国家电网拟对风电上网实施严格准入_0

第一篇：国家电网拟对风电上网实施严格准入_0

国家电网拟对风电上网实施严格准入 风电设备行业面临洗牌

⊙记者叶勇

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。

⊙记者叶勇○编辑王晓华

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

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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。

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

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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，嘉兴婚纱摄影 JX.LOVEXIPU.COM FCXY

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

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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

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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。”

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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。a.a-to-t{background:url(i2.sinaimg.cn/IT/deco/2009/0930/images/wbicon_cl_002.png)no-repeat;width:105px;p

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第二篇：国家电网多项措施促进风电并网

国家电网公司在风电的接网、输送和收购等方面承担着重要职责。公司副总经理舒印彪在1月18日召开的风电并网工作会上表示，将进一步加大工作力度，强化管理，建立有效工作机制，采取多项措施促进风电发展。

措施一：高度重视，建立高效运作的风电管理工作机制。建立促进风电发展工作机制，实现风电管理和研究工作统一归口、分级管理、上下贯通、专业协同。其中，总部统一归口管理，各网省公司负责统计风电场规划、前期、建设、并网、运行等基本信息；国网能源研究院、中国电科院等负责风电发展规划研究、风电发展政策研究、并网检测等工作。

措施二：建立风电信息统计分析平台，为公司和政府提供信息服务。建立风电信息统计分析平台，形成涵盖风电规划、前期、建设、并网、运行等全过程的信息数据库，为公司及政府部门提供准确、及时、公开、透明的风电信息服务。

措施三：加强汇报沟通，建立与各方的协调合作机制。加强与政府有关部门的汇报和沟通，推动风电场和接入系统工程统一规划、同步建设、按计划投产，实现规范管理，有序发展。根据公司“十二五”电网规划确定的目标，积极争取各级政府部门的支持，提高电网大范围优化配置风电的能力，促进风电在更大范围消纳。

措施四：加强风电接入系统工程管理，保证风电并网送出。按照相关要求，做好风电接入系统管理工作。对于大型风电基地项目，提前开展风电场接入系统和送出工程前期工作；对于地方核准的风电项目，强化计划管理。

措施五：加强风电并网管理。加快研究制定并网检测等配套规定，建立强制性入网认证和并网检测制度。加快风电并网检测能力建设，增加测试设备，建设测试人才队伍，适应大规模并网检测需求。

措施六：进一步加强风电运行管理。加快风电功率预测功能建设、风电调度计划管理，加快建立风电场计划申报考核机制。

措施七：深化风电重大问题研究。结合国家能源局提出的风电消纳基本原则，深入开展10%电量在本地消纳相关问题研究。深入研究扩大风电基地的消纳方案，加快跨区输电通道建设。

第三篇：例49.5MW风电项目开发与实施

项目开发：

1.1 开发流程

风电场选址、与地方政府签订开发协议、风能资源测量及评估，委托咨询单位编制初可研及评审、报发改委取得立项批复、委托咨询单位编制可研、取得相关支持性文件报发改委核准。1.1.1 风电场选址

目风电场选址可委托有经验的咨询单位进行，主要考虑选址风能质量好、风向基本稳定、风速变化小、风垂直切变小、湍流强度小、交通方便，靠电网近，对环境影响最小、地质条件满足施工的地区。

1.1.2 与地方政府签订开发协议

投资商与地方政府共同组织现场勘查，收集相关资料后签订风电开发协议。主要包括风电开发区域、近期开发容量，远期规划，投资计划、工程进展的时间要求等。

1.1.3 风能资源测量及评估

委托专业安装公司安装测风塔，安装地点应选址该风电场有代表性的地方，数量一般不少于2座，若条件许可，对于地形相对复杂的地区应增加至4～8座，测风仪应安装在10m、30m、50m、70m的高度进行测风，现场测风应连续进行，时间至少1年以上。

在进行风能资源评估时选用平均风速、风功率密度，主要风向分布、年风能利用时间作为主要考虑的指标和因素。

1.1.4 委托咨询单位编制初可研及评宙

测风数据收集齐全后可委托咨询单位编制初可研，初可研主要包括：(1)投资项目的必要性和依据；(2)拟建规模和建设地点的初步设想；(3)资源情况、建设条件、协作关系的初步分析；(4)投资估算和资金筹措设想；(5)项目大体进度安排；(6)经济效益和社会效益的初步评价。

