- 業界新能源發展與運行情況2014-06-25 來源：《電氣技術》 | 點擊率：導語趙慶波，國家電網公司副總工程師。長期從事電力生產、經營與管理工作，對能源、電力、電網規劃有較深的研究。近年來主持完成的研究課題主要有《能源基地建設及電力中長期發展規劃深化研究》、《國家電網促進清潔能源發展研究》、《國家電網總體規劃設計》、《構建功能完整、能力完備、集約高效的“大規劃”管理體系》。曾3次榮獲國家電網公司科技進步特等獎。
個人簡歷
趙慶波，國家電網公司副總工程師。長期從事電力生產、經營與管理工作，對能源、電力、電網規劃有較深的研究。近年來主持完成的研究課題主要有《能源基地建設及電力中長期發展規劃深化研究》、《國家電網促進清潔能源發展研究》、《國家電網總體規劃設計》、《構建功能完整、能力完備、集約高效的“大規劃”管理體系》。曾3次榮獲國家電網公司科技進步特等獎。
我國新能源發展的基本情況
大力發展新能源是國家的重大戰略決策。近年來，國家大力推動新能源發展，特別是風電和光伏發電。
1．風電
1）并網容量
截至2013年12月底，我國風電裝機7548萬千瓦。2006~2013年風電裝機容量年均增長67%。我國風電裝機容量2012年6月底已超過美國，排名世界第一。
截至2013年12月底，國家電網調度范圍內風電裝機7037萬千瓦，占全國風電裝機的93%。2006~2013年風電裝機容量年均增長68%。
風電主要分布在“三北”地區，裝機容量6363萬千瓦（占全國風電裝機容量的84%，占國家電網調度范圍風電裝機容量的90%)。蒙東、蒙西、甘肅、冀北風電裝機超過700萬千瓦，占當地總裝機比重分別達到32%、18%、20%、32%。
2）發電量
2013年，我國風電發電量1401億千瓦時。2006~2013年，我國風電發電量年均增長75%。2013年，國家電網調度范圍內風電發電量1290億千瓦時，占全國風電發電量的92%。2006~2013年，風電發電量年均增長77%。
2013年，蒙東、蒙西、甘肅、冀北風電發電量占當地總發電量比例分別達到18%、8%、10%、14%，丹麥、西班牙、德國分別為30%、20%、8%；風電瞬時出力占當地總發電出力的比例最大值分別達到38%、29%、32%、21%，丹麥、西班牙分別為85%、59%。
3）利用小時數
2013年，全國風電利用小時數2074小時，與歐美等國大體相當。2013年，國家電網調度范圍內風電利用小時數2046小時。2013年，我國風電發電量已超過核電（1121億千瓦時），成為我國第三大電源。2013年，我國新疆、廣西等15?。ㄊ校┑漠數厝鐣秒娏康陀?401億千瓦時（全國風電發電量）。
4）風電出力特性
風電出力波動幅度較大、波動頻率也無規律。2013年，國網經營區域內風電最大出力達3135萬千瓦，年最大波動達2792萬千瓦、月最大波動達2570萬千瓦、日最大波動達1887萬千瓦?！叭薄憋L電出力波動較大，其中華北風電出力日最大波動達1079萬千瓦，波動幅度83%；吉林風電日波動幅度達99%。
風是隨機、間歇和不可控的，所以風電機組發電出力也是隨機的。同一風電場相鄰幾日的日平均發電量可能相差不大，但各時段的出力差異明顯。
統計分析表明：我國風電的有效出力大部分小于裝機容量的80%。例如，蒙東負荷低谷時段，95%情況下風電出力小于裝機容量的60%。風電平均出力總體呈現冬春季較大，夏秋季較小的特點。
2．光伏發電
1）裝機容量
