风电开发中存在问题的探讨

2010-02-12李文清

浙江电力 2010年1期

李文清，钟成

（1.紧水滩水力发电厂，浙江丽水 323000；2.华能新能源产业控股有限公司，北京 100036）

风能作为一种清洁的可再生能源，日益受到青睐。在各类新能源中，风力发电是技术相对成熟、具有大规模商业开发条件、成本相对较低的一种，因此受到各国的高度重视。全球风电发展覆盖70多个国家，装机容量每年增长超过30%。据预测，到2020年全球的风力发电装机将达到12.31亿kW，是2002年世界风电装机容量的38.4倍，年安装量达到1.5亿kW，风力发电量将占全球发电总量的12%。

至2008年底，中国风力发电并网装机容量已突破7 000 MW。根据发展规划，2006-2020年平均每年装机约1 900 MW，投资近200亿元，而实际将远远超过这个数值。已建和在建的风电项目主要分布在东南沿海及附近岛屿、内蒙古、新疆和甘肃河西走廊等地区。风电项目开发建设后，一般都能取得较好的经济效益，但在开发过程中也存在着一些问题，本文对此加以探讨。

1 风能资源测量和评估

风能资源测量和资源综合评估是制定风电发展规划、电网规划及进行风电场开发建设的基础，风能资源测量的准确性和资源评估的缜密性，直接影响风电场工程的投资收益率。

1.1 风能资源测量

风能资源现场测量要求收集的数据至少连续1年，并保证采集的有效数据完整率达到90%以上。在工程实践中，常见的风能资源测量问题有：

（1）测风技术不够专业。测风仪器在安装前未经法定计量部门检验合格，超限期使用的情况较为常见，而风向传感器需要根据当地的地磁偏角修正零刻度，指向“正北”方向，但在实际操作中较难实现，容易出现偏差，有很大的局限性。

（2）数据记录不规范。有些风电场区域虽然测风时间很长，但测风数据完整率低、记录保存不规范。有些由地方部门提供测风资料的风电场，存在原始测风数据缺漏和失真严重的现象。

因此，在风电场建设的前期，应加强测风的技术管理工作，对数据缺漏和失真的测风资料应加大质疑力度，排除各种主客观因素的干扰，及时补立测风塔，确保测风数据的真实可靠。

1.2 风能资源综合评估

目前国内外常用的风能资源评估软件有丹麦RISO的WAsP软件、英国ReSoft公司的Wind-Farm软件等，但都难以准确估算出未来20年寿命期内风电场的上网电量，往往实际的销售电量要小于项目建设之前可行性研究测算的数值。当前，风能资源评估存在的主要问题有：

（1）重技术评价，轻经济分析。评估时除了充分考虑湍流、峡谷、盐雾侵蚀等地理因素和风机间距产生尾流等技术因素对发电量的影响外，还应更多考虑风速最大位置上的地基处理成本、风机吊装费用、输电线路铺设及进出场道路修建与维护成本等因素对发电收入的减值影响。

（2）折减系数选择不当。风能资源评估时需要考虑空气密度、湍流强度、盐雾、气候等因素的影响，以及风机可靠性、电力损耗和叶片污染对能量的损失等。折减系数在0.7～0.8之间，选用的数值不同，对风电场的发电量影响较大，但在该范围内取何值为最优尚难以确定。

（3）永久海挡对风电场计算发电量的影响无法确定。滩涂型风电场的风机大多布置在永久海挡内。永久海挡的高度在4～6 m之间，既抵挡潮水又阻碍了风，现有的计算软件尚未能计算出它的影响。

因此，风能资源评估时需要将上述因素量化为综合折减系数，再进行缜密的技术与经济二次评价。

2 项目认证和设备制造

2.1 风电工程项目认证

风电工程项目认证的目的是：评估已通过型式认证的风力发电机组及其相应的塔架基础设计是否与风电场的环境条件、电网条件相符，认证机构将评估风电场选址处的风力资源条件、地基条件、运输条件及电网条件是否和定型风力发电机组设计及塔基设计中确定的参数相适用。

现阶段，只有德国、丹麦和荷兰3个国家要求对风电场项目实施认证，其对项目的认证范围和深度虽各不相同，但无论是装机容量还是技术水准都处于世界领先地位。而国内到目前为止尚未建立起一套完备的、符合国内特点的认证体系，导致国内部分风电场建成后因电源结构不合理或电网配套问题无法输电，或因实际风能资源低于设计阶段风能资源评估而长期亏本经营等。

2.2 风电设备制造

由于进入风电设备制造领域的时间较短，国内多数风电设备制造企业尚未形成具有自主知识产权并切合国内实际的风电整机设计与制造能力，基本是依靠国外许可证生产风电机组。主轴承等关键部件在国内尚无专业制造厂，电控系统也是薄弱环节，其他配套如齿轮箱、轴承等则存在质量不稳定、数量供应不上等问题。

有些风机制造企业则急于求成，样机还没有试运转就开始接受订单，大批兆瓦级新型风电机组产品匆忙投入规模化生产运行，质量和运行可靠性问题突出，甚至成为风电场未能达到预期发电量的主要原因之一，给工程建设增加了技术和经济风险。