初可研编制完成后，由业主组织专家对初可研进行评审，形成书面评审意见，咨询单位根据评审依据进行修改。

1.1.5 报发改委取得立项批复 初可研编制完成后由投资商把初可研上报发改委，等发改委给予立项批复。

1.1.6 委托咨询单位编制可研

可研是在初可研的基础下进行细化，主要包括：确定项目任务和规模，论证项目开发的必要性及可行性。对风电场风能资源进行评估，查明风电场场址工程地质条件，提出工程地质评价和结论；选择风电机组型式，提出优化布置方案，计算上网电量。提出技术可行。经济合理的风电场升压站主接线，风电机组变压器系统，集电线路方案-确定工程总体布置，确定工程占地范围及建设征地丰要指标，选定对外交通运输方案，主体工程施工方案，拟定风电场定员编制，提出工程管理方案，进行环境保护和水土保持设计；编制工程投资估算，项目财务评价和社会效果评价。

1.1.7 取得相关支持性文件报发改委核准

项目核准前需要取得的相关支持性文件如下。

[1] 省国土资源厅关于风电场工程项目用地的预审意见。[2] 省电力公司出具的同意井网的复函。[3] 省环保局出具的同意建设的审批意见。[4] 省水利厅出具的同意建设的审批意见。

[5] 省地震安全评定委员会出具的建设场地的振动参数复核报告评审意见。[6] 市国土资源局出具的工程项目用地压覆矿产资源证明。[7] 市规划局关于风电场工程选址的审核意见。

[8] 县人民武装部出具的项目所占区域无军事设施的证明。[9] 县文化体育局出具的项目所占区域无文物的证明。[10] 银行出具的同意给项目贷款的函。

相关的支持性文件收集齐全后，交咨询单位编入研，作为可研的附件，可研编制完成后可代项目申请报告报发改委核准。

1.2 项目开发过程中存在的问题及建议 1.2.1 电网成为阻碍项目开发的难点

风电场项目大多在山区，这些地区往往是电网薄弱地区，电网接入难度很大。且目前风电行业发展迅速，电网建设速度已无法满足风电事业的发展，同时其可接入风电容量也是有极限的。因此，如何在有限的电网资源中满足风电场容量将是决定未来风电开发进度的关键性因素。针对这种形势，建议：一是设专人密切跟踪电网动向，充分取得电网公司支持，目的是多抢占有限的电网资源来满足项目开发的需要，二是根据电网现状合理安排项目开发进度，避免因电网接入原因造成投资商资金过早投入，造成财务费用过高。

1.2.2 土地成为影响项目核准的的主要因素

伴随国家新的土地政策的不断出台，取得风电所需的土地指标也已经成为影响风电项目核准的主要因素。据了解，有的风电项目已经存在因土地指标审批不下来。造成风电项目无法按时核准的事实。建议：一是在当地政府、国土资源局的支持下及早召开听证会，介绍项目情况，积极做工作取得县、乡、村的支持；二是协调县发改局尽早向市里上报风电项目为重点项目，申请用地指标；三是派专人与国土资源局一起紧盯凋规工作，使调规工作尽快落实。因此，土地工作应该引起大家足够的重视，在条件基本具备时及早谋划，不要因为土地影响项目核准。项目实施：

49.5MW风电项目实施包括三部分，一是风电项目的工程建设，二是风电项目的运营；三是CDM申请

2.1 风电项目工程建设

风电项目工程建设流程：项目公司成立、勘测设计招标及合同签订、接入系统委托及报告编制评审、监理招标及合同签订、风力发电机组招标及合同签订，塔架招标及合同签订、微观选址及风电场初步设计、初步设计评审及设计方案确定、土地征用、升压站设备招标、风电场升压站施工图设计、施工招标，工程组织实施与管理、监督检查、签订并网调度协议及购售电合同、并网安全性评价、风机调试试运行。2.1.1 项目公司成立

