[科普中国]-风-光-火电协调外送技术

背景

风电行业兴起于20世纪70年代的石油危机。在过去30多年里，风电在全球范围内经历了快速的发展。近年来，光伏发电也进入大规模发展阶段，我国已成为世界上风电装机容量最大和光伏发电增长最快的国家。目前，风力和太阳能发电凭借其技术相对成熟、资源异常丰富等优势，在世界各国新能源发展战略中均居于重要地位。各国政府已出台各种鼓励措施和优惠政策，促进风、光发电技术的发展以及电量的消纳降。

目前，我国正处于工业化和城镇化快速发展的重要时期，能源需求具有刚性的增长特征。预计，2020年我国能源需求将达到4549亿吨标煤，而受资源储量、生态环境、开发条件等诸多因素的制约，我国国内常规化石能源可持续供应能力仅约36亿吨标煤，远低于未来国内能源潜在需求，特别是我国碳排放居高不下，节能减排压力巨大。因此，大力开发风电、光伏发电等可再生能源，是保障我国能源电力可持续发展的重要选择之一。

然而，我国风能、太阳能等可再生能源具有分布集中度高、与负荷中心呈逆向分布的特点。根据“十二五”规划，我国将建设河北、蒙东、蒙西、吉林、甘肃、山东、江苏、新疆和黑龙江九大风电基地。上述风电基地中除山东和江苏外，其余七大风电基地所属地区电网规模有限，必需通过远距离输电，扩大风电消纳范围，才能进一步增加开发规模。通过特高压输电系统将位于“三北”地区大型能源基地的风电以及光伏电力输送到东中部负荷中心是全面落实国家新能源发展规划的主要方式。根据国家电网发展研究，位于华北地区(含蒙西)能源基地的风电等清洁能源可通过特高压交流系统输送；位于东北和西北(含新疆)地区能源基地的风电等清洁能源只能通过特高压直流系统输送1。

中国风力和太阳能发电的发展现状资源分布及开发潜力我国风能资源丰富，据气象部门最新风能资源普查成果初步统计，我国lOm高度可开发和利用的风能资源总储量超过10亿kW。我国陆地风能资源丰富区主要分布在3个地带：一是北部地区（包括西北地区大部、华北北部、东北大部）风能资源丰富带，这些地区年平均风功率密度在150W/m2以上的区域面积大，有效小时数达5000到6000h，是我国最大的成片风能资源丰富带；二是沿海风能资源丰富地带，这一风能资源丰富带在陆上仅限于离海岸线2到3km范围内，可供风能资源开发利用的面积有限；三是青藏高原腹地2。

我国太阳能资源丰富地区主要分布在青藏高原、甘肃、宁夏北部、新疆南部、蒙西等地区，年日照时数大于3000h，具有利用太阳能发电的良好条件。考虑到我国部分风能资源丰富和较丰富的区域存在场址建设条件相对较差(如青藏高原腹地)，当地电网接纳风电能力弱等不利条件，我国具备建设大型风电基地场址条件的区域主要集中在内蒙古、吉林西部、甘肃酒泉地区、新疆哈密地区、河北张家口地区以及江苏和山东沿海区域。这些区域场址建设条件均相对较优，适合进行大规模风电开发。而全国其他地区则由于受不同的建设条件制约基本上只能以相对较为分散的风电场形式进行风电开发。

风力和太阳能发电并网及规划在1995, 2000,2007,2008以及2012年，我国政府部门对风电发展规划做了多次调整。先后出台了多个可再生能源发展纲要及中长期发展规划，风电发展的力度在逐步加大。中国风能协会的数据显示，截至2012年底，全国并网运行的风电场达到1445座，风电装机总容量75324.2MW。我国已连续2年风电新增及装机总容量居于世界第1位。

根据2012年最新颁布的“十二五”发展规划，我国风电装机容量在2015,2020年将分别达到150,200GW，预计到2030年和2050年，风电将达到400,1000GW，这意味着未来近40年内我国风电还将保持平均每年20 GW左右装机的增长速度，扩大风电等可再生能源消纳范围是保障我国风电高效发展的前提。

国家可再生能源“十二五”规划提出，按照集中开发与分布式利用相结合的原则，积极推进太阳能的多元化利用。太阳能资源丰富地区将以集中开发为主，东中部地区将主要发展分布式光伏。预计2015年和2020年太阳能发电装机容量将分别达到21GW和5OGW。

