中国风电发展现状。
现在已经到了10月份，所以大家对去年的情况已经非常了解，我简单地回顾一下。去年我们中国的风电装机有三个数字，一个是2580万，这个是在装容量。一个是2620万，这是把没有审批、并网的项目去掉的数字。还有一个是1700万千瓦，这个是并入电网运行的风电运行的装机数量。中国风电装机的比例应该说是比较小的，因为它只有2%以下，为什么风电并网的问题显得这么突出呢？主要是因为我们中国风能资源的分布和负荷分布不完全一致，它有风电方面的一些特点。
中国风电近几年发展很快，现在实际上中国风电装机2020年的标准已经从3000万千瓦大概要调整到1.5亿。中国风资源的情况大概是三北地区和沿海地区比较发达，目前我们700万千瓦的基地是和我们的资源情况是一致的。中国的电网情况主要是在沿海地区和中部地区比较发达，所以对于把大量的风能发电送到负荷中心产生了一些比较困难的地方。我们700万千瓦基地规划的目标都很大，就拿酒泉来说，2010年的目标是2000多万千瓦，2020年的目标是将近4000万千瓦。
风力发电特点。
风电的特点和常规发电相比主要是有功功率是波动的。有功功率是根据风速变化而变化，不像常规火电、水电，主要是按照电力系统调度的需求来发电的。整个我们电力系统当中风电场我们是要拿出来研究的，因为水电火电的发电按调度，负荷是很有规律的，负荷预测的精度已经达到了3%甚至于更低，就是预测的负荷和实际负荷之差比上实际负荷或者是预测负荷只有3%或者更低，就是说人们掌握了它的规律。可是风电的规律就不好掌握了，风电的功率变化主要会影响到电力系统的调频和调峰，因为整个电力系统像一个大的旋转系统一样，发电的功率是一个推动的功率，用电负荷是制动的功率，如果发电功率多了，系统就会加速旋转，频率升高。如果负荷大了，发电的功率不足了，制动的力度大了，系统就会减速。可是我们电力系统要求频率是很稳定的，像我们国内就是50周波，所以风电有了一定的波动，一定要想办法在系统内用其他的方式平衡，用水电、火电平衡，这样的话才能满足系统调风调频的要求。
风的日变化是非常频繁的，风向变化也是非常频繁的，风电发电的小时数比火电要低，甘肃一个风电项目的发电要低于额定出力5%的概率，就是一年8400小时里，有四分之一的时间风电场的发电功率是低于额定规律的5%，能达到额定功率95%的时间是多少呢？只有4%，就是说如果我们为了风电来配备输电设备的话，这个输电设备的利用率相对来说是要低的。
风电并网研究情况。
目前根据我们对风电的研究，风电和电力系统相互影响主要是在四个方面，一个是调风调频的影响。调峰是指我们去调节发电方，来满足负荷的要求，调频就是直接调整系统的频率；二是对无功功率和电压水平的要求，我们的电力系统除了有功来维持平衡以外，还有一个很关键的参数就是电压，电压也是有很多具体要求的，有很多的标准。电压的平衡是靠什么呢？靠无功功率，就是靠发出无功功率的数量和吸收无功功率的数量要平衡，只有在无功功率平衡的情况下，电压才能满足一定的水平；三是对稳定性的影响，比如像我们的电力系统，不可避免会有一些故障，比如说三项短路、两项短路，这种情况下常规水电、火电机组经过上百年的运行研究，他们的机组都能比较好地适应电力系统稳定的要求，可以使系统很快恢复，可是我们的风电机组从历史上来说，因为比较小型，所以它的习惯是系统一有故障，风力发电机组就切出，保证自己不和其他的水电、火电机组共同渡过系统故障的时间，来支持电力系统恢复。这样的话，我们现在对风电的发展，对他的稳定性就会有新的要求，因为它成为主要的电源了，不再是那么小的可以忽略不计了；四是对电能质量的要求，因为我们的电力系统对于电压的波动，对于谐波，对于闪变都有一定的要求，由于风电风力是波动的，他们在这方面有一些新的问题。风力发电机组如果带着变频器，是电力电子设备，一般就会产生谐波，所以我们要对谐波进行治疗。风力发电机组是三个叶片，每当一个叶片和塔架的位置相重合的时候，它的发电功率就会产生谐波，所以在发电功率里就有一个三次频率的谐波。这些问题总结起来是我们风力发电和电力系统相互影响主要的四个方面。