项目公司组成设总经理1名、副总经理1名，下设开发部、工程部、经营部、综合管理部，安全部、运行维护部，人力资源部。

2.1.2 勘测设计招标及合同签订

委托有资质的招标单位负责勘查设计招标，并根据评标委员会的推荐意见确定中标设计的单位，与中标单位签订合同。

2.1.3 接入系统委托及报告编制评审

委托设计单位根据可研编制接入系统的实施方案并形成报告，报省电力公司组织专家进行接入系统评审并形成评审意见。咨询单位根据评审意见完善接入系统设计。

2.1.4 监理招标及合同签订

委托有资质的招标单位负责监理招标，并根据评标委员会的推荐意见确定中标监理单位，与中标单位签订合同。

2.1.5 风力发电机组招标及合同签订

由设计单位编制风机招标技术规范书，委托有资质的招标单位负责风力发电机组招标，并根据评标委员会的推荐意见确定中标监理单位，与中标单位签订合同。

2.1.6 塔架招标及合同签订

由设计单位编制塔筒招标技术规范书委托有资质的招标单位负责塔架招标，并根据评标委员会的推荐意她确定中标监理单位，与中标单位签订合同。

2.1.7 微观选址及风电场初步设计

投资商组织设计单位和风机设备厂家共同进行微观选址，微观选址是在宏观选址中选定的小区域中综合考虑各方因素如安装，地形地质布置风力发电机组，使整个风电场具有较好的经济效益。设计单位收集的各种资料后可以开展风电场的初步设计。

2.1.8 初步设计评审及初步方案确定

委托咨询电位组织专家对设计单位的初步设计进行评审，并出具评审意见。在评审意见确定初步设计方案。

2.1.9 土地征用

由县国土资源局申请士地指标，调整规划由县里报市，由市里报省，由省里批到县里，由县国土资源局以划拨或出让方式办理土地证。

2.1.10 升压站设备招标

由设计单位编制设备招标技术规范书，委托有资质的招标单位负责升压站设备招标，并根据评标委员会的推荐意见确定中标监理单位。与各中标单位签订合同。

2.1.11 风电场升压站施工图设计

风机设备、升压站设备招标完成后，投资商协调各设备厂家提供资料给设计单位，由设计单位根据厂家资料、接入系统评审意见，初步设计评审意见、可研开展风电场升压站施工图设计工作。

2.1.12 施工招标

委托有资质的招标单位负责施工招标，标段划分为风电场标段和升压站标段，投标人资质要求电力工程施工总承包一级及以上，工程报价方式为工程量清单报价。各单位投标后投资商根据评标委员会的推荐意见确定中标单位，并与中标单位签订合同。

2.1.13 工程组织实施与管理

工程部负责工程的组织实施与管理，管理采用“小业主、大监理”的模式进行管理。工程部重点负责计划制定落实和外部协调，由监理按照“四控，两管、一协调”来管理现场。

2.1.14 监督检查

由省电力质检中心站负责对项目进行监督检查，风电项目监督检查分三次，分别为升压站带电前监督检查、风机基础施工完成后监督检查、风机整套试运后监督检查。

2.1.15 签订并网调度协议及购售电合同

投资商准备好各种资料后与省电力公司签订并网调度协议，与省电力公司营销处购售电合同。

2.1.16 并网安全性评价

委托咨询单位组织专家对风电场进行并网前的安全性评价，评价标准采用各电网公司下发的并网安全性评价表。

2.1.17 风机调试运行

投资商协调风机生产厂家派调试人员，施工单位配合、运行人员配合共同进行风机的调试运行工作。

2.2 风电项目的运营

风电场项目的运营有运行维护部负责管理。所需人员由人力资源部负责招聘，主要包括人员配置，岗位培训、管理制度建立、设备技术档案交接、正式运营。

2.2.1 人员配置

风电场一般配置14人，其中场长1人、副场长1人。主值2人。运行人员6人、维护人员4人，分两班运行。

2.2.2 岗位培训

风电场的生产人员必须经过安全教育、岗位技术培训、风电的专业基础知识培训。取得相关合格证后方可上岗工作。特种作业人员，必须经过国家规定的专业培训。持证上岗。培训内容主要包括：包括：调度规程、运行规程、安全规程。电气设备、工具使用及注意事项，安全带，安全帽使用等。

2.2.3 管理制度

建立风电场的生产人员在升压站开始设备安装前进入风电场开始实习，在设备安装过程中全程跟踪，熟悉设备情况，由运行维护部组织生产人员编制安全生产规章制度。

2.2.4 技术资料

档案交接在工程完工后，由工程部组织把工程中的技术资料档案对生产人员进行交接。技术资料主要包括：厂家设备资料、竣工图纸及变更、监理资料、施工单位质量资料。

2.2.5 正式运营

在工程竣工交接后，有生产人员接管设备，由生产人员上报安全报表、生产报表。运行记录、检修记录、设备台帐、设备缺陷记录表等表格。在设备运行过程中，严格执行操作票制度。