截至2013年12月底，我國光伏發電裝機1942萬千瓦，僅次于德國（3594萬千瓦）居世界第二。其中，集中式光伏發電1632萬千瓦（占84%）、分布式光伏發電310萬千瓦（占16%）。2010~2013年，我國光伏發電裝機年均增長183%。
截至2013年12月底，國家電網調度范圍光伏發電裝機1604萬千瓦，占全國光伏發電裝機的82.6%。2010~2013年，年均增長171%。
集中式大型光伏電站主要分布在甘肅、青海、新疆、寧夏，分別為430、348、277、155萬千瓦。分布式光伏發電主要分布在江蘇、湖南、浙江等中東部省區。
2）發電量
2013年我國光伏發電量90億千瓦時，2010~2013年年均增長162%。2013年國家電網調度范圍光伏發電量84億千瓦時，2010~2013年年均增長175%。
甘肅、青海、寧夏光伏發電量分別為18.95、28.16、10.46億千瓦時，2011~2013年年均增長率分別為453%、347%、135%。（2013年底光伏發電集中投產，有些光伏電站雖然并網但發電量較小，導致個別省區裝機容量大但是發電量小。）
3）利用小時數
2013年，全國光伏發電利用小時數1332小時，國家電網調度范圍內光伏發電利用小時數1368小時。其中，甘肅、青海、新疆、寧夏光伏發電利用小時數分別為1523、1326、1446、1466小時。（2013年小時數同比下降主要原因是2013年底光伏電站集中投產，局部地區存在棄光現象。）
4）光伏發電出力特性
光伏發電出力隨日出后太陽輻照度逐漸增強而增加，到中午時分達到高峰，晚上基本沒有發電能力。同時，受多云天氣情況影響，出力波動較大。統計分析表明：我國光伏發電出力接近滿出力的概率很小，95%概率范圍內光伏發電有效出力低于80%裝機容量。
我國新能源發展的主要特點
1．起步晚，發展快
風電：我國2012年6月超過美國成為世界第一風電大國，用5年半時間走過了歐美15年的發展歷程，是全球風電發展最快的國家。
光伏發電：2010年開始進入快速發展階段，2010~2013年均增速高達183%，而同期德國、意大利、美國年均增長僅為28%、67%、69%。
2．以大規模集中開發為主
風電：全國90%以上風能資源和77%的風電裝機集中在“三北”（西北、東北、華北北部）地區。全國集中式風電裝機容量占97%，分散式風電裝機容量占3%。
光伏發電：全國80%太陽能資源和84%的光伏發電裝機集中在西北和北部地區。集中式光伏發電裝機占84%，主要分布在西北地區；分布式光伏發電裝機占16%，主要分布在中東部地區。
3．風電基地遠離負荷中心，接入電壓等級高
“三北”地區用電負荷小，風電就地消納水平低。而我國用電負荷中心集中在中東部地區，約占全國三分之二?！叭薄钡貐^風電基地遠離中東部負荷中心，甘肅酒泉、新疆哈密千萬千瓦風電基地與中東部負荷中心距離都在2000公里以上。
我國風電以集中式開發為主，80%以上風電場接入35~220千伏電壓等級。國外風能資源分散，以分布式開發為主，70%以上風電接入10千伏及以下配電系統，就地消納。
我國電網發展和運行面臨的挑戰
1．需要采用“大容量、遠距離”輸電模式
我國風電、大型光伏電站以集中大規模開發為主，并且遠離負荷中心，客觀上決定了我國新能源必須采用“大容量、遠距離”的輸送模式。傳統300千伏、500千伏電網的輸電距離、輸電容量受限，難以滿足新能源大范圍外送需求；特高壓電網輸電具有大容量、遠距離、低損耗、經濟性等技術優勢，能夠保障風電、光伏電站的規模化開發和外送消納。
