国外分散式风电关键技术研究及对我国的启示

风机容量和配置都会直接影响电网的稳定性，并且还会对电力系统短路电流以及电压分布造成一定程度的影响。通过选择适宜的安装位置能够有效降低电力系统的损害，同时提升整个系统的负荷率。假若安装位置不科学，也必然会带来不利的影响，使得配电网的可靠性大大降低。

在选址手段方面，我国和国外还存在明显差距，风资源评估的精准度很大程度上影响了分散式风电基地的科学性。需要注意的是，由于风资源评估是存在区别的，当前国内并未形成全面系统的评估体系，自然也无法很真实地判断分散式风电基地的状况，造成评估结果存在一定的误差。一般是通过气象台的相关统计数据来衡量风资源，然而数据无法准确反映出本地区的风资源现状，仅仅是发挥参考的作用。因此，现阶段国内在分散式风电场的选址方面仍然有待加强，应采取有效措施，有效提升风资源评估能力。

ｂ．风功率预测技术与电力调度

目前，国外开发的风功率预测系统很多，如丹麦Ｒｉｓ国家实验室的Ｐｒｅｄｉｋｔｏｒ预测系统、德国的ＡＷＰＴ预测系统以及西班牙的ＬｏｃａｌＰｒｅｄ预测系统等。这些预测系统均是根据气象部门提供风向和风速等数据进行风功率预测的。丹麦Ｒｉｓ国家实验室的Ｐｒｅｃｌｉｋｔｏｒ预测系统，就是利用ＨＩＲＬＡＭ提供风电场所属位置的风速情况，综合考虑风电场附近障碍物、粗糙度变化等因素后用ＷＡＳＰ进行精度更高的风速预测，然后由发电量计算模块ＲｉｓＰａｒｋ根据预测的风速计算出该风电场的风电预测功率。西班牙的ＬｏｃａｌＰｒｅｄ预测系统采用了高分辨率中尺度气象模式ＭＭ５（或ＮＷＰ模式）的气象数据，通过统计模块（ＭＯＳ）对预测风速进行订正，最后利用历史气象数据建立起来的功率输出模型进行风功率预测。

目前，我国的风电功率预测主要是利用气象数据的风速预测和统计方法，预测技术比较局限，预测精度也不甚理想。文献介绍了一种利用时间序列法的短期风速预测技术，但并没有给出风电场输出功率的预测。而文献则主要是利用了时间序列法和神经元网络法进行风功率预测，能够实现提前一个观测时间段的风速以及风功率预测。文献基于神经网络法和时间序列法两种方法对风速预测进行了深入的研究，文章中的时序神经网络模型其实质还是以时间序列为基础，此方法不适用于较长时间的预测。所以我国的风功率预测的技术水平远远落后于美国、欧洲。

只有保证电力系统运行发用电的实时平衡，才能实现系统的安全与稳定。风电场并网后，由于目前的预测技术无法完全预测风电出力的波动，存在一定的误差。所以为了调峰，调度机构就必须为波动的风电留出相当的备用容量，这样就给电力调度机构带来了麻烦。随着电力系统中风电的比重日益增大，提高风功率预测能力，将是减少系统备用容量，减轻电力调度的最有效的途径。也是分散式风电大规模发展的必要条件之一。

ｃ．分散式风电的无功优化技术

近些年，我国在风电场无功优化算法的研究方面也取得了一定的成果，无功优化算法主要是人工智能方法和数学规划方法。因为无功优化技术的非线性和复杂性，想要实现实时控制是非常不容易的，所以目前还没有比较理想的解决措施。负荷是影响传统配电网中无功优化效果最主要的不确定因素，配网中风电出力的波动性亦是一个影响较大的不确定因素。所以，无功优化方案和模型中要综合考虑风电出力波动性和负荷的变化等这些不确定因素的影响。为了考虑负荷变化的影响，传统的无功优化算法一般是假定一定时间内的负荷是固定不变的，然后把负荷预测的曲线分解成多个时段，用动态优化方法进行求解。而风电出力的波动比负荷的变化更加频繁，而目前的风功率预测技术和精度还不甚理想，所以采用动态无功补偿的方法来平抑风速的波动比较困难。

