唐元:德国支撑新能源发展的六大体系

选择字号:   本文共阅读 35 次 更新时间:2021-01-25 11:37:48

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唐元 (进入专栏)  

  

   根据国家电网公司的统一安排,2009年6月赴德国参加了第八期高级管理人员新能源培训班,收获颇丰,感触良多。德国新能源的有序快速发展,得益于六大策略体系,非常值得我国学习借鉴,初步总结如下。

  

一、鼓励新能源和电网协调发展的政策法规体系


   德国关于可再生能源的法案主要有两个:《可再生能源法(Renewable Energy Sources Act 2009,EEG)》和《电网扩展法 (Power Grid Expansion Act 2009)》。德国可再生能源法是推动德国风力发电快速增长的关键力量,它规定了可再生能源优先接入电网、差额电价由全网共同分担、可再生能源电价20年维持不变等利好政策,同时鼓励电网为接纳新能源进行必要的扩展,极大地促进了德国可再生能源和电网的有序协调发展。

   我国的《可再生能源法》极大地促进了风电高速发展,自颁布以来,风电装机容量已连续四年以每年翻一番的速度增长。《可再生能源法》重点强调了电网必须无条件全额收购风电的基本政策,并没有鼓励电网为接纳新能源进行必要扩展,也没有要求风电等新能源必须满足并网安全运行的基本条件,客观上导致风电的无序发展。随着并网风电容量的不断增加,使无条件全额收购风电的政策与电网调峰和安全稳定运行的矛盾逐渐凸显。为此,有关电网积极采取各种措施,最大努力接纳风电。同时积极与政府有关部门和发电企业进行沟通,在必要时段采取限制风电出力措施来保证电网安全稳定运行。但随着风电接入规模的进一步扩大,矛盾会愈加突出。建议结合国家《可再生能源法》的修改,尽快出台与之配套的风电及其它清洁能源并网运行的相关政策法规,明确风电并网安全运行的技术要求,鼓励现有风电机组或风电场进行必要合理的技术改造,在保障风电充分消纳利用的同时,保证电网的安全稳定运行,坚持安全第一的原则,促进电网与可再生能源的同步协调发展。

  

二、适应新能源接入的电网规划体系


   在电网规划研究方面,为了新能源的大规模接入,德国能源署(DENA)开展了两项电网规划研究(GRID STUDY):DENAⅠ和DENAⅡ,分别针对2015和2020年风电等可再生能源的发展,分两期对电网的适应性和建设改造进行了系统的规划研究;同时组织输电运营商及专家对输电资产的优化利用和电网长期规划进行专题研究。2003年~2008年为海上风电的执行和调整阶段,这一阶段德国可再生能源法进行了改版修订,进行了海上风电相关并网研究,规定输电网运营商有义务支付海上风电并网费用。

   我国在风电发展中偏重资源规划,鼓励大规模风电基地发展建设的同时,对其送出和消纳问题重视不够。风电项目管理不严格,存在风电项目拆批现象,电网的整体性要求未得到体现。目前许多新建风电项目地处系统末端,就近接入电网,一些馈电线路转变为联网线路,实际运行中面临诸多安全问题,也造成一些风电场出力受阻。电源与电网规划建设不协调,不仅影响风电的合理接入,也关系到电网的结构强度、安全水平和输送能力,必须统筹协调发展。建议尽快出台全国风电及新能源整体布局规划,指导各地区风电规划和项目前期工作;将风电规划纳入电力工业中长期发展规划,在国家层面实现风电与电网及其他电源的统筹规划。结合全国风电发展规划,尽快开展大型风电基地输电规划的专题研究,合理安排风电建设时序。加快坚强智能电网的规划与建设,并纳入国家和省级电网发展规划,加强全国电网互联和风资源丰富地区的特高压电网建设,实现全国范围内的资源优化配置,使风电等新能源送得出、落得下、用得上。

  

三、明确的新能源并网技术标准体系


   德国的《电网准则(GRID CODE)》对风电机组和风电场以及光伏电站提出了明确的技术要求,其中新修订的电网准则将各种发电机组分为两大类:一是同步发电机,二是非同步发电机。对发电机组的技术要求包括:电网正常运行时风电机组电压水平、谐波和间谐波、波动和闪变情况,以及电网故障(电压跌落或频率偏离)时风电机组的反应情况,特别是电网故障发生时,风电机组必须具备低电压穿越能力或故障穿越能力,防止风电场短时间内连续切机造成电网崩溃等恶性事故。