2.3 CDM申请

CDM的核心是工业化国家通过提供资金和技术的方式，与发展中国家合作，在发展中国家实施具有温室气体减排效果的项目，项目所产生的温室气体减排量用于工业化国家履行《京都议定书》的承诺。由于属于风电项目清洁能源，项目所产生的温室气体减排量可卖给工业化国家产生经济效益。

CDM的申请过程：CDM项目识别和寻找国外合作伙伴；项目设计文件PDD开发；碳减排量交易商务谈判；向国家CDM审核理事会申请行政许可、国家组织专家评审和CDM审核理事会审批；国际报批：合格性审定，新方法学审批，登记注册(DOE，EB介入)；项目实施和监测；减排量核证(DOE介入)；减排量登记和过户转让(EB介入)；收益提成(EB介入)。

2.4 风电项目实施过程中存在的问题和建议 2.4.1 征地补偿问题引起村民阻挠施工，严重影响工程进度质量

风电场占用土地的特点是“分散”，所用土地覆盖的范围很广涉及到的农户很多，而因为征地补偿不到位或者因对补偿面积价格不满意，农民在施工的关键时刻，例如风机基础混凝土浇筑施工，风机吊装过程中阻挠施工，严重影响工程进度质量，并给项目带来巨大损失。

建议：及早签订征地补偿协议，征地补偿款按时打给政府。督促政府逐级下拨征地补偿款到农户手中。积极依靠当地政府和村干部给村民做好解释工作。在有条件的情况下积极为村里村民办一些好事、实事，取得村民的信任和理解。

2.4.2 施工单位人员结构和管理方式影响工程进度

由于施工单位都有比较好的施工业绩，干过的大工程较多，对风电项目没有引起足够的重视，导致风电项目人员配备不齐、人员素质不高，车辆配置不能满足要求，管理方式上对许多施工项目进行了分包且分包队伍素质较差，麦收秋收使施工人员流失严重，较大的影响了工程进度和质量。

建议：合同谈判时，要多方了解施工单位情况，选择素质高的人员担任项目经理。对施工单位的组织机构和人员安排，车辆安排严格按投标文件上承诺进行要求。严格审查施工单位的分包队伍资质，杜绝工程以包代管现象的出现。在麦收秋收前安排详细的施工计划并策，确保人员流失不影响工程。2.4.3 施工道路质量成为影响工程进展的原因

在风电项目开发之前，往往没有道路通往风机位，这些道路都是新修，由于道路大多都是业主修建且承担大型设备运输，据了解，在道路路基较软的情况下，修建标准较高的道路将投人巨大，而修建标准太低，雨雪天气过后将停滞很长时间不能施工，施工单位往往因为道路原因造成窝工，并给业主提出索赂。在某些时段，道路成了影响了工程进展的主要因素。

建议：道路修建在招标时含在风电场标内承包给施工单位。可避免因施工道路造成纠纷和索赔。结合工程工期，成本核算确定道路修建的质量，设备运输和吊装可安排在冬春季(冻士层)土地开化前完成，道路质量满足基础混凝土施工即可。

2.4.4 合同纠纷成为影响结算的主要问题

由于风电场地质条件复杂，在风机基础开挖时往往造成开挖标高超过设计标高，这就造成一方面土方开挖量增加，另一方面造成混凝土垫层工作量增加很多，而合同中往往没有明确约定这部分费用由谁承担，是施工单位和业主争论的影响结算的主要问题。

建议：考虑到地质条件复杂，控制精确的开挖深度有一定困难，为了降低施工单位和业主方的投入，可在合同中约定超挖的土方量由施工单位承担，增加的垫层工作量由双方分摊。要求监理在开挖范围内测量至少40点，去掉2点最高点和2点最低点，剩余数值取平均值，基本能够反映现场实际情况。

资料来源：《49.5MW风电项目开发与实施》——《科技资讯》李建辉

第四篇：陕西省风电项目开发建设指南及上网电价执行情况

陕西省风电项目开发建设指南及上网电价执行情况 陕西省物价局转发国家发改委关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知，通知明确指出，陆上风电标杆上网电价适当调整。

2015年1月1日以后核准的陆上风电项目以及2015年1月1日前核准但于2016年1月1日以后投运的陆上风电项目，继续实行分资源区标杆上网电价政策。将第I类、II类和III类资源区风电标杆上网电价每千瓦时降低2分钱，调整后的标杆上网电价分别为每千瓦时0.49元、0.52元、0.56元：第IV类资源区风电标杆电价维持现行每千瓦时0.61元不变。（国家划分陕西省属于此类）同时，继续实行风电价格费用分摊制度。风电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘）以内部分，由当地省级电网负担：高出部分，通过国家可再生能源发展基金分摊解决。燃煤机组标杆上网电价调整后，风电上网电价中由当地电网负担的部分相应调整。

