特别
报道
Special Reports
我国风电消纳问题研究
■ 曹卫琴/国家知识产权局专利局专利审查协作江苏中心
通过分析我国风电发展现状和发展特点，从技术因素和经济政策因素方面研究了制约风电消纳的原因，针对我国具体国情，提出了改善风电消纳的具体措施，即大力突破风电并网技术、建设大容量跨区送电工程及完善相关配套政策法规等，促进我国风电产业健康有序发展。
▲曹卫琴工程师
关键词：风力发电/风电消纳/并网技术/政策措施
1 我国风电发展现状
风电作为新型清洁发电技术，在政策鼓励和自身优势的条件下，经历了早期的高速跨越式发展到当前平稳有序发展。风电的开发利用对于缓解我国当前面临的环境与能源双重压力、应对全球气候变暖具有重要意义。根据中国风能协会（CWEA ）统，新增装计数据[1]，2013年，中国（不包括台湾地区）机容量16 088.7 MW，同比增长24.1%，累计装机容量91 412.89 MW，同比增长21.4%，如图1所示，年发电量1 349亿kW·h，同比增长34%，占全国总发电量的2.6%。
100 00090 000
80 00070 00060 00050 00040 00030 00020 00010 000
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
新增装机/MW 42 66 98 197 507 1 288 311 6 154 13 803 18 929 17 630 12 960 16 089 累积装机/MW 381 448 546 743 1 250 2 537 5 848 12 002 25 805 44 734 62 364 75 324 91 413
虽然目前我国风电新增装机容量和累计装机容量两项数据均居世界第一，但是由于风电项目与电网项目建设不同步、风电与其他常规电源不协调等原因，造成我国风电并网率与国外风电发达国家相比有很大差距[2]，“弃风”现象不断出现，国外先进水平一般未并网容量低于10%，而我国一般要超过30%。虽然经过结构优化，2013年全年全国风电利用小时数达到2 074 h，同比提高184 h，平均弃风率由2012年的17%降为11%，但是，“三北”地区弃风电量仍然居高不下，其中弃风率最高的甘肃地区达到了20.65%。因此，风电消纳问题依然是制约我国风电健康发展的重要因素。本文首先分析了我国风电发展的特点，从技术和经济政策方面研究了制约风电消纳的关键因素，针对当前现状，提出了适合我国具体国情的改善风电消纳的具体措施和建议。
装机容量/ M W
2 我国风电发展的特点分析
（1）风电项目集中建设
根据统计数据知，我国“三北”（东北、华北及西北）地区及沿海地区为风能资源的丰富带，风能功率密度在
图1 2001~2013
年中国新增及累计风电装机容量
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· 2014年第6期
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200~300 W/m2以上，有的可达500 W/m2以上，风能可利用小时数在5 000 h以上，有的甚至可达7 000 h以上，如图2所示。因此，国内风电基地多建于“三北”地区及沿海地带，2013年，华北地区仍是中国风电装机最多的区域，达到了33 448 MW，西北、东北和华东地区装机容量依次递减，其中，随着新规划的八个千万千瓦级风电基地的建设，西北地区风电装机容量增速最快，2013年增速达到了38.2%，如图3所示[1]。
直接从风电企业获得电能。因此，当前电网收购风电的政策无法激励电网、电源以及用户主动积极地消纳风电。所以，有必要探索适合我国未来风电发展状况的新消纳政策。
特别
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3 制约风电消纳的技术原因分析
3.1 风电场方面因素
由于风能具有随机性和间歇性的特点，且存在局部反调峰状况，风电机组产生的电能相对于常规电源，存在电压、电网稳定性等问题[5，6]。由于目前风电检测机构有限，检测能力不足，造成风电并网检测不全面，绝大多数风电机组不具备电压调节、无功调节、
1 000 h 以下
