酒泉千万千瓦风电基地集中并网面临的挑战及应对措施

甘肃省电力公司风电技术中心 ■ 汪宁渤

一 酒泉千万千瓦风电基地概况

1 风能资源

甘肃省的风能资源丰富区主要位于河西走廊北部区域。酒泉市位于甘肃省河西走廊西端，东经92°00'～100°30'、北纬37°51'～42°50'之间，总面积19.2万平方公里。酒泉市南部为祁连山脉，北部是以马鬃山为代表的北山山系，中部为平坦的沙漠戈壁，“两山夹一谷”的有利地形形成东西风的通道，风力资源较丰富。酒泉的风能资源总储量为23700万千瓦，技术可开发量为3998万千瓦。酒泉风电基地的风能开发利用主要集中在玉门、瓜州、马鬃山三个区域内。该区域风速频率主要集中在4.0～12m/s，大部分区域年平均风速都在5.0～6.5m/s，且基本没有破坏性风速，风能密度均超过150W/m2，是国内适宜建设大型风力发电场的区域之一[1]。

酒泉市人口约100万，集中居住在个别绿洲区域，其余绝大部分土地处于原生态状态，不占用耕地草场也不压矿，地广人稀土地资源丰富；酒泉风电基地位于河西走廊的西端，规划区域为地势平坦开阔的戈壁滩，具备建设大规模风电基地的理想条件；兰新铁路、在建的客运专线、国道及高速公路均从风电基地穿过，交通运输条件得天独厚。

图1 酒泉风电基地地理位置

2 风电基地基本特点

图2 酒泉风电基地风电场分布

截至目前，甘肃酒泉地区已经完成风电吊装容量550万千瓦，其中已并网投产发电的风电装机容量354万千瓦，今年上半年完成吊装的风电机组将全部并网投产。去年8月，国家能源局组织完成了“甘肃酒泉风电基地二期800万千瓦建设规划预可行性研究报告”的评审；同年11月份，在甘肃河西750千伏输变电工程竣工仪式上，国家能源局宣布启动二期工程，预计到2015年酒泉风电基地的总规模将超过1400万千瓦，2020年装机容量增加到2000万千瓦以上， 2020年以后装机容量增加到3000万千瓦以上[2，3]。酒泉风电基地作为世界上最大的风电基地之一，仅考虑已经列入规划的2015年的风电建设规模，已超过2008年底全国的风电装机总容量，因此总规模巨大是甘肃酒泉风电基地的基本特点。

甘肃省实际运行风电出力在40%以下装机容量区出现的概率为86%，其中0～10%装机容量区间出现时间频率为32%；10%～20%、20%～30%和30%～40%装机容量出现的概率分别为23%、16%和15%。

40%以上装机容量区出现的概率为14%，其中40%～50%、50%～60%和60%以上装机容量区间出现的概率分别为10%、3%和1%[4，5]。

从发电量统计情况看，甘肃风电反调峰特性较明显，风电发电量在0:00～6:00所占比例为44%，6:00～12:00为20%，12:00～18:00和18:00～24:00分别为21%和15%[4，5]。

二 风电大规模集中并网面临的挑战

酒泉作为中国批准的第一个千万千瓦级风电基地，采用超大规模集中开发、集中接入超高压电网、超远距离输电的风电开发方式，突破了国际上小规模开发、分散式接入电网、就地平衡消纳的风电发展模式，风电作为主力电源登上历史舞台，全面改变了风电发展理念，创新了风电发展理论。酒泉风电在创造风电历史的同时，也面临着巨大的挑战。

1 输送能力问题[6]

根据酒泉陆上“三峡”风电基地的建设需要，新建的河西750千伏电网的西电东送能力仅为180万千瓦左右，根本无法满足已经完成吊装的550万千瓦的风电的送出需要。为此，省公司与国内有关研究院所合作，研制世界首创的“750千伏可控高抗”等多项最先进的技术措施；同时通过750千伏电网与新疆联网，以提高系统稳定水平和输送能力，并采取安全稳定控制措施，将河西750千伏电网西电东送的能力提高到330万千瓦左右[7]。考虑到风电机组发电的同时率和就地消纳部分用电负荷，勉强能够满足94%以上概率条件下的550万千瓦风电送出，仍然有6%左右的时间需要限发弃风。

2015年1400万千瓦装机容量的风电项目，在目前技术水平下依靠常规的交流电难以将电力电量输送到甘肃主网，即使采用了全世界最先进的正负800千伏特高压直流输电技术，能否有效地解决2015年以后的风电送出问题仍然需要进一步研究。

2调频调峰问题[6]