   我国现行国家指导性标准《风电场接入电力系统技术规定》(GB/Z19963-2005)已过有效期,且内容偏于原则,对具体技术性能缺乏明确的规定,不满足大规模风电接入条件下电力系统运行的实际需要;《国家电网公司风电场接入电网技术规定》,技术上比较全面合理,但作为企业标准又缺乏有效的约束力,执行中有一定的难度。为减少风电对电网运行的影响,国外风电机组普遍具备相应的有功、无功调节和低电压穿越能力。我国三种典型风电机组中,双馈型和直驱型机组技术上应该具备上述功能,两类机组也占到了风机总量的70%,但由于我国现行标准无明确强制性要求和成本较高等原因,国内目前运行风电机组基本没有配备这些功能。欧洲已经禁止新建风电厂采用恒速感应型风电机组,我国已投运的此类机组约占30%,有的地方还在新建。应加快制定修订《风电场接入电力系统技术规定》国家标准,其中部分条款需要强制执行。

  

四、强制性的并网检测认证体系


   德国建立了完整的风电并网检测认证体系,根据电网准则等相关标准要求,风电机组和风电场必须进行低电压穿越特性认证和模型验证检测。根据风电机组低电压穿越测试程序和模型认证程序要求,重点检测电厂特性中低电压穿越特性、频率一次调节、有功功率/无功功率设定值控制、无功功率容量、电压自动调节和电网保护的测试等。

   我国风电机组测试与认证制度尚未建立,风电机组并网前后,均没有进行机组自身和相关涉网特性试验,使一些制造水平低、运行性能差的机组并入电网,为电网安全稳定运行埋下了隐患。应加快国家级风技术与检测研究中心建设,开展风机入网检测工作,严把并网关,要求新入网风电机组具备有功无功调节和低电压穿越等功能,鼓励有条件现有机组进行合理的技术改造,满足并网安全稳定运行的需求。

  

五、协调有效的运行控制体系


   德国风电已经形成一套有效的运行控制体系,尤其在风功率预报方面积累了很多经验。风电是一种间歇性波动电源,随着海上风电比例的增加,风电的不确定性随之增加,随着季节的变化,风电在各个月份的发电量差异很大。输电系统运营商需要准确预测日前和当天的功率交换以及市场接入能力。预测区域的大小影响预测的精确度,预测区域越大越分散则预测的均方根误差越小。风电功率预测系统通常只使用1个数值天气预报模式(NWP),但将几种工具的组合,可以获得更好的预测效果。预测时间尺度越短,预测结果越好。

   我国目前风电运行管理还处在经验积累阶段。在风功率预测方面,已在吉林电网投入运行,达到较高精度,正在向其它网省推广应用;在运行管理制度方面,用于指导电网运行的《电网运行准则》缺乏涉及风电并网管理的具体要求,调度规程和相关技术规定的内容有待补充完善,风电并网调度协议需要统一规范。需要将风电纳入系统年度方式分析和日前调度计划管理,规范风电并网、运行、计划和检修等工作流程,统一协调风电机组继电保护和稳控装置定值;要结合智能调度技术支持系统的开发,实现风电调度运行控制和风功率预测功能;适当提高系统备用水平,加强系统调频、调压的统一协调控制;逐步形成一套符合国情的风电运行控制体系。

  

六、大规模蓄能等配套保障体系


   德国已经深入开展了与新能源配套的大规模先进储能技术研究,对保障电网安全稳定运行非常重要。电网可用的存储技术包括抽水蓄能电站、压缩空气、带地下洞穴的氢储能、电池储能、超级电容和飞轮蓄能等。各类储能技术具有各自特性和适用范围,目前存储电能所需要费用还比较昂贵,经济运行要求频繁的能量循环和非常低的存储投资成本。抽水蓄能是最成熟最现实的大规模蓄能技术;在日调节蓄能(调峰)方面压缩空气蓄能具有相当的竞争力,其蓄能容量和建设成本已与抽水蓄能相当;在长期蓄能(月、季调节)方面氢储能技术最有发展前途。

   我国电网结构相对薄弱,资源优化配置能力较低,特别是跨省、跨区资源优化配置能力不足。水电及抽水蓄能电站主要分布在华中和华东等经济发达的负荷中心地区,风电等新能源主要位于经济欠发达的西北、东北和华北北部地区,二者呈典型的地理逆向分布,需要坚强电网来输送新能源并进行全网统筹协调和灵活控制。抽水蓄能机组不仅具有常规水电机组的特点,还具蓄能和“削峰填谷”的优势,因而在调峰、调频、调相、事故备用和黑启动等方面发挥着重要的作用。西北甘肃酒泉千万千瓦级风电基地的一期516万风电将于2010年陆续投运,而西北电网内尚无抽水蓄能电站投入运行,若用水电和抽水蓄能电站来平衡三北地区的风电的波动,实现风电与水电以及抽水蓄能的联合运用,必须有坚强的电网支撑。统筹考虑大规模风电及光伏发电接入电网时与之配套的水电、火电等常规电源的建设,同时建设一定规模的调峰调频电源及大规模蓄能(抽水、压缩空气等)项目,有条件的常规水电站,可增加抽水功能。加快蓄能电站建设,扩展系统蓄能规模,改善系统调节性能,保障电力系统安全稳定经济运行,促进清洁能源的大规模接入和消纳。

  

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