“三北”地区风电开发、输送及消纳研究
张运洲胡泊
2012-10-08 15:00:38 来源：《中国电力》2012年第09期
摘要：为实现风电的又好又快发展，必须在规划研究阶段就协调好风电开发布局、输送方式选择和高水平利用问题。对风电集中开发与分散开发2种模式进行了探讨，研究了2020年风电实现2亿kW开发规模下的布局方案，并通过构建风电开发、输送及消纳综合分析方法，以保证较好的风电利用效率为目标，着重研究了“三北”地区风电输送和消纳模式，并提出了2020年“三北”及全国风电较为科学的发展情景。
关键词：电力规划，风电开发，输电，电网，风电消纳
0 引言
近年来，我国的风电发展异常迅猛，风电并网装机容量已达到5258万kW，已取代美国成为世界第一风电大同。但由于缺乏风电场与电网的统一规划，加之受系统调峰能力不足、跨区间联网交换容量限制等因素影响，我国西北、东北和含蒙西与河北等省区在内的华北北部（以下简称“三北”地区）风电并网容量的大幅度增长与“弃风”电量加大现象越来越严重。为了实现我国风电又好又快发展，迫切需要针对未来风电发展目标，通过构建风电开发、输送及消纳综合分析方法，对风电开发布局、输送方式选择和高效率消纳问题等进行深化研究。
研究表明，为实现开发总量目标，我国未来风电开发必然是集中开发为主、
分散开发为辅。将“三北”地区富余风电送到华北电网京津冀鲁、华东电网和华中电网东部4省消纳，是实现“三北”地区风电高效开发利用的战略途径[1]。“三北”地区风电外送方式的选择还需因地制宜，按照风火联合外送，与主送风电2种方式进行外送。
本文将在已有研究[1-9]的基础上，从“实现风电发展目标”和“保障风电利用效率”2个方面，对我国风电开发布局、“三北”地区风电跨区输送模式和风电消纳方案等进行研究，重点探讨2020年风电发展目标达到2亿kW情况下，如何在开发、输送及消纳上实现整体优化。
1 我国风电发展现状及问题
1.1 我国风电开发、输送及消纳现状
（1）风电装机容量快速增长，分布集中。“十一五”期间，我国风电并网容量以年均近100%的速度增长。截至2011年年底，我国风电装机规模最大的10个省区，包括内蒙古、甘肃、河北、辽宁、吉林、黑龙江、山东、新疆、江苏、宁夏的风电并网规模达3984万kW，占全国总规模的88%。
（2）风电消纳以省内为主，“三北”风电利用小时数普遍低于其他地区。目前，我国风电以省内消纳为主，仅有蒙西、蒙东风电基地的100万-200万kW 实现区内跨省外送。根据国家能源局数据，2011年全国风电年利用小时数1920h （同比下降约120h），个别省（区）下降到1600h左右。蒙西、甘肃、吉林、蒙东等风电基地的利用小时数仅1900h左右，其良好的风能资源条件尚有进一步充分利用的空间。
1.2 我国风电开发、输送及消纳存在的问题
（1）风电开发思路还不明确，认识不统一。根据国家能源局在2011年发布的《关于印发分散式接入风电项目开发建设指导意见的通知（国能新能[2011]374号）》，分散式风电是指位于用电负荷中心附近，不以大规模远距离输送电力为日的，所产生的电力就近接入电网，并在当地消纳的风电项目。分散式风电接入电压等级为110kV或66kV，除示范项目外，单个项目总装机容量不超过5万kW。政府主管部门2011年提出风电“从集中大规模开发向大规模开发与分散开发并举转变”的观点。但如何明确2种开发方式之间的关系，具体落实有关发展思路和布局，以保障风电开发日标的顺利实现，还未达成明确的统一认识。
（2）缺乏对风电电源与电网以及风电消纳市场的统筹规划，致使风电消纳闲难。“三北”风电基地所在的当地系统规模小、调峰能力有限是制约其风电消纳的客观阅素。风电建设的分拆报批现象、电网核准建设的滞后则加剧厂风电并网消纳的闲难。
2 我国风电集中式开发与分散式开发2种模式的探讨
欧美风电开发历史长，早期均以分散建设起步。所谓分散式（或称分布式）新能源发展模式，其主要特征在于接入当地公用配电网和就地消纳[10]。参照国外经验，我国相关主管部门对分散式风电的接入电压等级、单个项日容量和消纳原则均作了定义。截至目前，大部分核准建设的分散式风电项目布局在“三北”地区。从发展态势来看，存在只关注“接入电压等级和项日容量”约束，而忽略“就地消纳”这一核心特征的倾向。笔者认为，合理界定我国风电集中与分散开
发，必须紧密结合我国风能资源和电力发展的基本国情，考虑按消纳范围对“三北”地区集中式与分散式2种风电开发模式进行重新定义。
“三北”地区风电规划规模巨大，而本地系统的风电接纳能力十分有限，宜根据风电项日的消纳范围界定风电的集中与分散属性。确能在本地高效消纳的风电项目认定为分散式，需要跨省跨区消纳的项目认定为集中式，、当地系统规模小、调峰能力有限是“三北”地区电力系统的典型特征，门前风电消纳能力已严重不足。未来，在当地电网采取优化运行方式、安排特殊用户和需求侧响应等措施对提升风电消纳能力效果有限，、将大型项目以多个小项目的形式接入110kV 或66kV电网，并不能增大“三北”地区有限的风电接纳能力。因此，即便风电项日的接入电压等级、项目容量均符合文件中对“分散式风电”的定义，也并不代表其就能在本地实现高效消纳。
中东部地区风电规划规模相对较小，系统的风电接纳能力较强，东中部风电项目在当地可以实现高效消纳。可根据风电的接入电压等级、单个项目容量来界定风电的集中与分散属性。中东部地区的华北电网京津冀鲁、华东电网和华中电网东部4省是我国的主要负荷中心，负荷总量比重大，电源调节相对灵活、电网结构强，具备接纳大规模风电的能力。从目前的风电运行实绩以及对未来风电的生产模拟来看，小东部风电项目在当地实现高效消纳是有保障的。
3 风电开发、输送及消纳的综合分析方法
3.1 研究思路
未来我国风电发展要解决好2个问题，一是现有风电装机发电能力的进一步
释放，提高已有风电设备的利用率；二是做好风电后续更大规模发展的统筹接纳安排，在规划阶段解决好风电大规模集中与分散开发、输送和高效率利用问题。
输送消纳研究围绕“实现风电发展目标”和“保障风电利用效率”这2个要素，采取层层分解的思路，通过构建风电开发、输送及消纳的综合分析方法展开研究。基本思路如图1所示。
首先以满足2020年2亿kW风电开发规模为目标，在综合风能资源、项日前期工作、规划信息等后确定这2亿kW风电的布局方案，其中包括“三北”地区风电开发布局。考虑“区内消纳”和“跨区消纳”2种方案对“三北”地区风电开发进行消纳研究。在跨区消纳方案研究中，结合风火联合外送和主送风电方式的安全性和经济性比较，提出跨区输送方式技术经济差异与选择组合原则和满足5%弃风电量比例的风电消纳方案。在区内消纳研究中，分别研究满足5%弃风电量比例下的“三北”风电开发规模，以及满足开发规模需求下的弃风电量比例。
在得到上述2种消纳方案结果的基础上，对“区内消纳”和“跨区消纳”方案在弃风电量比例、开发规模、煤耗和排放等方面进行比较。通过比较得到“三北”地区推荐的风电消纳方案，在此基础上分析全国风电消纳格局。
3.2 研究方法
本文研究提出的风电消纳方案构建方法是在满足系统电力电量平衡和调峰平衡的前提下，以全社会电力供应总成本（含各类电源、跨省区互联电网的投资及运行成本，以及资源损失、环境影响等外部费用）最低为目标，对系统电源发展的优化规划，计算配置各种电源的规模和布局，测算增加跨区输电规模，然后进行风电消纳能力分析和校核。考虑到风电满出力或接近满出力的概率很低，该方法允许在系统调峰能力不足的少数极端情况下，对风电出力进行适当限制。研究流程包含以下8个步骤。
（1）确定2020年风电开发布局。确定2020年我国2亿kW风电布局方案，包括“三北”地区东中部地区风电开发布局。
