《福建省陆上风电场建设规划(2012年修编)》全文

4.4 分散式风电场资源开发

依据《国家能源局关于印发分散式接入风电项目开发建设指导意见的通知》(国能新能〔2011〕374号)，分散式接入风电项目是指位于用电负荷中心附近，不以大规模远距离输送电力为目的，所产生的电力就进接入电网，并在当地消纳的风电项目。

分散式接入风电项目应具备以下条件：

(1)应充分利用电网现有的变电站和线路，不新建高压送出线路和风电场侧的变电设施;

(2)接入当地电力系统110千伏或35千伏降压变压器及以下电压等级的配电变压器;

(3)在一个电网接入点接入的风电装机容量上限以不影响电网安全运行为前提合理确定，统筹考虑各电压等级的接入总容量，并鼓励多点接入;

(4)单个项目总装机容量不超过5万千瓦。

福建省风能资源最丰富的地区为福州中南部沿海及莆田沿海地区，其次是泉州沿海地区，这些地区人口密度大，土地资源紧缺，工业发达，属于电力负荷中心，正是发展离散式风电的沃土，可以满足上述条件。计划在长乐市、福清市、莆田秀屿区、莆田涵江区、莆田城厢区、惠安县、泉州泉港、晋江市等地规划建设分散式风电场，拟利用企业自有土地，或结合开发区、港区，或在沿海大通道沿线、未利用的小丘陵、盐田、围垦区等开发离散式风电场，充分利用当地丰富的风能资源，让“小”风电发挥大作为。分散式接入风电项目的规划装机容量不超过5万千瓦，分散式接入风电项目建设另行规划。

5 投资估算与效益分析

5.1 陆上风电场投资估算

陆上风电场项目主要由风电机组、机组升压变、升压站，集电线路、风电场内交通工程及施工辅助工程等组成。本投资估算为风电场本体工程的直接投资，即不包括配套送出线路工程、系统通信工程、基本预备费、价差预备费和建设期贷款利息等。

参考我省已建成投产以及目前开展前期工作的风电场预算或概算，福建陆上风电场的平均单位建设成本约为9300元/kW。

要实现风电发展目标，建设资金是必要的保障条件，可采取国家投资和社会多元化投资相结合的方式解决风电开发利用的建设资金问题。

5.2 效益分析

(1)能源效益

到2015年，福建陆上风电场装机容量达200万千瓦以上，年供电量为50亿千瓦时以上。按闽政【2011】36号文《福建省“十二五”能源发展专项规划》中2010年福建省火电供电煤耗327g标准煤/kWh测算，到2015年每年相当于节约163.5万吨标准煤。可见发展风电对改善能源结构和节约能源资源将起到重大作用。

(2)环境效益

风电是清洁的可再生能源，发电过程中不消耗矿石资源，不排放温室气体和污染物。到2015年，福建陆上风电场装机容量达到200万千瓦，年供电量约为50亿千瓦(替代相应燃煤发电量)，每年可减排二氧化碳463.5万吨、二氧化硫1752吨、氮氧化物1752吨、灰渣60.5万吨。

(3)经济社会效益

根据《产业结构调整指导目录(2011年本)》(国发[2011]9号)风力发电项目属于指导目录中新能源类第二条 “风电与光伏发电互补系统技术开发与应用”，项目建设符合国家和地方产业发展政策，对于加快转变地方经济发展方式，推动产业结构调整和优化升级，完善和发展现代产业体系具有重要的社会意义。

福建省执行风力发电标杆上网电价0.61元/kWh，风电场开发商均能获得良好的投资回报，同时也能对地方经济社会的发展起到拉动作用并，风电场的建设和运行可增加就业机会。

6 风电开发项目对电网的影响

6.1 风电场送出初步分析

表 6.1-1 规划风电场容量分布情况表 单位：MW

从表6.1-1可见，“十二五”期间福建规划开发的陆上风电场主要分布在福州、莆田、漳州、泉州、宁德五个沿海地区，风电场址多位于电网末端，往往电网网架较薄弱，风电场接入电网条件较差(包括变电站间隔、线路走廊等)。在风能资源优越地区风电场多集中开发，而当地负荷往往又相对较小，且经过“十一五”以来的较大规模风电开发后，当地110kV及以下电网的消纳能力(包括接入点间隔资源及线路外送能力)多已得到利用，新规划风电继续就地接入、通过当地电网送出压力较大，甚至存在“送电瓶颈”。为满足风电开发需要，部分地区电网须提前建设，将付出一定代价。

从电网、风电场协调发展角度，提出以下为满足风电场送出要求的原则意见：

(1)区域风电开发应与各地区电力负荷增长和电网发展规划相协调，确保风电有序开发及电网安全可靠运行;

(2)基于本地就近消纳、避免重复降压的思路，优先考虑以110kV及以下电压等级接入电网。但对于电网不具备接入资源，或接入后对电网电能质量影响大，或本地无法全部消纳的风能资源集中区域，片区内近期可开发风电总装机达到220kV电压等级送出规模时，需统筹考虑建设220kV升压站以220kV电压等级集中外送方案的可能性，并制定不同风电场业主通过同一座220kV升压站集中外送方案的相关配套政策;

