国家电网拟严格准入风电上网

    日前在吉林召开的国家电网风电工作座谈会传出了一个重要信号：国家电网拟全面实施对风电上网的严格准入。而国家电网已经提出了在风电场建设、风电入网、运行管理各个环节的企业标准，正在力推它们成为国家标准。能源局官员也表达了对风电准入门槛设置、风能预测管理以及合理“弃风”的公开首肯。

　　这次由主要风电省份地方发改委官员、各大能源集团风电业务负责人以及主要风电设备厂高管参加的会议，向业界传递了国家电网意图强化风电上网管理的迫切心态。而国家电网标准上升为国家标准后，毫无疑问将对国内风电设备行业带来洗牌效应，一些技术能力不够的厂商将遭到淘汰。

　　国家电网回应 “并网难”诘难

　　去年以来，随着风电装机的大规模上马，“风电并网难”、“大量风电机组空转”等呼声不绝于耳。国家电网也因此受到业界诘难，被指称怠于履行法律规定的“全额保障性收购”义务，阻碍了风电行业的发展。

　　国家电网公司副总经理舒印彪在国家电网风电工作座谈会上首次全面回应了这些业界诘难：一是没有规划，消纳方向不明确，风电开发与电网建设之间不协调，不能做到有机衔接；二是风电项目与电网项目审批脱节，国家和地方分别审批，先批风电项目，后批电网项目；三是建设工期不匹配。


这是2009年10月27日拍摄的内蒙古克什克腾旗塞罕坝风场高耸的风力发电机。新华社发(孙国树 摄) 资料图片
　　舒印彪称风电开发与电网建设之间不协调，不能做到有机衔接是个很大的问题。有很多地方审批的4.99万千瓦的风电场建设，国家电网并不清楚，无法进行配套建设。相反，电网建设项目审批一定要到北京，220千伏的要由国家电网公司出审批意见后省里核准，330千伏以上的都需要到国家能源局核准。而且，电网核准程序复杂，支撑性文件往往需要六、七个，建设阶段、工期匹配上困难很大，“每一个塔基经过一个村庄都要取得乡县市省的支撑性文件。”

　　“以酒泉风电基地为例，一期规模为516万千瓦，发改委2009年4月核准了380万千瓦，但是电网750千伏的输配电工程需要新建变电站840万千伏安以及大量线路，总投资85亿元，是到了今年3月才被正式核准的。”他说。“另一方面，风电项目建设周期短，通常首台机组建设周期仅6个月，全部建成需一年左右，但是，电网工程建设周期长，输电线路需要跨越很多市县，750千伏输电工程合理工期需要2年左右。”

    “大家都说风电并网难，其实，一不难在建设，无非就是搞工程，国家电网一年投资3000亿左右建设电网，这只占一小部分；二不难在技术，随着技术的发展，我们现在对于风电与电网的融合技术有了很多突破；三也不难在运行，尽管风电运行难，但却不难在运行。”舒印彪说，“并网难，难在管理！”

　　舒印彪的意思是，国家电网承担着全额保障性收购的责任，却不掌握有控制力的手段和工具。面对在场济济一堂的包括地方政府官员、各大发电集团和风电设备商在内的大批风电界人士，舒印彪说，“我希望我们能从了解，到理解，到相互支持，再到齐心协力。”

　　对风电上网 将实施严格准入

　　值得高度关注的是，强调风电上网的严格准入已经成为国家电网下一步风电工作的重中之重。国家电网在这次座谈会上特别强调：加强并网技术管理的程序化和规范化，建立检测制度。

　　此外，在能源局的支持下，由国家电网自己投资3.5亿在其旗下中国电科院建立的国家风电技术与检测研究中心的基础研究平台已基本完成，将作为风电机组的入网检测机构，标志着国家电网将拿到发放风电机组“入网证”的生杀大权。

　　据国家电网内部人士称，原本国家电网提议为“建立强制检测制度”，后经慎重考虑，去掉了“强制”二字。不过，这却可反映国家电网意图强化风电管理的迫切心态。

　　国家电网在会上还对各个阶段的程序化和规范化提出了门槛：在风电工程前期工作阶段，要对接入系统方案进行审查，对百万级项目，要首先开展输电系统规划设计；设计招标阶段，推广国家电网制定的风电场标准化、规范化设计方案；签订并网协议阶段，要做好并网检测；并网运行阶段，要加强监测与考核。

　　尤其值得注意的是，在风机检测制度方面，国家电网提出建立严格的入网认证和并网检测制度。对新投产风电场，按照《风电接入电网技术规定》的要求，开展风机入网认证和并网检测，保证风机性能和电网安全。而对已投产机组要进行评估，不合要求的要逐步实施改造。