发电、供电和用电必须同时完成的特点，决定了整个电力系统的总发电负荷必须随用电负荷的变化而变化，也就要求电力系统内必须有足够的发电机组承担这一调整能力，即发电机组的调峰能力；由于风电具有“风”的间歇性、波动性、随机性的特点，决定了风电的发电负荷难以保持稳定，更不可能与用电负荷同步变化，必须有其他电源承担起适应风电发电负荷变化的调整能力；因此具有风电的电力系统除了要满足正常负荷变化的调峰能力以外，还必须满足风电随机性的调峰能力。

图5 酒泉风电基地风电汇集及送出工程[1]

截至2010年年底，全省最大用电负荷仅有1045万千瓦，甘肃电网统调装机容量为2500万千瓦，具备调峰能力的发电机组容量约为800万千瓦，其中火电机组600万千瓦、水电机组200万千瓦；水电机组丰水期调峰能力弱、枯水期调峰能力较强，火电机组供热期间调峰能力弱、非供热期间调峰能力较强，受到水电、火电机组运行方式以及检修等因素的影响，系统内最大可能的调峰容量约为600万千瓦；考虑事故备用、负荷备用等因素需要占用一部分调峰能力，另外电网结构的原因可能限制部分机组的调峰能力，全省所有机组不同时期的总调峰能力约为400万千瓦；考虑到其中约150万千瓦的机组调峰能力需要用于用电负荷调峰，能够承担风电调峰的发电能力仅约250万千瓦，根本无法满足2010年550万千瓦风电所需调峰能力的要求。

若考虑西北电网全部参与甘肃风电调峰，不仅需要研究技术可行性问题，还需要研究行政管理体制和完善经济补偿配套政策等方面的问题。即使不考虑经济补偿因素，并且所有相关配套政策能够全部落实，西北电网其他省份除了满足五省区自身的风电调峰以外，能够为甘肃提供的调峰能力也十分有限。2015年以后酒泉风电基地千万千瓦的风电项目，西北电网的调峰能力在现有技术水平下已经无法满足要求，需要在更大范围或新的调峰技术才能解决调峰问题。

3 电力、电量消纳问题[6]

预计2011年甘肃全省总装机容量约为2500万千瓦，其中风电为550万千瓦，占总装机的22%；2015年甘肃总装机容量约为3500万千瓦，其中风电为1400万千瓦，占总装机的40%，远远超过了国际上公认的电网接入风电能力不超过系统总装机容量10%～15%的标准，甘肃电网接入酒泉风电的能力存在问题。

2011年年底，风电装机容量达到550万千瓦、年上网电量约为121亿千瓦时，2010年全省统调范围内最大负荷1045万千瓦、省公司售电量665亿千瓦时，预计到2011年全省统调范围内最大负荷1100万千瓦、省公司售电量750亿千瓦时。省公司售电量750亿千瓦时中要消纳121亿千瓦时的风电上网电量，火电机组的利用小时数将下降到4000小时以下。

2015年1400万千瓦装机容量的风电项目，即使考虑用电量分别以年均8%的增长率增长，预计西北电网也难以消纳。由于受到交流输电技术和西北电力市场消纳能力的限制，必须依靠正负800千伏及以上特高压直流输电输送到华东或华中。750千伏超高压交流与超远距离特高压直流的组合，不仅国内外缺乏建设与运行管理经验，世界上也缺乏成熟的电网技术理论支撑，理论研究和实际应用的现状决定了可能存在较大的系统稳定问题。

另外，由于准备新开工建设的兰州至新疆的高速、重载电气化铁路将从酒泉风电基地穿过，电气化铁路将对风电场及电力系统产生重大不利影响。

4 系统稳定问题[6]

2011年年底投产的风电规模达到550万千瓦，其风电送出主要依靠1000公里的750千伏双回线路，线路的充电功率会随系统潮流、电压的变化而变化。风力发电的间断性，将导致线路充电功率的大起大落，必然引起整个系统电压、频率波动，电力系统存在频率和电压稳定问题。

为了满足送出能力的要求，河西750千伏电网必须采用可控高抗等多项最先进的柔性输电技术，另外，为了适应风电功率间歇性的特点，风电场升压站必须安装15%～20%的动态无功补偿设备(SVC或SVG)；750千伏可控高抗和动态无功补偿设备等柔性输电技术在河西电网同时应用，需要综合研究柔性输电的控制策略问题。因此酒泉风电基地可能存在较大的系统稳定问题。