（2）风电跨区输送方式技术经济性差异分析。对风电跨区输送的主送风电方式与风火联合外送方式进行技术经济比较，包括输电功率曲线可控性、输电利用小时数、弃风电量比例和容量替代效益等方面。并在此基础上，结合“三北”风电基地所在地区的煤炭、风能资源重叠程度等因素给出风电跨区输送方式选择与优化组合的原则。
（3）拟定初始方案及边界条件。包括：各水平年的电力需求及负荷特性，常规水电、供热机组、核电、风电、太阳能发电的开发规模及布局，跨区输电规模，电网和各类电源的技术经济参数等。
（4）优化电源结构。借助国网能源研究院多区域电源结构和布局优化规划
模型（GESP-Ⅲ），以集中式风电开发需求规模为约束，根据风电布局和出力特性，以全社会电力供应总成本最低为目标，优化确定各地区各水平年常规煤电、抽水蓄能、燃气发电等电源的开发规模及布局。
（5）调峰平衡分析。进行电力系统每日逐时段的详细生产模拟，确定开机组合，通过系统调峰平衡和风电出力特性分析，初步确定各水平年各地区的风电消纳规模。
（6）调频平衡分析。根据开机组合，进行系统时域仿真，检查其他机组出力能否即时跟踪风电及负荷变化，校核修正系统风电消纳能力。
（7）判断收敛情况，输出分析结果。若2次迭代计算之间电力供应总成本的差值小于某一设定值，则认为计算收敛，输出分析结果，包括风电消纳方案等：否则返回步骤（3）调整初始方案。
（8）输出结果。给出我国未来风电开发、输送和消纳各个环节相互协调发展的情景。
4 “三北”地区风电开发、输送与消纳分析
4.1 风电开发布局
我国风能资源80%分布于“三北”和东南沿海，特别是“三北”地区的风资源丰富，风能开发技术指标优良，成本较低[1-2]，又不占耕地。其余20%风能资源分布于中东部地区，如图2所示。
综合考虑我国风能资源分布、风电项目前期工作、国家和地方规划等，确定2020年2亿kW风电开发布局如图3所示[11]。“三北”地区风电开发规模达1.53亿kW，约占全同的8成。“三北”为主的风电开发格局是我国风电开发的一大特点。
4.2 风电跨区输送方式
4.2.1 主送风电方式与联合外送方式比较
（1）风火联合外送方式经济性优于主送风电方式。联合外送与主送风电方式的口运行方式如图4所示。联合外送时，风电输送容量为输电容量的一半左右，风电电量占输送电量的20%，输电利用小时数大于6000h，输电价0.08元/（kW·h）。到达受端价格为0.59-0.62元/（kW·h）。主送风电时，风电容量为输电容量的
2倍，风电电量占输送电量的70%，输电小时数为4000-4300h，输电价0.135E/（kW·h），到达受端价格为0.64-0.67元/（kW·h）。联合输送经济性较优，体现为输电价较低、弃风电量比例低和容量替代率高。
（2）在输送安全性上，联合外送方式也优于主送风电方式。生产模拟分析表明，风火联合外送方式下，火电机组及时跟踪风电出力变化，有效平抑了风电波动性，使输电线路输送功率曲线可控性增强，从而有效缓解输送风电对直流线路运行控制带来的闲难。主送风电方式考虑20%输电通道能力送火电，这是为了维持风电少发时直流线路换相稳定，从图4可以看到，主送风电方式的输电功率波动大，直流线路的功率和电压控制都比较困难，增大了线路运行的安全隐患，对于送受端电网的安全稳定运行均构成威胁。
4.2.2 我国未来风电输送方式选择
风火联合外送方式适合于风电与煤电资源分布相邻且属于解决输出地区，比如新疆、内蒙古、宁夏等地区。通过风电基地和煤电基地协调开发、采用直流技术联合输送，可有效应对风电出力不稳定问题，是未来解决风电送出的主要方式。同时，为了发挥送端电网和受端电网互补效益，在实际运行中应采用“网对网”的输电方式，这对于提高风电利用水平和输电通道利用率大有裨益。
主送风电方式适合于风电与煤电资源分布相对较远且常规能源不具备外送
能力的地区，在技术可行的前提下，有可能在我国东北吉林等地区进行试点。目前来看，吉林火电大量富余，可作为风火联合外送的打捆电源，未来随着蒙东煤电基地加速布局，以及与东北电网联系加强。蒙东煤电也可与东北风电联合运行，平抑功率波动。
4.3 风电消纳方案测算
当地系统规模小、调峰能力有限、跨省区输电通道能力不足是当前“三北”地区风电开发面临的实际困难，仅靠当地电源调节能力和需求侧管理还不能满足“三北”地区风电大规模、高比例接入对电网调峰能力的需求。目前“三北”地区对常规火电调节能力挖掘已十分充分，“三北”风电基地所在地区负荷大多峰谷差小，需求侧管理的潜力较小。2012年以来，从不同风电基地系统运行情况来看，蒙西、甘肃和吉林火电凋峰深度分别达36%、36%和34%，常规火电调节潜力已经不大；峰谷差率较小，负荷曲线较平，需求侧管理效果有限。
上述因素的制约，“三北”地区风电大规模开发必须寻找区外市场。要实现2020年“三北”地区1.53亿kW风电的高效消纳，必须扩大风电消纳范围，增大跨区跨省输电能力。华北电网京津冀鲁、华东电网和华中电网东部4省是我国主要负荷中心，网络结构较强，水电调节能力强，抽蓄站址资源丰富，风电接纳空间巨大。将“三北”地区风电送入上述受端大电网消纳，可灵活解决冬季春季风电大发与夏季水电大发时的清洁能源高效利用问题。未来将“三北”地区富余风电送到我国负荷中心消纳，是实现“三北”风电高效消纳的有效途径，是推动能源结构调整的重要方向。根据本文的研究思路和风电开发、输送及消纳综合分析方法，得到“三北”地区“区内消纳”和“跨区消纳”2种风电消纳方案下，风电利用效率和发展规模方面的比较数据，如表1所示。
测算表明，为实现“三北”地区1.53亿kW风电开发规模，如果考虑区内消纳，则2020年“三北”平均弃风电量比例将高达20%；如果通过扩大跨区输电能力，实现跨区消纳，则在合理弃风范围内，可提升风电消纳规模1倍以上，“三北”地区风电合理开发规模可达1.53亿kW；2020年“三北”地区跨省区外送风电将超过1亿kW，约占风电开发规模的70%。此外，如果考虑将5%弃风电量比例作为硬性约束，风电仅在区内消纳，“三北”地区只能实现1.53亿kW开发规模的41%。
通过比较满足风电开发规模目标下的“跨区消纳”和“区内消纳”2种方案下的煤耗和排放发现，跨区消纳方案全面优于区内消纳方案，如表2所示。测算依据为《中国电力行业年度发展报告2010》，2009年全国火力发电厂烟尘、SO2、
废水排放绩效指标分别为1.0g/（kW·h）、3.2g/（kW·h）和0.53kg/（kW·h）；单位发电量耗水量2.7kg/（kW·h）[12]。2020年发电煤耗取305g/（kW·h）。
从满足风电开发目标、风能利用效率以及节煤、减排等方面来看，“跨区消纳”方案均优于“区内消纳”方案。综合考虑电力发展投资、系统运行成本以及资源损失、环境影响等外部费用，“跨区消纳”方案下的全社会电力供应总成本减小约210亿元，具备更好的经济社会效益。冈此，建议以风电跨区消纳方案为推荐方案，其具体方案如表3所示。
4.4 推荐方案下全国风电消纳总体格局
根据“跨区消纳”方案下的研究结果，在我国重点建设的12个风电省区中，宁夏、山西、辽宁、山东、江苏风电主要在省内电网消纳，其他基地均需通过跨区外送输电通道，输送到华北电网京津冀鲁、华东电网和华中电网东部4省消纳。风电跨区输送大多适合采用风火联合外送方式，而东北吉林等地区由于风电与煤电资源分布相距较远，宜采用主送风电方式，2020年送电容量约为2000万kW，如图5所示。