1 000~2 000 h2 000~3 000 h3 000~4 000 h4 000~5 000 h5 000~6 000 h6 000 h以上
有功控制和低电压穿越能力，在电网发生故障时，无法保证继续并网，风电场拖网将直接威胁电力系统安全稳定运行。3.2 电网方面因素
电网的负荷水平和峰谷差率决定了允许风电接入电网的容量, 电网的调峰能力和最小开机出力则约束了并网风电的规模, 而电源结构比例与风电接入规模也有着密切的关系。
（1）大规模风电并网加大电网安全运行风险相对于欧洲风电分散式、小规模和接入中低电压等级的特点，我国风电发展是大规模集中接入中高压
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
图2 我国全年风速大于3 m/s小时数分布图
35 00030 000 装机容量/M W
25 00020 00015 00010 0005 000
东北 华北 华东 西北 西南 中南 港澳台
电网。随着装机容量的增加，风电对电网的影响逐渐从局部配电网发展到主网架。由于目前网架结构相对薄弱、缺乏电源支撑，风电的波动性和反调峰特性，使远距离大容量输电方式严重影响电网安全稳定运行风险[7]。大规模接入电网的风电场即使发生较小故障也有可能造成接入电网的电压波动，由于风电机组低电压穿越能力较差，容易引起拖网运行，甚至导致区域电网震荡，引发停电事故。因此, 出于电网安全运行考虑, 风电大规模并网发电也受一定限制。（2）配套电源建设与风电规划不协调
由于风电的随机性和不确定性, 且具有反调峰性，大规模风电并网需要电网配备相应的足够容量调峰调频电源。因此, 其他电源的调节能力是决定电力系统可接纳风电规模的关键因素[8]。欧美等国在大力发展风电的同时，注重建立配套的灵活调节电源，如抽水蓄能电站、燃油燃气电站等[9]，如图4所示。而我国风电集中的“三北”地区主要以煤电为主，且供热机组不参与调峰，水电装机偏少，系统调峰调频能力不
图3 2007~2013 年中国各区域累计风电装机容量
（2） 电网项目建设相对滞后
根据欧洲发展风电经验，应该先规划建设电网项目再建设风电项目，而我国正好相反[3]，风电项目发展迅速，建设规模和布局随意性较大，而电网项目核准建设周期长，导致风电项目建设速度超前电网建设项目。我国“三北”地区风电发展迅速，而当地位置偏远、经济落后，消纳风电能力有限，而配套的省间电网互联规模不足、跨区送电能力有限。由于风电发展与电网建设的不协调性，造成风电调峰、并网及送出难等问题，严重制约风电在更大区域范围内消纳。（3） 风电发展相关政策法规不完善
目前，我国政策要求电网企业需要无条件收购风电，且收购成本不比常规电源低，而由于风电的随机性和波动性特点，电网企业需要付出额外的成本[4]；对于其他电源企业，风电不仅占用了它们的发电空间，还需要为风电提供无偿的辅助服务；对于用户，无法
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特别
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足。尤其在北方冬季时，供热机组抢占了风电的供电容量，造成大量的“弃风”现象。随着风电的快速发展，系统调峰压力日益增大。
[***********]0100各点源所占比例（％）
5.6％ 48％ 36.4％ 22.8％
家发改委审批，而5万kW 以下的由地方政府审批，地方政府为了快速发展风电，将大型风电项目拆分建设，项目审批的漏洞导致风电建设缺乏统一规划，造成小型风电场飞速增加，电网建设相对风电项目发展落后，风电消纳困难。 （2）消纳政策不合理
根据政策要求，电网企业需要无条件收购风电，且收购成本不比常规电源低，而由于风电的随机性和波动性特点，电网企业需要付出额外的成本；对于其他电源企业，风电不仅占用了它们的发电空间，还需要为风电提供无偿的辅助服务；对于用户，无法直接从风电企业获得电能。因此，当前电网收购风电的政策无法激励电网、电源以及用户主动积极地消纳风电。所以，在某种程度上, 目前电力体制的陈旧, 束缚了风电的健康有序发展，有必要探索适合我国未来风电发展状况的新政策。
中国 美国 西班牙 德国
灵活电源 常规水电 风电 核电 煤电 其他
图4 四国电源结构对比
（3）调度模式不合理限制风电消纳
