对我国风电并网和消纳的展望

    中国风电开发的特点具有“大规模、高集中、远距离”的显著特点。大型风电基地所在地区负荷水平较低、电力系统规模较小、风电就地消纳能力十分有限，不能满足风电开发的要求，一些地区限制风电出力的情况严重，电网消纳和送出能力与发电量无法平衡，“弃风”情况比较严重。风电开发应根据灵活高效接入、调度、输送和消纳大规模风电的要求，结合电力系统运行管理和电力体制机制的改革创新，按照能源转型和构建风电与电力系统协调发展的总体要求，大力开发应用“电网友好型”风电技术、风电场功率预测预报技术、优化调度技术、远距离输电技术和大容量储能技术。

2020年前，开发应用“电网友好型”风力发电技术，通过对风电机组实施技术规范、并网检测和型式认证等措施，使风电机组/风电场普遍具备更加良好的电网适应能力，包括（基于功率预测的）有功功率变化率控制、无功功率调节、低电压穿越（LVRT）能力、频率调节和抗干扰能力等，配置合理的二次系统、相关控制系统，使风电场具备可测、可控、可调的能力，实现风电与电网及其他常规电源的协调发展。在2030年前，加强研发和示范先进储能装置和辅助设备。在2030年后，实现规模化先进储能技术、分布式风电系统的广泛开发和应用风电机组通过分布式系统直接向终端用户供电，或采用与其他形式发电机组成混合供电系统。

风电功率预测预报技术为电力系统不可或缺的组成部分。研究部署风电功率预测预报技术，提高超短期和短期风电功率预测的精度，为电力系统的经济调度运行提供更精确的服务，以促进最大限度地接收风电量。

2015年和2020年前，研发和应用重点是充分运用各种成熟的统计预报技术，重点开发应用研发陆地风电场的超短期预报（4h以内）和短期预报（48h以内）系统。组织电网调度机构、气象部门、风电场共同建立集中式与分散式相结合的风电功率预测业务体系，争取在2015年以后为风电调度提供有效支持。2020—2030年，继续提高风电功率预测预报精度，研发应用月、季、年尺度的中长期风电功率预测技术，完善海洋风电预测预报服务体系，建立满足各类、各时段需求的风电功率中长期预报业务体系。到2030年以后，风电功率预测预报技术全面普及应用，使风电功率预测预报成为智能调度体系的重要支撑。

风电的大规模集中开发和远距离输送，特别是海上风电场的输电方式，除采用传统的交流输电方式、继续完善电网设施和运行技术外，逐步更多采用柔性直流、高压直流、超导和低频输电等新型输电方式。

2020年前，加快普及应用动态无功补偿、串补/可控串补、可控高抗、自动电压控制（AVC）等先进技术，提高风电外送能力、提高安全稳定水平。对海上风电场，近期可采用适合小容量、近距离海上风电场的交流传输并网方式。随着逐步建设额定容量达到几十万千瓦且离岸距离较远时的大型海上风电场，加快开发应用柔性直流输电技术。2020年后，有效解决现有特高压输电工程的制约因素，发挥最大效率和经济性优势，使特高压输电在逐步成为风电大规模开发的有力保障。在2030年后，争取实现超导电力技术在风电接入和输送领域的应用。

电网调度控制技术是电力系统建设的重要部分，对提高资源优化配置能力具有重要作用。风电等波动性可再生能源的大规模开发对发展智能调度技术提出了更高要求。应加强风电场风电机组的运行统计和分析工作，准确掌握风电运行特点，积极开展风电调度技术和策略研究，不断提高风电调度精细化水平。结合智能电网技术的开发应用，未来电网调度控制技术将向一体化分布协调控制、智能分析控制、经济优化控制等方向发展。

2020年前，基本建立风电机组/风电场之间互联互通的数据收集和调度控制体系，建立风电场集中预测、控制与调度中心，实现风电优先高效调度的自动化。到2030年，随着智能电网建设初具规模，实现一体化分布协调控制关键技术，控制范围覆盖和环节扩大到完整电力系统，实现风电调度的智能化，显著提高大规模波动性电源和整个电力系统的运行控制能力，实现风电等新能源发电的灵活高效接入、输送与消纳。

在电力系统引入大容量储能装置，不仅可以有效减小风电对系统的冲击和影响，提高风电出力与预测的一致性，保障电源电力供应的可信度，还可降低电力系统的备用容量需求，提高电力系统运行的经济性，同时提高电力系统接纳风电的能力。