风电场运营管控与并网：技术为道、管理为王 - 国内

随着传统能源日渐枯竭、环境污染日益严重，我国能源资源约束问题日益突出，建立资源节约型社会、大力发展可再生能源已经摆上了经济发展战略的重要位置。国家制定了《可再生能源法》，并出台了《可再生能源中长期发展规划》。许多企业积极履行社会责任，在可再生能源领域加大投入，实施一批包括水电、风电在内的可再生能源发电项目，并开始着手进行太阳能发电和生物质发电项目的前期准备工作。在新的国际国内形势下对可再生能源发电企业运营管控和接网等方面也提出了新的要求，经过长时间的探索与实践，形成了一些新的认识供读者参考。

当前，许多风电企业根据实际情况在风电场管控模式上进行了一些尝试，总体来说管控模式形成了多元化，归纳起来有以下几种：对于集中开发且装机规模较大的风厂，实行运检分开的管控模式;对于风场规模一般且位置偏远的风场采用运检合一的管控模式;对于位置比较偏远同时装机规模较小，则采用整体委托经营的管控模式。风电场的管控模式虽然很多，但在管控模式的选用上一定要符合自己的实际情况，具体采用哪种管控模式要根据风场规模、变电所及风场岗位定员、外委队伍素质、当地工资收入水平、风场人员管理水平和专业技术水平等条件综合考虑。

目前，我国风电企业整体管控水平较低，无论采用那种管控模式，在运营管控方面均要着重落实以下几项工作。

(一)重视生产指标统计与分析，总结经验，形成结论，超前控制。风电企业要重视指标的统计、分析、评价工作，逐步总结指标评价的依据和标准。用指标进行深度分析后形成的经验性的结论指导风资源评估、微观选址、设备选型和运行方式等工作。通过对生产运营指标的横向对比、相互关联、综合分析，评价风电企业发电能力这一核心竞争力指标，从而促进企业生产运营向低成本、高效益方向发展。

我国首台风电机组并网发电至今，各级风电企业保持了良好的安全生产态势。但是，我们也应清醒的认识到：风电的运营管理工作与风电快速发展的客观需要还存在一定的差距，主要体现在：

(一)体系建设、标准建设、制度建设需进一步加强，建立长效有序的管理机制。

各风电企业虽然出台了很多新制度，但针对我国风电快速发展而形成的点多面广、各风场情况不一的实际情况，原有的制度和体系很难做到统筹兼顾。尤其是风电企业成立之初，有些规章制度没有及时建立或修订，参照了火电厂和水电厂的制度和管理体系，因此有必要结合风场实际情况修订一整套管理体系和工作标准，以便更好的规范和加强安全生产管理，夯实安全生产基础工作。

(二)专业化的电力监控管理体系应进一步完善，提高技术监控管理水平。

目前许多风电企业没有成型的风电技术监控管理办法,没有切实可行的技术监控体系和实施细则，特别是绝缘监督、继电保护监督、化学监督等方面，存在试验设备和技术人员匮乏问题，只能外委相关单位完成，存在监控不到位、不及时、费用高等问题。这些问题严重地制约着技术监督工作及时顺利的开展。

(三)管控模式多元化，管理思路需要创新，对外包单位的监督管理力度有待提高。

较大型的风电企业管辖的风场较多且容量不等，管控模式多元化，产生了许多外委项目，管理上增加了难度。因此，不仅在技术上要严格按照国家、行业的标准去落实，在管理上要有适合自己风场、风电公司的思路，监管外包单位将事故隐患消灭在萌芽状态，做到有依据、有力度、有效果。

当前，许多风场不能准确预测负荷，有效控制出力，特别是许多风力机组不具备低电压穿越能力，给系统的稳定运行带来不利的影响，因此各风电企业要认真做好以上几项工作，加大技术改造力度，实现网企和谐发展。

三、在运营管控工作中需进一步采取的措施

(一)完善各项制度、管理体系、工作标准，明确各级责任主体的责任，促进企业全面发展。

(二)牢固树立全员生产经营意识，加强备品配件的统筹管理和电量营销意识，克服一切不利因素，实现成本最低、管理最好、效益最高。

(三)高度重视设备可靠性管理工作，积极探索，提高设备健康水平。

(四)建立健全各类规程，与行业标准、国家标准对比逐步缩小差距。

(五)制订风力发电厂点检、维护工艺标准，加强对新投产设备和修后设备的验收工作，努力提高设备利用率。

四、风电接网情况的几点认识

随着风电建设规模不断增大，风电接不进、送不出的问题愈加突出。按照当前风电发展速度，这一现象将更为严重。为此，有关部门要制定适应大规模风电发展的电网规划，研究风电对电网影响的解决措施，重点解决百万千瓦级风电上网和电量输送问题，争取国家有关部门修订电网规划，有针对性地提高电网配套建设标准。

