郭飞，王智冬，王帅，黄怡，张琳

(1.国网北京经济技术研究院，北京市102209;2.国家电网公司，北京市100031)

0 引言

近年来，随着我国政府政策扶植力度的不断加大，我国风能产业呈飞速发展的态势。2012年中国新增风电装机容量接近16 GW，年增长20.4%，总装机容量达到78 GW，中国已成为全球风电装机容量最多的国家。图1给出了我国2001—2012年间历年新增及累计风电装机容量。由图1可知，我国风电总装机容量逐年递增，2007年装机容量增长率达到最大值56.6%，2008年装机容量增长率有所下降，2009年装机容量增长率再次升高达到53.5%，新增装机容量13 803.2MW，2009年后装机容量增长率虽呈下降趋势，但 2012风电装机容量增长率仍达20.42%。

图1 2001—2012年中国历年新增及累计风电装机容量Fig.1 New and accumulated capacity of wind power in China(2001－2012)

至2012年为止，华北地区仍是中国风电装机最多的区域。截至2012年末内蒙古累计风电装机容量为19.3 GW，新增风电装机容量1.7 GW，位居全国第1，山东新增1.4 GW、河北新增1.1 GW分列第2、第3。根据国家能源局《2020年全国电力流》规划方案，未来我国风电将继续保持高速增长，“十二五”期间，我国将重点建设八大1 000万kW级风电基地，预计2015年风电装机将达到120 GW，2020年达到190 GW。目前部分地区受消纳能力限制，运行中已出现了较大的弃风，影响了风电的效益。如:我国的吉林地区风电所占比例较高，电网的调峰、调频问题较为突出［1］。吉林省调直调的供热机组占直调容量的90%，风电装机占7.8%。在冬季夜间的低负荷、大风时段，风电出力大，电网调峰困难，被迫限制风电出力。风电消纳已经成为新能源能否得到有效利用的迫切需要解决的难题。

对于风电消纳问题，国内外文献通常从消纳能力的定量计算、系统调峰、电源协调优化控制以及系统网架优化的角度进行分析。文献［2-3］在考虑电力系统静态安全约束的背景下，建立了代数模型求解风电并网功率极限。文献［4］通过分析系统的负荷特性，在充分考虑尖峰火电机组备用、低谷火电机组最小技术出力等情况后，提出了考虑电力平衡的风电消纳能力计算方法。文献［5］在“十二五”期间某电力系统中、低负荷水平的基础上，分别计算2种负荷水平下的该电力系统的调峰需求，然后计算出该电力系统的调峰能力。文献［6］从负荷特性和电源结构出发，通过对电网在不同月份、不同电源备用率下的调峰、调频特性进行分析，得出了该电网的调峰能力。文献［7］提出风水协调运行的理念，根据水电、风电协调运行的特性，计算出水电可吸收的风电出力波动，再利用电力系统运行仿真程序计算火电可吸收的风电出力波动，从而得到系统的风电消纳能力。

本文将对我国风电消纳现状及限制消纳能力的因素进行详细分析。重点从系统的角度，对风电输送方式进行深入探讨，研究应对风电消纳的措施。

1 风电发展存在的问题

风力发电的特点是清洁、可再生，并且与传统化石能源相比，其发电成本比较低。对于社会可持续发展而言，风力发电是一个重点的发展方向。但是，风电由于受自然条件影响，具有随机性、波动性和间歇性的特征，这些特征不利于对其有效控制，这也是风电的关键缺陷，大大限制了风电的普及和应用。尽管风电机组的制造技术及其控制系统在不断发展，但是总体来说，风电仍旧属于不同于常规发电能源的、较难控制的一类电源。

大规模风电接入电力系统后，由于其出力具有波动性、随机性、间歇性的特征，给电力系统的有功/无功潮流、系统稳定性、电压、电能质量、系统备用、短路容量、保护及频率方面带来的影响不容忽视［8］;另一方面，电力系统由于存在调峰、电压控制、经济调度、调频等方面任务的需求，不得不限制风电出力来实现电力系统的安全稳定运行和电力电量上的平衡。

欧洲风电发展已经历了近20年，在技术水平、运行管理和电力市场等方面均处于世界领先地位［9-10］。欧洲风电能够快速发展主要依赖于风电控制技术的不断改进、合理的规划和电力市场的支持与引导。根据《2012中国风电发展报告》［11］，丹麦和德国的全国风电装机容量的比例分别达到40%和15%，风力发电量则分别占到22%和10%。欧洲能够保持较高的风电接入比例，主要是由于其燃油机组、燃气机组和抽水蓄能在电源结构中所占的比重较大，另外则是在欧洲有一个较为坚强的400kV电网作为风电输送的有效支撑。并且，欧洲各国不仅对电网企业有义务接纳风电有所规定，还对风电并网的技术要求和规范、风电场的风机性能、风电场管理等方面提出了严格的技术要求。风电场必须在保证电网的安全稳定运行并满足相关并网规范的前提下，才有优先并网的权利。

