我国风电弃风原因及对策分析

　　近年来，我国风电发展迅猛，截至2012年底风电装机达到6083万千瓦，全年发电量1004亿千瓦时，均居全球第一。风电装备产业也取得长足进步，技术水平逐步赶超世界先进。在风电发展取得了举世瞩目成绩的同时，风电消纳困难、弃风电量逐年增加的问题也凸显出来。据初步统计，2011年全国风电弃风电量约为120亿千瓦，弃风率约为16%；2012年全国风电弃风电量超过200亿千瓦时，弃风率达到20%，一些风资源很好地区的风电机组实际年利用小时数已不足1500小时。

　　根据《可再生能源法》的规定，电网企业要在保证电力系统安全的前提下，对风电实行“保障性全额收购”。但是，由于风电通过转化大自然的风能进行发电，具有可用率低、波动性强、反调峰（指风电在系统负荷低谷时段出力大于系统高峰时段出力的情况出现频率较高的特征）等特性，在风电比重不断提高的情况下，为保证电网安全，系统无法使风电百分之百得到利用，适度弃风是合理且必要的选择。

　　目前，我国特别是“三北”风电规模化开发地区弃风情况比较严重，给风力发电企业带来较大的经济损失，挫伤了投资者在风电基地继续建设项目的积极性，并影响我国风电持续健康发展。风电弃风的主要原因是什么、较高比例的弃风是否合理、如何提高系统消纳风电能力等问题值得深入研究。

　　根据近期国家电监会发布的《风电场弃风电量计算办法（试行）》规定，风电场弃风电量是指受电网传输通道或安全运行需要等因素影响，风电场可发而未能发出的电量，该电量不包括风电场因风机自身设备故障原因未能发出的电量。

　　根据以上规定，风电弃风的直接技术原因可以划分为电力系统检修或故障、风电送出通道输电能力不足、系统调峰（调频）能力不足等三类。

　　电力系统检修或故障是指电力系统中，靠近风电场或有一定距离的元器件出现计划检修或事故停运，风电场送出受到影响而产生的弃风。一般来说，风电场至系统第一落点的专用送出线路因为检修或者故障而停运，会直接导致风电场停运或出力受限而产生弃风；同时，专用送出线路之外的系统中线路、变电设备停运，也有可能影响风电运行而产生弃风。

　　由于送电线路计划检修一般会安排在风电出力较小季节，而电力设备出现故障属于偶发事件，概率较低，因此电力系统检修或故障原因造成的弃风电量占总弃风电量的比重不高，大致在10%以下。

　　与常规电源相比，风电机组的利用率相对较低，根据风资源统计，我国“三北”风电基地机组年资源利用小时为2200-2800小时，风电场总出力大于总装机容量60%的概率一般在5%以下。因此，为了提高风电场送出线路及输电通道的利用率，在风电场送出工程设计过程中都会进行优化研究，通常将送出线路及输电通道的送电能力确定为“满足95%情况下风电外送或风电场总装机容量的60%左右”。因而，一年中为数不多的情况下，风电场会由于送出通道能力不足而出现弃风。

　　据初步分析，受通道能力不足导致的弃风量占总弃风电量的比重在10%-50%，东北、华北电网比重相对较低，受河西走廊输电能力制约，西北风电受通道原因造成弃风的比重相对较高。

　　我国“三北”风电基地中，华北、东北电力系统都是以火电为主，其中华北电网几乎为纯火电系统，仅建有少量抽水蓄能电站承担备用、调峰、调频任务，东北电网水电装机（含抽水蓄能）850万千瓦左右，占系统装机比重也不足10%。

　　由于东北、华北电网调峰调频电源（水电、蓄能及燃气电站等）少，系统调峰主要依靠火电自身调节能力，进入冬季后大量热电联产机组承担供热任务，调峰能力大大下降，在不考虑风电并网的情况下，系统调峰已经十分困难，当具有波动性、随机性和较强反调峰特性的风电大规模（超过系统消纳能力）接入后，为了满足调峰要求，保证系统安全，只能进行弃风调峰。

　　调峰能力不足是造成目前我国特别是华北、东北地区风电弃风的主要原因，调峰能力不足引发的弃风电量占总弃风电量的比重在40%-90%。

　　若希望减少风电弃风，就应该针对原因分析研究相应措施。需要强调的是，当提出一项措施时，不能将是否减少风电弃风作为唯一指标来衡量措施的优劣，而应从全社会效益出发，综合、全面地评价该措施在技术、经济、环保等方面的投入产出状况。

　　通过强化制度建设、推行精细化管理，能够有效降低输变电设备故障概率，提高风电送出工程可靠性，避免因故障引起限电和弃风；通过总结风电出力特性，合理优化输变电工程年度、季度计划检修安排，避开风电大发季节和时段，也有利于减少弃风损失。

　　对于风电场至系统第一落点的专用送出线路来说，当线路送电能力等于风电场装机时，线路的年利用小时就等于风电机组利用小时即2000多小时；而当线路送电能力等于风电场装机的60%（可保证95%概率下风电出力的外送），线路的利用小时大约上升至4000小时。

　　为了提高送电工程的利用率，适度降低线路送电能力是合理的，在风电场接入系统、送出工程可研中，应开展专题研究确定送电能力。

　　当风电机组所在地区的电网没有足够消纳能力时，可以通过电网间已有联络线裕度或新建联网送电通道，将风电送至其他省、区域电网消纳。在新建远距离送电通道输送风电前，需进行全面深入的分析论证。由于利用小时数低，单纯为输送风电而建设远距离输电通道往往是不经济的，应结合送受端资源、负荷等情况，因地制宜采取风火打捆、风水打捆等方式，提高送电通道的利用效率。例如我国西北的新疆、青海等地区就具备风火、风水打捆外送的基础条件。

