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国家电网:提升风电并网统筹能力

导读: 我国风电和电网之间形成了相互促进、良性互动、共同发展的新局面。

  今年6月,我国并网风电达到5258万千瓦,成为世界第一风电大国,大电网运行大风电的能力达到世界领先水平。“我国风电用5年多时间走过了发达国家15年的发展历程,实现了从200万千瓦到5000万千瓦的跨越。特别重要的是,我国风电和电网之间形成了相互促进、良性互动、共同发展的新局面。”国家电网公司副总经理舒印彪说。

  风电可持续发展的关键在于消纳。通过近年来的艰苦努力,我国在风电规划设计、运行控制、调度管理、技术标准等各个方面取得了长足进步,对风电的发展规律和特性有了更为深刻的认识。风电规模从小到大,标准从无到有,技术水平从跟随到领先,运行控制能力从弱到强,取得了令人振奋的成绩。

  电网既是风电发展的关键环节,也是各种矛盾的焦点。为此,国家电网将服务新能源发展作为重要方向,在新能源并网消纳、运行管理、标准建设等方面做了大量艰苦的工作,有效解决了新能源发展中的各种矛盾和问题,促进和保障了我国新能源安全、健康、可持续发展。目前,国家电网调度范围并网风电超过5000万千瓦,2006年以来年均增长率为87.4%,成为全球接入风电规模最大、增长速度最快的电网之一。

  千方百计促进风电消纳

  2006年以来,国家电网公司累计投资458亿元,建成风电并网线路2.53万公里,新(扩)建变电站420座。面对风电与电网规划前期不同步、建设工期不匹配等困难,国家电网积极跟进风电项目进展,主动与风电业主协调配合,千方百计加快风电送出工程建设,尽最大努力满足风电接入电网的需要。

  针对风电场与电网协调配合的核心技术和关键问题,国家电网研究制订了一系列标准和规范,有效解决了风电场建设没有规范、接入电网没有标准等问题。与此同时,国家电网加强新能源调度支撑体系建设,推动风电与电网协调发展。现已建成覆盖全部570座风电场的新能源运行调度监测网络,在14家调度机构建成风功率预测系统,实现了风电可监测、可预报。同时完善风电场无功电压、通信保护、运行控制系统,建设电网友好型风电场,实现了风电场与电网互联互通、风电可控可调。

  国家电网还充分发挥统一管理、统一调度和全国联网的优势,坚持以风电为中心,统筹安排火电、水电机组配合运行,最大限度消纳风电。公司上下协同配合,尽最大可能挖掘现有跨省跨区线路输电能力,通过优化一省乃至多省的运行方式,将一个地区或一个省消纳不掉的风能资源跨省区调度。东北、西北电网建设了风电功率自动控制系统,每5分钟动态调整风电计划,最大限度利用跨省通道输送风电。依靠大电网,蒙东、蒙西风电日发电量占比分别创历史新高。今年5月14日,蒙东电网风电日发电量占比达到72%,其中一半的风电电量由东北电网吸纳。今年4月26日,蒙西电网风电日发电量占比达到28%,其中三分之一的风电电量由华北电网吸纳。

  风电并网,标准和技术是关键。近年来,国家电网公司加快风电标准体系建设,持续加大科技创新,新能源科技研发累计投入40亿元,进行了357项科研项目,在风电接入电网技术、风力发电及控制技术、太阳能发电技术等领域开展了大量研究,建成国家风光储输示范工程和国家风电技术与检测研究中心、国家能源太阳能发电研发(实验)中心,掌握了先进的新能源发电与送出联合调控技术,促进新能源设备制造技术不断升级和设备产业竞争力整体提升。

  超前规划扩大消纳范围

  目前,我国风电利用达到较高水平。2011年,国家电网经营区风电年发电量达到706亿千瓦时,较2006年增长了28.2倍,年均增长96%。2006年至2011年,风电年平均利用小时数达1992小时,2010年达2095小时,与欧美大体相当。分省份看,部分地区风电运行指标达到或超过欧美。

  当前,影响我国风电消纳的制约因素主要有两点。一是电源结构单一,系统调峰能力不足。二是风能资源与负荷中心呈逆向分布,跨区输送能力不足。为此,国家电网建议加快调峰电源建设,提高系统运行灵活性;加快跨区输电通道建设,扩大新能源消纳范围;完善配套政策,保障风电快速可持续发展。

  据了解,今年7月,国家能源局发布了《风电发展“十二五”规划》,规划风电2015年并网装机容量达到1亿千瓦,2020年超过2亿千瓦。国家电网按照“建设大基地、融入大电网”的发展思路,为实现我国风电并网装机容量的战略目标,提出了完整的实施途径,按照由近及远的原则,“先省内、后区域、再全国”安排风电消纳市场,统筹风电和其他电源建设,深入挖掘本地系统调峰能力,有效扩大消纳范围;规划在“十二五”时期建设“三纵三横”特高压骨干网架和若干条特高压直流输电工程,这些工程建成以后,将极大地推动大型风电基地的开发与风电送出。
 

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