近年来，我国也相继出台了一系列的政策法规支持风电等可再生能源的利用，但是我国风电的开发利用环境与国外不同，受我国电源结构、能源资源与负荷呈逆向分布以及新能源基地所处地区大多网架相对薄弱的限制，大规模发展风电无法在本地消纳，需要研究相关应对措施。

2 我国风电场消纳问题的原因

目前我国多数地区风电场出现无法消纳的原因主要有以下3个方面:

(1)电源结构造成系统调峰能力受限。影响系统接纳风电能力的关键因素是系统调峰能力。由于风电具有波动性，无法参与系统调峰，在大规模风电并网后，系统需要为风电和负荷波动预留足够的调峰容量，当出现调峰电源难以满足接纳风电的调峰需求时，就会弃风。我国风能资源集中分布在“三北”(东北、西北、华北)和沿海部分地区，除华北外，东北、西北经济相对欠发达，电力需求基数小，火电供热机组多，系统峰谷差大，供暖期系统负荷低谷时段，受供热机组调节能力限制，系统调峰能力进一步降低，无法满足调节风电的需求。

(2)区域电源总量过剩。外送通道一定的情况下，区域常规机组富裕，电源装机容量相对于区域负荷严重过剩，是风电消纳能力受限的另一主要原因。以内蒙古西部地区为例，发电装机严重富裕(火电机组过剩)，采暖期内供热机组和自备电厂调峰能力有限，即使火电机组全部调节至最小技术出力，仍然无法满足风电消纳需求。

(3)网架结构薄弱。电网输电能力直接关系到风电场出力能否全部送出。风电资源丰富地区，大多处于电网尚未覆盖和网架薄弱地区，输电能力无法满足风电送出;此外，风电建设周期短，配套送出工程建设周期长，风电与送出工程尚未实现同步核准、同步建设，导致电网网架送出能力有限，出现风电受限。

3 提高风电消纳能力的措施

应对风电消纳问题，可以从影响新能源并网消纳的因素角度着手。

(1)提高系统调峰能力。调整系统电源结构，增加具备调节库容的水电机组，在有条件的地区建设抽水蓄能电站或燃油机组、燃气机组;改善系统负荷特性，通过峰谷电价等需求管理手段，降低系统负荷峰谷差，减少调峰压力;挖掘现有常规火电机组，特别是热电机组调节能力，建立辅助服务电价机制，保证火电机组，特别是热电机组调峰经济性。

(2)合理控制风电发展总量和布局。根据国家风电发展总体目标，结合地区能源资源特点、电源总量和电源结构，对常规电源总量过剩地区，在规划外送通道投产前，控制地区风电开发规模和进度;在满足环保要求前提下，采取措施提高地区负荷水平。

(3)加快配套风电送出工程建设。加强主网架建设，解决因电网输电能力影响风电消纳的问题;积极建设大型能源基地跨区外送通道，在同时具备开发大型火电、风电的综合能源基地，送端采取风火打捆方式，扩大风电消纳范围。

4 风电输送方式

风电富集的区域一般距离负荷中心较远，需要远距离输送，电源可以考虑建设单纯送风电或风火打捆2种结构形式，输送方式分别考虑交流或直流输电方式。

4.1 专用通道输送方式

4.1.1 交流专用通道

风电出力具有随机性和间歇性的特点，且风电机组不具备调峰、调频能力，给大规模风电并网送出、系统调峰调频、电网电压无功控制、系统运行经济性等造成不利影响。交流专用通道潮流随风电功率波动频繁，电压控制困难，无功配置要求较高。

采用PSD-BPA仿真软件，以500kV交流纯送风电200 km、2 400MW为例，若1 200MW风机脱网，送端电压波动将超出正常运行允许范围，如图2、3所示。

图2 送受端电压波动Fig.2 Voltage fluctuation of sending＆receiving end

图3 送出线路无功功率Fig.3 Reactive power of outgoing line

受风电利用小时数低的影响，交流专用通道利用小时一般为1 800～2 200 h。由于风电保证容量小，参与电力平衡容量一般为3%～5%。采用交流专用通道输送风电，通道的年输送电量有限，电网设备利用率较低，机组替代率低。一般用于1000kV电压等级、送电距离420 km以下，500kV电压等级、送电距离220 km以下，220kV电压等级、送电距离90 km以下的风电送出。

4.1.2 直流专用通道

我国在运的直流输电系统均采用定功率控制模式，纯风电经直流系统外送相当于直接为一恒功率负荷供电，正常运行时风功率波动会引起送端频率严重偏离风电机组允许范围，导致风电机组停机。采用常规直流技术，直流功率跟随风电功率波动，送端系统电压波动较大，且风电功率频繁波动引起直流系统运行状态频繁调整，降低直流系统运行的可靠性和寿命。由于柔性直流输电采用全控电力电子器件，能够实现有功、无功的独立控制，可用于专用直流通道输送风电，但目前最大送电容量仅1 000MW，无法满足风电大容量送电需要。

图4为8 h内风电专用直流通道输电功率变化情况，通道输送容量随风电功率变化而变化，受风电出力的波动性影响，初步测算8 h内滤波器投切和换流变分接头调整的次数将分别达到15次和24次，明显高于常规直流正常运行情况，会降低直流系统运行可靠性和寿命。

