我国风电弃风原因及对策分析:挫伤投资者积极性

　　二、提高含风电的电力系统整体运行效率的技术措施
　　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。
　　1. 加强系统安全管理，优化设备检修安排。
　　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。
　　2. 优化风电送出方案，扩大风电消纳范围。
　　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。
　　3. 建设抽水蓄能、燃气发电等调峰电源。
　　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。
　　4. 采用电池储能、压缩空气储能、制氢储能等新型储能手段。
　　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。
　　5. 推动辅助服务市场化，挖掘利用常规机组调峰调频潜力。
　　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。
　　6.建设电锅炉供热工程，利用低谷弃风电量。
　　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。
　　7. 加强需求侧管理（DSM），改善负荷特性。
　　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。
　　8. 加强风电出力预测，优化系统调度运行。
　　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。