实现风电发展“五个转变”的有效途径

盛大凯，仇卫东，齐立忠

(国网北京经济技术研究院，北京市，100052)

0 引言

我国风电建设“十一五”期间快速发展，装机规模连续5年实现翻番［1］。至2010年底，我国风电装机总容量达到44.7 GW。与此同时，我国风电的开发中也暴露出片面追求发展速度、装机规模等问题，超常规发展过程中积累的矛盾和问题开始显现。近期风机脱网事故频繁发生，对风电场和电网的安全运行都带来了严重影响，也给风电的发展方式敲响了警钟。国家能源局于2011年8月5日提出了风电发展的“五个转变”并颁布了18项风电技术标准，从战略规划和技术标准2个层面开始着手重新谋划风电发展方式。“五个转变”即:从风电大国向风电强国转变;从追求速度向追求质量转变;从追求装机容量向追求发电量转变;从集中大规模开发向大规模开发与分散开发并举转变;从以陆上风电为主向陆上和海上风电全面发展转变。

如何将“五个转变”落到实处，已经成为风电企业、电网企业共同的课题。

1 科学规划是前提

我国一次能源分布与生产力发展很不平衡，其中陆上风电资源与电力负荷大多呈逆向分布。具备风电大规模集中开发的地区，一般电网规模偏小，无法就地消纳，需要远距离输送、大范围消纳。并且风电规模越大，配套的送出工程规模也越大［2-3］。

风力发电的随机性和间歇性决定了其并网必将给电力系统的调峰、调频、安全稳定运行带来挑战。并且风电规模越大，相应带来的挑战也越大［4］。

负荷预测、电源规划、电网规划构成电力系统规划，风电作为电源的一种，理应纳入电力规划统筹布局并形成滚动修订机制。

第一，要把风电开发与电网规划有机衔接。要认真研究风电开发地区、风电消纳地区以及2个地区之间的电网状况，使风电开发时序和规模与电网规划互相融合，实现风电、电网协调发展。要根据风电的建设规模和在系统中的作用分别接入跨区输电网、区域电网、省域电网、市域供电网、县域配电网。

其中，建设大型风电基地，就必须接入与之相适应的大型电网。目前，我国规划在内蒙古、甘肃、河北、吉林、新疆、山东、江苏沿海等省区建设8个千万kW级风电基地。与之相配套，电网也配套规划了特高压电网、风火打捆交流外送或直流外送线路、超高压电网等输电方式解决大规模风电外送和消纳问题。

第二，风电规划要与电源规划有机衔接。在电源布局上要综合考虑风电运行特性与电力系统运行要求，配套建设具有调峰功能的电源。

随着风电的大规模开发，风电的反调峰特性大大增加了电力系统调峰的难度。近一段时间以来，由于系统的调峰容量不足，一些地区电网出现了负荷低谷时段不得不弃风的现象。如果配合风电开发建设具有快速启停能力、可做调峰的水力、燃气、燃油发电等电源，增加系统调峰容量，对于提高风电消纳能力具有重要作用。

要适时启动发电侧负荷侧峰谷电价政策，鼓励有基本条件的区域创造条件与风电开发配套建设抽水蓄能电站，深入研究蓄能电站与风电出力配合运行实现削峰填谷的可行性。

抽水蓄能技术目前已在电力系统中得到长期和大范围的应用，其做为系统的调峰电源，对于平抑系统发电曲线，减小峰谷差作用明显，可有效提高风电消纳空间。

第三，风电规划要与负荷预测有机衔接。必须把风电电量消纳规划作为风电开发规划的重要内容，要在风电远距离输送大范围消纳的同时研究开发就地就近的电力负荷和先进的电能转换产品。

理论上，大规模的蓄能装置将是风电消纳的有效途径。要加大研制蓄能装置的力度，在技术开发的同时也要研究与之配套的政策措施。

目前，正在研发超导储能、超级电容储能、飞轮储能和蓄电池等储能技术。储能系统具有动态吸收能量并适时释放的特点，能有效弥补风电的间歇性、波动性缺点，改善风电场输出功率的可控性，提升稳定水平。

第四，在规划布点时对分布式风电开发给予应有的重视。

分布式风电靠近负荷中心，可以以低电压等级分散接入电网，不需要建设大规模的送出工程，不需要长距离输电，在江苏、安徽、云南及沿海、南方地区等低风速地区具有较好的发展前景。

要因地制宜，综合考虑可开发风资源、电网结构、负荷性质等因素确定风电规模，实现大规模开发与分散开发并举。

2 规范设计是基础

在风电场开发建设过程中，设计、制造、施工、运行是一个工作流程，其中设计决定着建设的内容和标准，是基础性和根本性的节点。因此，要规范设计，按照风电运行与电网运行的特点确定设计方案，科学合理的配备技术手段，这是落实风电发展“五个转变”的基础。