三 酒泉风电外送的技术路线

1 资源导向型的风电发展模式

(1)风能资源与用电市场的逆向分布

中国陆上风能资源主要分布在内蒙古、新疆、甘肃和黑龙江等三北地区，这些地区大多远离人口稠密的负荷中心，而国家规划的七个千万千瓦级风电基地除了江苏以外全部集中在三北地区。中国的用电负荷中心主要集中在自然条件较好、人口稠密的东南沿海地区，即使在三北地区的风电基地也均远离当地的用电负荷中心，自然形成了风电资源与用电负荷的逆向分布。

酒泉风电基地主要集中在玉门、瓜州、马鬃山三个区域内，距离兰州负荷中心的平均距离约为1000公里，如果在西北区域内消纳风电，距离负荷中心的平均距离更远。考虑2015年1400万千瓦风电必须在全国电力市场消纳，需要送出的距离将超过2000公里。面对远离用电负荷中心与风电资源丰富的矛盾，如何开发利用丰富的风能资源成为全世界风电发展面临的一道难题，能否破解该难题成为加快风电发展的关键。

(2)甘肃酒泉风电基地的开发模式

甘肃酒泉风电基地借鉴了大型煤电基地、水电基地建设的能源集中开发的理念，按照超大规模、高度集中开发建设风电基地的资源导向思路，采用750千伏超高压间接接入系统的方案，综合应用750千伏超高压结合特高压直流输电技术，实现风电超远距离输送、电力电量完全外送。酒泉千万千瓦级风电基地不仅与欧美靠近用电负荷中心、小规模、多业主、高度分散的风电发展模式不同，而且也完全不同于国内现有的风电发展模式，为全世界风电发展提供了一种全新的选择模式。

中国乃至全世界风电资源足够丰富，但受到传统的开发理念和模式限制，通常认为可开发的风电资源占陆地总资源不到10%，如果超大规模集中开发、超远距离输电的开发模式能够成功，将大幅度增加全世界可开发风电资源的总量，为未来经济发展提供更多可开发的可再生能源资源储备。

2 酒泉风电基地风电外送的条件分析

(1)酒泉大规模风电出力特性分析[8，9]

酒泉风电基地位于祁连山脉与北山山系之间“两山夹一谷”的沙漠戈壁，风电场之间的地理位置比较集中、出力变化趋势相近。在长时间尺度范围内，风电基地的总出力波动性较大，风电场的风电出力表现出较大的相关性。

酒泉风电基地550万千瓦风电机组主要分布在东西200公里、南北20公里的区域内，大风主要以东西主导风向为主，风峰风谷在经过200多公里的风电场过程中，各风电场出力呈现依次变化的分散效应，有效降低了风电基地总出力的变化速率。根据2009年的运行数据分析，酒泉风电场群出力变化率在每分钟0～0.6%之内的概率约为90%，在每分钟0～1.5%之内的概率约为99%，每分钟大于1.5%的概率小于1%。短时间尺度风电场群风电出力存在明显的互补性，并且随着风电场群装机规模的增加，其风电出力的互补性增强。

图6

(2)目标市场的用电需求分析

酒泉2015年及以后的风电，必须依靠全国的市场消纳，在此，酒泉风电的目标市场重点考虑华东或华中地区。

华东地区是国内用电需求最大的地区，也是用电需求增长较快的地区，该地区用电量大、负荷峰谷差较大，电源结构以火电为主，调节能力相对较差、调峰矛盾突出。华东是国内一次能源匮乏的地区，也是国内能源调入最多的地区，目前主要依靠山西、内蒙古等地调入煤炭发电，另外通过华中地区调入少量的水电。综合考虑能源供应、用电需求和负荷特性等因素，华东地区能够接纳外部电力，但需要按照华东地区的用电负荷特性曲线输电。

华中地区也是国内一次能源资源的调入地区，存在能源调入的需求，与华东地区不同的是该地区水电占的比重较大，系统内电源调节性能相对较好，对于外来电力是否按照用电负荷曲线输电的要求不高，能够接纳按照固定负荷输送的电力电量。

(3)风电功率调节方式分析[8]

根据目标市场的用电需求特性分析，无论按照用电负荷曲线或固定负荷曲线输电，酒泉风电均需要按照用电市场需求在送电端完成输电功率调节任务，实现外送电力负荷根据用电需求进行调整与控制，因此风电无法单独远距离输送，必须与其他电源打捆实现联合外送。

目前，国内上海汽轮机厂、哈尔滨汽轮机厂以及东方汽轮机厂生产的汽轮机出力调整速率均在每分钟3%～5%MCR(火电机组的额定输出功率），其中在50%～100%MCR出力范围内调整速率可以达到5%。酒泉风电基地风电火电打捆联合外送，根据酒泉风电基地出力特性分析，配套建设一定规模的常规火电机组，不仅能够满足风电送出调峰出力变化率的要求，而且能够满足受电端用电市场功率调节与控制的需求，因此风电火电打捆能够满足酒泉风电基地跨大区远距离输电的技术需求。

