背景
風電行業興起於20世紀70年代的石油危機。在過去30多年裡，風電在全球範圍內經歷了快速的發展。近年來，光伏發電也進入大規模發展階段，我國已成為世界上風電裝機容量最大和光伏發電增長最快的國家。目前，風力和太陽能發電憑藉其技術相對成熟、資源異常豐富等優勢，在世界各國新能源發展戰略中均居於重要地位。各國政府已出台各種鼓勵措施和優惠政策，促進風、光發電技術的發展以及電量的消納降。
目前，我國正處於工業化和城鎮化快速發展的重要時期，能源需求具有剛性的增長特徵。預計，2020年我國能源需求將達到4549億噸標煤，而受資源儲量、生態環境、開發條件等諸多因素的制約，我國國內常規化石能源可持續供應能力僅約36億噸標煤，遠低於未來國內能源潛在需求，特別是我國碳排放居高不下，節能減排壓力巨大。因此，大力開發風電、光伏發電等可再生能源，是保障我國能源電力可持續發展的重要選擇之一。
然而，我國風能、太陽能等可再生能源具有分布集中度高、與負荷中心呈逆向分布的特點。根據“十二五”規劃，我國將建設河北、蒙東、蒙西、吉林、甘肅、山東、江蘇、新疆和黑龍江九大風電基地。上述風電基地中除山東和江蘇外，其餘七大風電基地所屬地區電網規模有限，必需通過遠距離輸電，擴大風電消納範圍，才能進一步增加開發規模。通過特高壓輸電系統將位於“三北”地區大型能源基地的風電以及光伏電力輸送到東中部負荷中心是全面落實國家新能源發展規劃的主要方式。根據國家電網發展研究，位於華北地區(含蒙西)能源基地的風電等清潔能源可通過特高壓交流系統輸送；位於東北和西北(含新疆)地區能源基地的風電等清潔能源只能通過特高壓直流系統輸送。
中國風力和太陽能發電的發展現狀
資源分布及開發潛力
我國風能資源豐富，據氣象部門最新風能資源普查成果初步統計，我國lOm高度可開發和利用的風能資源總儲量超過10億kW。我國陸地風能資源豐富區主要分布在3個地帶：一是北部地區（包括西北地區大部、華北北部、東北大部）風能資源豐富帶，這些地區年平均風功率密度在150W/m2以上的區域面積大，有效小時數達5000到6000h，是我國最大的成片風能資源豐富帶；二是沿海風能資源豐富地帶，這一風能資源豐富帶在陸上僅限於離海岸線2到3km範圍內，可供風能資源開發利用的面積有限；三是青藏高原腹地。
我國太陽能資源豐富地區主要分布在青藏高原、甘肅、寧夏北部、新疆南部、蒙西等地區，年日照時數大於3000h，具有利用太陽能發電的良好條件。考慮到我國部分風能資源豐富和較豐富的區域存在場址建設條件相對較差(如青藏高原腹地)，當地電網接納風電能力弱等不利條件，我國具備建設大型風電基地場址條件的區域主要集中在內蒙古、吉林西部、甘肅酒泉地區、新疆哈密地區、河北張家口地區以及江蘇和山東沿海區域。這些區域場址建設條件均相對較優，適合進行大規模風電開發。而全國其他地區則由於受不同的建設條件制約基本上只能以相對較為分散的風電場形式進行風電開發。
風力和太陽能發電併網及規劃
在1995, 2000,2007,2008以及2012年，我國政府部門對風電發展規劃做了多次調整。先後出台了多個可再生能源發展綱要及中長期發展規劃，風電發展的力度在逐步加大。中國風能協會的數據顯示，截至2012年底，全國併網運行的風電場達到1445座，風電裝機總容量75324.2MW。我國已連續2年風電新增及裝機總容量居於世界第1位。
根據2012年最新頒布的“十二五”發展規劃，我國風電裝機容量在2015,2020年將分別達到150,200GW，預計到2030年和2050年，風電將達到400,1000GW，這意味著未來近40年內我國風電還將保持平均每年20 GW左右裝機的增長速度，擴大風電等可再生能源消納範圍是保障我國風電高效發展的前提。
國家可再生能源“十二五”規劃提出，按照集中開發與分散式利用相結合的原則，積極推進太陽能的多元化利用。太陽能資源豐富地區將以集中開發為主，東中部地區將主要發展分散式光伏。預計2015年和2020年太陽能發電裝機容量將分別達到21GW和5OGW。
中國風電發展面臨的主要問題