河北风电除在京津冀电网消纳外，还需要跨区外送到华东和华中电网消纳；蒙西风电除在蒙西电网和京津唐电网消纳一部分外，大部分还需要跨区送到华东和华中电网消纳；吉林、黑龙江、蒙东风电除在本省电网和东北电网内统筹消纳外，还需要借助蒙东和黑龙江的外送通道，统筹外送到华北、华东和华中电网消纳；甘肃风电除在省内消纳和通过750kV通道输送到西北电网消纳外，还有部分风电需要通过酒泉直流外送到华北、华东和华中电网消纳；新疆风电除在省内消纳外，同样需要通过跨区直流输电送到华北、华东和华中电网消纳。
5 结语
基寻：风电开发、输送及消纳综合分析方法，本文研究厂2020年风电2亿kW发展规模下的开发布局、输送和消纳模式等，并提出了2020年我国风电较为科学的发展情景。
2020年我国风电80%布局在“三北”地区，实现开发总量目标，必然是集中式开发为主、分散式开发为辅。未来将“三北”地区富余风电送到我国华北电网京津冀鲁、华东电网和华中电网东部4省消纳，是实现“三北”地区风电大规模开发利用的战略途径。2020年跨区消纳方案与区内消纳方案相比，在合理弃风电量比例范围内（5%以内），可提升风电消纳规模1倍以上，“三北”地区跨省区外送风电将超过1亿kW，约占风电开发规模的70%。将来可采用“网对网”输电及平衡调节方式，以确保电网安全和输电通道的利用率。
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（作者单位：国网能源研究院）
电力用户如何参与风电消纳 近年来中国风电装机容量规模增长迅速，根据国家能源局发布的全国电力工业统计数据，截至2014年底，全国全口径风电累计并网容量已达95.8GW，同比增长25.6%。与此形成鲜明对比的是2014年中国并网风电设备的利用小时数仅为1905h，同比下降120小时。大规模风电并网后的风电消纳困难日益凸显。清华大学课题组承接国家电网公司的科技项目，针对我国“三北”地区富风期与供热期相重叠的特点，结合大用户直购电市场化改革方案，提出了激励电力用户参与风电消纳的日前市场模式。 1、中国“三北”地区面临的风电消纳困境 ●风能资源集中地区供热机组占比高 受地形、大气环流等因素影响，中国风能资源主要分布在西北、东北、华北（“三北”）地区，而“三北”地区由于供暖需要，电源结构中供热机组占比较高。以京津唐电网2013年底的情况为例，供热机组占火电装机容量的60%，供热机组调峰率范围仅为机组额定容量的12%~18%。 ●供热期与富风期相重叠的特征加剧系统调峰难度 “三北”地区供热期与富风期相重叠的特征为系统调峰带来极大挑战，在系统负荷低谷时段风电出力的“反调峰”特性更是加剧了系统调峰难度，存在着供热机组全部压出力下限运行却仍然大量弃风的现象，表明系统的发电侧调峰资源无法满足风电消纳需求，亟需寻找新的调峰资源。
●跨区调峰资源消纳风电的方式效果有限 跨区风电调峰是近年来解决风电消纳问题的重要举措，2013年京津唐电网通过低谷挂牌交易消纳蒙西、东北电网风电电量各18亿可kW﹒h、40亿kW﹒h。然而，考虑到受端电网负荷低谷时段的调峰压力巨大，利用跨区调峰资源消纳风电的方式效果有限，有必要积极探索促进风电消纳的新思路。 2、需求侧参与风电消纳的国内外实践经验和研究成果 纵观国外电力系统的风电消纳经验，可以归纳为以下3类主要解决思路： ①利用燃气、水电及抽水蓄能等快速启停机组参与风电消纳调峰，如美国、德国、西班牙等； ②利用邻国邻区电源结构的互补特性开展跨国跨区电力互济交易，如丹麦、德国等； ③利用基于价格或激励机制的需求响应资源参与风电消纳，在智能电网环境下，需求响应已成为各国促进风电消纳的重要手段。 国内外学者在利用需求侧响应促进风电消纳方面已经开展了大量研究工作，需求侧响应机制主要包括基于价格机制、激励机制和将二者相配合使用3种类型，上述需求侧响应计划被应用于考虑大规模风电接入的日前调度优化决策、期货市场、日前市场出清、系统运行模拟等工作当中，研究结果表明需求侧响应对促进风电消纳、降低系统调峰压力具有显著作用。 3、中国在当前售电侧市场环境下应引入电力用户参与风电消纳
重点区域风电消纳监管报告 为促进风电健康、可持续发展，根据《可再生能源法》和《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》(电监会25 号令)，2012 年上半年国家电监会组织各有关派出机构在我国风电发展的主要地区———东北、华北、西北(以下简称“三北”地区)开展了风电建设及并网消纳情况的专项监管工作，形成本报告。 一、基本情况 (一)风电发展情况 “三北”地区都是我国风电发展的主要地区，包括了国家规划的6 个以陆地风电为主的千万千瓦级风电基地。截至2011 年底，全国并网风电4505 万千瓦，其中“三北”地区并网风电3952 万千瓦，占比达到87.7%;全国电源总装机容量为105576 万千瓦，其中风电占比4.27%(详见附表1)。 图1 2011年重点区域风电装机容量 2011 年，全国风电发电量为731.74 亿千瓦时，其中“三北”地区风电发电量为635.37 亿千瓦时，占比为86.8%;全国电源装机总发电量为47217 亿千瓦时，其中风电占比为1.55%(详见附表2)。 图2 2011 年重点区域风电发电情况 (二)总体消纳情况 2011 年，“三北”地区部分省区风电消纳情况不佳，弃风情况比较严重。“三北”地区风电场2011年平均利用小时数1907小时，同比降低266小时;弃风电量达123亿千瓦时，弃风率约16%，弃风电量对
应电费损失约66亿元，折合火电(标)煤耗384万吨，折合CO2减排量760万吨;东北、华北、西北地区弃风率均超过13%;甘肃和蒙东地区弃风率超过25%(见附表3)。 二、工作评价 为适应新能源电力发展的新形势，促进新能源电力产业持续健康发展，电网企业、发电企业针对风电并网消纳工作开展了大量工作，取得了一定成效。 (一)电网企业 一是大力开展风电输电规划和送出工程前期工作，加快建设风电接入和送出工程。国家电网公司组织开展风电出力特性、风电消纳能力研究，完成8个千万千瓦级风电基地输电规划，积极推进大型风电基地送出工程和相应跨区跨省工程前期工作。截至2011 年底，国家电网公司风电并网工程累计投资440 亿元，建成35～750 千伏风电并网线路2.4 万公里，送出汇集变电站(开关站)25座，变电容量3770 万千伏安。 二是重视并网运行管理，促进风电安全可靠并网。面对风电大规模并图2 2011 年重点区域风电发电情况网带来的技术挑战，积极开展风电并网标准体系建设工作，细化并网和运行等各环节管理。针对风电场运行中出现的实际问题，各地电网企业积极推动风电场按照国家能源局和国家电监会出台的有关风电场安全的整改要求开展工作。 三是加强调度运行工作，争取多接纳风电电量。风电发展重点区域电网企业全部完成风电运行监控系统建设，实现了所有风电场调度运行实时信息的在线监视。大力推进风电功率预测系统建设，调度端风电功率预测已基本实现全覆盖。统筹考虑风电的季节性特点，将风电纳入统一的校核和平衡;根据风电功率预测情况及负荷情况，优化电网运行方式，发挥系统调峰能力，充分利用接纳空间安排风电发电。 四是大力开展技术创新及试点工作，促进风电与电力系统协调发展。实现风电与常规电源协调优化调度、风电场集群控制、风光储输综合利用等多项技术创新。2011 年底，国家风光储输示范工程在张北建成投运，首创风光储输联合运行模式，实现风电发电平滑输出、计划跟踪、削峰填谷和调峰等控制目标。开展风电供暖示范项目研究和建设，利用弃风时段风电电力为城镇供热。探索直接将风、光电接入微网系统，提高新能源比例。 (二)发电企业 一是积极与电网企业衔接，加强风电并网消纳。在风电项目前期工作阶段，主动与电网企业进行衔接，协助研究提出切实可行的发电项目送出和消纳方案。协助电网企业按照电网发展规划和风电发展规划的要求，认真做好发电项目送出线路、网架结构和落点等方面的相关准备工作，协助做好接入电网工程的可行性研究，确保发电项目及时并网运行，共同推动风电建设的协调发展。 二是做好风电并网运行相关工作，确保安全稳定运行。按照国家规划、工程建设程序、有关技术管理规定和技术设备标准，不断优化改进所属风电项目的设计、建设与运行，配合做好风电并网后的低电压穿越、电能质量提升和风电功率预测工作。加强机组的管理工作，完善自动化和通信系统。加强风电安全工作的全过程管理，做好机组的日常维护工作，提升风电并网运行安全性、可靠性。通过加强培训提高员工的业务水平，为机组的稳发满发提供保障。 三、存在问题 (一)风电规划与电网规划不协调加剧了部分地区风电消纳受限 部分地区风电开发规划、建设时序不断调整，风电项目规模和进度远超规划，没有形成完整和统一的风电发展规划，使得电网规划无法统筹考虑风电送出，相应配套输变电工程