国家电网公司近期连续下发了《风电并网运行反事故措施要点》、《关于切实加强风电场接入系统管理工作的通知》、《风电场电气系统典型设计》，为风电场电气系统建设和运行提供了一整套标准化的解决方案。典型设计的推广可以有效提高设计的规范化和电网的智能化，不仅可以保障电网安全稳定运行，又能够有效提高风电场上网电量，实现风电与电网的友好对接和协调发展。

2.1 提高“风电功率预测”精度，为风电调度提供依据

我国目前大多数风电场都没有安装风电功率预测系统，给电网调度风电带来了很大困难。风电功率预测系统的主要功能是将风力预测数据上传调度主管部门，根据风电功率预测系统数据制定合理的发电计划，合理调度风电，减少弃风。

西班牙、丹麦等欧洲风电强国的风电场大多安装了风电功率预测系统，如图1所示。丹麦国家电网调度中心负责全国的电力调度，调度中心每天提前获得次日的天气预报数值，并进行比较，最终得到相对客观的数据，随后安排次日的调度任务，并下达给相关风电场。次日，调度中心根据预测与实际的差距，通知风电场改进预测方法，提高预测精度［5］。

图1 风功率预测系统Fig.1 Forecasting system for wind power

近期，国家能源局也已下发文件《风电厂功率预测预报管理暂行办法》，要求至2012年1月1日，所有已并网运行的风电场必须建立起风电预测预报体系和发电计划申报工作机制，未按要求报送风电预测预报结果的风电场不得并网运行。

风电功率预测系统的核心问题是预测精度。我国对风电功率预测起步较晚，预测所需的基础数据不足、对风电场气象信息监测和收集技术不够成熟，制约着风电功率预测的精度。

目前，各风电所在网省公司及其调度管理部门对风电功率预测工作高度重视，正在开展相关研究及技术攻关。2011年8月19日，吉林电网已率先完成大规模风电场功率预测及运行控制试点项目，并通过验收，使得风电功率预测系统向智能调度支持系统移植，旨在解决风电预测的适应性和预测精度问题，对提高风电调度水平具有重要意义。

2.2 强调风机具备“低电压穿越”能力，支撑风电、电网稳定运行

从几次事故看，多数风机脱网都与自身不具备低电压穿越能力有关。西北“4.17”事故中有部分完成低电压穿越改造的风电机组未脱网，也佐证了风机具备低电压穿越能力的必要性和迫切性。

低电压穿越是指当电网发生故障或扰动，引起风电场并网点的电压跌落时，在设定的跌落范围内，风电机组能够不间断并网运行。其主要目的是在电网故障或事故时，风电机组能保持一段时间不脱网，至少不加重电网事故或故障。

欧美各国依据各自电网网架、电源结构及接入条件不同，对风机的低电压穿越能力要求有所不同。美国对于风机的低电压穿越的参数要求是，电网电压跌落深度为15%额定电压时，风机能够保持625 ms不脱网，电压恢复至90%额定电压的时间要求是在3 s以内;丹麦对低电压穿越能力的要求更高。图2为美国对电压穿越的要求。

图2 低电压穿越要求Fig.2 Low voltage ride-through

目前，我国大多数在运风电机组不具备低电压穿越625 ms的能力，生产厂商已按要求进行在运风机的低电压穿越能力改造工作。2010年底，我国3大风机制造商研发出具备低电压穿越能力的风电机组，并有部分机型已通过风电检测机构的风机低电压穿越能力测试。

欧美高于目前我国对风机低电压穿越性能的相关技术规定，且大多为分布式电源，与我国风电集中大规模开发，远距离外送有着明显差异。由于风电的大规模集中式开发对电网的冲击和影响远大于分散式接入电网，因此，有必要对我国风电的大规模集中接入模式下的风电机组低电压穿越能力相关技术要求进行重新审视。

2.3 实现风电“有功、无功功率控制”，为提高风电场上网电量创造条件

目前，风电运行中普遍存在以下共性问题:大规模集中接入，电网网架结构相对薄弱，电网送出能力有限;大规模风电场群多处于同一风力资源带，具有很强的同时性，风电尖峰负荷大;风电功率预测难度大，旋转备用安排困难;风电场运行单位多，风电调度运行指挥难度大;风电造成电网电压波动非常频繁，无功设备投切频繁。

与水电、火电等常规电源相比，目前还没有办法对风电场有功无功出力进行计划安排和控制，另外，我国以煤电为主的电源结构，系统备用容量和调峰手段有限，风电的大规模集中开发将使电网调度更为困难。

配置风电场有功功率、无功功率控制系统可以实现风电场有功无功功率的可控在控，减轻风电场功率频繁变化给电网带来的调整压力，实现各风电场的协调控制，为大规模风电接入电网后的安全稳定问题提供有利条件。图3为风电场有功率控制系统。