目前采用的分省电力平衡调度方式不利于风电在区域范围内消纳，分省就地平衡的调度方式，意味着风电的波动性、间歇性和反调峰特性等均需在本省范围内进行平衡。随着风电比例扩大，省内平衡无法满足风电在区域电网范围内消纳，制约风电的消纳。
4 制约风电消纳的经济政策分析
4.1 经济原因分析
（1）风电补偿金额不足
根据《可再生能源法》的要求, 电网企业应当全额收购可再生能源电力, 为了支持新能源发展, 新能源发电的上网电价也比传统电源要高。因此，电网企业每多收一度新能源电力, 就意味着利润相应减少一些。虽然国家对电网企业收购风电给予一定的补偿，但是这些补偿相对电网企业总体收入微乎其微，不足以激励电网企业积极接纳风电。而对于电网不接纳风电没有相应的惩罚，对风电企业造成的损失没有补偿措施，使得电网企业没有压力积极接纳风电。（2）补偿机制不够完善
开发大型风电基地涉及的工程项目众多，不仅需要投资建设风电场，同时需要规划建设跨区域高压输电工程，保证风电送出通道的畅通，另外，仍需建设配套调峰电源和无功补偿装置，以保障大功率风电的消纳问题。我国现行标准规定的风力发电接入系统的补贴费用过低，也缺乏完善的配套投资补偿机制，使得配套投资很难按时收回，在客观上限制了风电的大规模开发与消纳。4.2 政策原因分析（1）项目审批漏洞
根据政策规定，对于5万kW 以上风电项目由国
5 提升风电消纳能力的措施
《2013中国风电发展报告》中指出，目前风电存在严重的消纳问题，从直观层面上而言，是由于风电的随机性和不确定性，而实质原因是电力体制和政策机制上未针对风电发展做出相应的调整，以促进风电的健康发展。
5.1 大力突破风电并网技术
随着风电规模和接入电网比例的快速增加，风电并网将影响电网运行稳定性，提高风电并网技术和控制技术水平是解决消纳问题的重要手段。通过大力突破风电并网技术，使得风电场可以像常规电源一样，具备低电压穿越能力、有功无功功率预测以及在电网故障时保持并网等能力，为电网安全高效接纳大容量风电提供重要的技术保障[10]。
5.2 加快“风火打捆”跨区输送通道建设
我国风电开发较为集中在“三北”地区，哈密、蒙东和蒙西等风电基地同时具备大规模火电和风电开发的条件，由于风电利用小时数较低，单独输送风电线路利用效率低，需要和其他能源联合输送，既可以通过风电与其他能源的相互调节减小输送功率的波动，又可以提高线路的利用效率。
传统的单纯输送风电的输电模式如图5所示，风电经输电线路从送端电网输送到受端电网，而煤炭资源经铁道运输到受端电网的火电厂转化为电能。“风
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· 2014年第6期
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火打捆”输送模式如图6所示，在送端电网将煤炭的化学能转化为电能，与风电同时经输电线路从送端电网输送到受端电网，其联合运行示意图如图7所示。
送端电网
风电煤炭
铁路输电线路
火电计量点
送端电网
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（3）完善检测认证体系
建立并完善包括风电机组并网检测、风电场并网检测、风电机组设备认证在内的风电检测认证体系，规范风电设备制造和并网接入，引导风电技术和管理水平的提升。
6 结束语
大规模风电开发并网不仅对电网安全稳定运行造成影响，同时对相关政策法规提出了更高要求，风电
送端电网
图5 单独分别输送方式
送端电网
风电
输电线路
煤炭送端电网
火电联络线
计量点
消纳问题已成为制约风电健康发展的重要因素。本文在分析我国风电发展特点的基础上，论述了制约风电消纳的关键因素，提出了解决风电消纳的主要措施，包括大力突破风电并网技术、加快建设跨区域输电通道及完善相关政策法规等，对保证大规模风电消纳具有重要意义。
图6 “煤炭+风电”联合输送方式
[1**********]0风电火电400
联络线通道功率
3002001000
-1000 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
时间/ h-200
参考文献
[1] 李瑞，陈烨，刘栋. 国内外风电消纳方式的发展与思 考[J].科技资讯，2013(1)：117-119.
