甘肃风电可持续发展之路和难点分析

    根据甘肃风电产业发展的潜力，结合甘肃风电产业发展的实际，目前甘肃发展风电产业还有一些难点需要正视和克服。 
    1、电力输送遭遇瓶颈 
    甘肃河西电网是目前国内输电距离最长，串联变电所最多的330千伏电网，受电网结构限制，西电东送的能力仅为70万千瓦左右。为了提高输送能力，在河西750KV工程全线采用串补及实施西北主网与新疆联网后，仍然不能满足风电全部外送的要求。
    2009年，甘肃省电力公司投资120亿元建设一条河西750千伏的双回输电线路，但据西北电网有关专家计算，2010年，酒泉风电基地一期516万千瓦装机投产后，受调峰能力限制，西北电网的风电接纳能力最多仅有180万千瓦，在考虑直流外送的情况下，电网的风电接纳能力也仅为440万千瓦。根本无法解决酒泉地区2015年1217万千瓦及2020年增加到2000万千瓦以上风电外送的电力需求。
    为此，国家发改委、能源局提出了“建设大基地、融入大电网”的规划构想，规划若建成750KV坚强智能送端电网，网对网外送能力将会达到7000万千瓦以上，这样即可从很大程度上满足和弥补风电送出需要。但现实情况是国家发改委批准建设的750千伏金昌－酒泉－安西输变电工程和配套330KV输变电工程正在紧张建设与风电产业建设的发展速度相比，还是远不能满足需求，±1000（800）千伏特高压酒泉至华中地区点对点直流输电线路虽然已经规划，但仍存在一系列问题需要进一步解决和落实。 
    2、电量的消纳渠道未打通，西北电网内部对电量的需求不足 
    甘肃经济相对落后，如此巨大的装机容量所带来的庞大电量是经济建设所远远无法消耗的。把电送往哪里？成了甘肃风电建设的又一难题。
    据资料显示，2010年，甘肃省用电最大负荷为950万千瓦，售电量为770亿千瓦时。用这950万千瓦要消纳掉516万千瓦的风电，从电力平衡的角度来讲几乎是不可能实现。如果516万千瓦的风电全部在省内消纳，火电机组的利用小时数将会下降到3500小时以下，降低盈利能力。所以必须依靠整个西北电网进行消纳。
    2015年1271万千瓦及2020年增加到2000万千瓦以上装机容量的风电项目所对应的风电发电量分别为250亿千瓦时，420亿千瓦时，必须依靠全国电力市场消纳，但一方面考虑到北方电网为330KV、750KV规格，而南方电网为220KV、500KV规格，要解决直接输送接受还存在输电线路的技术问题和巨大的资金投入难题。另一方面还要考虑我们把富裕电量送往沿海发达地区后，对方是否能积极支持并主动接纳，而我们是否在积极准备就电价、电量供应方面与对方有协商和沟通等，这一系列问题已迫在眉睫。 
    3、为风电配套的调峰调频电源结构不合理 
    由于风电具有“风”的间歇性、波动性、随机性的特点，加之风电的自储能力还不成熟，风电的发电负荷难以保持稳定。所以要满足发电、供电、用电同时瞬间完成的电力系统基本要求，必须有其他电源承担起适应风电发电负荷变化的调节能力。
   截止2009年年底甘肃电网统调装机容量为1900万千瓦，西北电网总装机容量6000万千瓦，如果把它们全部且来调峰，远远不能满足风电调峰的要求。考虑到甘肃水电资源有限，光电开发还因技术和成本问题严重不足，火电自然成了甘肃风电调峰的最佳选择。同时还考虑水电、火电机组运行方式以及检修等因素的影响，能够承担风电调峰的发电能力仅为约150万千瓦，而2010年516万千瓦风电至少需要与之配套的774万千瓦（1.5倍的风电）水、火电为其调峰，并且这些火电机组距离风电基地越近越好，否则将极易引发电网的安全稳定问题。2015年，风电建设规模将达到1271万千瓦，调峰调频问题将会更加突出，还需要约900万千瓦火电与之配套，需要在更大范围内或新的调峰技术才能解决调峰问题。