国内风电场运行存在的问题

国内风电场运行存在的问题：（一）新建风电场的特点近年来新建风电场具有以下特点：1、容量大、主机型号多大规模风电场的建设主要是近几年来通过特许权开发的项目，机型较为统一，有些项目由于分期建设也存有两种机型的风电场；型号多主要是受核准条件的制约，在统一的规划的原则下，通过省级发改委按每期不大于5万千瓦的规模进行审批和建设。由于实施阶段不同，同一机组在供货及价格等方面的原因，导致多期项目，多种机型风电场的形成。2、区域大，电气系统复杂项目规模大，机组台数多，导致占地面积增加，管理区域越来越大，场内电气系统电压等级高、电气设备日趋复杂化。基于上述特点，早期的“运检合一、一岗多能”模式已不能适应现代化电场运行管理的要求，也就无法实现“保可用率、保电能质量、保安全生产”的三保原则。随着风电快速发展，各级政府和各电力企业不断强化管理，取得了一定成效。但是，受主客观因素制约，风电在建设运行中仍然存在一些问题，主要表现在以下几个方面：（一）大规模风电并网对电能质量和电力系统安全运行的影响正在显现风电机组的出力具有一定的随机性和间歇性，从理论分析和实际运行情况看，风电并网对系统电压、频率和稳定性等都会产生一定影响。从调研情况看，随着风电装机容量的迅速增加，风电并网对电能质量和电力系统运行安全的影响已初步显现。如内蒙古西部锡林郭勒盟灰腾梁风电基地沿线变电站220千伏母线电压接近额定电压的1.1倍，大、小负荷方式下电压差值达16千伏；新疆达坂城风电变电站220千伏母线电压基本在238千伏以上。2008年2月11月期间，新疆风电在30分钟内发电出力波动超过9万千瓦达347次。此外，部分地区风电的反调峰特性增加了电网调峰压力。随着风电快速发展、风电装机在电网中所占比例不断提高，风电对电能质量和电力系统运行安全的影响将更加突出。（二）风电技术装备水平尚有差距，技术创新能力不足一是风电机组关键技术研发水平和创新能力与国外相比明显落后，仍局限于材料的选用和局部工艺改进，没有形成掌握风电整机总体设计方法的核心技术和人员队伍，变流器、轴承、变桨距系统等关键设备和技术主要依赖进口。二是国产兆瓦级风电机组短期内投入规模化生产，产品质量和运行可靠性存在一定问题。从调研情况看，国产机组可利用率与国外同类机型机组相比明显偏低。三是已投运风电机组对电网故障和扰动的过渡能力不强，多数机组还不具备有功、无功调节性能和低电压穿越能力。（三）风电运行和调度管理经验不足一是我国风电大规模投运时间短，风电运行管理主要参照火力发电运行的经验，尚未形成适合风电场特点的管理模式，安全生产管理制度不完善。目前，大量风电机组处在质保期内，设备检修维护主要依靠生产厂家；由于缺乏对核心技术的掌握，国内还没有形成成熟的专业检修队伍。二是现行的水、火电调度运行管理制度对风电场并不完全适用，调度机构缺乏对风电的调度管理经验和手段。三是风电机组稳定计算模型有待深入研究。如内蒙古电网公司在２００９年稳定计算中较大比例地使用了基于个别进口机型的变速恒频双馈风力发电机组模型，而内蒙古电网内运行的双馈风力发电机组尚不能达到该机型调节性能。（四）风电建设与电网发展不配套，风电送出不落实一是风电发展规划侧重于资源规划，与电网发展规划不协调。在一些地区的风电发展规划中缺乏具体的风电送出和电力消纳的方案。如在国家规划中内蒙古蒙东和蒙西有两个千万千瓦级风电基地，但是内蒙古风电的送出方式和落点至今未落实。大规模风电基地建设需要从国家层面统筹考虑输送线路、网络结构及落点等问题。二是电网建设和风电场建设不协调，造成部分风电场不能及时并网或并网后出力受限。如甘肃酒泉已经投运的４６万千瓦风电装机最大发电出力只能达到６５％左右。三是风能资源开发与水、火电等其他电源还存在不配套的现象，调峰容量不足。如２００９年春节期间，为保证居民供暖，必须优先保证供热机组运行，导致内蒙古风电场全部停发，吉林风电场部分停发。甘肃嘉酒电网为保风电送出，玉门地区水电限出力运行。目前大规模风电基地建设需要高电压等级线路外送，不配套其他电源，仅外送风电显然不经济。此外，风能资源开发规划与国土空间规划及主体功能区划确定、环境保护规划还存在不协调的地方。个别地方风电场建设后，在风电场区域内又建设了工业园区，改变了地形地貌，降低了风电场效率。（五）技术标准及规范不健全。一是部分现行国家、行业标准急需修订。如风电场接入电网的技术标准有效期已过，运行、检修、安全规程都是2011年前制定，其内容不能满足风电大规模开发的需要。二是风电机组制造、检测和调试方面的标准还没有形成完整的体系，多数关键零部件的相关标准还未发布。（六）认证检测工作还需要加强当前，我国风电设备和风电场的认证检测工作尚处在起步阶段，大部分风电机组功率曲线、电能质量、有功和无功调节性能、低电压穿越能力没有经过认证。目前，我国风电企业在设备选购时没有对机组的型式认证提出明确要求。（七）风电场普遍经营困难从调研情况看，受风能资源评估偏差、电网建设与风电场建设不配套、设备选型不当和风电场布局不合理等因素影响，风电场等效满负荷运行小时数普遍低于可研报告中的预测设计值，这导致风电场经营困难，甚至亏损。此外，国家特许权项目中标电价相对较低，也是造成部分风电场经营困难的一个重要因素。(八)人才匮乏且不稳定风电建设规模的快速增长必然带来风电各专业人才的稀缺。风电专业人才的竞争已基本到了白热化的程度，即使是现有已运行的风电场，在专业人员的管理方面也面临条件艰苦且身份不明确的困扰。风电项目自身的特点决定了项目所在地大多地处远离城市、自然环境恶劣、生活条件艰苦的地区。高学历专业人才千金难求。即使是基于眼前就业压力而进入风电场来的，也仅仅是把风电场做为过渡，一旦有了较好的发展机遇和其它符合自身追求的目标就会离去。有些本地化的一线工人也基于用人单位人事劳资管理方面的因素，大多采用劳务关系的方式，使运检一线人员深受无归宿感的困扰，无法安心服务于风电场。（九）备件不足难保可用率对于已投运的风电机组，一般考核有两个95%，即功率曲线达设计能力的95%和单机可用率达成95%。对于前一个考核指标，一般厂家都可以达到，但对可用率达95%则受到备件缺乏和供应不及时的严重制约。产生这一问题的主要原因一方面是主机招标采购时随机配备的数量不足和品种不全；另一方面主机供货商上游供应链紧张。多数情况下一件不很重要的部件导致停机时间多则可达数月，少则也要数周。特别是进口机组在这方面的问题就更加严重。因此，要达到可用率95%以上，解决备件供应的及时性是首要问题，对于国产设备应在主机招标阶段不单纯计较主机的千瓦报价，而应高度重视随机备件是否充足和齐全；对于进口设备，解决备件的唯一出路应该是在专业科研机构的指导下，早日实现本地化和可替代化，否则，不仅可用率难保，价格方面也难以承受。