[2] 黄天翔. 基于风电消纳能力最大化的博弈分析与机制 研究[D].北京：华北电力大学,2012.
[3] 白建华，辛颂旭，贾德香，等. 中国风电开发消纳及输送 相关重大问题研究[J].电网与清洁能源，2010，26(1)：14-17. [4] 刘纯，王跃峰，黄越辉. 风电并网技术现状及发展趋 势[J].供用电，2013(4)：1-8.
[5] 魏晓霞. 我国大规模风电接入电网面临的挑战[J].中 国能源，2010，3(2)：19-21.
[6] 郑太一，范国英，孙勇，等. 大规模风电接入电网多目标 电源的协调控制[J].电网技术，2013，37(11)：3 091-3 095.[7] 程路，白建华，贾德香，等. 国外风电并网特点及对 我国的启示[J].中外能源2011，16(6)：30-34. [8] 朱凌志, 陈宁, 韩华玲. 风电消纳关键问题及应对措施 分析[J].电力系统自动化，2011，35(22)：29-34. [9] 史保壮，Jason MacDowell, Richard Piwko， 等. 风电并网 技术的新进展[J].电力设备，2008，9(11):20-23.[10] 王蓓蓓，刘小聪，李扬. 面向大容量风电接入考虑用 户侧互动的系统日前调度和运行模拟研究[J].中国电 机工程学报，2013，33(22)：35-44.
[11] 刘畅，吴浩，高长征，等. 风电消纳能力分析方法的 研究[J].电力系统保护与控制，2014，42(4)：61-66.
(收稿日期：2014-05-01) EM
图7 风火打捆联合运行示意图
采用风火打捆输送方式，通道利用小时可达到6 000~7 000 h，其中风电、火电利用小时分别为1 800~2 200 h、5 000~5 500 h。火电容量及风电保证容量均可参与电力平衡，容量效益较好。风火打捆输送风电，通道年输送电量高，电网设备利用率高，机组替代率高。5.3 完善风电并网政策法规（1）实行风电与电网统一规划
解决风电与电网统一规划问题，重点应解决中央规划和地方规划相协调、电源规划与电网规划相协调。综合考虑风电基地电网结构、电源结构和风电消纳等问题，完善电力发展规划，保证风电开发规模、开发时序和配套电源电网建设协调发展。优化调整电源结构，开发建设抽水蓄能、燃油燃气机组等灵活调峰机组，保证电网安全稳定运行。（2）建立合理的风电补偿机制
与欧美等国分散式、小规模风电发电模式不同，我国主要采取大规模远距离输送的发展模式，因此，需要尽快建立适合我国国情的电价补偿机制。目前采用的以千瓦时为补贴计量单位不适用于大规模远距离输电模式，不利于调动电网企业的投资积极性，因此，需要单独测算电价以补偿电网企业的投资和运行成本。
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通过分析我国风电发展现状和发展特点，从技术因素和经济政策因素方面研究了制约风电消纳的原因，针对我国具体国情，提出了改善风电消纳的具体措施，即大力突破风电并网技术、建设大容量跨区送电工程及完善相关配套政策法规等，促进我国风电产业健康有序发展。
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关键词：风力发电/风电消纳/并网技术/政策措施
1 我国风电发展现状
风电作为新型清洁发电技术，在政策鼓励和自身优势的条件下，经历了早期的高速跨越式发展到当前平稳有序发展。风电的开发利用对于缓解我国当前面临的环境与能源双重压力、应对全球气候变暖具有重要意义。根据中国风能协会（CWEA ）统，新增装计数据[1]，2013年，中国（不包括台湾地区）机容量16 088.7 MW，同比增长24.1%，累计装机容量91 412.89 MW，同比增长21.4%，如图1所示，年发电量1 349亿kW·h，同比增长34%，占全国总发电量的2.6%。