電源結構與風電發展矛盾
我國電源結構以欠靈活調節的燃煤火電為主，且在相當長一段時期內難以改變。華北、東北地區風電與靈活調節電源之比超過2，新能源消納難度要遠大於西班牙、德國和美國。
同時，在風電比重大的“三北”地區，冬季為保證供熱，火電機組調峰能力隨著供氣量的增加而大幅下降。目前，在吉林、蒙東等地區，由於供熱期系統調峰能力不足，已出現限制風電出力的情況，調峰問題成為制約“三北”電網進一步發展風電的主要瓶頸。
需強調的是，目前風電主要在區域內消納，不能滿足發展需求，迫切需要建設跨區輸電通道，擴大風電消納範圍，緩解地區電源結構與風電消納突出矛盾，有效提高風電消納能力。
風電基地集中開發與外送之間的矛盾
我國風電開發規劃中的7大風電基地均處於遠離東中部負荷中心的“三北”地區。到2015年和2020年，扣除當地電網消納的風電功率外，跨區輸送的風電裝機容量將分別達到36GW和100GW。由此可見，必須通過電網和跨區輸電通道大規模外送才能確保這些風能資源的高效開發和充分利用。
然而，由於風電場的分散性和風電功率的隨機波動特點，對電網有功和無功控制提出新的挑戰。特別是處於“三北”地區的電網薄弱、短路容量小，很難滿足特高壓(包括超高壓)直流輸電系統對無功電壓和有功控制的技術要求，必須配套建設足夠的其他電源和電網項目，滿足直流輸電系統安全運行要求。另外，特高壓直流輸電系統額定功率一般都在8000MW以上，受端電網也應同步規劃建設滿足安全運行要求的配套項目。但現狀是既缺少送、受端配套電網項目的統籌規劃，也缺少風電與火電以及其他電源項目的統籌規劃，導致風電外送受阻問題日益突出。
風、光、火電力大規模安全外送
交流母線短路容量對送受端交流電網的要求
當代的直流輸電工程對其所接入的送、受端交流電網短路容量都有具體要求。例如，哈密至鄭州特高壓直流工程對兩端換流站500kV交流母線最小短路電流要求是16.7kA和24.5kA,額定功率(8000MW)下的短路電流水平要在25kA以上才能確保直流工程投切交流濾波器時，電壓波動在技術規範以內匡。然而，位於“三北”風能資源富集區域電網都很薄弱，必須配套建設足夠的火電項目和必要的電網項目才能滿足直流工程技術規範要求。位於東中部負荷中心地區的受端電網網架結構都比較強，饋入的換流站交流母線短路容量一般都能滿足直流工程技術規範要求。
電壓、功角等對送受端交流電網的要求
直流工程接入的送、受端電網除了滿足直流工程技術規範外，還應進一步校核計算交、直流系統在各種可能發生的故障情況下，送、受端電網的暫態、動態和靜態穩定性。特別是多回直流工程接入的電網不僅要計算分析交、直流系統之問的相互作用，還要計及各直流系統之問的相互影響，應滿足《電力系統安全穩定導則》的要求。在這方面，國內外專家學者已開展了大量仿真計算研究，並取得令人滿意的成果。
計算外送風、光、火電裝機容量的實用方法
根據國家電網中長期發展研究結果，位於西北和東北能源基地的電力均應通過直流工程向東中部地區輸送，而直流工程的電壓和容量根據輸電距離、工程造價以及占用輸電走廊等技術經濟指標確定。一般輸電距離大於1100km，直流工程電壓選擇士800kV，輸電容量選擇8000MW。直流輸電容量確定後，在送受端電網滿足直流工程技術規範和《電力系統安全穩定導則》基礎上，還需要最佳化計算位於送端電網能源基地外送的風電、光伏和火電裝機容量。
結語
對我國問歇性清潔能源發展及存在的問題進行了系統地分析，結合我國風電發展中存在的問題和當代直流輸電技術特點對位於東北、西北等邊遠地區的大型能源基地風、光、火電力大規模高效率安全外送的可行性做了系統的分析和研究。
結合正在建設的新疆哈密至河南鄭州特高壓直流輸電工程，在已確定的風電和光伏發電裝機容量條件下，最佳化計算出配套的火電裝機容量；從而最佳化了輸電系統的經濟性。
隨著我國風電的大規模、高集中開發，大容量風電遠距離外送成為解決風電消納問題的一個有效手段。由於風電資源木身的年利用小時數較低，為其建設一定容量的配套電源聯合送出才能保證風電外送的綜合效益。