风电机组功率特性评估 作者:国能日新 一、概念和意义 风电机组功率特性评估是指对已经投产运行的风力发电机组的设计目标进行的系统、客观的分析和评价。通过对机组实际运行状况的检查总结和分析评价，确定是否达到预期目标。 风电机组功率特性评估工作对风电场的建设和发展有着重要的意义。目前风电场存在设计发电量与实际发电量不符的情况。国能日新公司风电场风电机组后评估解决方案通过对风电机组实发功率特性的测试和评估，深入了解风电场设计效益与实际效益之间的差异，找出风电场设计、管理或风电机组自身存在的一些问题，给风电场科学运营以及未来风电场风电机组选型提供有力依据。 二、执行流程 1、数据收集和分析 （1）数据收集 风电机组功率特性评估需收集风电场监控系统中记录的所有风机运行发电数据、现场测风塔数据、当地气候数据以及风电机组的技术文档等资料。 （2）数据分析 检查测风塔原始数据，对其进行完整性和合理性分析，检验出缺测和不合理数据，经过数据净化、再分析处理，整理出一套连续一年完整的逐小时测风数据，进而与风电机组数据进行相关性对比分析。 2、风资源评估 利用风电场并网运行以后的风能资源数据，进行风电场风能要素分析，并与风电场前期可研阶段的数据进行对比分析，总结评估经验，为后期项目开发建设提供支持。 风能要素包括：风速、风向、风功率、空气密度等。 3、功率特性分析 （1）数据净化
在实际发电过程中，风电机组可能人为停机、故障、或者采集缺失、数据错误，因此必须对风电机组的原始数据进行合理性检验和数据净化。通过数据的合理性检验，可以得到基本有效和完整的发电数据，而数据净化可以保证所采集的数据都是可以用于风电机组性能评估的有效发电数据。 （2）数据处理 由于测风塔数据和风机数据记录方式、时标不同的原因，需要依据最大相似度的原则使二者的时间坐标保持一致。此处，将采用最先进的粒子群优化算法对时标进行寻优。保证二者时间坐标的完美统一。 （3）相关性分析 通过上述数据净化及数据处理，再把测风塔数据合理的映射到风机的坐标位置。按照最大相关度方法，对数据进行线性和非线性回归分析，进而得到每台风电机组实际的风资源数据序列，通过与每台机组发电数据在时间轴上对齐，便可得出与风机功率特性曲线极为相近的图形。 （4）曲线生成 通过上述分析和处理获得原始图形。为得到机组的实测功率曲线，必须在原始图形的基础上进行最终的曲线拟合，获得一条完整的功率特性曲线，即体现风电机组实际出力能力的功率特性曲线图。 三、案例分析 1、中广核云南楚雄牟定大尖峰风电场功率特性评估 云南省楚雄州牟定大尖峰风电场位于云南省楚雄州牟定县西南部山地，高程2100~2500m，属于高山地形。现安装33台单机容量为1.5MW的风力发电机组，总装机容量49.5MW。 2、武汉凯迪平陆凯迪风口风电场功率特性评估 武汉凯迪平陆风口风电场一期36台风电机组功率曲线性能测试工程，包括武汉国测诺德10台1.0MW机组和东汽26台1.5MW机组，装机容量为49MW。 通过对风场风电机组实际运行数据进行采集、净化、相关性及数据处理，最终完成全场风能资源综合分析、风电机组可利用率分析、风电机组可靠性及发电量分析，并根据分析结果对风场未来运营提供建议信息。（技术支持：北京国能日新系统控制技术有限公司）
龙源期刊网 https://www.doczj.com/doc/f315823093.html, 浅议风电消纳的基本思路 作者：张忠翼刘明 来源：《中国科技纵横》2015年第17期 【摘要】本文从风电的特点出发，分析了风电与调峰电源、负荷、电网、网对网外送的 电网等相连接的方式和效果。指出发展风电需要依靠适于风电消纳的较为坚强的电网，在全国范围内，统筹考虑风火打捆、风电直接接入负荷、风电通过网对网外送消纳、小或大规模风电直接接入电网等各种风电消纳方式。风电的输电和用电环节讨论了风电消纳的基本思路，指出大规模风电开发的同时，要考虑大规模风电直接接入适于风电消纳的电网。 【关键词】风电消纳电网 PSCAD/EMTDC 1引言 风电是目前商业化开发条件最好的可再生能源，发展风电是我们的国策，我国在世界气候大会上承诺，到2020年非化石能源消费在一次能源消费中占比将达到15%。 但是，风电自身也存在着不足点：一是由于风资源的间歇性，风电不能独立支撑一个系统，需要调峰电源支持；二是风电利用小时数低；三是风电输出功率波动较大，电能质量一般；四是风电在分布上，往往是风资源良好的区域往往远离负荷中心。因此在发展风电时，需要在尽量少增加调峰电源的前提下增加风电容量和电量。风电分布与负荷分布的差异决定了大规模开发风电必须要在全国范围内考虑风电消纳；风电自身的不足使其需要与比自身容量更大的负荷、更大的调峰电源以及适于风电消纳的较坚强的电网相结合，从而构成适于风电消纳的电力系统。 2风电消纳的三个要素 当一地具备可开发的风资源后，不但需要有一定量的负荷来消纳风电，还需要有调峰电源。负荷、调峰电源和风电场之间还要由电网构成一个互连区域。这样负荷、调峰、电网就构成了风电开发的三个要素。同时风电利用小时数低、出力波动大的特点，决定了风电外送线路的建设要充分考虑经济性，尽量避免长距离外送，接入点应能承受风电的波动，能以较短的电气距离与负荷、调峰电源相结合。 因此，风电需要以较短的电气距离与比其自身容量更大的负荷、更大的调峰电源和适于风电消纳的较坚强电网相结合，并与其他电气设备共同构成适于风电消纳的电力系统。 3 风电与风电消纳的三个要素的结合形式 3.1风电就近接入调峰电源
核心提示：风能具有蕴藏量大、可再生、分布广、无污染等特性，风力发电是当前技术最成熟、适用范围最广的可再生能源产业，近十年来在全球范围内得到迅猛发展，装机容量年均增速达30%。 一、我国风电行业发展现状及产业调整背景 风能具有蕴藏量大、可再生、分布广、无污染等特性，风力发电是当前技术最成熟、适用范围最广的可再生能源产业，近十年来在全球范围内得到迅猛发展，装机容量年均增速达30%。中国风能资源丰富、开发潜力巨大，政府从改善能源结构、应对气候变化、促进经济社会发展等角度出发，通过颁布《可再生能源法》及出台一系列产业政策推动风电行业发展，取得了显著成果。自2005年起，中国风电总装机连续5年实现翻番;2010年，中国全年风电新增装机达1600万千瓦，累计装机容量达到4183万千瓦，首次超过美国，跃居世界第一;2012年，中国全年风电新增装机1405万千瓦，累计装机容量达到7641万千瓦，超越核电成为继煤电、水电之后的我国第三大电源。然而，在我国风电行业经历多年的爆发式增长后，盲目投资、无序建设所引发的问题也日渐显现。就电源类项目而言，风电机组法并网的现象不断加剧，全国范围内限电弃风达到了前所未有的规模。