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新增装机/MW 42 66 98 197 507 1 288 311 6 154 13 803 18 929 17 630 12 960 16 089 累积装机/MW 381 448 546 743 1 250 2 537 5 848 12 002 25 805 44 734 62 364 75 324 91 413
虽然目前我国风电新增装机容量和累计装机容量两项数据均居世界第一，但是由于风电项目与电网项目建设不同步、风电与其他常规电源不协调等原因，造成我国风电并网率与国外风电发达国家相比有很大差距[2]，“弃风”现象不断出现，国外先进水平一般未并网容量低于10%，而我国一般要超过30%。虽然经过结构优化，2013年全年全国风电利用小时数达到2 074 h，同比提高184 h，平均弃风率由2012年的17%降为11%，但是，“三北”地区弃风电量仍然居高不下，其中弃风率最高的甘肃地区达到了20.65%。因此，风电消纳问题依然是制约我国风电健康发展的重要因素。本文首先分析了我国风电发展的特点，从技术和经济政策方面研究了制约风电消纳的关键因素，针对当前现状，提出了适合我国具体国情的改善风电消纳的具体措施和建议。
装机容量/ M W
2 我国风电发展的特点分析
（1）风电项目集中建设
根据统计数据知，我国“三北”（东北、华北及西北）地区及沿海地区为风能资源的丰富带，风能功率密度在
图1 2001~2013
年中国新增及累计风电装机容量
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200~300 W/m2以上，有的可达500 W/m2以上，风能可利用小时数在5 000 h以上，有的甚至可达7 000 h以上，如图2所示。因此，国内风电基地多建于“三北”地区及沿海地带，2013年，华北地区仍是中国风电装机最多的区域，达到了33 448 MW，西北、东北和华东地区装机容量依次递减，其中，随着新规划的八个千万千瓦级风电基地的建设，西北地区风电装机容量增速最快，2013年增速达到了38.2%，如图3所示[1]。
直接从风电企业获得电能。因此，当前电网收购风电的政策无法激励电网、电源以及用户主动积极地消纳风电。所以，有必要探索适合我国未来风电发展状况的新消纳政策。
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3 制约风电消纳的技术原因分析
3.1 风电场方面因素
由于风能具有随机性和间歇性的特点，且存在局部反调峰状况，风电机组产生的电能相对于常规电源，存在电压、电网稳定性等问题[5，6]。由于目前风电检测机构有限，检测能力不足，造成风电并网检测不全面，绝大多数风电机组不具备电压调节、无功调节、
1 000 h 以下
1 000~2 000 h2 000~3 000 h3 000~4 000 h4 000~5 000 h5 000~6 000 h6 000 h以上
有功控制和低电压穿越能力，在电网发生故障时，无法保证继续并网，风电场拖网将直接威胁电力系统安全稳定运行。3.2 电网方面因素
电网的负荷水平和峰谷差率决定了允许风电接入电网的容量, 电网的调峰能力和最小开机出力则约束了并网风电的规模, 而电源结构比例与风电接入规模也有着密切的关系。
（1）大规模风电并网加大电网安全运行风险相对于欧洲风电分散式、小规模和接入中低电压等级的特点，我国风电发展是大规模集中接入中高压
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图2 我国全年风速大于3 m/s小时数分布图
35 00030 000 装机容量/M W
25 00020 00015 00010 0005 000
东北 华北 华东 西北 西南 中南 港澳台
电网。随着装机容量的增加，风电对电网的影响逐渐从局部配电网发展到主网架。由于目前网架结构相对薄弱、缺乏电源支撑，风电的波动性和反调峰特性，使远距离大容量输电方式严重影响电网安全稳定运行风险[7]。大规模接入电网的风电场即使发生较小故障也有可能造成接入电网的电压波动，由于风电机组低电压穿越能力较差，容易引起拖网运行，甚至导致区域电网震荡，引发停电事故。因此, 出于电网安全运行考虑, 风电大规模并网发电也受一定限制。（2）配套电源建设与风电规划不协调