图3 风电场有功功率控制系统Fig.3 Active power of wind farm control system

风电场有功功率、无功功率控制系统特别适用于风电场群的优化调度，最大限度地协调控制整个风电场群的出力，提高风电场发电量创造条件。

同时，应强化系统内火电、水电等其他电源的调度管理，尤其是调峰深度等的管理，提高其调峰应变能力，以增强系统应对风电调度的调峰能力，满足风电各种发电模式下的运行控制要求。

3 有序建设是关键

2010年，我国的海上风电建设开始起步。根据有关部门的评估，我国近海海域风电装机容量为100～200 GW，主要分布在辽宁、河北、天津、上海、山东、江苏、浙江、福建、广东、广西、海南等沿海省市，海上风电开发前景广阔。

与陆上风电相比，海上风电运行环境复杂，技术要求高，施工难度大。海上风资源较陆上大，同高度风速较陆上大20%左右，风密度明显上升，机组利用效率高，相应发电量大幅度。

3.1 重点进行“海上风电”关键技术的研究，为规模开发海上风电进行技术储备

首先要充分认清海上风电对设备、设计、施工、运行、管理、维护等要求远远高于陆上风电，不能盲目涉入，应把海上风电选址工作做深做实。

第二，要在引进吸收国外海上风机制造技术的基础上，加快国内海上风机的研发和生产，提高国产风机技术水平和单机容量。目前我国1.5 MW机组技术比较成熟，但急需提高风电机组的技术水平和单机容量，更好地利用海上优良的风资源，提高海上风电开发效益。

第三，应加快海上风电相风机吊装、大件运输、基础施工、运行维护等相关施工技术的研究，为海上风电的大规模实施创造条件。海上风电的关键技术包括风电场选址、风机基础设计及施工技术、风机安装技术、风电场升压站电气设计技术、风电场电缆敷设技术、风电场送出方案研究以及风机制造技术。

3.2 加快海上风电相关技术标准的制订，规范海上风电建设

我国海上风电正处于起步阶段，缺少统一规范标准和广泛认同的管理办法，设计、施工大都无章可循。可以预见，随着海上风电的大规模开发，海上风电的技术标准将会成为焦点问题之一。

工程建设，标准先行。主管部门要尽快组织相关单位开展或完善海上风电开发的规范、标准，使海上风电的建设有规可循。

3.3 积极推进“海上风电”设计技术研究，为海上风电建设提供设计技术支撑

海上风电大多采用轻型直流等输电技术将海上风电送至陆上电网，同时海上风电电气系统的建设需考虑到海上特殊地理环境和气象条件等，其设计相较陆上风电也有所不同。因此，需配合海上风电的开发，积极推进海上风电相关设计技术的研究，为海上风电标准化设计提供技术支撑。

要适时启动“海上风电”典型设计，特别是电气系统、基础构造等方面的深入研究，为海上风电建设提供标准化解决方案。

3.4 严格审批，循序渐进，确保“海上风电”健康发展

我国已经成为陆上风电大国，有很多管理、建设方面的成功经验，也不同程度地暴露了一些问题和不足，及时总结陆上风电建设的经验教训，避免“跑马圈地”、“4.95”现象在海上风电重演。

我国第1个大型海上风电项目——上海东海大桥100 MW海上风电项目已经投入运行，其二期工程也在建设中，预计2012年建成投产。在海上风电的建设中，既要借鉴国际成功先例，又要及时总结国内的建设成果，试点先行、稳步推进我国海上风电的健康发展。

4 结语

经过数年高速增长之后，我国风电装机总容量已位居世界首位，无论是从国家产业政策角度，还是陆上风资源开发角度，都已进入发展瓶颈期，未来陆上风电的发展方向将从注重发展速度、数量逐步过渡到注重发展质量、风电发电量、风电效益上来。先期发展过程中被忽视的风电技术问题如风电功率预测、低电压穿越、有功和无功功率控制、风电调度管理、新能源储能技术等将日益得到重视和完善，使得风电发展逐步走向科学、有序、合理的发展轨道上来。

［1］何祚麻.解决中国能源短缺问题的重要途径［J］.福州大学学报:哲学社会科学版，2005，19(1):5-7.

［2］汪宁渤，马彦宏，夏懿.甘肃酒泉10 GW风电基地面临的巨大挑战［J］.电力建设，2010，31(1):101-104.

［3］肖创英，汪宁渤，丁坤，等.甘肃酒泉风电功率调节方式研究［J］，中国电机工程学报，2010，30(10):1-6.

［4］ Torben S N，Alfred K J，Henrik M，et al.A new reference for wind power forecasting.Wind Energy，1999(1):29-34.

［5］马彦宏，汪宁渤，刘福潮，等.甘肃电网风电预测预报系统［J］.电力系统自动化，2009(16):88-90.