有功的问题比较具体，就是我们发出的有功和用的有功一定要保持平衡。关于无功的问题，我稍微解释一下，我们无功功率的平衡取决于方面比较多，因为有功功率产生的设备很简单，就是发电机，除了发电机就不能产生有功。可是产生无功功率的设备就比较多，无功功率有两种性能，一种是感性无功，一种是容性无功，发出感性无功正相对于系数容性无功，所以我们一般就以感性无功作为标准。什么设备能发出感性无功呢？我们的常规同步发电机组能发出感性无功，还有什么呢？所有的电容机都能发出感性无功，我们的线路也能发出感性无功，每个有线圈的设备，比如电动机、变压器都吸收感性无功，我们的线路看着是一条直的线路，它也有等值的电感，所以它也消耗感性无功。我们要把这些感性无功的圆能平衡，而且这个平衡不是全电力系统的平衡，是分层分区分电压等级的平衡。无功功率它不是一个能量，无功功率不对应着能量，比如有功功率的积分就是能量，而无功功率积分不是能量，所以它的量纲是伏安，但是它的单位我们不叫瓦，叫砝，大家无功功率的传输是消耗能量的，因为它也代表了电流在线路的运动，所以我们无功功率是不适合长距离输送的，一定要在一个层、一个电压等级或者一个区域里平衡。我们风电机组对于无功功率的需求也是不断变化，早期的水容发电机组是需要系统提供无功，后来我们在简单的水容风电机组里加装电容器补偿无功，所以它能够自己解决一部分问题，但总不能补偿的很好，所以有时候还会和电网产生无功交换，因为无功既不能多也不能少，所以吸收系统的无功不是好事，发出无功也不见得是好事，因为它要保持平衡。现在的双馈机组能够比较容易地做到在机端和外界的无功交换，可是风电场里还有电缆，还有很多的相变和组变，他们也会消耗和产生无功，他们在风电场的并网点，就是风电场升压变电站的高压侧，在这个地方还是和系统可能产生交换的无功。到底希望风电场是输出无功还是吸收无功？跟系统有关，如果所接的系统线路很长，到了夜间低负荷的时候，线路最低电容会产生很多的无功，所以希望风电场能够吃无功，而不是发无功，如果被接的系统是缺无功，就希望风电场发无功。
根据我们做的一些系统接入的情况看来，一个地区的电网究竟能够接纳多少风电场，是要进行无功方面研究的，比方说我们2004年的特许权项目，有一个通榆的项目，原定是10万千瓦，接入场里的变电站，后来一招标变成了两期20万千瓦，一加起来40万千瓦，接入长岭电就不行了。有关方面委托我们院做一个研究工作，研究结果是什么呢？就是当这个无风电厂发展到30万左右千瓦的时候，接入桃南电可以用，但是如果到了40万千瓦，接到哪儿都不行，还要在吉林通榆建设500千伏的变电站，所以要进行研究的，不光看风电场的容量，还要看当地电网的情况。
风电场的情况还要看你用什么电机，图的横坐标是风电场发出的功率，纵坐标是并网场的电压，到底是用水容的机器还是双馈的机器，根据电压下降的负数不一样，根据电压下降的情况，如果达到了电压崩溃的地方，就到了装机的极限了，这都是要进行具体分析的。
我们还进行过玉门风电系统的研究，研究当地电网的情况和接入风电机组的特性，来确定它到底能接多少风电的容量。由于我们一个局部电力系统有很多的母线，母线上接了很多负荷。我们要研究风电在发得多、发得少的时候，相关母线的电压情况变化怎么样，如果变化超出了有关的规定，我们就要进行研究，采取措施进行解决。