在制度化建设方面也存在缺失，目前国内尚无完整的整机产品标准和检测认证体系。

3 工程建设选址

3.1 项目总平图

当前风电场建设中较为通行的做法是：在项目可研阶段，测量比例为1∶10 000的风电场地形图以及项目总平图纸，待项目核准后，在微观选址阶段再行测绘1∶2 000比例的项目总平图纸。

有工程实践表明，在人口相对稠密的海岛等地区，因比例为1∶10 000的项目总平图纸误差偏大，在微观选址和工程施工阶段，可能出现风机设计布点位置占用道路、农田、军事设施、文物、测量控制点等情况，以至整个风电工程因受风机布置间距、地形等因素制约，最终放弃部分机位或机位调整至非富风点，严重影响整个风电场工程的经济指标。

因此建议，在风电场建设可研阶段，设计部门就直接测绘1∶2 000比例的项目总平图纸，先行避开工程建设的不利因素。在微观选址阶段，则需要切实对每个风机位置都作工程地质详勘，避免出现风机基础位置落于不同持力层的情况发生。

3.2 风机的运行噪音

据实际监测，国内某风机制造厂的 780 kW定浆式风机的塔筒下运行噪音为70 dB左右，超过居民区噪音白天低于55 dB，夜间低于45 dB的国颁标准要求。该噪音频谱为低频，随距离增大而衰减的系数较小。而且风机叶片在满负荷运转时的转速为50～60 r/min，较接近于人的心跳频率，若长时间近距离会使人心慌、烦躁不安。如浙江省某已建成风电场，因风机噪音影响居民正常休息，18台机组中就有4台需在夜间退出正常运行，给开发商和地方政府造成了较大的经济损失和环保压力。风机叶片运转时，将在一定距离内产生频闪阴影和频闪反射，长时间近距离受看会使人产生眩晕感，也应引起足够的重视。

目前的工程建议是风机位置要距离居民区200 m以外。

4 并网运行

4.1 电网适应性

由于电网建设滞后于风电建设，国内部分已建成风电场无法及时并入电网，造成风电出力受限、电量损失。

在电量收购及电价方面，部分电网企业及其调度机构未制定保证风力发电量全额上网的具体操作规则，在收购风电电量时，存在通过考核变相减少上网电量、压低上网电价、强行分摊线损、不按期或不足额支付电费等问题。

4.2 风电机组特性对电网的影响

风机在正常运行时会给电网带来闪变问题，影响电能质量。主要原因是风速的变化和风机的塔影效应会导致风机出力波动，而其波动正好处在能够产生电压闪变的频率范围之内（低于25 Hz）。风机在风速超过切出风速时，会从额定出力状态自动退出运行。如果整个风电场所有风机几乎同时动作，这种冲击对电网的影响十分明显。

研究表明，闪变对并网点的短路电流水平和电网的阻抗比十分敏感。因此，在风电工程接入系统设计中，并网点的选择与建设尤显关键。

另外，风电还会给电网带来谐波污染的问题，但与电压闪变相比影响不是很严重。工程实践中需要注意的是并联补偿电容器可能和线路电抗发生谐振而产生大量谐波的现象。

4.3 风电机组制造质量对电网的影响

目前由于没有风电机组和风电场入网标准和检测标准，大部分风电机组的功率曲线、低电压穿越能力等技术指标都未经相关机构的检测。如吉林省电网在2008年连续发生的40万kW风电机组同时切除的故障，原因就是运营机组不具备低电压穿越能力。还有一些在电气化铁路附近的风电场，由于抗干扰能力不强，在电气机车经过时，经常发生机组切除现象。

因此，需要对风电机组并网作出相应的技术规定，一方面是保证风电场和电力系统的安全稳定运行；另一方面是对国产化风电机组的技术发展方向提供了正确的引导，使国产化风电机组性能逐渐达到国际先进水平。

5 上网电价模式

2006年后，国内50 MW以上风电项目的上网电价采用招标加核准方式，即风电电价通过招标方式产生，电价标准根据招标电价的结果来确定。目前，通过招标加核准方式来固定风电上网电价的模式也许并不最优，风电企业在经营期虽没有燃料价格变化等人为因素的影响，但是风电项目仍然有一些风险，如风能资源评估的准确性和风电机组运行的可靠性，以及未来备品配件价格上涨等因素，目前国内已建成运营的风电场，由于各种原因，长期亏本经营的不乏其例。

因此，为了风电事业的长期稳健发展，根据不同风电场的资源情况，适当调整风电上网电价的固定机制是有必要的。

一是风电开发商在制定投标价格时，应充分考虑到不同风电场风能资源条件的差别，在制定投标上网电价时以投资内部收益率来核定报价较为合理。

二是国家应该调整风电上网政策，在风电经营期内可考虑实行最低保护电价和固定电量鼓励电价政策，最低保护电价宜略高于全国电力平均上网电价，而固定电量的鼓励电价可使风能资源条件较差的风电项目得到的鼓励电价电量比较大，相应的经营期平均上网电价也就比较高，以促进风电项目的稳步发展。