中国风电发展面临的主要问题电源结构与风电发展矛盾我国电源结构以欠灵活调节的燃煤火电为主，且在相当长一段时期内难以改变。华北、东北地区风电与灵活调节电源之比超过2，新能源消纳难度要远大于西班牙、德国和美国。

同时，在风电比重大的“三北”地区，冬季为保证供热，火电机组调峰能力随着供气量的增加而大幅下降。目前，在吉林、蒙东等地区，由于供热期系统调峰能力不足，已出现限制风电出力的情况，调峰问题成为制约“三北”电网进一步发展风电的主要瓶颈。

需强调的是，目前风电主要在区域内消纳，不能满足发展需求，迫切需要建设跨区输电通道，扩大风电消纳范围，缓解地区电源结构与风电消纳突出矛盾，有效提高风电消纳能力1。

风电基地集中开发与外送之间的矛盾我国风电开发规划中的7大风电基地均处于远离东中部负荷中心的“三北”地区。到2015年和2020年，扣除当地电网消纳的风电功率外，跨区输送的风电装机容量将分别达到36GW和100GW。由此可见，必须通过电网和跨区输电通道大规模外送才能确保这些风能资源的高效开发和充分利用。

然而，由于风电场的分散性和风电功率的随机波动特点，对电网有功和无功控制提出新的挑战。特别是处于“三北”地区的电网薄弱、短路容量小，很难满足特高压(包括超高压)直流输电系统对无功电压和有功控制的技术要求，必须配套建设足够的其他电源和电网项目，满足直流输电系统安全运行要求。另外，特高压直流输电系统额定功率一般都在8000MW以上，受端电网也应同步规划建设满足安全运行要求的配套项目。但现状是既缺少送、受端配套电网项目的统筹规划，也缺少风电与火电以及其他电源项目的统筹规划，导致风电外送受阻问题日益突出。

风、光、火电力大规模安全外送交流母线短路容量对送受端交流电网的要求当代的直流输电工程对其所接入的送、受端交流电网短路容量都有具体要求。例如，哈密至郑州特高压直流工程对两端换流站500kV交流母线最小短路电流要求是16.7kA和24.5kA,额定功率(8000MW)下的短路电流水平要在25kA以上才能确保直流工程投切交流滤波器时，电压波动在技术规范以内匡。然而，位于“三北”风能资源富集区域电网都很薄弱，必须配套建设足够的火电项目和必要的电网项目才能满足直流工程技术规范要求。位于东中部负荷中心地区的受端电网网架结构都比较强，馈入的换流站交流母线短路容量一般都能满足直流工程技术规范要求3。

电压、功角等对送受端交流电网的要求直流工程接入的送、受端电网除了满足直流工程技术规范外，还应进一步校核计算交、直流系统在各种可能发生的故障情况下，送、受端电网的暂态、动态和静态稳定性。特别是多回直流工程接入的电网不仅要计算分析交、直流系统之问的相互作用，还要计及各直流系统之问的相互影响，应满足《电力系统安全稳定导则》的要求。在这方面，国内外专家学者已开展了大量仿真计算研究，并取得令人满意的成果4。

计算外送风、光、火电装机容量的实用方法根据国家电网中长期发展研究结果，位于西北和东北能源基地的电力均应通过直流工程向东中部地区输送，而直流工程的电压和容量根据输电距离、工程造价以及占用输电走廊等技术经济指标确定。一般输电距离大于1100km，直流工程电压选择士800kV，输电容量选择8000MW。直流输电容量确定后，在送受端电网满足直流工程技术规范和《电力系统安全稳定导则》基础上，还需要优化计算位于送端电网能源基地外送的风电、光伏和火电装机容量。

结语对我国问歇性清洁能源发展及存在的问题进行了系统地分析，结合我国风电发展中存在的问题和当代直流输电技术特点对位于东北、西北等边远地区的大型能源基地风、光、火电力大规模高效率安全外送的可行性做了系统的分析和研究。

结合正在建设的新疆哈密至河南郑州特高压直流输电工程，在已确定的风电和光伏发电装机容量条件下，优化计算出配套的火电装机容量；从而优化了输电系统的经济性。

随着我国风电的大规模、高集中开发，大容量风电远距离外送成为解决风电消纳问题的一个有效手段。由于风电资源木身的年利用小时数较低，为其建设一定容量的配套电源联合送出才能保证风电外送的综合效益。