截至2013年底，“三北”地區風電裝機5800萬千瓦，由于本地消納能力不足，需要跨區外送約2700萬千瓦，而“三北”地區與中東部之間的全部跨區輸送能力僅為1110萬千瓦，扣除需要輸送的火電和水電容量后，風電可用輸送容量不足600萬千瓦。
風電消納比例高的丹麥風電裝機477萬千瓦，依靠歐洲大電網與挪威、瑞典和德國電網之間的輸電容量超過500萬千瓦。通過大電網互聯，實現風電更大范圍消納。
2．需要提高靈活調節電源比重
由于風電自身的特殊性，客觀上需要與其規模相當的抽水蓄能、燃氣等靈活調節電源配合運行。我國“三北”地區能有效適應風電變化、可靈活調節的抽水蓄能及燃氣等電源比重僅3%，占總裝機比重達76%的燃煤機組一半以上是供熱機組，在冬季供暖期間調節能力僅5%-10%，不能在風電出力較大的負荷低谷時段為風電騰出大規模消納空間。
西班牙靈活調節電源比例高達34%，是風電的1.6倍；美國高達47%，是風電的13倍。靈活電源比例較高是西班牙等國家風電利用水平高的主要原因。
3．需要加強功率預測與運行監測
1）新能源發電功率預測技術。通過開展長期、短期、超短期功率預測，將新能源納入電網年度、月度、日前調度計劃管理，并在日內滾動調整各類型發電機組出力，實現新能源出力的可預測、可調度。
2）新能源運行監測技術。建立新能源運行監測系統，將新能源電廠納入到各級電網調度實時監測，接入新能源運行的功率、電壓、頻率等信息，實現新能源運行實時監測和控制。
4．需要重視分布式電源接入對配網帶來的技術問題
分布式電源大量接入將形成配電網雙向潮流，給配電網帶來一系列新的技術問題。
1）非計劃孤島問題。分布式電源（逆變器并網型和旋轉電機并網型）接入電網使得無源配電網成為有源配電網，當電網檢修或故障時，分布式電源繼續向負荷供電，形成孤島系統運行。孤島系統的電壓和頻率不穩定，造成電能質量不達標，甚至損壞用電設備；孤島系統可能對維修設備供電，危害維修人員的人身安全；當供電恢復時造成電壓相位不同步可能引起較大的沖擊電流，對光伏系統、用電負荷和供電系統帶來損壞。
2）電壓分布問題。分布式電源接入配電網將引起電壓分布變化，但分布式電源的投入、退出時間以及有功無功功率輸出的準確預測、實時監測技術復雜，使得配電網線路電壓調整控制十分困難。
3）繼電保護問題。分布式電源并網會改變配電網原來故障時短路電流水平并影響電壓與短路電流的分布，引起繼電保護拒動和誤動、影響重合閘和備用電源自投成功率。
4）電能質量問題。分布式風電和光伏發電輸出功率具有隨機性，易造成電網電壓波動和閃變。通過逆變器并網的分布式電源，不可避免地會向電網注入諧波電流，導致電壓波形出現畸變。大量分布式光伏發電單相接入導致三相電流不平衡。
5．需要協調新能源與電網規劃
1）科學規劃新能源。結合風能、太陽能等新能源資源分布特點，深入分析各地區新能源發電的出力特性，研究提出各地區新能源發電消納能力并及時發布，引導新能源健康有序發展。
2）科學規劃電網。結合新能源規劃發展布局，科學編制電網規劃并及時滾動優化調整，更好地適應新能源發展需要，實現新能源與電網協調發展。
3）加強并網管理。在深入研究新能源發電技術特性基礎上，開展風電、光伏發電、分布式電源等接入系統典型設計，實現并網規范化、標準化管理，保障電網安全可靠運行，提高服務新能源發展的效率和水平。
6．需要建立健全新能源政策措施
我國頒布實施了《可再生能源法》，制定了鼓勵新能源發展的上網電價、費用分攤、優先并網等政策措施，為促進新能源發展發揮了重要作用。隨著新能源大規模并網，現有政策重開發輕消納的問題日益突出，需要引入電力市場手段，建立調峰、調頻、備用等輔助服務市場，配套相關電價機制等政策，加強電力需求側管理，最大限度提高風電、太陽能等新能源消納能力。