3 风电火电打捆联合外送是合理选择

(1)风电火电打捆联合外送的合理性[10]

能否有效解决风电的市场消纳问题是中国资源导向型发展模式成功与否的关键，风电随机性、波动性的特点决定了它难以单独远距离输送，需求合理的远距离外送技术方案关系到未来大规模风电可持续发展的关键。

伴随着中国经济的高速发展，能源需求不断增加，国内传统能源基地增加供应能力减弱。今年年初在华中、华东地区遭遇的煤电油气紧缺局面证明，单纯依靠现有能源基地增加供给能力，已经无法满足经济社会发展的需求，开发新疆及内蒙古西部地区的煤炭资源成为国家能源战略的合理选择。

新疆和内蒙古是中国煤炭资源最丰富的地区，受到现有铁路运输能力的限制，能源资源优势难以充分开发利用，大量新建运煤炭的专用铁路不仅受到建设成本、土地资源和环保等因素的制约，还受到运力平衡、运输距离、价格等经济因素的制约，急需寻求新的替代能源输送方式。

中国不仅风能资源与用电送出逆向分布，煤炭、石油、天然气和水电资源也是逆向分布，能源资源主要分布在西部、北部，而能源需求主要集中在经济发达的东南沿海地区；中国能源资源与市场的逆向分布，并且过分依赖铁路运输的发展模式，导致中国煤电油运问题长期是中国经济发展的瓶颈，寻求新的能源输送方式已经成为中国经济发展的内在需求。

中国经济发展需要把西部的能源资源远距离输送到经济中心，酒泉风电基地配套建设一定规模的火电以特高压直流外送，不仅能够有效地解决风电的接入和消纳问题，而且以输电替代输煤有利于缓解铁路运力不足的矛盾，将新疆、内蒙古的煤炭资源优势转化为经济优势，有效增加国家能源供给能力、缓解能源运输矛盾。在不增加全国火电建设总规模的情况下，通过在酒泉建设适当规模的火电项目，减少在华中或华东地区火电建设规模，为中国能源资源提供一种合理的输送方式。

(2)特高压直流是远距离输电的理想选择

酒泉千万千瓦级风电基地位于河西电网的末端，距离兰州的直线距离约为1000公里，距离华中、华东的输电距离将超过2000公里。±800千伏特高压直流输送距离可达到2500公里以上，完全能够满足酒泉风电基地跨大区输电的需要；输电能力约为640～900万千瓦，远超常规特高压交流及高压直流的输电能力，完全能够满足酒泉风电二期送出容量的需求；线路走廊窄、损耗低，大幅度提高了电力输送的经济性。

云南至广东、向家坝至上海两个±800千伏特高压直流输电工程相继建成投产，标志着±800千伏特高压直流输电技术已经取得重大突破，为解决中国能源资源与市场逆向分布问题提供了可能性。

从酒泉到湖南株洲的输电距离约为2500公里，根据国网能源院的研究结果表明，特高压输电费用为0.12元/千瓦时[11]，按照国内火电机组发电的平均煤耗，核算成为标准煤的运费为360元/吨；原煤的铁路综合运费为0.135元/吨·公里，按照原煤发热量5500大卡计算，换算成为标准煤的运费单价为0.172元/吨·公里，铁路运输距离为2500公里的运费为429元/吨。在输送距离相同时，特高压直流输电的成本明显低于铁路运煤的费用，如果考虑煤炭运输需要转运等因素，特高压输电的优势则更加明显。因此，随着特高压直流技术的发展，传统的“运距超过500公里，输电不如输煤”的理念已经完全过时了，2000公里以上输电的经济性要明显优于输煤。

风电火电打捆联合外送是缓解大规模风电基地市场“瓶颈”的有效途径，也是促进千万千瓦风电基地建设的必要条件。

四 大规模风电集群控制应对措施[12]

受国家电网公司委托，由甘肃省电力公司牵头，组织国网电科院、清华大学、华北电力大学、上海交通大学和许继集团共同完成了国家高技术研究发展计划(863计划)“智能电网关键技术研发(一期)”重大项目：风电场、光伏电站集群控制系统研究与开发的申报工作。具体内容包括：

1 开展实时监测网络与数据平台研究，包括资源监测网络与数据平台、运行监测网络与数据平台和动态状态估计。提出风电、光伏发电基地资源观测点微观选址方法，建设气象观测网络和数据综合平台，开发风电场、光伏电站集群状态估计软件。

