国外风电并点及对我国的启示

　　2010年，全球风电继续保持快速发展势头，根据世界风能协会(WWEA)统计，2010年全球风电总装机容量达1.97×108kW，同比增长23.6%。受国家政策驱动及全球发展态势的引领，我国风电发展迅猛，连续5年风电装机容量翻番式增长。

　　风电的快速发展给电力系统规划运行带来新的挑战。本文旨在总结国外部分发达国家风电并网有关情况及特点，其在推动风电发展方面的措施和经验，对促进我国风电健康快速发展具有积极的借鉴意义。

　　欧洲等发达国家大力发展风电等可再生能源的主要目的是应对气候变暖和减少碳排放。已有风电场大多装机规模较小，除近期集中开发的大规模海上风电场采用高电压远距离输送外，主要是分散接入配电网就地消纳。德国2006年风电场装机容量小于50MW，接入110kV以下配电网规模约占总量的70%；丹麦风电机组主要接入30kV及以下网络，2006年底丹麦风电装机容量中，约88%接入低压网络和10～30kV配电网。

　　丹麦是目前世界上风电装机比重最高的国家，其较高的风电装机比重依赖于整个欧洲比较完善的强联电网的支撑。丹麦东部电网通过交流输电线路与挪威、瑞典、芬兰等国组成北欧电网(Nordel)，北欧电网具有统一的电力市场交易平台；丹麦西部电网则可以通过德国电网与欧洲互联电网(UCTE)进行电量交易。

　　在星期六凌晨4点前后风电大发时，丹麦风电出力占负荷需求的比重可达95%以上，此时丹麦向北欧电网输出电力，北欧电网通过跨国/跨区输电网为丹麦电网提供备用，以保证电网安全稳定运行。而在星期六18点前后风速超过25m/s时，风机退出运行，风电场出力急剧下降，此时北欧电网向丹麦输入大量电力，满足负荷需求。

　　丹麦电源结构以火电、风电为主，2008年电力总装机容量1315×104kW，其中火电998×104kW，占总装机容量的75.9%，风电316×104kW，占总装机容量的24.0%。但北欧4国电网联系紧密，北欧电网中水电约占总装机的50%，风电等可再生能源约占总装机的5%，其中约2/3的风电安装于丹麦[4]，北欧电网中的大量水电为丹麦风电提供了足够的调峰支持。

　　美国自2005年以来新增装机主要为风电和燃气电站，2008年燃气电站装机容量占总装机容量比重高达41.4%。大量具有灵活调节能力的燃气电站为风电快速发展提供了保障。

　　①未来待开发的风能资源通常离主要负荷中心较远，或位于海上，大规模开发规划通过高电压等级线路接入电网，远距离输送至负荷中心地区。

　　近年来，欧洲部分国家风电开发重点由陆地分散开发转向海上大规模开发。根据德国风能协会(BWE)预计，2020年海上(北海和波罗的海)风电装机将达到1000×104kW，规划采用直流输电输送至南部负荷中心。西班牙未来待开发的风能资源主要集中在北部和南部的沿海区域，风电场也是以成片开发、大中规模为主，但其电力负荷区域主要集中在中部的马德里和东部的巴塞罗那地区，大量风电需要跨地区输送。近年来，西班牙电网建设以增强400kV骨干网架为主，2005～2009年新增400kV输电线km，约占新增线%。

　　②随着风电开发规模的增大，风电输送容量不足的问题逐步显现，规划扩展输电网以扩大风电消纳范围和规模。

　　德国风能资源主要分布在北海岸，而负荷中心在南部地区，目前，德国由于北部电网与南部电网联络线的限制，部分时段北部风电场会按照调度命令关停部分风电机组。德国2015年风电发展规划目标是装机容量达3600×104kW，占届时规划总装机容量的14%；规划改造更新380kV线km，增加输电线%。这些输电线路基本呈南北走向，以加强北部风电富集地区与南部负荷中心的联络[9]。

　　2008年6月，美国能源部提出到2030年全国用电量的20%将由风电提供的发展目标。根据能源部联合国家试验室的研究[10]，要实现此目标，风电装机将达到3.05×108kW，包括超过5000×104kW的海上风电。美国电力公司(AEP)研究认为，要实现这个目标需建设19000mile(1mile=1609.344m)765kV输电线]，图中黑色粗线kV线 国外风电并网相关政策法规和管理

　　①国外风电发达国家都制定了严格的并网导则且强制执行。并网导则明确规定了风电场应具备的有功/无功功率调节能力、低电压穿越能力等性能指标。德国针对大规模风电并网制定了一系列的技术标准和规范，其要求高于国际电工委员会(IEC)的标准，对各种并网技术指标做出了明确规定，并通过《可再生能源法》等法律法规保障执行。国际上趋于通过技术进步和制定强制性标准，使风电达到或接近常规电源性能。