据统计，2012年风电限电规模达到200亿千瓦时，“弃风”比例超过12%，风电企业由限电弃风造成的损失达50亿元以上。在此格局下，《可再生能源发展十二五规划》对风电产业政策的指导方针由“促发展”转变为“重调整”，政府一方面以行政指令的形式督促各相关方加快落实风电并网和消纳工作，另一方面加强了电源类项目的准入管理。2011年颁布的《风电开发建设管理暂行办法》提出对风电项目建设实行了年度开发计划管理的要求。在政策引导及市场作用下，2012年风电行业增长速度显著减缓，当年新增装机容量较上年降低20%，8年来首次出现增幅下降。随着调控加强、投资放缓，风电行业已进入了产业调整期。 中国投资研究网认为，风电行业长远发展前景仍然看好，现阶段的产业调整尽管在一定程度上减缓了行业扩张速度，但有利于择优汰劣，扭转粗放式增长的格局。从银行的角度而言，无需因噎废食、全面停止风电信贷投放;通过系统的评审和甄别，仍然能够筛选出品质优良的风电项目，在有效防控风险的同时取得稳健的投资回报。 二、风电项目的运作模式与经济特点 (一)资金投入集中在建设期，以风机设备投资为主 风电项目建设期投资规模较大，主要成本包括风机设备费用和风场辅助设施费用两部分。目前全国各地区风电项目的单位千瓦投资在7000—10000元范围内，其中风机设备投资占比约达70%—80%。近年来随着国产风机技术的逐步成熟及同业竞争的日渐加剧，风机设备价格持续下降，其在风电项目总投资中的占比也不断降低。除设备投资外的辅助设施成本在各项目之间差异较大，主要受地质条件、施工难度、征地补偿、接入电网距离等因素的影响。 (二)建设周期较短，建成后运营成本低、成本结构相对简单 风电项目工程技术十分成熟，其建设流程已模式化，故建设周期较短，全项目建设周期通常为1—2年。项目投运后，生产成本主要包括固定资产初始投入折旧、人工成本、维护 检修费用等，组成结构较为简单，在不考虑融资相关财务费用的前提下，运营成本与营业收入相比规模较小。此外由于在生产过程中无原材料、燃料等的消耗，风电项目的运营成本较稳定，受外部市场波动的影响较小。 (三)在确保上网电量的前提下，项目运营收入较为稳定根据我国《可再生能源法》规定，符合要求的风电项目产能由电网全额收购。2009年，发改委在《关于完善风力发电上网电价政策的通知》中明确了四类资源区的标杆上网电价，为风电项目的运营收入水平提供了稳固保障。在确保接入电网的前提下，销
基于调峰约束的风电接纳能力分析 进入21世纪以来,随着能源的日趋枯竭以及环境问题日益突出,能源的可持续性面临巨大挑战,大力发展可再生能源成为人类的必然选择。风力发电是当今世界增长最快的可再生能源发电方式,我国的风力发电近几年得到了迅猛的发展,风电装机容量逐年提高,我国以及欧美许多国家均提出了宏大的风电发展规划目标。 由于风电具有较强的随机性和波动性,大规模风电并网会对电力系统的安全、稳定运行以及电能质量带来严峻挑战,从而限制风力发电的发展规模。我国电源结构以燃煤火电为主,调峰电源较为匮乏。 风电大规模并网加剧了匮乏程度,使调峰问题凸显。风电装机容量快速增长与调峰问题引起的风电接入困难的矛盾越来越严重。 如何有效评估未来电网的风电接纳能力已成为宏观决策部门和风电企业都 非常关心的问题。为了量化分析大规模风电对电网调峰影响,建立一种以调峰能力为约束的风电接纳能力计算方法,本文主要研究工作如下：(1)风电功率波动特性分析。 风电特性统计分析是风电并网研究的基础工作。首先,根据我国国内某地区的实测电网数据对基于NASA地球观测数据库的区域风电功率计算分析方法进行验证。 然后,对烟台电网几个主要的风电装机地区的风电功率波动率和风电最大出力的时空分布特性进行分析。最后,对地区电网风电功率的汇聚效应进行统计分析,为电网规划风电提供科学依据。 (2)研究地区电网风电接入对电网的备用需求和调峰能力的影响。为了定量
研究风电并网对电力系统的可靠性和备用配置影响,本文基于全概率公式给出了一种风电并网后的电力系统备用计算模型。 在充分考虑负荷预测误差、机组随机故障、风电功率预测误差的前提下,为含不同风电入网容量的电力系统调度提供了备用量化指标。在此基础上,以RTS-96测试系统为例,验证了本文所提方法的可行性,计算了风电接入前后系统所需备用容量的变化。 (3)给出了基于电网调峰约束的风电接纳能力计算方法,分析了调峰能力对风电接纳能力的影响。分析了山东电网电源的调峰特性,以此为依据计算山东电网2012年不同季节典型日的风电接纳能力。 研究了风电与抽水蓄能电站协调运行及联络线功率调整参与调峰对风电的接纳能力的影响。最后,考虑风电功率的汇聚效应以后,给出山东电网2012年电网接纳风电能力。
我国风能资源分布与八大风电基地消纳方案 秦为胜 风能是一种清洁的可再生能源，是指由太阳辐射地球表面受热不均，引起大气层中受热不均匀，从而使空气沿着水平方向运动，空气流动所形成的动能。是太阳能的一种转化形式。我国的风能资源分布广泛，其中较为丰富的地区主要集中在东南沿海及附近岛屿以及北部（东北、华北、西北）地区，内陆也有个别风能丰富点。此外，近海风能资源也非常丰富。下面是我国四大风能丰富区： （a）沿海及其岛屿地区风能丰富带，为我国最大风能资源区：沿海及其岛屿地区包括山东、江苏、上海、浙江、福建、广东、广西和海南等省（市），沿海近10 千米宽的地带，年风功率密度在200 瓦/平方米以上，风功率密度线平行于海岸线。 （b）北部地区风能丰富带，为我国次大风能资源区：北部地区风能丰富带包括东北三省、河北、内蒙古、甘肃、宁夏和新疆等省（自治区），近200 千米宽的地带。风功率密度在200-300 瓦/平方米以上，有的可达500 瓦/平方米以上，如阿拉山口、达坂城、辉腾锡勒、锡林浩特的灰腾梁、承德围场等。 （c）内陆风能丰富区：风功率密度一般在100 瓦/平方米以下，但是在一些地区由于湖泊和特殊地形的影响，风能资源也较丰富。 （d）近海风能丰富区：东部沿海水深5-20 米的海域面积辽阔，但受到航线、港口、养殖等海洋功能区划的限制，近海实际的技术可开发风能资源量远远小于陆上。不过在江苏、福建、山东和广东等地，近海风能资源丰富，距离电力负荷中心很近，近海风电可以成为这些地区未来发展的一项重要的清洁能源。 我国风能资源地理分布与现有电力负荷不匹配。沿海地区电力负荷大，但是风能资源丰富的陆地面积小；北部地区风能资源很丰富，电力负荷却较小，给风电的经济开发带来困难。由于大多数风能资源丰富区，远离电力负荷中心，电网建设薄弱，大规模开发需要电网延伸的支撑。“三北”地区、内蒙古高原靠近冬季风源地；地形平坦，阻力小，风能资源十分丰富，但远离电力消费市场，输电难，导致近年弃风现象严重；东南沿海地区风能资源丰富，有夏季风、海陆风及台风可利用，当地常规能源缺乏，加之人口城市密集，能源需求量大，风电清洁环保、有利于改善大气环境质量；科技发达，经济水平高，开发风能资源条件好，