(3)分散式风电送出总体原则以就地平衡、分散消纳为主，需以满足当地配电网的接纳能力及不影响公用网电能质量为前提;

(4)所有风电场接入电网前均需有资质的咨询单位开展接入系统、电能质量评估专题研究并通过相关部门组织的审查。

根据上述原则意见，对福建沿海各地区陆上风电场送出问题初步分析如下：

(1)福州地区

福州地区的“十二五”风电开发主要集中在福清、长乐两地的沿海片区，其余地区规划风电场容量相对较少。

1)福清、长乐“十二五”规划开发的风电场总装机逾1000MW，且高度集中在几个沿海山地片区，所在地电网多较薄弱，缺乏分散消纳的能力，需统筹考虑建设220kV升压站集中外送的可能性。

2)除福清、长乐外其余地区规划风电场容量相对当地电网规模而言较小，基本能够在当地消纳。

3)平潭220kV变电站投产后，福清龙高半岛的当地电网风电消纳能力有限，多数风电所发电力将通过华塘220kV变电站升压外送，考虑220kV华塘变的主变容量限制，根据风电与电网发展规划的协调原则，宜适当控制“十二五”期间的福清龙高半岛及平潭岛总体风电装机规模。

(2)莆田地区

1)莆田地区已建或在建风电场主要集中在秀屿区的上庄片区和笏石片区。其中，上庄片区的风电接入点较集中，需通过上庄～埭头110kV线路及220kV上庄变升压外送。受限于上庄主变容量及上庄～埭头线路的输送能力，风电场连片开发的区域需论证建设220kV升压站集中外送方案，并与110kV分散送出方案进行技术经济比较。

2)涵江区“十二五”规划风电场主要集中在相对内陆的山区成片开发，当地电网消纳能力不足，考虑到近期开发的风电场已经授予特许权，均落实为同一业主，建设220kV升压站集中送出的条件较为成熟，建议其可做为220kV集中送出的试点备选项目。

(3)泉州地区

泉州沿海县市的风电场距负荷中心较近，风电出力基本均可就近消纳，主要是走廊条件较困难，需协调落实风电场送出线路走廊、降低线路造价。

(4)漳州地区

1)“十二五”规划开发的漳州地区风电装机近半均高度集中在龙海东南部的浮宫、港尾、隆教三镇，而当地电网现状较薄弱，缺乏全部分散消纳的能力，除了110kV送出方案外，还需统筹考虑建设220kV升压站外送的可能性，并进行综合技术经济比较。

2)除龙海外各地区风电规划装机相对较小、较分散，均可就近接入及消纳。

(5)宁德地区

该区域风电场基本均位于电网末端，接入电网条件一般或较差，其中的大嵛山风电场建于海岛上，需要海缆送出，接网费用较大。需要引起重视的是，福建北部电网大型电源较多，“十二五”期间考虑接受区外来电及宁德核电、福清核电的投产，北部电网电力盈余较多，宁德地区风电送入电网后将进一步加重电网“十二五”北电南送压力，应考虑统筹优化风电建设布局和开发时序的要求，“十二五”期间宜控制宁德区域风电场的总体建设进度，与主干电网总体送电能力相协调，接网代价较高的岛屿风电或山区风电建议暂缓开发。

6.2 大规模并网风电对福建电网影响的分析

风电本身存在随机性、波动性的特点，大规模并网运行对福建电网带来的主要影响包括了短路电流水平、频率安全、备用和调峰能力、系统的暂态稳定性、电压偏差、电压变动、电压稳定性与电能质量等方面。

(1)从风电对福建电网的暂态稳定、频率偏差、短路电流影响来看，2015年福建电网在上述方面基本具备接纳能力。同上所述，“十二五”期间随着宁德、福清核电的逐步投产，福建电网“北电南送”压力较大，应适当控制福建北部宁德、福州地区风电的开发，与主干电网的总体送电能力相协调。

(2)随着风电开发规模加大，将加重电网的调峰压力。“十二五”期间宁德、福清核电投入后电网调峰压力较大，而风电存在一定的“逆调峰”特性(即夜晚低谷时满发、而高峰用电时少发或不发)，将进一步加大电网的调峰压力，因此要合理控制风电总装机规模，以满足系统调峰运行需要，避免火电深度调峰或水电弃水调峰，提高电力系统整体经济性。要增大福建电网接纳风电的能力，必须加快福建电网调峰电源建设;同时要进一步跟踪分析各地区风电场实际出力特性，核实风电对福建电网调峰的影响程度。

(3)风电接入将对电网电压水平造成影响，需要采用一定的技术措施加以解决。一是风电机组最大功率变化率、功率因数，风电场无功功率的调节范围和响应速度、风电场无功补偿装置、风电场运行电压控制功能及低电压穿越能力、动态无功支撑能力、对电压和频率的运行适应性以及电压偏差、电压变动、闪变和谐波等电能质量指标等均应满足《风电场接入电力系统技术规定》(GB/T19963-2011)等技术规定的要求;二是规划新增风力发电机组采用双馈机或同步机等变桨距功率调节和变速恒频技术等的机型，避免采用异步发电机组。