚴重偏離風電機組允許范圍，導致風電機組停機。采用常規直流技術，直流功率跟隨風電功率波動，送端系統電壓波動較大，且風電功率頻繁波動引起直流系統運行狀態頻繁調整，降低直流系統運行的可靠性和壽命。由于柔性直流輸電采用全控電力電子器件，能夠實現有功、無功的獨立控制，可用于專用直流通道輸送風電，但目前最大送電容量僅1 000MW，無法滿足風電大容量送電需要。

圖4為8 h內風電專用直流通道輸電功率變化情況，通道輸送容量隨風電功率變化而變化，受風電出力的波動性影響，初步測算8 h內濾波器投切和換流變分接頭調整的次數將分別達到15次和24次，明顯高于常規直流正常運行情況，會降低直流系統運行可靠性和壽命。

圖4 純風電直流輸電功率8 h變化示意圖Fig.4 DC transmission power changes of wind-only in 8 hours

考慮直流輸電經濟適用范圍，按照±800kV直流額定功率8 000MW、輸電距離1 300～2 350 km、年利用小時2 200 h、運營期30年、工程總投資185～240億元測算，直流輸電價為0.192～0.253元/(kW·h)(含稅、線損)。若上網電價按照重點省區(不含山東、江蘇)火電標桿上網電價平均值0.33元/(kW·h)測算，到網電價將達到0.522～0.583元/(kW·h)，遠高于我國主要受端電網最高火電標桿上網電價0.5014元/(kW·h)(湖南)。因此，若采用直流單純輸送風電，工程投資高，輸送電量少，經濟性差。

4.2 風火打捆輸送方式

我國風電主要集中在三北地區，哈密、內蒙古東部、內蒙古西部等風電基地，同時具備大規?；痣姾惋L電開發的條件。由于風電利用小時數較低，單獨輸送風電線路利用效率低，需要和其他能源聯合輸送，即通過風電與其他能源的相互調節提高線路的利用效率，同時減小輸送功率的波動，圖5為風火打捆聯合運行示意圖。

圖5 風火打捆聯合運行示意圖Fig.5 Wind＆thermal combined operation

采用風火打捆輸送，無論是交流還是直流輸電方式，與專用通道方式相比，均具有通道功率平穩、利用小時數高、經濟效益好的優勢。

4.2.1 技術分析

(1)交流輸送方式。風火打捆交流送電方式，送端配套火電機組平衡風電功率波動，對送端電壓有一定支撐作用，交流電壓易于控制，系統整體運行狀態相對平穩。送端系統和火電共同調節風電變化，可以實現交流通道平穩送出功率。

(2)直流輸送方式。風火打捆直流送電方式，可充分應用配套火電調節能力，保證直流系統安全穩定運行。以甘肅酒泉風電基地為例，非供熱機組和非供熱期供熱機組最小出力為其鍋爐最低穩燃負荷，新建單機容量300MW及以上火電機組技術可調節容量為50%，調節速度為2%/min。

從調節速度來分析，結合式(1)計算配套風電容量。根據酒泉風電的出力特性，1 min出力變化率小于1.5%/min概率達99%，酒泉送端按照配套8 000MW火電(可調容量為4 000MW)，按照100%消納風電考慮，配套風電容量應小于5 330MW，才滿足風電調峰需要。

在大多數情況下，酒泉火電能及時跟蹤風電波動;在少數風電出力快速變化的時段，可借助堅強的750kV電網，調用西北電網的水電、火電、抽蓄等系統資源，跟蹤風電功率的波動，保持系統安全穩定運行。

圖6 風火打捆直流外送示意圖Fig.6 Wind＆thermal combined DC transmission

4.2.2 經濟性及風火打捆比例

采用風火打捆輸送方式，通道利用小時數可達到6 000～7 000 h，其中風電、火電利用小時數分別為1 800～2 200 h、5 000～5 500 h?；痣娙萘考帮L電保證容量均可參與電力平衡，容量效益較好。風火打捆輸送風電，通道年輸送電量高，電網設備利用率高，機組替代率高。風火打捆的規模主要受以下因素影響:

(1)風電的出力特性;

(2)送端電網或配套火電的調峰能力;

(3)受端電網調峰能力(決定了交流或直流外送輸電通道功率曲線);

(4)技術性約束(無功電壓控制);

(5)經濟性約束。

考慮以上約束條件，不計風電出力的日特性和季特性，不考慮逐點電力電量平衡以及網絡結構約束，根據風電和火電出力配合關系，配套風電裝機容量簡化計算公式如下:

根據我國大部分電網負荷特性，輸電通道小方式運行功率取值在0.7～0.9 pu較為合理，送端風火打捆配套火電平均調峰深度50%，通過對重點省區風電特性分析，風電有效出力0.6～0.8 pu。據此計算，配套風電裝機容量與通道能力的比值(即風火打捆比例理論值)在1∶1.5～1∶4。例如±800kV特高壓直流輸電工程，額定輸電容量8 000MW，考慮風電出力為0時仍能滿足直流輸電需要，計及網損和備用情況，送端配套火電14×660MW，共9 240MW，直流小方式運行功率0.8 pu，風電有效出力按0.6 pu，根據公式(2)，配套風電裝機4 000MW。

5 結語

本文針對目前我國風電發展的現狀進行了概述，指出我國目前存在較大的風電消納問題。其次，從不同的角度分析了該問題的原因，包括我國的風電系統調峰能力不足、區域電網網架結構薄弱和區域電源過于集中。其中，系統的調峰能力、電網的輸送能力、調度模式等是影響各參與方風電消納積極性的主要因素。針對不同的制約因素，進行了風電消納應對措施的研究和分析，重點對風火打捆聯合運行以及不同的風電輸送方式進行了研究。給出了專用通道輸送風電技術可行性及經濟性分析，風火打捆輸送風電的技術經濟性分析以及合理的風火打捆比例。

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