歐美等發達國家制定了完整的新能源政策，有力地促進了新能源開發和利用，取得了較好的效果。通過建立調峰、調頻、備用等輔助服務市場，調動常規電源參與系統調節的積極性；通過加強電力需求側管理，運用電價政策改善用電負荷特性，促進低谷風電消納；通過靈活的上網電價機制和管理手段，有效促進風電等新能源發電均衡發展。
國家電網公司開展的主要工作
在風電等新能源迅猛發展的過程中，國家電網公司積極服務新能源發展，做了大量艱苦細致的工作，有效解決了發展中的各種矛盾和問題，促進新能源可持續發展。
1．加大投入、加快電網建設，盡最大努力滿足新能源接入電網需要
面對風電等新能源發電項目與電網項目核準不同步，建設周期不匹配等實際困難，主動與項目業主協調配合，及時調整配套電網工程建設時序，在設計力量、施工隊伍、物資供應、資金落實等方面優先保障，積極創造條件，千方百計加快新能源送出工程建設。
累計投資137億元，建成投產河西走廊750千伏第一、二通道輸電工程，提高甘肅酒泉風電外送能力至420萬千瓦。建設330千伏黃草營變等新能源送出輸變電工程，滿足甘肅酒泉一期風電并網及送出需要。2014年1月哈密～鄭州±800千伏特高壓直流工程建成投運，為新疆哈密、青海海西、甘肅酒泉風電和太陽能開發利用發揮重要作用。
截至2013年12月底，國家電網公司投資755億元，建成專用風電送出匯集變電站容量2477萬千伏安、投運風電送出工程線路總長度3.4萬公里，建成太陽能匯集站容量887萬千伏安、并網線路2154公里。
2．優化調度、加大跨省區輸電，提高新能源消納水平
1）科學安排運行方式，統籌安排火電、水電機組配合運行，最大限度消納風電、光伏發電等新能源。西北電網通過水電補償風電的出力波動，東北、華北電網優化火電機組運行策略，實時監測供熱機組調峰能力。
2）充分發揮大電網優勢，跨省跨區消納風電。公司各級調度協同配合，盡最大可能挖掘現有跨省跨區線路輸電能力，將在地區或省內消納困難的風能資源跨省區調度。西北、東北電網建設了風電功率自動控制系統，最大限度利用跨省通道輸送風電。2013年，華北電網深度挖掘電網低谷時段消納風電潛力，消納蒙西風電21億千瓦時、東北風電40億千瓦時。
3）完善風電調度系統建設。建成了國調、分調、省調一體化的風電運行實時調度監測網絡，覆蓋32個省級以上調度機構、全部639座風電場，實現了風電場與電網互聯互通。
4）提高風電發電出力預測水平。開展風電功率預測技術研究與應用，研發了完全自主知識產權的功率預測系統，建成國家電網數值天氣預報運行中心。目前風電功率預測系統已在21家省級調度機構部署，預測精度達到88%。
3．加快新能源標準體系建設，服務行業發展
國家電網公司針對新能源與電網協調配合的核心技術和關鍵問題，積極推動建章立制工作，研究制訂了《風電場接入電網技術規定》、《光伏電站接入電網技術規定》等一系列標準和規范，編制并出版了風電場電氣部分典型設計，有效解決了風電等新能源建設沒有規范、接入電網沒有標準等問題。
國家電網公司在國家和行業標準相對滯后的情況下，先后編制修訂了企業標準40項，涵蓋系統接入、調度運行、并網檢測等關鍵環節，形成了完善的企業標準體系。同時，積極參與風電行標、國標編制，其中，行標編制42項，國標編制20項。
在政府、企業、社會各界的共同推動下，我國風電、光伏發電并網技術標準日趨完善。目前，我國已基本形成了較為完整的風電標準體系。但是，與國外新能源并網技術標準相比，我國風電等新能源相關技術指標要求總體上低于德國、西班牙等。
