2013年我国风电运行现状与发展建议

2013年我国风电运行现状与发展建议

0风电弃风现象的现状根据中国科学院和中国气候局发布的《气候变化绿色皮肤：气候变化报告（2013年）》，2012年中国东地区雾象天数为16天，比全年多7.2天。珠三角和长三角地区雾霾天数增加最快,如广东深圳和江苏南京平均每年增加4.1天和3.9天,2012年北方地区雾霾天数及雾霾指数都急剧增加。治理雾霾需要多方面一起行动,包括提高机动车排放指标的限制,减少化石燃料的消耗,降低工业废气排放,增加清洁能源的利用,增加GDP产值中高附加值产品的发展,降低高能耗企业的发展等多种办法;其中,减少化石燃料消耗具有明显的效果,所以国家最近几年大力发展新能源发电项目,限制火力发电厂的建设速度,加大对老电厂的改造力度。为了贯彻落实《国家中长期科学和技术发展规划纲要(2006-2020年)》、《国家“十二五”先进能源技术领域战略》等国家相关可再生能源战略部署,促进风能技术的发展和应用,为2020年我国二氧化碳排放强度降低40%-45%、非化石能源占一次能源消费比重达到15%战略目标的实现做出重要贡献,为我国未来风电产业的可持续发展提供技术保障,中华人民共和国科学技术部制定了《风力发电科技发展“十二五”专项规划》。根据国家《风电发展“十二五”规划》要求,到2015年,我国投入运行的风电装机容量要达到100GW,年发电量达到190TWh,风电发电量在全部发电量中的比重超过3%。海上风电装机容量达到5GW,到2020年,风电总装机容量超过200GW,其中海上风电装机容量达到30GW,风电年发电量达到390TWh,力争风电发电量在全国发电量中的比重超过5%。到2012年年底,我国风电装机容量已经达到75324MW,风电装机占5.47%,到2013年年底,我国风电装机容量已经达到了91412MW。在国家大力发展风电的同时,现有北方风电场的弃风现象依旧很严重,其中2012年全国弃风20TWh,全国风电机组平均运行1890h,最严重的省份风电运行时数仅1420h;2013年,全国风电弃风电量16.2TWh,比2012年减少4.6TWh;平均弃风率11%,同比降低6个百分点,虽然情况有所好转,但形势依然严峻。在现阶段,治理雾霾、发展清洁能源与风电场弃风之间出现矛盾,弃风现象的出现,影响了风电建设投资方的积极性,限制了风电的发展。本文就风电场建设管理模式及送出方式提出建议,建议改变部分地区风电送出工程的建设方式,提高风电场建设效益,改善电网运行环境。1通过下转压站或下变电站内升电目前国内现有风电场的接入系统方式主要如下,风电机组发出电,经过箱式变压器升到10kV或35kV,然后经过集电线路送入升压站,在升压站内升到110kV或220kV,有些项目电压更高,然后经过110kV或220kV送电线路接入电力系统的变电站。北方地区如新疆、宁夏、甘肃、内蒙、吉林等地的风电场一般距离居民区和工业负荷较远,采用这种方式较合适。用这种接入系统方式,风电场与电网界线分明,便于风电场建设及电网的运行管理。2将电网地面接入当地电网,建立分布式电源在有些地区,如江苏、河南、安徽、山东、福建等地,风电场周围有许多工业或民用电负荷,风电场区域内有已经建成的10kV或35kV送电线路,采用现有接入系统方式,需要将风电场发出的电通过升压站升压后经送出线路接入地区级的110kV或220kV电网,然后再通过当地电网110kV或220kV反送回当地35kV变电站,增加了电力输送过程中的损失。我们建议,处在用电负荷区域内的风电场,采用分散方式将风电机组发出的电送入当地的10kV或35kV电网,将发出的电直接送到电负荷的用户,建立分布式电源。其具体接入系统方式如下:风电机组发出的电接入箱式变压器,升到10kV或35kV,然后通过集电线路接入当地的10kV或35kV变电站,如果有条件的地区,可以直接T接到当地已经建成的10kV或35kV线路;发电量计量在箱变出口处进行,也可以在风电场集电线路与当地电网的连接处进行计量。3新连接系统的优势3.1节约了土地资源采用新的接入系统方式,取消风电场升压站,仅建设风电场综合管理办公楼,风电机组直接接入当地10kV或35kV电网,减少了升压站的占地面积,也减少了以往110kV或220kV送出线路的占地,节省了风电场的占地空间,节约了土地资源;仅就升压站部分而言,新的接入系统方式比现有接入系统方式将减少土地占用面积约60%。3.2集电线路变出口电路设计由于不建设升压站,可以减少升压站征地费用及建设费用,同时也节省了送出线路的建设费用;现有接入系统的方式,需要占用电网公司变电站的用电间隔,有些还需要进行改造,新的接入系统方式也可以降低这部分的改造费用;对于集电线路,由于风电机组箱变出口的电能接入当地10kV或35kV电网,不再长距离地送入升压站,这部分的线路也将大大缩短,也将节约建设资金。