　　②风电收购政策根据风电发展的不同阶段不断调整。德国1991年颁布的《电力入网法》强制要求公用电力公司收购可再生能源电力，促进了风电产业的发展。但1998年后德国电力行业市场化，销售电价整体下降，为了缓解发电企业和输配电企业面临的压力，2000年4月德国出台了《可再生能源法》(EEG2000)，核心政策调整为可再生能源强制入网，采用固定电价优先购买，并建立了可再生能源电力成本全网分摊制度。2009年1月，针对风电在电源结构中的比例不断提高、对电网安全稳定运行影响日渐突出等问题，又颁布了可再生能源法修正案(EEG2009)，对部分情况下风电可不优先收购进行了规定，收购政策从全额无条件收购变为优先但有条件收购[7，11]。

　　③国外风电运行管理水平较高。一是广泛开展了风电功率预测工作，如德国、丹麦、西班牙等国都实现了风电输出功率的日前预测，为电网的安全稳定和电力市场运营创造了条件。西班牙规定风电出力预测误差超过20%时将被罚款，2006年，西班牙绝大多数风电场发电量都销售给了电网企业，只有不到5%的风电由于预测误差超过20%，发电企业不愿交罚金而采取了弃风措施。二是对风电场进行有效调控，如西班牙成立可再生能源电力控制中心(CECRE)，对风电场进行有效监控和有序调控，以提高风电机组接入后电网的安全稳定水平[8]。

　　①风电开发缺乏统一规划，配套电网建设难度较大。一方面，各地方政府在编制风电开发规划时，主要依照当地风能资源情况确定风电的开发规模和建设时序，导致地方规划风电装机规模普遍大于国家规划。另一方面，风电投资者热情很高，风电开发存在无序现象，风电项目拆批现象比较普遍，建设布局和规模随意性较大，加上电网项目核准和建设周期远长于风电场的建设周期，难以实现风电与电网统筹规划和协调发展，风电项目的建设速度超前于电网建设项目的问题较为突出。

　　②随着风电的大规模快速发展，系统面临的调峰能力不足问题日益严重。我国电源结构以火电为主，至2009年底，煤电装机占全国发电总装机的74%，而在煤电装机中，供热机组又占了20%以上。在我国风能资源丰富的“三北”地区，供热机组占火电装机的比重更大(如2009年吉林达74%、蒙西达57%)。受电源结构的制约，长期以来我国电力系统调峰能力不足，夏季丰水期弃水、供热期采用机组启停调峰等现象一直存在。随着风电的大规模发展，尤其是风电的反调峰特性明显增加了电网调峰的难度。由于调峰容量不足，2009年吉林、蒙西、蒙东等电网都出现了负荷低谷时段弃风的情况。

　　③电网建设滞后于电源建设，尤其是跨大区电网的互联规模不足，不利于风电在更大范围内消纳。长期以来，我国电力发展以分省分区的区内平衡为主，省区间的电网互联规模有限，互相调节的能力不足。由于我国风能资源的分布特点，风电开发主要集中在“三北”偏远地区，受当地电力负荷水平和系统规模的约束，风电消纳能力不足。同时，受跨大区电网互联规模有限和交换能力不足的约束，当地无法消纳的风电难以送到更大范围内消纳，不利于风电的大规模开发利用。

　　④风电技术和运行水平较低，风电发展相关政策有待完善。我国目前已经并网的风电机组多数不具备功率调节、低电压穿越等功能，风电场没有建立支持调度运行的风电集中监控平台、风功率预测系统。另一方面，国家制定了可再生能源发电全额保障性收购政策，在实际运行过程中，调峰手段受限的电网在低谷时段必须采取特别措施(如火电机组深度压出力或部分火电机组停机等)，方能保证风电电量的收购，所付出的代价很大，并且存在一定的系统安全运行风险。此外，风电送出工程、调峰调频等辅助服务相关政策也有待完善。

　　①优化电源结构，合理配置调峰电源，解决风电大规模发展带来的系统调峰问题。从国外风电并网经验看，风电与其他电源协调发展的关键是系统调峰问题，应优化电源结构，增加电源装机中调峰电源和灵活调节电源的比重。应在具备抽水蓄能站址资源的负荷中心地区，加快抽水蓄能电站建设；在天然气供应有保障地区，建设一定规模的燃气电站；建设大容量高效率燃煤机组，参与系统调峰。

　　②建设坚强智能电网，解决风电大规模接入和输送问题。坚强电网是风电大规模发展的支撑和载体，我国风能资源分布集中，与负荷中心呈逆向分布，本地消纳能力有限，需加快构建坚强的互联电网，加强跨区输电线路的建设，扩大风电的开发规模和消纳范围。同时，应加强电网智能化建设，改善风电的功率输出特性，对风电场出力进行准确预测和优化调度，解决风电随机性、间歇性特点带来的系统安全问题。

　　③健全相关法律，制定发展规划，加强并网管理，完善政策支持体系。应适时调整风电收购政策，保障系统安全稳定和总体经济高效；将风电规划纳入能源电力统一规划，实现风电规划与电源规划、电网规划的协调，国家规划与地方规划的协调；制定出台强制性的风电并网技术导则等技术规定，建立风电机组测试与认证制度；完善风电配套输变电工程的定价和补偿机制，建立风电跨省区消纳价格机制，制定辅助服务补偿机制。通过管理和政策措施的逐步完善，促进风电健康发展。

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