1、优化电源结构，加快电网骨干架构建设，并配套建设一定规模的调峰电源。

国家新的风电发展规划初步确定了7个千万级的风电基地，按照“融入大电网，建设大基地”的要求，实现远距离输送电能，在更大范围内优化资源配置。国家对于风电发展已有系统的整体规划方案，但要对风电与其它电源、风电与电网的协调发展进行深入的研究，更重要的是风电项目要与电网建设进行同步规划、同步建设，避免出现风机安装调试后无法送出的情况，造成投资损失。为实现风电的顺利送出，建议电网要配套建设一定规模的调峰电源，如抽水蓄能电站等，增加电网的风电消纳能力。同时要建设坚强的跨省跨区互联电网，这样可以充分利用各个地区的电源调节能力，有效扩大风电的消纳范围和规模。我国风能资源的分布特点和风电的开发布局特点，决定了优化电源结构，才能促进风电的大规模开发利用。

2、应尽快以国家标准的形式制定《风电场接入电网技术规定》，同时建立完善的风电机组检测认证体系和权威的认证机构，从源头上杜绝技术水平无法满足要求的风机进入市场。

我国现有并网导则(GB/Z19963-2005)技术标准较低，同德国等风电技术发达国家的并网导则存大差距。

国家电网公司于去年出台了在技术上较为全面的《风电场接入电网技术规定(修定版)》，但作为企业标准对风机生产企业缺乏约束力和影响力。

目前国内风电整机制造商超过70家，但拥有自主知识产权的企业不多，拥有自主研发能力的企业更少。有的企业为了抓风电产业发展的“商机”，匆忙上马，盲目求快，从国外厂家拿来技术就进行大批量生产，产品质量自然很难保证。国家相关部门应尽快建立风电机组的检测认证体系，对风机各部件质量和整机情况进行检测认证，借此提高国产风机的质量，规范市场秩序，不符合电网并网技术规定或质量不合格风机不能进入市场。风机整体质量的提高，有利于风电运营商的运行维护，减少维护费用，提高风能利用率，保证企业经济效益的实现。

3、电网对风电机组技术要求提高，部分风机机型无法满足。

从2009年下半年开始，电网公司开始对风电场并网提出更高的要求，对风机并网主要有以下要求：

(1)要求风电场具有有功功率调节能力，并能根据电网调度部门指令控制其有功功率输出。

(2)对风电场无功性能调节提出要求。

(3)对风电场的电压范围提出要求。

(4)要求并网风机具有低电压穿越能力。

(5)对风电场的运行频率、电能质量提出要求，并必须安装PMU装置。

电网的以上要求，对目前投运的风机绝大部分并不满足，要实现上述功能，需风机制造商进行技术改造和升级。在这方面，风电运营商只能等待，处于被动地位。

4、加快建立风电场并网运行的技术支撑系统，特别是风电场功率预测系统，从技术角度避免限负荷情况的发生。

为了应对风电的随机性、间歇性和不可控性，电网系统在运行中必须考虑留有足够的备用电源和调峰容量，以保证风电出力不足时能够正常向用户供电，这必将造成系统备用容量增大;而在风电出力大而负荷不足时，又必须采取压火电机组出力的方式来保证，这不仅增加了系统的运行成本，同时还会给系统的安全稳定运行带来隐患。因此，随着风电装机容量的增加，风电功率预测将成为电力系统运行不可或缺的环节。为此必须建设风电功率预测系统，目的是为风电的运行提供技术支撑，初步实现风电负荷的可预测性，保障电力系统及风电场的安全、稳定、经济运行，最大程度减少对风电场限负荷的频度。国内一批科研院所已投入这个项目的研究，并有一批成果产生。尽快建立覆盖所有风场的、高准确度的风电功率预测系统，将有利于电网的稳定运行，从而使电网消纳风电能力增强，风电运营商也可从中受益。