2 开展风电场、光伏电站集群多时空尺度建模与仿真分析研究。包括风光资源时空分布特性与数值模拟技术，风电、光伏发电多时空尺度出力特性分析及其集群控制策略的匹配性研究，多时空尺度风电场、光伏电站动态聚合模型及其在并网分析计算中的应用研究，并基于RTDS建立集群控制系统闭环实时仿真试验系统，进行模型和策略的验证。

3 开展风光联合功率预测与应用决策支持系统研究，内容包括风光(联合)预测系统、预测误差统计特征指标筛选、评价体系和应用决策支持系统。建立适应酒泉千万千瓦级风电基地、百万千瓦级光电基地的风光(联合)预测系统，预测精度满足实用要求，并建立误差评价体系，研发应用决策支持平台，指导功率预测结果在集群控制平台中的应用。

4 开展间歇式电源集群运行及优化策略研究，内容包括风电场/光伏电站集群年度电量规划、日前出力计划、集群与大电网安全稳定交互影响的机理。开发风电场、光伏电站集群的年度电量预估软件、日前出力计划软件以及在线安全稳定预警与辅助决策软件，并提出满足网源互动要求的集群控制三道防线优化协调配置的原则与方法。

5 开展风电场、光伏电站集群控制策略关键技术研究，包括风电场、光伏电站集群控制系统的优化控制原则、控制模式，有功功率、无功电压、安全稳定控制策略；风电机组、光伏组件并网控制策略。

6 开展风电场、光伏电站集群控制系统示范工程建设，包括风电场、光伏电站集群控制系统示范工程体系架构、软硬件开发研制、开放式接口及无缝连接技术、海量数据处理技术和关键信息提取技术、可视化与可扩展技术、运行技术保障体系。

风电出力的波动性、随机性导致了调频调峰和系统稳定等一系列问题，该项目提高了大规模风电的可预测性、可控性和可调节性，有效缓解了风电出力不可控、不可知对于电网安全稳定的影响，为大规模风电集中并网、远距离输送提供关键技术支撑；该项目在改善大规模风电的并网特性的同时，为提高电网接纳风电能力创造了条件。

五 结论与建议

1 大规模集中开发已成为中国风电发展的主要模式，伴随着酒泉千万千瓦风电基地的全面开工建设，大规模风电集中并网带来的送出能力、消纳能力、调频调峰和系统稳定等一系列技术难题亟待解决。

2 风电与火电打捆联合外送是应对大规模风电集中并网挑战的合理选择，也是促进大规模风电基地建设的必要条件。

3 风电集群控制为大规模风电集中并网、远距离输送提供关键技术支撑，改善了大规模风电并网的特性，为提高电网接纳风电能力创造了条件。

[1]中国电力顾问集团西北电力设计院.甘肃酒泉风电基地输电规划—风资源特性与风电场规划[R].2008,8.

[2]陆浩.一项关系全局的大战略—关于建设河西风电走廊思考.甘肃日报,2008,7.28:1.

[3]国家发展与改革委员会.《关于甘肃酒泉千瓦千万级风电基地“十一五”380万千瓦风电场项目核准的批复》和《关于开展甘肃酒泉千瓦千万级风电基地第二期项目规划工作的通知》.2009,43-5.

[4]甘肃省电力公司. 2010年甘肃电网新能源运行分析报告[R].兰州: 甘肃省电力公司调度通信中心,2010,1.

[5]甘肃省电力公司,甘肃电网2011年度运行方式报告[R].兰州:甘肃省电力公司调度通信中心 2010,1.

[6]汪宁渤,马彦宏,夏懿.甘肃酒泉10GW风电基地面临的巨大挑战[J].电力建设.2010,1:101-104.

[7]甘肃省电力公司,中国电力科学研究院.《甘肃电网接纳风电能力研究报告》[R]:2009.9.

[8]肖创英,汪宁渤,丁坤,陟晶.甘肃酒泉风电功率调节方式研究 [J].中国电机工程学报，2010,10,1-6.

[9]肖创英,汪宁渤,陟晶,丁坤.甘肃酒泉风电出力特性分析[J].电力系统自动化，2010,34(17):64-67.

[10]汪宁渤.风电发展瓶颈原因分析及应对措施研究[J]. 中国能源.2010,32(3):17-20.

[11]国家电网公司能源研究院. 风电火电打捆外送经济效益分析[R].2009.

[12]甘肃省电力公司.风电场、光伏电站集群控制系统研究与开发[R].2010,12.