现在我们的酒泉地区正在建设世界上最大的陆上风电机群，今年年底是536万千瓦风电的机组全部安装完毕，我7月上旬在酒泉地区考察了6个风电场。我发现这个地区现在电网已经很紧张，我所到的风电场都是用调度每5分钟给一个风力的发电数，然后风电场进行控制，通过切机，就是不让风电机组发电的方式来满足调度的要求。而且这个项目将来是要用750千伏的高压送到1000公里以外，这在国际上是绝无仅有的。我们也研究过，如果要把甘肃酒泉的风电送出来，要怎么样？比如说我们用的是750千伏的线路，我们在线路上用串联补偿，1000公里的线路，在中间串上电容，来缩短线路的电气距离，就是1000公里的物理距离，电气距离让它只有三四百。如果我们采取办法，不仅在线路上加串联补偿，而且在750千伏的线路上，两端接可控高亢，就是它还能够用电力电子控制它的并联电容的话，这个线路能送到400万千瓦。400万千瓦以后就要产生电压崩溃，就是送不上去了，虽然这个线路没有达到热稳定极限，但是已经发生了电压崩溃现象，就没有办法送了。所以今年年底，536万千瓦在酒泉地区建成以后，这条线路目前也在紧张施工，我7月上旬去看的时候基本上接近尾声，就要来做调试，看看这条线路能送多少功率。我们一条高压线路在空载投入运行的时候是很关键的时候，原因是什么呢？因为空载时候线路上流动的功率少，它的电压将就少，尾部电压就要翘起来，就要超过标准。一般的正常线路，空载投运是某一个时刻，投运了以后一般都会送负荷的50%到100%，最少40%，很少会去空载，可是我这条线路如果专门送风电的话，风电肯定有不发的时候，所以就低到10%的时候会经常发生，这样一条线路来送风电，有很多新的课题需要研究。
风电并网技术措施。
为了并网风电要研究什么措施呢？在中国的西部地区大力发展风电，它的送电方向一定是沿海和中国地区，因为我们的西部地区用不了那么多电，没有那么多的工业负荷来用电，一定是长距离、高电压的送电，甚至于不一定是交流送电，还可能是直流送电，所以它会产生一系列的问题，这些问题都是需要我们来研究的。而且不是说我们用过去那些老办法，就是应用于常规火电、水电上网的办法，我们一定要老老实实地用风电的办法，就是用一些新的大规模的软件来研究这些问题，才能够满足要求。
目前在我们院有一些什么程序呢？用的比较多的就是德国的程序，因为这是在欧洲用得比较普遍的程序，还有PSCAD程序等，这样来分析风电上网的问题。从我们中国的风电要大规模发展，2004年开始我们已经做了100多个很多省风电接纳的能力和大型风电场接入系统的能力研究，解决这个问题采取什么措施，要回答这个问题。要做的风电接纳能力的研究，不能说我这个风电场10万千瓦，就做这个风电场10万千瓦，不行，你要做你这个风电场投运之后的时间里，这个地区一共有多少风电，一起加起来，因为风电是波动的，你不能考虑你这一刻风电的电力，这就是研究是否能针对实际情况重要的标志。还有一个，风电对稳定性的影响，我们也做过吉林白城地区某条线路发生短路的研究。还有刚才石理事长说了，由于风电风力波动，我们电力系统调度都是要事先做好发电计划，比如说在24小时前就要给所有的火电厂、水电厂下发电曲线，明天你怎么发电，15分钟一个点。那么风电小，忽略不计，不考虑，风电大了必须要把风电的发电情况加到调度曲线里来，要做风电供应预测，核心问题就是怎么能够分析出来这个风电场在15分钟这个点的时候的风速在各个机位的分布情况，因为发电情况不同。而且把风电的发电功率接入以后，和其他的火电、水电要做出来，调动能用的软件支撑系统。