由于风电的随机性和不确定性, 且具有反调峰性，大规模风电并网需要电网配备相应的足够容量调峰调频电源。因此, 其他电源的调节能力是决定电力系统可接纳风电规模的关键因素[8]。欧美等国在大力发展风电的同时，注重建立配套的灵活调节电源，如抽水蓄能电站、燃油燃气电站等[9]，如图4所示。而我国风电集中的“三北”地区主要以煤电为主，且供热机组不参与调峰，水电装机偏少，系统调峰调频能力不
图3 2007~2013 年中国各区域累计风电装机容量
（2） 电网项目建设相对滞后
根据欧洲发展风电经验，应该先规划建设电网项目再建设风电项目，而我国正好相反[3]，风电项目发展迅速，建设规模和布局随意性较大，而电网项目核准建设周期长，导致风电项目建设速度超前电网建设项目。我国“三北”地区风电发展迅速，而当地位置偏远、经济落后，消纳风电能力有限，而配套的省间电网互联规模不足、跨区送电能力有限。由于风电发展与电网建设的不协调性，造成风电调峰、并网及送出难等问题，严重制约风电在更大区域范围内消纳。（3） 风电发展相关政策法规不完善
目前，我国政策要求电网企业需要无条件收购风电，且收购成本不比常规电源低，而由于风电的随机性和波动性特点，电网企业需要付出额外的成本[4]；对于其他电源企业，风电不仅占用了它们的发电空间，还需要为风电提供无偿的辅助服务；对于用户，无法
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足。尤其在北方冬季时，供热机组抢占了风电的供电容量，造成大量的“弃风”现象。随着风电的快速发展，系统调峰压力日益增大。
[***********]0100各点源所占比例（％）
5.6％ 48％ 36.4％ 22.8％
家发改委审批，而5万kW 以下的由地方政府审批，地方政府为了快速发展风电，将大型风电项目拆分建设，项目审批的漏洞导致风电建设缺乏统一规划，造成小型风电场飞速增加，电网建设相对风电项目发展落后，风电消纳困难。 （2）消纳政策不合理
根据政策要求，电网企业需要无条件收购风电，且收购成本不比常规电源低，而由于风电的随机性和波动性特点，电网企业需要付出额外的成本；对于其他电源企业，风电不仅占用了它们的发电空间，还需要为风电提供无偿的辅助服务；对于用户，无法直接从风电企业获得电能。因此，当前电网收购风电的政策无法激励电网、电源以及用户主动积极地消纳风电。所以，在某种程度上, 目前电力体制的陈旧, 束缚了风电的健康有序发展，有必要探索适合我国未来风电发展状况的新政策。
中国 美国 西班牙 德国
灵活电源 常规水电 风电 核电 煤电 其他
图4 四国电源结构对比
（3）调度模式不合理限制风电消纳
目前采用的分省电力平衡调度方式不利于风电在区域范围内消纳，分省就地平衡的调度方式，意味着风电的波动性、间歇性和反调峰特性等均需在本省范围内进行平衡。随着风电比例扩大，省内平衡无法满足风电在区域电网范围内消纳，制约风电的消纳。
4 制约风电消纳的经济政策分析
4.1 经济原因分析
（1）风电补偿金额不足
根据《可再生能源法》的要求, 电网企业应当全额收购可再生能源电力, 为了支持新能源发展, 新能源发电的上网电价也比传统电源要高。因此，电网企业每多收一度新能源电力, 就意味着利润相应减少一些。虽然国家对电网企业收购风电给予一定的补偿，但是这些补偿相对电网企业总体收入微乎其微，不足以激励电网企业积极接纳风电。而对于电网不接纳风电没有相应的惩罚，对风电企业造成的损失没有补偿措施，使得电网企业没有压力积极接纳风电。（2）补偿机制不够完善
开发大型风电基地涉及的工程项目众多，不仅需要投资建设风电场，同时需要规划建设跨区域高压输电工程，保证风电送出通道的畅通，另外，仍需建设配套调峰电源和无功补偿装置，以保障大功率风电的消纳问题。我国现行标准规定的风力发电接入系统的补贴费用过低，也缺乏完善的配套投资补偿机制，使得配套投资很难按时收回，在客观上限制了风电的大规模开发与消纳。4.2 政策原因分析（1）项目审批漏洞