一、资源概况

陕西省风能资源总储量为3808万千瓦,从地域上看，陕西风功率密度相对较大的地区主要在陕北长城沿线、渭北、黄河小北干流沿岸区域以及秦岭的高山区。陕北长城沿线位于毛乌素沙漠的南缘，地势平坦，地面冷空气较为活跃，地形对空气运动的阻挡作用较小，加上地面植被状况与沙漠地区差异较大，易引起局地环流，造成风速较大，风能资源较大;渭北地势较为平坦，海拔明显高于其南部的关中盆地，黄河小北干流沿岸区域处于关中盆地东西向喇叭口开口处，地势同样开阔平坦，特殊的地形造成风能资源大于其它地区。

二、电价

2014年12月31日，国家发改委发布《国家发展改革委关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》(发改价格〔2014〕3008号)，决定陆上风电继续实行分资源区标杆上网电价政策，同时，将第I类、II类和III类资源区风电标杆上网电价每千瓦时降低2分钱，调整后的标杆上网电价分别为每千瓦时0.49元、0.52元和0.56元;第IV类资源区风电标杆上网电价维持现行每千瓦时 0.61元不变。

表1：2014年调整后的全国风力发电标杆上网电价表

陕西省属于Ⅳ类资源区，本次调价对海南地区的风电建设投资收益没有影响。新的风电标杆电价适用于2015年1月1日以后核准的陆上风电项目，以及2015年1月1日前核准但于2016年1月1日以后投运的陆上风电项目。

三、经济性评价

如按照风电项目满发小时数最低的1700小时计算，则单位千瓦静态投资应控制在7500元/kW以内，才能保障8%的全部投资内部收益率。当满发小时数达到2000小时，则单位千瓦静态投资不超过9000元/kW即能保障全部投资内部收益率不低于8%。

表2：陕西风电不同电价水平内部收益率估算表

从上表可看出，2014年电价调整后，河北省Ⅱ类资源区风电全部投资税前内部收益率大约降低0.69%,资本金内部收益率大约降低2.14%。

四、陕西省风电建设运行情况

根据国家能源局发布的《2014年风电产业监测情况》，截止到2014年底，陕西省风电项目累计核准容量343万千瓦，累计在建容量212.7万千瓦，新增并网容量29.7万千瓦，累计并网容量130.3万千瓦。

陕西省本地的电力消纳能力较弱，大量的电力需要外送，风电上网受到外部需求的影响。陕西省电源结构以火电为主，调峰能力较弱，影响风电的外送。此外，由于电网建设的滞后，在一定程度上也影响了风电的输送。榆林等陕北长城沿线地区的风能资源属于陕西最好的区域，但该地地处黄土高原，交通运输费用、原材料价格相对较高，风电场区域内有村庄、居民点、基本农田、文物古迹、油井、移动基站等建筑物存在，周围环境复杂，对风电机组的布置造成一定困 难。

表3：陕西风电运行情况

截止2015年11月陕西省风电装机143万千瓦、光伏46.82万千瓦、水电290.25万千瓦。2016年上半年投产风电140万千瓦和60万光伏。

五、陕西省风电建设政府补贴政策

基本是高出当地火电上网电价部分由国家、省、市政府补贴。

六、2014年陕西省重点建设的风电项目

陕西省发布2014年重点建设项目计划。计划显示，2014年陕西省计划推进的重点建设项目370个，总投资2.06万亿元，投资2544亿元。其中，续建项目155个，新开工项目65个，开展前期工作的项目150个。

这些重点建设项目中，风电项目共有17个：续建风电项目3个，新开工风电项目4个，开展前期工作的风电项目10个。

陕西省2014重点建设项目-续建风电项目

陕西省2014重点建设项目-新开工风电项目

陕西省2014重点建设项目-开展前期工作风电项目

第五篇：风电并网对电力系统的影响及改善措施

风电并网对电力系统的影响及改善措施

中国电力工程顾问集团公司-—王敏

[摘要]：由于风电场是一种依赖于自然能源的分散电源，同时目前大多采用恒速恒频异步风力发电系统，其并网运行降低了电网的稳定性和电能质量。着眼于并网风电场与电网之间的相互影响，特别是对系统稳定性以及电能质量的影响，对大型风电场并网运行中的一些基础性的技术问题进行了研究。