4．加大新能源科技研發投入，帶動新能源創新發展
公司投入科技研發費用4.35億元，開展357項科研項目研究。開發了新能源場站級監控系統，實現了風電、光伏發電可觀測；掌握了風電功率預測技術，實現了風電出力可預報；解決了風電運行控制核心技術，實現了風電可控可調；建成了光伏發電并網數字仿真平臺。
開展光伏發電基礎性研究工作，取得一大批具有世界先進水平的創新成果。解決了分布式光伏發電并網協調運行及控制問題；光伏發電功率預測技術研究取得重大突破。中國電科院開發了集在線監測與功率預測與一體的運行平臺，已在公司系統廣泛應用。
5．建成“兩個中心，一個平臺”，提供技術支撐及服務
國家風電技術與檢測研究中心：投資3.45億元，在中國電科院建成具備功率特性、低電壓穿越、抗干擾能力等8項完備的風電機組特性檢測能力，綜合性能居世界第一的檢測研究中心，累計開展現場檢測項目222項，覆蓋并網裝機容量超過3500萬千瓦。
國家能源太陽能發電研發（實驗）中心：投資7500萬元，在中國電科院建成研發中心，是唯一國家級光伏逆變器、光伏電站入網測試的檢測機構，能力和水平國際領先。
新能源分析平臺：在國網能源研究院設立專門機構，負責平臺建設和運行，同步跟蹤全國和世界主要國家新能源運行情況，及時分析比較，掌握新能源發展最新動態，為我國新能源發展提供信息服務和決策參考。
6．出臺做好分布式發電并網服務意見，支持光伏產業發展
國家電網公司組織骨干力量，在反復研究、大量調查、多方征求意見的基礎上，編制了《關于做好分布式光伏發電并網服務工作的意見（修訂）》、《關于促進分布式光伏發電并網管理工作的意見（修訂）》和《分布式光伏發電接入配電網相關技術規定（修訂）》。并加強培訓，確保有效實施。
《服務意見》發布以來，已受理分布式光伏發電并網項目2672項，裝機容量211.7萬千瓦。主要分布在江蘇、浙江、山東、安徽、江西、北京。
7．積極落實國家新能源發展規劃
《風電發展“十二五”規劃》提出2015年風電裝機容量達到1億千瓦，2020年達到2億千瓦。建設河北、蒙東、蒙西、吉林、甘肅、山東、江蘇、新疆和黑龍江等9個大型風電基地。其中，7個位于東北、西北和華北等“三北”地區。80%以上規劃裝機集中在“三北”地區。
《太陽能發電發展“十二五”規劃》提出2015年太陽能發電裝機為2100萬千瓦，2020年為5000萬千瓦。2013年7月，國務院出臺的關于促進光伏產業健康發展的若干意見，將2015年光伏總裝機規模提高至3500萬千瓦。
從全國看，目前風電占總裝機的比例只有6%，消納風電的市場潛力未充分發揮?！叭薄憋L電需要擴大到全國范圍消納，2020年需要跨區消納的規模約9800萬千瓦，占全國風電開發規模的49%，占“三北”風電開發規模的57.6%。
國家電網公司根據風電和太陽能發電“十二五”規劃，開展了甘肅酒泉、新疆哈密、河北、蒙東、蒙西、吉林、黑龍江、山東等新能源基地輸電規劃。按照由近及遠的原則，“先省內、再區域、再全國”安排“三北”地區新能源消納市場，規劃提出了省內電網建設和跨省區輸電通道建設方案。
加快發展新能源是我國推進能源結構調整、實現低碳發展的必由之路。新能源的發展需要全社會的關心和支持，需要全行業的溝通和協作。相信在大家的共同努力下，我國新能源一定能夠又快又好發展。（國家電網副總工程師 趙慶波）
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