风电供热提高低谷风电消纳能力评估 聂国坚 内蒙古粤电蒙华新能源有限责任公司，内蒙古呼和浩特 010000 摘要：目前我国风电并网容量位居世界第一。风电出力的波动性和间歇性使得大规模风电并网要求电力系统留有足够的备用和调峰电源，因此未来电网面临着风电消纳、接入方式及送出通道等方面的挑战。结合案例，就风电供热提高低谷风电消纳能力进行了相关探究。 关键词：风电供热；低谷风电；消纳能力；评估 中图分类号：TU995；TM614 文献标识码：A 文章编号：1671-5799（2016）26-0170-02 风力发电是目前可规模化开发且大规模并入电网的新能源发电方式。近年来，我国风电并网装机年平均增长速度高达75%，风电的发电量年平均增速为80%。2014年底，我国的风电装机9637万kW，占总体发电装机容量的7%，占全球风电装机的27%；上网电量1534亿kW×h，占总发电量的2.78%。根据国家新能源规划，2015年和2020年风电装机容量将分别达到1亿kW和2亿kW，“三北”地区集中式开发为主和中东部地区分布式开发为主的发展特点进一步凸显。我国电源结构较为单一，调节灵活性不足，风电大规模并网消纳压力较大。尤其是风电发展缺乏统一规划，导致电网建设滞后于电源建设，且跨区电网互联规模不足，风电无法在更大范围内消纳。随着装机规模的不断扩大，风电消纳形势愈加严峻。 1 风电供热现状分析 根据我国风电出力及冬季负荷特性，风电供热试点普遍采用蓄热式的电加热技术。在负荷低谷期启动电加热设备，供热的同时储热热量用于白天供热，不仅可以增加低谷期电网负荷，还可以享受电网低谷电价。试点工程主要采取的运行模式是风电供暖项目确定合作意向后，风电企业需要出资兴建热力站，购买电蓄热锅炉等供热设备并与电网公司、热力公司签订协议。设备到位后，供热站按照峰谷电价政策购电，使用电力生产热量供应给热力公司。由于热力站的初期投资较大，在热价不高于燃煤锅炉的前提下，如果单独核算热力站的经营效益会处于亏损状态，需要对风电企业进行电量补偿，即通过增加风电企业上网电量，减少其弃风损失来补偿热力站的亏损。在实际运行过程中，按照现行的用户电价、热价以及风电上网电价计算，参与供暖的风电企业需多发1倍于热力站所需的电量才能保证盈利，显然这种方式只有通过挤占其他电源的发电计划额度才能实现。由于项目所在地区调峰困难本已较为明显，其结果必然加剧对其他电源调度的难度，失去了增加电网调峰能力的意义。 根据目前试点项目采用的电网低谷期加热和蓄热、全天供热的方式进行锅炉和蓄热系统设计建设，每万平方米供热面积的设备投入费用为120～150万元，近两年实际供热收入折合成供热企业用电价格为0.15～0.20元／（kW·h），考虑到设备折旧和运行维护成本，保证供热企业独立核算而不亏损，购入电价不能超过约0.06元／（kW·h）。按照输电费用（含国家各种税费）约0.20元／（kW·h）计算，风电企业需要以不超过0.14元／（kW·h）的价格售电才能保证供热企业不亏损。按照东北地区风电价格和脱硫标杆电价计算，只有第Ⅳ类资源区的风电场享受国家可再生能源发展基金的补贴大于0.14元／（kW·h），而大部分风电场属于第Ⅲ类及以上的资源区，必然缺乏参与这种直购电方式的积极性，还需有相应的财政激励政策。 2 影响风电消纳的主要因素 2.1 系统调峰能力 随着国民经济产业结构的优化调整，人民生活水平的提高，社会用电结构发生了较大变化，电网峰谷差逐步加大，部分地区的用电峰谷差率已达到40%。我国以煤电为主的电源结构（煤电装机占发电总装机的71%，其中风电富集地区调峰能力差的热电联产机组占相当比重），调峰能力较差，电网调峰矛盾突出。 2.2 系统备用水平 为保证电力系统安全稳定运行，系统须预留有足够的备用容量，包括负荷备用、事故备用和检修备用。风电由于自身的间歇性和波动性特点，不适合承担系统备用容量，需要其他常规机组留有足够的备用，以应对风电波动性出力，保证风电波动不影响用户的正常需求。 2.3 电网网架约束与送出 我国风能资源分布与电力负荷中心分布不一致，大规模集中开发并外送将成为我国风电的主要利用方式。“三北”地区是我国最大的成片风能资源丰富带，具备基地式、大规模开发的条件，适合建设百万kW级、千万kW级的大型风电基地。受当地电力需求水平、电网规模等因素的制约，就地消纳风电的能力十分有限，需要同步加强跨省跨区的电网互联，扩大风电的消纳范围和规模。 2.4 负荷水平 近年来，受经济增速放缓影响，全社会用电量和电网负荷增长缓慢，尤其在风电富集地区，负荷增长速度明显落后于风电的增长速度，加之常规电源的开发，挤占了风电接纳空间。2013年以来，“三北”地区电网最高用电负荷同比增长在4%以下，远低于风电装机25%的增速，系统调峰难度进一步增加。 2.5 风电出力特性 随着风电的快速增长，其波动性对电网安全稳定运行的影响日益增加。“三北”地区风电最大日内波动幅度占当日最大负荷的比例均超过系统预留的备用容量，系统实时调度运行压力不断增大。同时，风电的反调峰特性使得部分电网等效负荷峰谷差率大幅升高，进一步增加了调峰压力。 3 案例分析 我们利用算例量化的办法来对风电供热提高风电消纳能力的潜力进行评估。为了确保仿真风电数据能够尽量的体现出风电的典型特征。我们选取若干个地理位置分散且季节特性较为类似的风电场。风电的总装机容量为399.7MW。取供暖的时间为当年的10月15日至次年的4月15日，总共183天。选取风电低谷限电时段为当日的22：00——次日的05：00。电热锅炉在低谷的时段内制热供暖，并同时为其他时段供暖进行蓄热，低谷时段之外，电锅炉停止运行。 3.1 风电运行特性分析 供暖其低谷时段内，风电的出力特性主要用于对风电供热电量和电热锅炉规模进行测算。因此选取风电数据的供暖其低谷限电时段出力特性来作为分析的依据。同时利用经验分布函数，来对风电出力分布的概率密度分布情况进行拟合。经验分布函数不会对模型的概率分布函数形式进行任何的假设，而是基于历史值的基础上，经过计算得到变量的概率分布模型。因为风电的功率的影响因素较多，目前也没有一种特定的分布形式能够对其进行准确的描述。因此这里仅仅利用经验分布模型来对风电功率的概率分布进行构建。 3.2 根据供热需求计算低谷风电供热电量的提高风电 消纳能力测算 该方案主要基于供热负荷需求的前提条件，利用给定的 （下转第 172 页）
对于含风电场的电力系统而言，在以下两种运行方式下风电场的并网运行对系统运行的调峰能力冲击最大，只要在这两种运行方式下能够保证系统稳定，就可以保证系统在其他运行方式下也能稳定运行。1 1）系统负荷最大在这种情况下，系统热备用较少如果在很短的时间内风速由额定值减小至零风速，则风电场的有功功率会在短时间内由最大输出功率降为零；如果此时热备用发电容量较少，有功缺额将使电网调峰困难。 2）系统负荷最小在这种情况下，风速如果在很短时间内由零风速增至额定风速，风电场的有功功率将会在短时间内由零增加到最大输出功率，其反调峰特性将对系统的调峰产生较大影响。 备用容量包括：负荷备用容量为最大发电负荷的2%--5% ，低值适用于大系统，高值适用于小系统（根据陕西调度运行方式一般取经验值3% ）事故备用容量为最大发电负荷的左右，但不小于系统1台最大机组的容量。 备用容量知识： 一、作用及分类 电力系统之所以需要备用容量，主要是由于电力工业生产的特点和用户用电的不均衡性所决定的。电能的生产，输送和消费几乎同时进行，电能又不能大量储存，而用户的用电又具有随机性和不均衡性特点，因此，为了保证电力系统安全，可靠，连续地发供电，则必须设置足够的备用容量。装机容量必须大于最大负荷的要求，两者的差额称为备用容量。 用途：(1) 负荷备用。具体又分周波备用和负载备用，用于满足电力系统由于负荷突然变动的调频需要，以保证系统的正常周波的周波备用；用于补偿一些预计不到的负荷需求的负载备用。 (2) 检修备用。为保证电力系统正常设备的运行效率和提高设备的使用寿命，设置检修备用是必不可少的。检修备用是用于满足设备定期计划检修的容量设置。 (3) 事故备用。用于替代发生事故的机组出力，承担系统的事故负荷备用。事故备用是保证系统稳定和保证系统重要用户供电可靠性的需要。 按状态： (1) 热备用。又称旋转备用，指运转中的机组可发最大功率与最大负荷的差额，其表现为部分机组空载或欠载运行的容量之和。 (2) 冷备用。属于等待调用未运转的机组可发容量。 在发展规划设计中,主要考虑冷备用问题。 电力系统的备用率为 (3-1) 式中K ——电力系统的备用率； N y——电力系统的装机容量(kw) ； P m——电力系统的最大负荷(kw) 。 其中备用率K 的大小确定与系统规模,用电结构,电压等级等因素有关。 关于备用容量的确定方法。合理确定各种备用容量，应从可靠性与经济性两个方面进行分析和论证。但目前经常所使用的方法还属于一种经验估计方法，在我国的《电力系统设计技术规程》中规定，各种备用容量的确定是按占系统最大负荷的一定百分比来估算。 二、周波和负荷备用