负荷的预测相当于下面的蓝线，一个星期中哪天的规律比较清楚，节假日有一定的特性，这个调度部门也要掌握，可是风电一般没有规律。为了做好风电供应，现在世界范围里很多单位都在做这个工作。我08年1月去丹麦国家调度中心和西班牙国家调度中心，看见了他们怎么样做和怎么样用风电调度，还是对风电场的接纳风电有很大好处的。从目前来看，风电供应预测系统有两种基本方法，一个是物理法，一个是统计法，也有两种方法联合用的，实际用的系统大概是这些（图），我们已经开发出了自己的风电功率预测系统，不仅如此，我们电科院正在申请数字天气预报的监管，也是没有办法，因为我们要做风电功率预测，这是政府给我们的任务，目前中国没有发布数字天气预报的机构，开始做的时候我们买德国的数据，现在我们已经开始在做风电功率预测了。我们自己的博士生，电工学科的博士生转到风能资源分析方面来做风电供应预测方面的博士生，去年我有两个博士，一个是做物理方法，一个是做统计方法，他们都已经毕业了，所以我们现在在物理方法和统计方法上做风力预测的产品。现在我们风电功能预测装备已经投入了十几套，现在主要是投入在省调或者是大区的调度，就是几个省联合大区的调度，用这个系统来指导我们制定发电功率曲线。应该说我们现在风电风力预测系统才刚刚开始，风电功率预测不好做，我这个地方的精度向大家说明一下，误差只有百份之十几，和国际上是相当的，但是风电功率装机预测的测算不像负荷预测，负荷预测的误差上边是预测值和实际值之差比实际值，可是风电功率预测是怎么定义误差的呢？是预测值和实际值之差比参与发电的所有发电机的容量，什么意思？如果我有个10万千瓦的风电机发电，它的预测值和实际值之差处以10万千瓦，因此它跟负荷预测确实有不一样的地方，但是这是全世界风电功率预测所用的。我们所做的预测装置在不同的省精度不一样，这个我们还要下面进一步研究。我们在辽宁省和江苏省预测的情况非常好，有的省预测就不好，究竟是什么原因我们还正在研究。现在我们有两个省专门做这个工作，一个是做风电功率，还有一个是做数字天气预报的生成。还有一种风电预测就是预测风电场的发出功率，应该说这一个省的风电功率预测要比一个风电场的好做，为什么？因为风电场多，如果一个省有100个风电场有一个调和的作用，单个的风电场比较难做，但是还是要做。目前我们为什么这个领域不太发达呢？因为我们国家没有对风电场的预测有措施，像西班牙要求风电场做预测，预测准了是一个电价，预测不准又是一个电价，我们目前没有这个措施，所以风电场的预测目前只是给一个曲线，有的就拍脑袋，没有非常精确。
目前还有一个很重要的工作，就是我们政府部门和协会、学会都在抓，就是标准。我们在2006年配合国家《可再生能源法》起草了一个风电接入并网的技术标准，经过了三年我们正在改版，从指导性文件要变成推荐文件，现在正在做这方面的工作。主要有四个重点：一个我们要求风电场要对有功功率进行控制，就像欧洲对海上风电场一样，因为中国的大型风电场实际上比欧洲的海上风电场都要大，欧洲的海上风电场也不过十多万千瓦到三十万千瓦，中国的一个群就是几百万千瓦，几十万千瓦、百万千瓦的风电群在中国已经很多了，所以要求是比较高的。还有一个就是要无功功率的控制范围和电压要求，还有低电压的穿越能力，还有风电场要进行入网检测。低电压的穿越能力说的很多，低电压的穿越能力实际上是比不上常规的同步机组对电网电压恢复的支持，但是我们对风电机组只能提这样的要求，这也是国际上风电界大家比较一致的认识。现在我们很多项目规定，如果风电机组没有做低电压穿越能力的检测，就不能够卖。因此我们院里现在低电压的检测装置是非常的忙，但是想撤一个机组的能力，可能一两个月都不够，因为要等风，另外还要提出一些措施，厂家还要进行一些设备改造，你不能把设备拉走，所以可能时间会比较长，现在排了很多的队来做低电压穿越的检测。