ｄ．发展模式及电网接纳能力

与西班牙、丹麦、德国等欧洲国家相比，我国风电的发展模式具有大规模集中开发、高电压等级远距离输送等特点。千万kW风电基地以高电压等级的输电线路集中送出。规模稍小（10万kW以内）的风电场则以110kV（或220kV）电压等级接入本地区电网，几乎没有直接接入35kV及以下配电网的，这与欧洲国家风电场多接入配电网的模式有很大差别，所以分散式风电在我国现在的并网方式下要发展还需要相当长的时间。

欧洲有些国家风电的发展模式由陆地小规模开发转向海上规模化发展。因为这些国家内陆的分散式风电已经将近饱和，不得不向远离负荷中心的近海地区转移。根据德国风能协会（ＢＷＥ）预计，2020年德国在波罗的海和北海等海上区域规划的风电装机容量将达到1000万kW，这些风电将利用直流输电线路送至南部地区的负荷中心。西班牙北部和南部沿海地区的风资源是未来几年的主要开发方向，风电场以规模化开发为主，但东部的巴塞罗那和中部的马德里是主要的负荷中心，绝大部分风电需要跨区输送。所以我国的由大规模向分散式的发展模式和思路，刚好与欧洲一些国家相反。发展的经验亦可以相互借鉴。

近些年我国风电的规模化开发，就地消纳存在困难时，输送容量不足的问题已逐步显现，需要逐步建设区域间输送网络实现风电跨区消纳。而且不仅是我国，世界各国均是如此，如德国北海岸地区风能资源丰富，而南部地区是负荷中心，所以存在风电无法就地消纳的问题。目前，由于德国南北电网联络线的限制，北电无法南送，导致北部地区的风电场在部分时段会按照调度命令关停掉部分风电机组。德国2015年的风电发展规划目标是装机容量达36000MW，新建850km、改造更新400km的380kV线路，增加输电线路长度约５％。南北走向的输电走廊可以充分利用南部负荷中心来消纳北部富余的风电。所以我国要发展大规模分散式风电需要加强网架结构，增加输电线路，以满足部分地区消纳能力不足的问题。

ｅ．风电上网电价与相关政策

目前，风电发展较早的国家针对风电的电价政策主要包括固定电价政策、电价补贴政策以及绿色能源许可证政策。德国实行固定电价政策；丹麦则是电价补贴政策；而西班牙采用固定电价和电价补贴两种选择，风电企业可以任意选择，但其设定的电价使得固定电价的收益期望小于电价补贴，所以可以用此来引导风电企业，因此目前绝大部分的风电企业选择了电价补贴。

针对风电，目前我国实行的是标杆上网电价的政策。国家发展改革委2009年发布的《关于完善风力发电上网电价政策的通知》中将我国的风能资源区分为４类，对应的风电标杆电价分别为每kWh 0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。继续实行风电费用分摊制度，通过全国征收的可再生能源电价附加费来分摊风电上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价的部分。所以目前我国风电的电价政策与欧洲国家固定电价的政策是一致的，无需面对远期市场价格波动的风险，全额保障性收购风电；风电出力的波动所带来的平衡和调峰问题均由电网公司负责，而其成本最终由用户分摊。

固定的风电标杆上网电价，可以保障风电场的利益，但风电场无法针对市场价格信号做出反应，没有主观灵活性，使得反调峰作用明显。所以这种电价政策无法正确引导风电的市场行为。

因为风电的反调峰作用明显，所以可以针对风电实行峰谷标杆上网电价，用市场价格信号来引导风电参与系统调峰。例如凌晨风资源较好，正是负荷较低时刻。若此时电力市场的电价较低，风电场完全可以合理“弃风”，从而引导风电参与调峰。

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四、结论

本文介绍了分散式风力发电技术和优点，对美国、德国、西班牙、丹麦等国分散式风电得以迅速发展进行了深入的分析，在此基础上，对我国分散式风电发展存在的技术问题进行了总结，我国分散式风电发展还需要解决以下几个问题。

ａ．提高风能资源评估能力，进而提高分散式风电场选址的合理性和准确性。

ｂ．提高风电功率预测技术，进而减轻电力调度的压力。

ｃ．提高分散式风电场无功优化能力，以减少对电网的负面影响。

ｄ．加快转变我国由“集中开发”向“分散接入”的发展思路，进一步促进我国分散式风电的快速发展。

ｅ．针对分散式风电制定更加合理的价格政策，如实行针对风电的峰谷标杆上网电价，以市场价格信号引导风电场参与调峰。 （作者赵君，国网黑龙江省电力有限公司）