[关键词]:风电场；并网；现状分析。

一、引言

风力发电作为一种重要的可再生能源形式，越来越受到人们的广泛关注,并网型风力发电以其独特的能源、环保优势和规模化效益，得到长足发展,随着风电设备制造技术的日益成熟和风电价格的逐步降低，近些年来，无论是发达国家还是发展中国家都在大力发展风力发电。

风力发电之所以在全世界范围获得快速发展，除了能源和环保方面的优势外，还因为风电场本身所具有的独特优点：(1)风能资源丰富，属于清洁的可再生能源；(2)施工周期短，实际占地少，对土地要求低；(3)投资少，投资灵活，投资回收快；(4)风电场运行简单，风力发电具有经济性；(5)风力发电技术相对成熟。

自20世纪80年代以来，大、中型风电场并网容量发展最为迅猛，对常规电力系统运行造成的影响逐步明显和加大,随着风电场规模的不断扩大，风电特性对电网的负面影响愈加显著，成为制约风电场建设规模的严重障碍。因此深入研究风电场与电网的相互作用成为进一步开发风电所迫切要求解决的问题。其局限性主要表现在：(1)风能的能量密度小且不稳定，不能大量储存；(2)风轮机的效率较低；(3)对生态环境有影响，产生机械和电磁噪声；(4)接入电网时，对电网有负面影响。

二、我国风力发电装机容量现状

根据中国风能协会发布《2012年中国风电装机容量统计》报告中数据显示，2012年，中国（不包括台湾地区）新增安装风电机组7872台，装机容量12960MW，同比下降26.5%；累计安装风电机组53764台，装机容量75324.2MW，同比增长20.8%。

2001-2012 年中国新增及累计风电装机容量区域装机情况图（引自《2012年中国风电装机容量统计》）

2006-2012 年中国各区域累计风电装机容量图（引自《2012年中国风电装机容量统计》）

三、风电并网对电力系统的影响

风力发电是一种特殊的电力，它以自然风为原动力，风资源的随机性和间歇性决定了风电机组的输出特性也是波动和间歇的。作为发电机构的异步发电机在发出有功功率的同时，需要从系统吸收无功功率，且无功需求随有功输出的变化而变化。当风电场的容量较小时，这些特性对电力系统的影响并不显著，但随着风电场容量在系统中所占比例的增加，风电场对电力系统的影响会越来越显著。本文主要从以下几个方面讨论并网风电场对电力系统的影响，包括并网过程对电网的冲击、对电网频率、电网电压、电网稳定性、电能质量以及继电保护的影响。

1、并网过程对电网的冲击

异步电机作为发电机运行时，没有独立的励磁装置，并网前发电机本身没有电压，因此并网时必然伴随一个过渡过程。直接并网时，流过5～8倍额定电流的冲击电流，一般经过几百毫秒后转入稳态。异步发电机并网时冲击电流的大小，与并网时网络电压的大小、发电机的暂态电抗以及并网时的滑差有关。滑差越大，则交流暂态衰减时间越长，并网时冲击电流有效值也就越大。风力发电机组与大电网并联时，合闸瞬间的冲击电流对发电机及电网系统安全运行不会有太大影响。但对小容量电网而言，风电场并网瞬间将会造成电网电压的大幅度下跌，从而影响接在同一电网上的其他电器设备的正常运行，甚至会影响到整个电网的稳定与安全。目前可以通过加装软起动装置和风机非同期并网来削弱冲击电 流，但会给电网带来一定的谐波污染。

2、对电网频率的影响

风电场对系统频率的影响取决于风电场容量占系统总容量的比例。当风电容量在系统中所占的比例较大时，其输出功率的随机波动性对电网频率的影响显著，影响电网的电能质量和一些对频率敏感负荷的正常工作。这就要求电网中其他常规机组有较高的频率响应能力，能进行跟踪调节，抑制频率的波动。考虑到风电的不稳定性，当风电由于停风或大失速而失去出力后，会使电网频率降低，特别是当风电比重较大时，会影响到系统的频率稳定性。消除该影响的主要措施是提高系统的备用容量和采取优化的调度运行方式。当然，当电力系统较大、联系紧密时，频率问题不显著。