“十一五”期间，中国风电领域的成就举世瞩目，风电开发规模连续五年翻番。截 至2010年底，全国风电吊装容量达到4183万千瓦，建设容量达到3580万千瓦，并网 容量达到3107万千瓦，初步形成八大风电基地规模化开发的格局。我国已成为全球风 电装机容量增长速度最快、新增装机容量最多的国家。 大规模风电并网是世界性难题，我国风电“大规模开发、远距离输送”的特点，给 我国风电并网带来更大的挑战。我国风电资源开发的潜力巨大，2015年我国风电规模 将超过9000万千瓦，2020年将超过1.5亿千瓦。未来要实现风电的大规模发展，还需 要科学认识我国风电发展中面临的问题，探索适合我国风电发展特点的解决途径，促 进风电持续健康发展。 统一规划是风电持续健康发展的前提。风电出力特性客观上需要其它电源与之相 匹配，电网结构与之相适应，这就要求风电要与其它电源统一规划、风电与电网统一 规划。目前由于风电规划调整频繁，风电规划与其他电源规划、电网规划不协调，两 级审批造成风电项目拆批现象严重，给风电及时并网和消纳带来困难。 统一规划是风电大国西班牙健康发展风电的成功经验。西班牙制定了明确的风电 规划目标并严格执行，实现了每年新增150万千瓦左右的均衡发展。2009年起，西班 牙实行风电预分配登记制度，规定新建风电场项目必须向中央政府管理机构提交包括 电网公司并网许可函在内的一系列证明文件，未纳入规划的风电场一律不享受政府电 价补贴，有效避免了风电的无序发展。 而良好的电源结构和充足的备用是实现风电充分利用的基础。风电具有随机性、 间歇性、波动速度快的特点，客观上需要一定规模的灵活调节电源与之相匹配。燃煤 机组调峰深度为50%左右，供热机组仅5%～10%，燃气和抽水蓄能机组调峰深度可达100%。以30万千瓦机组为例，燃煤机组热态调节速率为0.3万千瓦/分钟，具有灵活 调节能力的燃气机组调节速率可达1.5～3万千瓦/分钟，抽水蓄能机组可达15万千瓦/ 分钟。我国风资源丰富的“三北”地区电源结构以火电为主，东北地区煤电比重超过80%，华北地区煤电比重超过90%，具有灵活调节能力的水电（包括抽水蓄能）和燃气等电源很少。随着风电开发规模逐渐增大，系统调峰压力越来越大，特别在冬春季节，火电机组的供热期和风电机组的发电期相叠加，系统调峰非常困难，风电消纳受到制约。 电源结构与风电发展水平相匹配以及充足的备用是西班牙等国家风电利用水平高 的主要原因。2010年，西班牙伊比利亚半岛电网最大负荷是4412万千瓦，装机容量 是最大负荷的2.2倍，系统备用水平全球最高。西班牙电源结构中燃油燃气及抽水蓄能机组等灵活调节电源所占比例为34.3%，约为风电的1.7倍。2000-2010年期间，西班 牙风电增加1775万千瓦，燃油燃气电源增加1801万千瓦，这是2010年西班牙风电装 机比例达到20.3%、风电发电量占全部用电量的比例达到16%的重要因素。2010年11 月9日凌晨3点35分，西班牙电网风电出力占系统负荷比例的瞬时值达到54%，其中 灵活电源对消纳风电的贡献率达到93.2%。 解决我国风电消纳的根本途径是大风电融入大电网。一方面不同地区风电场出力 存在互补性，风电场分布范围越大，风电出力的总体波动性越小，大电网能够充分利 用不同区域风电的互补性，平滑风电出力的波动；另一方面，风电的进一步发展，客 观上需要扩大风电消纳范围。电网规模越大，风电装机占负荷的比例越小，风电对电 网的影响越小。 我国的山东、江苏等地风电装机规模超过百万千瓦，由于电网规模大，实现了风 电的及时消纳；通过蒙西电网与京津唐电网联络线，低谷时段蒙西风电消纳能力提高
特别策划 Power and Electrical Engineers 面， 来平衡电动汽车的关系。先通过电网调度部门根据电网的实际应用情况，通知电动汽车充电站何时可以进行充电，再把充电站所需的电量安排给协议的风力发电厂进行发电，电力交易部门根据电动汽车的充电负荷累计风电充放电量，向风电厂收取一部分收益来设立电动汽车发展基金，基金运营者为电动汽车用户提供一部分汽车补贴，全过程由电力部门来监管。通过这种模式，既解决了吉林省风电接入的难题，又解决了电网的峰谷差，同时还为电动汽车用户提供了补贴，使他们更放心地使用电动汽车。 以上是基于电动汽车数量相对较少时提出的方案，当电动汽车大量发展时，效果可能会更加明显。在这里给出两点建议：①电动汽车的规模直接决定了它对增加风电消纳能力的贡献，但同时还要考虑到谐波、电压等问题。②该模式能有效地提高风电的消纳能力，同时带来良好的节能减排效应。如果对电动汽车充电实施优惠电价，可以进一步促进该模式的发展。 李成钢，主要从事智能电网、风电等相关领域的研究。 电动汽车集中充电的风电消纳模式研究 李成钢，吉林省电力科学研究院工程师 目前，风电在中国，尤其是北方已经开始大规模建设，发展速度非常迅猛。但是风电的间歇性、随机性等特点给电网正常的安全稳定运行带来一些不确定的因素。 对于吉林省来讲，冬季有很多热电联产机组。因为它们主要承担着全省的供热，所以对调峰的能力是有限的。另一方面，对风电功率的预测手段还不够完善，准确率也不高。所以，面对功能性要求很大的用户，电网不敢完全依靠风电。 影响风电消纳的关键因素主要有：①电网的大小负荷和峰谷差；②电源的调节能力；③风电场本身的特性。 基于以上因素，要想提高风电消纳能力，首先要增大电网的小负荷，减小电网负荷峰谷差；其次 要提高荷电机组的调控能力，然后提高风电过滤的预测精准度，从而提高风电的可控性，改善电源结构，增加调控电源；最后是加强电网建设，全面提高电网供电水平。 由于吉林省在风电消纳环节中面临的问题比较严峻，所以考虑将电动汽车作为一个充电负荷接入电网，从而多消纳一部分风电。 在冬天的凌晨，吉林的风电基本处在较大的发力状态。但同时，由于机组供热导致实际的风电厂的出力很小，这样一来，就给风电厂的利益带来了较大影响。 我们预测在“十二五”末，吉林省电动汽车的数量约在4万辆左右。充电负荷大约可达到30万kW 时左右，这部分电量可以由调度安排。如果按照慢充和交流充电的方式，在午夜和凌晨期间进行6～8h的充电，这样就提高了用电低谷的负荷，从而间接地减小了峰谷差，使负荷特性得到改善。 对于电动汽车充放电的风电消纳模式，我们主要从电力调度部门、风电厂的经营单位和用户方
国能新能〔2012〕135号 国家能源局关于加强风电并网和消纳 工作有关要求的通知 各省（区、市）发展改革委（能源局）、国家电网公司、南方电网公司、华能集团公司、大唐集团公司、华电集团公司、国电集团公司、中电投集团公司、神华集团公司、中广核集团公司、中国节能环保集团公司、水电水利规划设计总院： 随着我国风电装机的快速增长，局部地区的弃风限电问题日趋严重。2011年度，全国风电弃风限电总量超过100亿千瓦时，平均利用小时数大幅减少，个别省（区）的利用小时数已经下降到1600小时左右，严重影响了风电场运行的经济性，风电并网运行和消纳问题已经成为制约我国风电持续健康发展的重要因素。为进一步做好风电发展工作，提高风电开发利用效率，现将2011年各省（区、市）风电年平均利用小时数予以公布，并就加强风电建设和运行管理、保障风电并网和消纳的有关要求通知如下： 一、把保障风电运行作为当前风电管理的重要工作。各省（区、市）发展改革委（能源局）要高度重视风电项目的并网运行和市场消纳工作。三北（华北、东北、西北）地区等风电并网运行矛盾突出的省（区）要深入分析本地区电力系统的运行特性和调峰潜力，提出保障风电并网运行的整体方案和针对性措施。积极鼓励风能资源丰富地区开展采用蓄热电锅炉、各类储能技术等促进风电就地消纳的试点和示范工作，加快建立风电场与供热、高载能等大电力用户和电力系统的协调运行机制。