送出工程如果采用220kV线路,每公里造价大约100万元,一般风电场送出线路长度都在20km至50km,仅送出工程可以节约造价2000至5000万元。集电线路造价大约每公里70万,不同风电场,装机容量相同,集电线路长度差别也很大,节省的费用也要根据风电场实际情况确定,一般也可节省几百万元;新的接入系统方式,升压站主变、无功补偿、高压断路器、隔离开关等设备取消,如果按照200MW风电场容量分析,该部分节约投资大约在3000万元左右。3.3风电场用电输送不再进行长波长输送采用新的接入系统方式,风电机组发出的电将在就地消化,不再进行长距离输送,这将减少风电场电能输送过程中的损失;同时风电场的电直接接入配电网,当地用电负荷不用或少用电网提供的高压电,也减少了电网供电的输送损失。3.4节约风电场建设用地的措施新的接入系统方式,减少了升压站面积,减少了送出工程,缩短了集电线路,可以节省风电场建设用地,减少施工的土方量,这将有利于风电场的水土保持和环境保护工作;同时,采用这种接入系统方式,减少了供电和发电的损失,相当于增加了电网的供电量,减少了化石燃料消耗,也有利于整体的环境保护。3.5风电场集电线路与送出线路交叉施工在南方人口密集地区,10kV、35kV、110kV、220kV线路比较密集,风电场集电线路和送出线路与这些线路交叉较多,施工难度较大,个别地方线路由于无法架空穿越,需要采用直埋电缆的方式,增加了工程投资,延长了工程建设周期;采用新的接入系统方式,减少了这部分的工作量,方便施工管理,缩短施工工期并降低施工难度。4电网公司与风电场建设单位的工作接口与责、权、利的交叉采用新的接入系统方式,增加了电网公司及风电场建设单位的前期工作量,电网公司与风电场建设单位工作接口扩大,配合工作量增加;同时责、权、利也出现交叉;为解决这些问题,调动电网公司参与分布式能源建设的积极性,我们建议采取如下措施开展风电场分布式接入系统的建设工作。4.1当地电网公司与当地用电企业的沟通采用新的接入系统方式,风电场建设单位与电网公司接口比原来多,配合工作量大,风电场建设单位要及早与当地电网公司进行沟通,了解当地电网公司情况,包括当地用电负荷量、用电负荷性质、线路电压等级、线路容量、变电站情况;电网公司要对风电场建设规划情况进行了解,包括风电场装机容量、风电机组型式、电源质量、年发电量、年度发电曲线等;根据风电场及电网的实际情况,确定合理的接入系统方式。4.2要最大限度地减少建设投资采用新的接入系统方式,风电场将减少升压站建筑面积(已经没有升压站,仅是风电场监控及综合管理)及占地面积,取消主变等相应电气设备,取消送出工程,集电线路长度也可能减少,建设投资将大幅度减少;主变及集中无功补偿装置取消,也将节约运行成本;而当地电网公司将增加风电场建设的配合工作量,运行监控将比原来复杂,运行、管理人员工作量及责任增加,因此风电场建设方应当对电网公司进行适当补偿,当地变电所管理费双方分摊,达到利益共享。4.3适当鼓励政策采用新型接入系统方式,电网公司建设管理及运行管理工作量将增加,责任将加大,国家应当有适当鼓励政策,激励电网公司积极参与风电场建设的积极性。4.4单独立核算,独立开放在有条件地区,鼓励当地电网公司参与风电场建设,调动电网公司建设风电场的积极性;可以在局部地区成立供电公司,独立核算,实行发、配、供一体化管理,供电价格低于或等于当地民用和工业用电的电价。也可以将风电场的部分股份划归当地电网公司,电网公司将原有配供电系统及线路折成投资;双方共同负责运行管理,风电场建设方负责风电机组的运行维护管理,当地电网的供电部门负责线路及变电站的管理及维护。4.5适当放权,由市一级供电公司审批直接放权目前风电场接入系统审批一般都是由省电力公司审查、批准,对于有条件的地区,根据风电场的装机容量,可以考虑适当放权,由市一级供电公司进行审批,调动他们参与分布式电源建设的积极性。4.6系统方案制定采用新的接入系统方式,建设分布式电源,需要根据当地的实际情况进行规划、建设,前期工作要细致,要充分调查、分析当地电网情况,负荷容量,未来发展规划,用电负荷性质,负荷曲线变化情况等;制定的接入系统方案要合理,要方便今后的运行管理。因此前期工作时间要充足,上级部门要给予合理的建设规划时间,不要盲目抢工期。4.7加强政府对风电场建设的管理与监督分布式电网建设,解决或缓解了当地用电的紧张情况,减少了当地政府审批土地的压力,减少了水土保持及环境保护的工作量,对风电场建设方、当地电网、当地政府是三方