　　上述《风电接入电网技术规定》是国家电网2009年12月颁布，它与国家电网今年2月颁布的《风电调度运行管理规范》是国家电网在风电领域的主要企业标准。前者提出，风电场要具备功率控制、功率预测、低电压穿越、监控通信等功能要求。例如，在业界关心的低电压穿越方面，要求风电场在并网点电压跌落到20%的时候，能够保持0.625秒不脱网运行。

　　而后者则进一步提出了风电厂在并网管理、调试期管理、调度运行管理、发电计划管理、检修管理、继电保护和安全自动化装场置管理、通信运行管理以及调度自动化管理等方面的要求。

　　值得注意的是，国家电网公司正在力图使它们成为国家标准，以便尽快投入全面实施。而舒印彪也在会上直接表示，“我希望尽快上升为国家标准，这不是谁约束谁，谁管着谁，而是让风电市场的参与者各干好各的活儿。”

　　舒印彪举例称，4月12日，吉林某地区风电负荷从78万千瓦一下子跳到13万千瓦，区域内的据称都有低电压穿越能力的305台风机，结果却是184台机组脱网，以致该地区500千伏一条线路跳闸。“原因就是没有强制的入网认证和并网检测制度，”舒印彪说，责任都在我们这里，但我们却一点办法也没有。

    风能预测管理有待加强

　　准确的风能预测是风电上网运行管理中的重要内容，直接关系到上网难问题的顺利解决。国家电网提出，将进一步加强风电功率预测工作，旗下各网省公司将指导各风电场建立本场风电功率预测系统，加强风电场发电计划申报和准确度考核工作；强化对风电场涉网继电保护和安全自动装置的协调配合和监督，确保电网安全；加快建立完善风电场运行监控系统。

　　与此同时，国家电网还将坚持原有步伐，加快特高压和抽水蓄能建设。国家电网称，将加快构建“三华”特高压同步电网，建设锡盟—南京、陕北—长沙、蒙西—潍坊等特高压输电工程，同时加快抽水蓄能等调峰电源建设，改善电网调峰性能，提高接纳风电能力。

　　国家电网建议，将国家电网“十二五”规划和七个风电基地输电规划纳入国家能源发展战略和“十二五”电力发展规划；尽快出台风电保障性全额收购实施细则；研究制定风电跨省区消纳的价格机制和辅助服务定价补偿机制，完善风电配套送出输变电工程定价补偿机制和抽水蓄能电站的电价机制；尽快出台风电并网国家或者行业技术标准；制定风电入网认证和并网检测制度。

　　能源局首肯合理“弃风”

　　尽管国家电网上述工作和建议仅为企业行为，但是，能源局官员对风电接入门槛设置、风能预测管理以及合理“弃风”的公开首肯，则从官方层面传达出了积极信号，也无疑为业界判断国家电网企业行为的尽快实施提供了可靠依据。

　　能源局可再生能源司副司长史立山日前在该会上表示，生产高性能风机是必须要面对的一个问题。过去缺乏经验，对风电性能认识不够，对其对电网安全运行带来的危害认识不足。

　　他说，“我支持风电设备必须要满足电网安全质量可靠的要求。风电从业人士也要更加提高认识。从发展趋势看，风电设备不仅要适应电网安全运行要求，更要适应负荷变化，具备有功调节和无功补偿的功能。”

    此外，对于风能资源预测，史立山认为，风能资源预测刻不容缓。“信息化发展已经走到这个程度，一定要做这方面的工作。开展风电资源的预测预报，提高风力发展的计划性，把不确定的电源变成确定的发电的过程是现在必须要解决的。”他建议，可以考虑把风电运行转变成一个负荷来管理，即相当于大用户。

　　史立山表示，“可以在一些地方开展试点，所有风电投资企业要把次日风力预报报到调度机构，按预测来运行，不能有大的偏差。丹麦就是这样，今天预测的数据，明天必须按此发。实际上对风电场不会有太大影响，电网系统能够有很好的预先安排。我们也要推出这样的管理体系，现在是可以做的，用两、三年的时间也许能够实现有序的发展。”

　　对于风电“弃风”问题，史立山表示，支持合理的“弃风”。“风电装机和出力之间有差距，一百万千瓦机组大部分时间仅运行四五十万千瓦，不能简单地用风电的容量来配电网输电工程容量，合理弃风是有必要的。”

　　据了解，以酒泉基地为例，机组容量为1000万千瓦，外送工程如果用1000万千瓦容量来配套，运行670万千瓦以下的时间占了95%，超过970万千瓦负荷的发电量仅为1%，也就是说，其中有三分之一电网投资只获得1%的电量。