二、认真落实并网接入等风电场建设条件。并网接入与电力消纳是目前影响风电发展的重要因素，各省（区、市）发展改革委（能源局）要把落实年度风电开发方案中确定的各风电项目的接入电网建设和电力市场消纳作为当前支持风电建设的重要任务，加强协调，明确目标，落实责任，确保所核准的风电项目顺利建设并发挥效益。今后，各省（区、市）风电并网运行情况将作为新安排风电开发规模和项目布局的重要参考指标，风电利用小时数明显偏低的地区不得进一步扩大建设规模。 三、进一步做好风电场运行调度管理工作。国家电网公司和南方电网公司要进一步加强电力运行管理工作，统筹协调系统内调峰电源配置，深入挖掘电力系统调峰潜力，把保障风电优先上网作为电力运行管理的重要内容，采取有效措施缓解夜间负荷低谷时段风电并网运行困难。要科学安排风电场运行，采取技术措施确保风电特许权项目的并网运行和所发电量的全额收购，不得限制特许权项目和国家能源主管部门批复的示范项目的出力。同时，要加强新建风电项目的并网审查工作，不得因新建风电项目限制已建成风电项目的出力。 四、着力提高风电场建设和运行水平。各风电开发企业要进一步加强风电场建设前期工作，在认真做好风能资源评价、风电场选址、设备选型等设计工作的同时，要更加重视并网条件的论证和电力市场的研究，深化风电场建设的可行性研究工作。要合理安排项目建设进度，协调好风电项目开发与配套电网建设进度。高度重视风电场运行管理工作，提高风电功率预测预报水平，积极开拓风电的用电市场，不断提高风电建设和运行管理水平，共同促进风电产业持续健康发展。 附：2011年度各省级电网区域风电利用小时数统计表 国家能源局 二〇一二年四月二十四日 主题词：能源 风电 并网 管理 通知
《如何破除风电消纳问题风电消纳》 xx年我国风电装机容量超过美国，成为世界最大风电装机国家。然而，我国风电发展偏重以资源定规划，鼓励大规模风电的开发，相对忽视了风电产业下游的送出和消纳问题。风电产业在经历一轮大规模扩张后，这一结构性问题随即暴露，严重限制了产业下游风电运营商的健康发展，并沿着产业链向上传导，对产业上游的风机企业造成负面影响。为了实现风电产业健康发展，电力送出和消纳的问题必须得到解决。当前对风电并网问题提出的解决方案多集中于加强发电与电网的统一规划和有序开发，建设智能电网等方面。这些建议对于我国风电下一步发展都非常重要。不过，相关建议只是强调了政府的“有形之手”，相对忽视了市场这只“无形之手”的力量。市场机制能够通过让经济效率高的企业获得更多资源，实现优胜劣汰，促进产业的良性发展。在利用市场机制促进新能源产业发展方面，美国一些政策思路值得借鉴。 我国风电消纳环节成为制约产业健康发展的瓶颈 风电消纳关系到价值最终实现，对整个产业发展至关重要。在一定政策限制下，定价的合理性体现在发电企业、电网和消费者三方均能接受，从而促进产业良性协调发展。风电消纳问题凸显，电力在产业链终端不能转化成价值，发电商会出现运营问题，同时自然会向上传导影响上游企业，从而形成对整个产业的瓶颈。 我国风力发电装机容量连续快速增加，却缺乏风电送出和消纳方案，风电送出、消纳的矛盾日益突出。根据国家电网数据，截至xx
年年底中国风电并网容量2956万千瓦〔1〕。以此计算我国并网风电占装机容量的比例不超过70%。电监会的数据显示xx年1月至xx年6月，仅内蒙古一省未收购风电电量就达到21.0亿千瓦时，其余吉林、河北、甘肃、黑龙江未收购风电电量均在3亿千瓦时左右。为此，国家电网的规划提出到“十二五”末，风电消纳规模要超过9000万千瓦，2020年将达到1.5亿千瓦以上。 风电消纳不足还表现为风电上网定价偏低，价格补贴不能充分落实。根据当前理想情况计算，风电平均成本在0.37～0.46元/千瓦时之间，合理的上网电价范围是0.57～0.70元/千瓦时。而现行标杆电价仅为0.51～0.61元/千瓦时。尽管风电上网价格偏低，部分地区还存在风电电价政策落实不到位的情况，有些地区按平均上网电价结算，不是按当地脱硫燃煤机组标杆上网电价与风电企业结算电费，结算价与标杆价之间的差额较大。在新的定价措施实施以来，也出现了电价附加资金征收和调配与现行财务、税收体制不符的问题。由于收取附加资金和补贴收入重复征税，使得附加资金大量缩水，并且附加资金调配层次多，时效差，调配和补贴周期达半年以上。 同时，产业上游的装备制造商也受到冲击。风电消纳问题向上游传导一个佐证就是当前风机生产企业出现的财务问题。华锐风电和金风科技是我国风机行业的领军企业，两家企业在xx年都遭遇了现金流大幅下降。去年，华锐风电成为全球风机市场占有率第二大企业，公司xx年年报显示，营业收入达到人民币203亿元，利润达到31.7亿元，这两项都比xx年增长了48%。在业绩增长的光环下，华锐xx
风电项目节能评估 风电项目从前期立塔、圈地、风资源评估、规划，到后续预可、可研报告编制，再到编制完成后各项支持性文件的办理、审批，项目核准，直至施工图设计、开工建设，需要经历不短的时间。各地区对支持性文件的要求有所区别，但随时国家对于节约能源的逐步重视，各地区均要求开发商开展风电项目的节能评估工作，那么，节能评估工作该如何开展？ 一、要求 根据《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》（以下简称《能评办法》）要求，需根据能源消费量（当量值），选择编写相应的节能评估文件： 1、节能评估报告书：电力消费量≥500万kWh，或石油消耗量≥1000t，或天然气消耗量≥100万m3，或综合能源消费量≥3000t 标准煤； 2、节能评估报告表：电力消费量≥200万kWh但＜500万kWh，或石油消耗量≥500t但＜1000t，或天然气消耗量≥50万m3但＜100万m3，或综合能源消费量≥1000t标准煤但＜3000t标准煤； 3、节能登记表：电力消费量＜200万，或石油消耗量＜500t，或天然气消耗量＜50万m3，或综合能源消费量＜1000t标准煤； 如需编制节能评估报告书或节能评估报告表，建设单位应委托有
能力的机构进行编制；如需进行节能登记，建设单位可自行填写节能登记表报送备案。 二、编制要点 1、报告的编制思路：①可研阶段的节能措施：从两方面摘录，一方面着重风电本身工艺，另一方面着重降低场用电率；②可研存在的问题；③针对问题提出能评的措施。 2、风电能评项目重点在于分析论述。 3、风电项目常用的对标方法：①标准对照；②类比分析；③专家判断。三者的优先关系为：①＞②＞③。 4、摘要表中重点标出：①可研主要节能措施，根据对降低场用电率贡献大小列出；②可能存在的问题；③能评给出的措施。 5、可研报告中没有写明的设备参数，应由能评单位补全并需在能评报告中补充。 6、能评的范围：风机变频器出口到升压站高压侧。其中，新建项目中开发商投资的范围即是我们评估的范围；扩建项目则对新增设备的节能方案进行评估、对与前期共用设备进行分摊完成能耗计算。 7、能评是核准的前置性意见，可研报告应尊重能评意见，而能评单位需要站在第三方的角度进行客观评估。 8、能评是服务于业主的过程，不单要对可研提出改进措施，可研中没有深化的部分，能评要进行深化与细化。