3、对电网电压的影响

风力发电出力随风速大小等因素而变化，同时由于风力资源分布的限制，风电场大多建设在电网的末端，网络结构比较薄弱(短路容量较小)，因此在风电场并网运行时必然会影响电网的电压质量和电压稳定性。另外，风力发电机多采用感应发电机，感应发电机的运行需要无功支持，因此并网运行的风力发电机对电网来说是一个无功负荷。为满足风力发电场的无功需求，每台风力发电机都配有无功补偿装置。目前常用的是分组投切电容器，其最大无功补偿量是根据异步发电机在额定功率时的功率因数设计的。即在额定功率时无功补偿量必须保证功率因数达到设计的额定功率因数，一般大于0．98。由于分组投切电容器不能实现快速连续的电压调节，对快速的电压变化无能为力。风力发电对电网电压的影响主要有慢的(稳态)的电压波动、快的电压波动(1~lJ闪变)、波形畸变(1llJ谐波)、电压不平衡(即负序电压)、瞬态电压波动(1~lJ电压跌落和凹陷)等。

4、对电网稳定性的影响

风电接入系统引起的稳定问题主要是电压稳定问题。这是由于：(1)普通的无功补偿方式为电容器补偿，补偿量与接入点电压的平方成正比，当系统电压水平降低时，无功补偿量下降很多，而风电场对电网的无功需求反而上升，进一步恶化电压水平，严重时会造成电压崩溃，风机被迫停机；

(2)在故障和操作后未发生功角失稳的情况下，部分风电机组由于自身的低电压保护而停机，风电场有功输出减少，相应地系统失去部分无功负荷，从而导致电压水平偏高，甚至使风电场母线电压越限；(3)故障切除不及时，会发生暂态电压失稳；

(4)风电场出力过高有可能降低电网的电压安全裕度，容易导致电压崩溃。总而言之，并网型风电场对于电网稳定性的主要威胁，一方面是风速的波动性和随机性引起风电场出力随时问变化且难以准确预测，导致风力发电接入系统时潜在安全隐患；另一方面是弱电网中风电注入功率过高引起的电压稳定性降低。

5、对电能质量的影响

风电对于电力系统是一个干扰源。风电对电能质量的影响主要有以下三方面(前述对电压的影响是最重要的方面)：(1)风速变化、湍流以及风力机尾流效应造成的紊流，会引起风电功率的波动和风电机组的频繁启停，风机的杆塔遮蔽效应使风电机组输出功率存在周期性的脉动；

(2)软起动并网时，由软起动装置引起的各次谐波；

(3)风电经AC／DC／AC并网时，由于脉宽调制变换器产生的谐波。谐波的次数和大小与采用的变换装置和滤波系统有关。

6、对继电保护装置的影响

与常规配电网保护不同，通过风电场与电力系统联络线的潮流有时是双向的。风力发电机组在有风期间都和电网相连，当风速在起动风速附近变化时，为防止风电机组频繁投切对接触器的损害，允许风电机组短时电动机运行，此时会改变联络线的潮流方向，继电保护装置应充分考虑到这种运行方式。其次，并网运行的异步发电机没有独立的励磁机构，在电网发生短路故障时，由于机端电压显著降低，异步发电机仅能提供短暂的冲击短路电流。此外，由于目前一般风机出口电压大都是690V，折算到35kV(威更高电压等级)侧时其阻抗需乘以 =(u35／Uo 6),因此从35kV侧的等值电路来看，风力发电机及相应的低压电缆相当于一个很大的限流电抗，短路电流无法送出，因此风电接入点的保护配置要考虑到风电场的这一特点。总之，风电场故障电流主要由公用电网电源提供，风电场保护的技术困难是如何根据有限的故障电流来识别故障的发生，从而使保护装置快速而准确地动作。

7、大容量风电并网电网故障对潮流的影响

在电网发生事故时，系统电压瞬时发生变化，风机在自身保护特性的作用下，降低了出力，系统潮流重新分布，重要联络线潮流变化明显。通过电网实际故障经模拟计算故障情况下风电机组出力变化对系统潮流的影响，因此在各种工况计算时，应充分考虑风电机组出力对计算结果的影响。积累风电运行经验，对故障期间风电受低电压能机组的实际动作、出力变化情况提供基础数据，以提高仿真计算的精确度，更好地掌握在风电机组并网时的系统运行经验。