　　抽水蓄能电站启停速度快，并可在负荷低谷时段抽水运行，最大调节能力为装机容量的2倍，建设抽水蓄能电站是满足系统调峰需求、避免因调峰能力不足弃风的有效措施。但抽水蓄能电站也有两点主要不足，一是电量损失，目前大型高效抽水蓄能机组在一次低谷抽水、高峰发电的转换过程中需产生25%左右电能损失；二是受地理环境条件制约，尤其是北方地区供建设抽水蓄能的厂址资源较为有限。

　　单循环燃气机组，建设成本低、运行灵活、启停速度快，具有良好的调峰性能。燃气蒸汽联合循环机组，能量利用率高、运行相对灵活，但在需要稳定供热的情况下，调峰能力受到很大制约。

　　综上所述，蓄能、单循环、联合循环机组都具备调峰能力，但又有各自不同的技术经济特性，为了减少弃风电量，可以通过拟定不同规模、不同类型调峰机组方案，进行投资、运行成本、弃风量等综合技术经济分析，以获取相同风电上网电量前提下系统总成本最低为目标确定最优方案。

　　近年来，随着科技创新和技术进步，储能技术和手段也不断丰富。电化学储能方面，在铅酸电池的基础上，发展出锂离子、磷酸铁锂、钠硫电池、液流电池等多种技术；其他方面有飞轮、压缩空气、超级电容、超导以及电解制氢储氢等新型储能手段。

　　以上所列的储能技术各自有不同的技术特点，但也有共同点。与抽水蓄能相比，这些储能手段的优势是基本不受地理环境条件制约，劣势是成本高昂（制氢储氢除外）。在目前技术水平下，这些储能技术大规模应用时，若实现与抽水蓄能相当的充放电容量（4-6小时），则单位千瓦造价均达到8000-10000元以上，超过陆上风电机组平均造价。当我们为减少风电弃风而建造新型储能工程，一般情况下，储能工程每年能挽回的风电弃风电量利用小时数很难超过风电机组发电小时数（2000多小时），因而相比于建设储能项目不如建设更多的风电机组。如果再考虑电能储存转换效率带来的损失，将更加得不偿失。目前在一些风电场就地配置了电池储能设备，对平滑风电出力、提高电能质量起到了一定作用，但若从参与系统调峰、减少弃风损失方面看，经济上都是不可行的。

　　电解制氢、储氢成本相对较低，但制备出的氢气缺乏后续产业链支撑，难以低成本、高效率地加以利用，需待燃料电池汽车等新技术取得突破后，才有可能具有可行性。

　　一般情况下，承担调峰调频任务的机组不但会遭受发电量损失，而且由于频繁、大幅度调节机组出力，会产生能耗增大、设备寿命受损、检修维护费用增加等损失。鉴于现行电价、管理体系并不完善，上述损失难以得到补偿，发电企业参与调峰调频的积极性普遍不高，常规机组调峰调频能力裕度尚未完全发挥。

　　制定完善调峰调频辅助服务市场化机制，建立风电弃风和常规机组深度调峰的成本价格发现平台，促使供需在双方均可获益的平衡价格点上达成交易，并辅以合理的政策性补贴，将能够有效调动常规机组加强技术改造、参与系统调峰的积极性，合理减少风电弃风。

　　目前，在部分供热期长、风电弃风较严重地区，已经开始研究并示范电锅炉供热工程。受条件限制，作者还未能赴实地调研了解，以下分析可能有不妥之处。

　　建设电热锅炉后，若仅采用风电弃风电量供热，则存在随机性、不稳定性的缺点，无法单独为热用户提供服务，只能作为常规供热手段的补充；若使电热锅炉保持连续稳定供热运行，将可作为有效的热源并替代常规供热设备，并显著提高低谷负荷率，降低系统峰谷差，改善风电消纳条件，但在没有风电弃风的时段，电热锅炉将大量消耗有效电能，大幅度提高成本、降低能源效率，经济性也很难保证。

　　综合考虑，建议重点在风电弃风量大、热价承受能力强、环保要求高或集中供热未覆盖的地区，研究居民及商业用户采用或改造为电采暖方式的技术经济特性，并确定最佳规模，在方案总体合理的前提下，给以补贴政策，引导最佳规模的实现。

　　随着我国智能电表等智能用电技术不断成熟和推广应用，采取灵活电价手段推动DSM发展的条件更加完备，DSM在减小峰谷差、改善系统特性、促进风电消纳等方面一定会发挥更大作用。

　　准确的短期风电出力预测，能够帮调度员优化日、周的机组启停、备用分配、跨区送电曲线等系统运行方式，为风电消纳创造最佳的短期运行环境；较为准确的中长期风电预测，能够帮助调度员优化安排发电机组检修、风电场送出线路及重要断面设备检修、跨区送电安排等系统季度、年底生产检修计划，为风电中长期消纳创造条件，最大限度避免弃风出现。

　　在优化系统运行方面，可以通过提高短期中期负荷预测准确性、优化网络潮流、提高重要断面输电能力，以及优化跨地区送电曲线，改进调度运行优化模型、算法与程序等多种措施，优化系统运行方式。

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