还有入网检测，因为国家能源局给了我们院一个任务，要建设国家风电研究和检测中心，从今年4月份开始建设已经在紧张进行，年底就建成要正式投入运行，国家能源局和电网公司投资3.5亿，华北电网公司还拿了四五千万建线路，所以这个检测基地就要花4亿，做成以后也是国际上最大的，有30个机位，每个机位上都配备了完善的能够进行风电机组测试的设备。这个基地有24平方公里的土地，离北京比较近，开车两三个小时就可以到。附近有30个机位的风电，而且还有PV发电，还有储能装置，将来在这个基础上进行检测，比我们拉着设备到各个风电场进行流动检测会更加节省时间。现在国内很多风电机构厂家已经和我们联系了，他们希望用几个机位，这个对国际上也是开放的，国际上制造商的机组也希望放在这里进行检测。目前我们已经有一台德国的“诺盖”机组，已经立在那儿，已经开始发电了。
低电压穿越测试目前也进行得比较顺利，从今年2月份这个设备进入中国，德国FGH公司设计的，没有到我们院，直接从港口拉到东北的风电场，目前已经进行了两个设备的检测，现在正在进行第三家设备的检测。因为检测是风电机组在现场，而且又要进行短路，所以需要进行很多的沟通工作，要和业主、电网公司、风电机组厂家进行沟通。这套设备不是针对中国的并网接入法则，而是针对全世界的并网接入法则，所以它能够满足目前全世界风电电网接入法则的要求，比如说中国是一个跌落，有的国家是两步跌落，丹麦是两次跌落，都是不一样的。将来等我们自己的设备不一定要搞的这么复杂。跌落也有不同的电压水平，也有不同的容量要求，也有成功次数的要求，在国外一般是这样，在同一个状况下跌落三次算跌落成功，比如说跌落到50%的电压，你可以成功渡过就算你度过了。我们降低了一次，两次成功就算渡过。我自己的感觉，因为中国的风电发展非常快，而且规模非常大，陆上风电的规模是举世无双，而且传输的距离非常远，所以中国风电并网的挑战非常突出，从这个挑战本身来说，肯定是世界上最大的挑战。因为世界上就没有什么地方有536万千瓦，经过750千伏的线路，一千公里的送电距离。所以对我们做风电的科技人员提出了很高的要求，但是我们政府非常支持，我们电网公司也对政府的要求下了死命令，要求我们什么时候建成，什么时候有什么样的能力。所以我相信中国风电并网的问题，现在好象有些来不及，有些地方确实有堵塞的情况。经过一段时间，电网堵塞会很快的解决，根据我的了解，甘肃酒泉有电网堵塞，张北有电网堵塞，这两个地方的电网线路容量堵塞情况比较严重，这个会解决得比较快，更加难的问题就是调风调频，就是它要用火电机组或者是水电机组来适应风电的要求，因为热电联产的机组我们一般只能压到50%，如果再压当地居民的温度就要受限制。现在供暖季节马上就要到来，11月份马上就要到来，东北、西北地区风电由于调风调频问题的受阻情况会更加严重，去年内蒙晚上过不去的时候，华北电网公司接受它30万风电，帮它渡过难关，但是昨天我在华北电网公司参加他们博士后的出站报告，他说今年华北自己就过不去了，也很难再帮内蒙的忙。所以这个问题在一定的时间里会比较突出。但是随之我们要有政策，就是火电为风电来配套，有什么政策、有什么鼓励呢？它少发电，损失一些经济方面，你怎么给它补偿，还有很多的问题需要考虑，但是这个问题总要解决。因为我们国家发展风电的指标，特别是我们国家领导人在国际上承诺的减排指标是一定的完成的，这个没有什么退步的。