8、电网电压不平衡对风力发电机组的影响

潮流计算是获取电网运行情况和分析电网稳定状态的基础工具, 一些风力发电的相关研究已经使用了潮流计算。这些研究近似认为系统三相平衡, 潮流可以采用单相代表三相来处理, 然而为了研究电网的三相不平衡运行, 三相必须分别计算。由于风力发电机并网点电压取决于系统电压, 而风力发电机组吸收的无功功率及机端电容补偿的无功功率与并网点电压有关。因此风力发电机组母线电压、无功均为未知量。风力异步发电机并入电网, 发出有功功率, 吸收无功功率。同时电网通过发电机终端电压影响风力发电机组的运行。风力发电机组与电网的关系实际上是功率和电压之间的关系, 通过适当连接电网和风力发电机组的模型可以进行综合仿真.仿真步骤如下:(1)设t=t0(t0 是仿真周期的起始时间), 给出各母线电压各相初始值；

(2)应用t 时刻风速和风力发电机组终端电压当前值, 进行风力发电机组动态仿真, 计算出风力发电机组有功、无功功率；(3)进行电网三相潮流计算, 得到修正后电压；

(4)应用t 时刻风速和风力发电机组终端电压当前值, 进行风力发电机组动态仿真, 计算出风力发电机组有功、无功功率；(5)如果有功和无功功率的初始值与修正后的修正值非常接近(误差<10-3),则进入第6 步,否则返回第3 步；(6)t=t+$t($t是时间步长)；(7)判断: 是否t>tend(tend 仿真周期的截止时间),如果此式成立, 进入第8步,否则返回第2 步。

四、改善风电场对电网影响的措施

风力发电的并网对电网的电能质量和安全稳定运行带来的负面影响，可以通过一些有效措施得到改善，进一步降低风电对电网的影响。

1、无功补偿技术

改善风电系统运行性能的无功补偿技术包括风电场出口安装动态的无功调节装置(svc)、具有有功无功综合调节能力的超导~g(SMES)装置等措施。静止无功补偿器(svc)可以快速平滑地调节无功补偿功率的大小，提供动态的电压支撑，改善系统的运行性能。将SVC安装在风电场的出口，根据风电场接入点的电压偏差量来控制svc~l,偿的无功功率，能够稳定风电场节点电压，降低风电功率波动对电网电压的影响。SMES可以在四象限灵活调节有功和无功功率，为系统提供功率补偿，跟踪电气量的波动。在风电场出口安装SMES装置，充分利用SMES有功无功综合调节的能力，可以降低风电场输出功率的波动，稳定风电场电压。

2、风电场通过轻型直流输电(HVDC Light)与电网相连

轻型直流输电(HVDC Light)是在电压源换流器(VSC)技术、门极可关断晶闸管(GTO)及绝缘栅双极晶体管(IGBT)等全控型功率器件基础上发展起来的。由于使用了基于PWM控制的VSC结构，HVDCLight具有直流输电的优点。HVDC Light不仅解决了分散电源接入的输电走廊问题，而且其灵活的无功、电压调节能力，打破了短路容量比对风电场容量的限制，同时也改善了交流系统的稳定性和电能质量，是风力发电等分散电源与电网相连的一种理想选择。

3、变速恒频风力发电机组

随着电力电子元件的性价比不断提高，未来几年变速恒频电机、双馈电机等新型发电机组开始在风机上推广应用，风电场可以像常规机组一样，承担电压及无功控制的任务，以最大限度提高风能的利用效率。使用变速恒频风电机组有几种方案可供选择：采用通过电力电子装置与电网相连的同步发电机；或者采用变速恒频双馈风力发电机，实现风机以最佳叶尖比运行，比变桨距控制的实现更简单、更经济。

五、结论

风力发电是一种新能源,风能是近期最有大规模开发利用前景的可再生能源,许多国家都制定了风力发电的发展规划和激励政策,以加快技术改进和市场开拓。目前并网风力发电是大规模利用风能最经济的方式,随着技术的发展和规模的扩大,风力发电的成本还将继续下降。中国电力部年决定加快风力发电的商业化进程,将清洁的风能作为世纪能源可持续发展的一个重要组成部分,所以研究风力发电技术刻不容缓。但随着风电机组单机容量和风电场规模的不断增大,风电也对电力系统的稳定运行带来一定的影响。风电机组对电网功率因数的影响和导致局部电网电压水平下降是制约风电场发展的因素。研究大型风力发电场接入电力系统的相互影响,开发相应的研究方法和分析工具,对发展风力发电具有重要的意义和实用价值。

六、参考文献

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