让风电搭上特高压的快车

添加时间：2013-01-16 11:48:51 来源：爱中国能源网

　  大规模基地式集中开发是我国风能利用的重要方式，以风火打捆或风电协同其他形式电源的打捆送电，是解决大规模基地式风电开发的有效途径。
　　大规模、高效率打捆送电的实现方式，目前首推超高压，特别是特高压交直流输电工程。国家电网公司提出的“三纵三横一环网”特高压交直流输电工程规划，值此时期，如何按照可再生能源发展战略要求，优先保证大规模基地式风电集中开发和送出，亟需认真研究和实施。
　　大电网支撑大风电
　　近年来，我国风能利用开发发展迅猛，截至2012年6月，“我国并网风电达到5258万千瓦”。与此同时，风电消纳却日趋困难，尤其是“三北”地区，风电场闲置弃风现象严重。究其原因，风电需要更多调峰电源支撑或电网调度运用水平需要提高，以及我国能源资源与能源需求逆向分布特点，是主要影响因素。
　　在解决风电消纳问题的众多声音里，应该积极贯彻“建设大基地、融入大电网”的思路，通过扩大风电消纳区域范围的举措，解决新能源消纳问题。
　　另一方面，继以西北电网750kV输变电工程为代表的一批超高压输电线路的建成投运，国家电网正在高调推进以特高压为骨干网架的坚强智能电网建设。
　　截至目前，我国已经建成“一交三直”，并在建 “一交三直”（包括哈密—郑州±800kV特高压直流输电工程）共8条特高压交直流输变电工程。同时，±800kV蒙东—浙江特高压直流输电工程、1000kV锡盟—南京特高压交流输变电工程，也已着手动工准备。

　　在规划上述特高压输变电工程的巨大预期效益中，尤其是工程路径涉及风电开发规模密集的“三北”地区的几条特高压输变电工程，如何带送更多风电，还没有看到比较清晰的计划和举措。
　　为规划特高压输电通道的运用方式，考虑风电等新能源的合理配送容量，一些研究成果已经应运而生。
　　一项电网公司研究的哈密—郑州±800kV特高压直流输电通道的输送风电研究表明：按照通道额定输送容量7600MW，通道参与部分受端电网调峰，不弃风或少弃风输送风电的条件考虑，推荐通道利用小时数6500h，则配套风电装机容量2800MW。
　　一项电网公司外部单位进行的，1000kV锡盟—南京特高压交流输变电工程的外送风电研究显示：按照通道输送容量9000MW，通道适度参与受端电网调峰，风电运行平均弃风电量5%的情形计算，推荐通道年运行小时数为7680h，则配套外送风电装机容量为4500MW。
　　前一项研究中，风电基本不弃风，输电通道利用小时数6500h，风火打捆（哈密煤电基地容量暂定为8280MW）比例约为1：3；后一项研究中，风电做5%弃风运行，输电通道利用小时数适度提高到7680h，则风火打捆（锡盟煤电基地容量暂定为9900MW）比例可提高至近1：2。 
      后一项研究还显示，从发挥通道带送风电效益考虑，通过加大风电弃风比率，配套外送风电装机容量甚至可以进一步提高。而增大风电弃风比率，在保持风电利用小时数不致过低（即保证可接受的经济性）的情形下，可以换来更大风电装机规模，获得更多风电发电量。

　　综而述之，对于风火打捆运用方式，一方面，在受端电网调峰能力充沛的条件下，通道尽量较少调峰运行，另一方面，适当允许风电弃风，则通道可以取得较高的风火打捆运用比例，带送更多风电等新能源电力。
　　多管齐下，风电才能搭上特高压的快车
　　扩大消纳区域范围，借助超高压、特高压现代输电技术， “三北”地区风能资源可以更大规模开发，进而可以在全国更大范围内得以消纳利用。但实现这样一个目标，又要面对一些实际问题。
　　一是要规划好输电通道送端火电的运用方式。
　　前述两项研究中，特高压输电通道之所以能够带送更多风电，一个基本的依据是送端火电必须跟随风电运行，即随机处于深度调峰运用状态，以一种“保驾护航”的身份身临其中。

　　前述两项研究中的通道送端火电均为煤电基地，其在建拟建火电机组基本为660MW或1000MW超临界、超超临界发电机组，都具有40～50%额定出力的调峰能力。理论研究和生产实践都已证明，现代火电机组能够担当电网调峰角色，而以往火电调峰角色担当不足，更多原因在于生产与调度经验积累不够，特别是电厂自身经济利益要求所致。
　　从外送更多风电角度考虑，要促成火电机组跟随出力并深度调峰的运用方式和运营策略，提前研究安全调度方案和企业设备运行方案，使火电机组通过深度调峰甚或启停调峰，让出输电通道空间，保证特高压通道带送更多风电。
　　至于如何促成这一目标，则不能简单依赖电源企业，也不能寄期望于电网公司。政府主管部门首当其冲。
　　二是要做好体制机制创新，打造科学有利的电力市场环境
　　一段时间以来，关于电力体制机制改革的讨论和呼声一直很高涨。显而易见，对于在可再生能源发展战略指导下，大力推动“三北”地区风电更大范围消纳，借助超高压、特高压输电通道外送更多新能源电力，电力体制机制的创新及其落实不可或缺。
　　国家早于2007年就发布了《节能发电调度办法（试行）》和《节能发电调度办法实施细则（试行）》。该办法的宗旨是改革现行发电调度方式，提高电力工业能源使用效率，节约能源，减少环境污染，促进能源和电力结构调整，确保电力系统安全、高效运行，实现电力工业的可持续发展。很遗憾，该办法发布几年来，主要受限于计划电力体制的羁绊，至今还没有在全国范围内推行。 
     应该认识到，该办法提出的“在保障电力可靠供应的前提下，按照节能、经济的原则，优先调度可再生发电资源，按机组能耗和污染物排放水平由低到高排序”发电调度原则，已经为电力运行要围绕可再生能源发电安排运用方式给出了明确的要求和方向。贯彻该办法，即可以置无调节能力或较少调节能力的风能、太阳能、海洋能及水能等可再生能源发电，于优先有利位置，同样亦可以为超高压、特高压输电通道带送更多风电找到管理根据，为安排输电通道运用方式找到努力方向。
　　在规划超高压、特高压输电通道运用方式时，全面贯彻节能调度发电的原则和思路，是保障输电通道工程体现可再生能源发展战略的重要方面，必须为此付出努力。
　　不能否认，推行节能调度发电是需要一系列体制机制配套措施支持的。要摒弃旧有发电计划管理模式，完善电网辅助服务的经济补偿办法，构建公平有效的电力市场运行机制，推进电网企业剥离于电力交易的电力行业市场化变革的全面实现。
　　可以对火电利益保障机制，包括电网辅助服务补偿措施，稍作设想。输电通道送端火电机组做跟随出力并深度调峰运行的利益保障，可以在充分核算的基础上，通过落实电网辅助服务经济补偿办法，以及甚或给予反映成本变动情况发电上网电价的方式加以实现。而经济补偿的资金来源，包括发电上网电价多出标杆电价部分，除一般途径外，亦可考虑从配套风电和受端用户的显著收益中，经核算适当计取。