千万级的大风电并网都存在什么问题Word文档下载推荐.docx

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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。

∙能源结构不同

欧洲燃气、燃油发电和水电比例大，调峰能力强。

拿丹麦来说，丹麦的地理位置优越，北有水力发电站，南有火电发电厂。

因此当风力不够的时候，可以从挪威引进环保的水电。

电力的互送非常频繁，一年中，丹麦要进出口的电相当于该国总用电量的30%。

而我国幅员辽阔，电源负荷分布不均，而且电源以火电为主，调节能力相对较差，具体的下面细说。

∙对电网的要求不同

欧洲风电基本是分散接入，对电网用户侧的智能化要求是比较高的，而欧洲电网也是围绕这个方向在发展；

而我国的大规模送出则是另一个课题了，面对的困难也不一样。

所以，欧洲有些风电并网的经验可以借鉴，但是很多困难却是特殊的。

下面具体说说千万级风电并网的问题。

∙能源结构

上面已经提到了，这里详细的描述下。

风电大家都知道是具有波动性的，从一年中风电场每天平均输出功率看，每天最大和最少发电量至少相差约40～50倍。

从微观上分析一天内的输出功率变化，风电在24小时内仍处于非常不稳定状态，输出功率（兆瓦）在0～100之间随机波动。

而且，夜晚用电负荷处于低谷时段风电发电出力往往较大，即使常规电源降出力，当风电规模达到一定程度（大于低谷用电负荷），也难免出现限电弃风。

下图为风电出力曲线和负荷需求曲线对照。

风电的波动性带来的是它需要对应合理的电源进行调峰，从而来满足负荷平衡。

而我国以煤电为主的电网难以为风电做深度调峰的。

2012年我国煤电发电量占总发电量的73.9%。

而欧美国家的能源结构是以石油、天然气等为主，其中美国27%是天然气发电;

英国燃气发电比例更高达60%;

北欧国家水电占90%。

所以，这些国家电网对风电并网容纳能力远高于我国，这是因为燃气、燃油发电和水电的调峰能力比煤电强，在一定范围内能有效减少风电波动对电网的危害。

即便如此，美国、丹麦等西方国家也已遭遇大规模风电上网难的制约。

这是比较本质的问题。

∙电网问题

这是中国大规模风电并网面对的特殊问题，当然，欧洲海上风电以后集中打捆送出也会需要到这个问题，但送出距离比我国近很多。

首先这个大规模并网的可行性需要论证，上千万千瓦级超大型电源建设，涉及电力系统规划的问题十分复杂，仅三峡工程电力输出规划就论证了十多年，因此，千万千瓦级的风电项目大规模送出怎么可能不需要充分论证？

对电网的影响，大概说来，试想下，有几千台甚至上万台风力发电机组在同一接入点接入电网，风电输送线路长度可能达到几百甚至上千公里。

风电出力的随机波动导致线路无功的流向和规模频繁变化，只依靠电网进行无功调节是无法满足风电波动对电压的影响的。

另外，当风电机组低电压穿越能力不足时，电网一个很小的故障，也可能使风电基地切除，可能造成重大电网事故。

即使论证可行，一般来说，电网的建设是远远滞后于风电建设的，具体实施起来也有很多困难。

抛开规模不谈，欧洲的风电并网的电网适应性还是比较好的。

举个例子，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。

∙其他问题

风电运行管理水平

这块，欧洲水平是很高的，以西班牙和丹麦为代表。

他们广泛开展了风电功率预测工作，都实现了风电输出功率的日前预测，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。

然后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，水平非常高。

我国这方面就差强人意了。

电价等管理政策

这块不太好说，毕竟国家不同。

就说德国吧，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，但1998年后德国电力行业市场化，销售电价整体下降，为了缓解压力，2000年4月德国出台了《可再生能源法》，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，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。

可以看出，非常灵活，我国任重道远。

或许可以期待下储能？

呵呵。

以上。

1、全国范围内电源普遍过剩

电力系统必须保证同一时刻发电和负荷的平衡，风电固然有波动性，但考虑到负荷随时间变化的情况，这种波动性实际上是可以视为一个负的负荷波动，现在弃风限电更重要的原因是电源的整体过剩。

以辽宁省为例，省内火电装机3000w，风电600w，红沿河一期四台也投运，400w的核电，可调节的水电装机小于200w，供热期的直调火电机组占比60%，可调节的能力很小，再加上网架结构的一些问题，整个辽宁省的电源小时数都偏低，全国在03年缺电之后也是过剩情况。

所以电源的普遍过剩，可调节能力低是主要问题，风电的波动性和电气特性则是次要问题。

2、电气特性问题

大规模风电脱网事故02、03年在德国和西班牙都出过，之后欧洲开始重视这个问题，大概05、06年开始低电压穿越的改造，老机组的改造是非强制性的，电网按装机出钱鼓励改造；