根据政策规定，对于5万kW 以上风电项目由国
5 提升风电消纳能力的措施
《2013中国风电发展报告》中指出，目前风电存在严重的消纳问题，从直观层面上而言，是由于风电的随机性和不确定性，而实质原因是电力体制和政策机制上未针对风电发展做出相应的调整，以促进风电的健康发展。
5.1 大力突破风电并网技术
随着风电规模和接入电网比例的快速增加，风电并网将影响电网运行稳定性，提高风电并网技术和控制技术水平是解决消纳问题的重要手段。通过大力突破风电并网技术，使得风电场可以像常规电源一样，具备低电压穿越能力、有功无功功率预测以及在电网故障时保持并网等能力，为电网安全高效接纳大容量风电提供重要的技术保障[10]。
5.2 加快“风火打捆”跨区输送通道建设
我国风电开发较为集中在“三北”地区，哈密、蒙东和蒙西等风电基地同时具备大规模火电和风电开发的条件，由于风电利用小时数较低，单独输送风电线路利用效率低，需要和其他能源联合输送，既可以通过风电与其他能源的相互调节减小输送功率的波动，又可以提高线路的利用效率。
传统的单纯输送风电的输电模式如图5所示，风电经输电线路从送端电网输送到受端电网，而煤炭资源经铁道运输到受端电网的火电厂转化为电能。“风
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Special Reports
火打捆”输送模式如图6所示，在送端电网将煤炭的化学能转化为电能，与风电同时经输电线路从送端电网输送到受端电网，其联合运行示意图如图7所示。
送端电网
风电煤炭
铁路输电线路
火电计量点
送端电网
特别
报道
（3）完善检测认证体系
建立并完善包括风电机组并网检测、风电场并网检测、风电机组设备认证在内的风电检测认证体系，规范风电设备制造和并网接入，引导风电技术和管理水平的提升。
6 结束语
大规模风电开发并网不仅对电网安全稳定运行造成影响，同时对相关政策法规提出了更高要求，风电
送端电网
图5 单独分别输送方式
送端电网
风电
输电线路
煤炭送端电网
火电联络线
计量点
消纳问题已成为制约风电健康发展的重要因素。本文在分析我国风电发展特点的基础上，论述了制约风电消纳的关键因素，提出了解决风电消纳的主要措施，包括大力突破风电并网技术、加快建设跨区域输电通道及完善相关政策法规等，对保证大规模风电消纳具有重要意义。
图6 “煤炭+风电”联合输送方式
[1**********]0风电火电400
联络线通道功率
3002001000
-1000 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
时间/ h-200
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(收稿日期：2014-05-01) EM
图7 风火打捆联合运行示意图
采用风火打捆输送方式，通道利用小时可达到6 000~7 000 h，其中风电、火电利用小时分别为1 800~2 200 h、5 000~5 500 h。火电容量及风电保证容量均可参与电力平衡，容量效益较好。风火打捆输送风电，通道年输送电量高，电网设备利用率高，机组替代率高。5.3 完善风电并网政策法规（1）实行风电与电网统一规划
解决风电与电网统一规划问题，重点应解决中央规划和地方规划相协调、电源规划与电网规划相协调。综合考虑风电基地电网结构、电源结构和风电消纳等问题，完善电力发展规划，保证风电开发规模、开发时序和配套电源电网建设协调发展。优化调整电源结构，开发建设抽水蓄能、燃油燃气机组等灵活调峰机组，保证电网安全稳定运行。（2）建立合理的风电补偿机制
与欧美等国分散式、小规模风电发电模式不同，我国主要采取大规模远距离输送的发展模式，因此，需要尽快建立适合我国国情的电价补偿机制。目前采用的以千瓦时为补贴计量单位不适用于大规模远距离输电模式，不利于调动电网企业的投资积极性，因此，需要单独测算电价以补偿电网企业的投资和运行成本。
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