图4 纯风电直流输电功率8 h变化示意图Fig.4 DC transmission power changes of wind-only in 8 hours

考虑直流输电经济适用范围，按照±800kV直流额定功率8 000MW、输电距离1 300～2 350 km、年利用小时2 200 h、运营期30年、工程总投资185～240亿元测算，直流输电价为0.192～0.253元/(kW·h)(含税、线损)。若上网电价按照重点省区(不含山东、江苏)火电标杆上网电价平均值0.33元/(kW·h)测算，到网电价将达到0.522～0.583元/(kW·h)，远高于我国主要受端电网最高火电标杆上网电价0.5014元/(kW·h)(湖南)。因此，若采用直流单纯输送风电，工程投资高，输送电量少，经济性差。

4.2 风火打捆输送方式

我国风电主要集中在三北地区，哈密、内蒙古东部、内蒙古西部等风电基地，同时具备大规模火电和风电开发的条件。由于风电利用小时数较低，单独输送风电线路利用效率低，需要和其他能源联合输送，即通过风电与其他能源的相互调节提高线路的利用效率，同时减小输送功率的波动，图5为风火打捆联合运行示意图。

图5 风火打捆联合运行示意图Fig.5 Wind＆thermal combined operation

采用风火打捆输送，无论是交流还是直流输电方式，与专用通道方式相比，均具有通道功率平稳、利用小时数高、经济效益好的优势。

4.2.1 技术分析

(1)交流输送方式。风火打捆交流送电方式，送端配套火电机组平衡风电功率波动，对送端电压有一定支撑作用，交流电压易于控制，系统整体运行状态相对平稳。送端系统和火电共同调节风电变化，可以实现交流通道平稳送出功率。

(2)直流输送方式。风火打捆直流送电方式，可充分应用配套火电调节能力，保证直流系统安全稳定运行。以甘肃酒泉风电基地为例，非供热机组和非供热期供热机组最小出力为其锅炉最低稳燃负荷，新建单机容量300MW及以上火电机组技术可调节容量为50%，调节速度为2%/min。

从调节速度来分析，结合式(1)计算配套风电容量。根据酒泉风电的出力特性，1 min出力变化率小于1.5%/min概率达99%，酒泉送端按照配套8 000MW火电(可调容量为4 000MW)，按照100%消纳风电考虑，配套风电容量应小于5 330MW，才满足风电调峰需要。

在大多数情况下，酒泉火电能及时跟踪风电波动;在少数风电出力快速变化的时段，可借助坚强的750kV电网，调用西北电网的水电、火电、抽蓄等系统资源，跟踪风电功率的波动，保持系统安全稳定运行。

图6 风火打捆直流外送示意图Fig.6 Wind＆thermal combined DC transmission

4.2.2 经济性及风火打捆比例

采用风火打捆输送方式，通道利用小时数可达到6 000～7 000 h，其中风电、火电利用小时数分别为1 800～2 200 h、5 000～5 500 h。火电容量及风电保证容量均可参与电力平衡，容量效益较好。风火打捆输送风电，通道年输送电量高，电网设备利用率高，机组替代率高。风火打捆的规模主要受以下因素影响:

(1)风电的出力特性;

(2)送端电网或配套火电的调峰能力;

(3)受端电网调峰能力(决定了交流或直流外送输电通道功率曲线);

(4)技术性约束(无功电压控制);

(5)经济性约束。

考虑以上约束条件，不计风电出力的日特性和季特性，不考虑逐点电力电量平衡以及网络结构约束，根据风电和火电出力配合关系，配套风电装机容量简化计算公式如下:

根据我国大部分电网负荷特性，输电通道小方式运行功率取值在0.7～0.9 pu较为合理，送端风火打捆配套火电平均调峰深度50%，通过对重点省区风电特性分析，风电有效出力0.6～0.8 pu。据此计算，配套风电装机容量与通道能力的比值(即风火打捆比例理论值)在1∶1.5～1∶4。例如±800kV特高压直流输电工程，额定输电容量8 000MW，考虑风电出力为0时仍能满足直流输电需要，计及网损和备用情况，送端配套火电14×660MW，共9 240MW，直流小方式运行功率0.8 pu，风电有效出力按0.6 pu，根据公式(2)，配套风电装机4 000MW。

5 结语

本文针对目前我国风电发展的现状进行了概述，指出我国目前存在较大的风电消纳问题。其次，从不同的角度分析了该问题的原因，包括我国的风电系统调峰能力不足、区域电网网架结构薄弱和区域电源过于集中。其中，系统的调峰能力、电网的输送能力、调度模式等是影响各参与方风电消纳积极性的主要因素。针对不同的制约因素，进行了风电消纳应对措施的研究和分析，重点对风火打捆联合运行以及不同的风电输送方式进行了研究。给出了专用通道输送风电技术可行性及经济性分析，风火打捆输送风电的技术经济性分析以及合理的风火打捆比例。

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