新机组的改造是强制性的，机组必须通过检测，将检测数据提交后进行整个风电场的仿真测试，完全通过后允许并网。

国内基本仿照德国的路子，也是甘肃出了四次大的脱网事故后开始重视这个问题，现在是某中字头的科研机构进行强制性的检测，具体情况懂风电的也都清楚，不展开说了。

个人认为，低电压穿越这个要求还是有必要的，尤其是千万千瓦级的大风电基地，脱网的影响很大，但是具体的措施有待商榷。

国内09，10年开始提这个事儿，11年出的事故，12年出了一个很严格的并网标准；

而中国风电的大发展是05-06年开始的，等于发展了5-6年后发现我还要进行低电压穿越改造，而且这种改造是一刀切的，不管新投产机组还是已有老机组；

这就像我刚买了一辆国四标准的车没多久，政府强制要求必须符合国五标准，不符合标准不能上路，而不管你的车是新购买还是现有的。

总的来说技术要求的制定不能脱离技术现状，否则会造成产业退步，一大批企业死在黎明前。

3、垃圾电

这个提法很有意思，除了电网公司之外没听过这样的声音，典型的屁股决定脑袋思维，居民生活用电负荷一样波动性很大，也没听过垃圾负荷的说法。

站在电网角度，当然希望每个电源都是可控可调节的，从冷备用到满负荷只花很少时间。

这也正好说明了电网对风电的认识还停留在低层次，至少有一部分人是这样的。

欧洲电网对风电的接纳能力很高，丹麦年用电量20%是风电，曾经出现过国内某个时刻90%出力由风电提供，因此国内电网还是有很大消纳潜力的，只不过认识不够。

欧盟做过相关的研究，认为从整个社会的成本来说，风电的社会成本是远远低于火电的社会成本。

国内的冬季雾霾这么严重，说明火电还是有自身难以克服的缺陷。

个人认为风电应该作为一个很重要的补充电源，无论是从环保角度还是从能源结构优化的角度，而对风电的评价不应该仅限于风电的高上网电价或电气特性上。

首先是前提，你能并网了，那么视作发出来的电相位，频率和波形都和电网的一致。

然后电网的负荷是由用户决定的，按照统计做出来的调度曲线变化负荷，然后调节负荷的任务简单的全部丢给电厂吧（真方便）。

火电站，核电站和水电站都可以调节负荷水平，当然核电…显示全部

火电站，核电站和水电站都可以调节负荷水平，当然核电站一般不做调峰电站。

火电站是通过调整烧的煤的数量，水电站是调节水的流量，核电站调节太麻烦不说。

然后来了，风电调个毛啊，风速风向都不是你能决定的，有风你就有电，没风就拉倒，风大发出来的电多，风小了发出来的电少，这电还怎么供啊。

电网其实是允许有波动的啦，不可能全部电站稳定运行，所以一点小冲击对于大电网来说还是可以接受的。

所以小容量的风电接入电网没关系，你这边变，我那边火电什么的辛苦点变一下吧（这个电厂的人骂死你了，真是讨厌）。

但是大容量的风电接入系统就有问题了，不稳定，就是供电不可靠，会对电网产生冲击，不稳定是电网最忌讳的，所以供电不可靠是限制风电发展的重要因素。

所以大电池是多么的美好啊，有快大电池放在风电站充电，充满了接电网，没了再充，能解决储能问题的风电才是好风电啊。

国内的风电并网的问题和西欧有很大区别。

主要原因是电网布局和风电资源分布冲突，大规模发展风电和弱电网结构弱调峰能力的矛盾引起的。

要解决，技术上要973、863的科技投入，非技术角度则是要站在发改委的角度上去考虑问题的。

北方地区的风电，由于风电机组脱网和出力不稳定的限制，通常是与火电打捆外送，实际发电量当中火电往往是风电的好几倍，原因除了火电的成本之外，还有几点，大型火电项目有足够资本来建设送出通道，风电建设方则不会这么做——输电设备的利用小时数实际上远大于风力发电的利用小时，风电投资规模灵活（由于审批因素，大多是一个项目分很多期，比如每期4.9万这种卡线的）和建设速度上也不太可能和超高压、特高压输电配合。

这也是电网建设赶不上风电实际并网容量增速的一个客观因素。

北方大规模风电基地通常临近坑口火电，给风电打捆提供了条件，但是由于火电政策注重高参数大机组，调峰的实际能源效率损失很客观。

而北方由于气候、水资源等原因，火电供热机组冬季（风季）调峰能力有限，水电调度受水库运行限制，抽蓄建设滞后（这个是国产化拖后腿），实际限制了电网的调峰能力。

实际上要解决风电并网的难题，除了电网网架要很坚强外，其他形式的发电企业的因素也不能忽视。

对于火电，一方面要合理平衡调峰能力较强的火电机组建设比重，比如结合坑口的垃圾煤和矸石发电，建设中小装机但调节能力很强的循环流化床机组，而不是为了经济效益一股脑全是66万或者百万千瓦机组；

另一方要加强火电企业调峰的积极性，除了锅炉和机组效率之外，目前的洁净煤手段如脱硫脱硝的厂用电负荷比较高，在大出力的时候指标好看，也是火电企业参与调峰积极性不高的一方面因素，这方面的电价补偿往往谈不上合理。

我国水电建设的一个缺点是出于移民指标的限制，通常侧重径流水电，调节能力好的大型水库又往往肩负其他兴利任务，在北方干旱地区尤其明显，如果能结合大中型水库建设容量合适的抽蓄，对提高电网调峰能力非常有帮助，但是目前抽水蓄能侧重的大多数经济指标最好的大型抽水蓄能电站，这是电网主导的必然，抽水蓄能电站国产化解决之后，电网能否放开一定容量抽水蓄能项目建设权限。