让风电并网不再难
中国已成全球风电发展主角
风电是全球最具规模化开发前景的可再生能源。
中国政府高度重视风电发展，把加快发展风电作为优化能源结构、推动能源生产方式变革的重大战略举措，“十一五”以来实施了《可再生能源法》，制定了鼓励风电发展的区域电价、费用分摊、优先并网等一系列支持政策和配套措施，推动了风电高速度、大规模、高水平发展。
2006 年以来，全国新增风电装机5000万千瓦左右，实现了风电从200万千瓦到5000万千瓦的巨大跨越，用5年半时间走过了美国、欧洲15年的风电发展历程。2012年6月，全国并网风电达到5258万千瓦，超过美国跃居世界第一。国家电网调度范围达到5026万千瓦，成为全球风电规模最大、发展最快的电网。
截至2013年底，全国并网风电装机7548万千瓦，其中国家电网调度范围7037万千瓦，占93%;2006年—2013年装机年均增长67.7%。2013年，全国风电发电量超过1401亿千瓦时，其中国家电网调度范围风电发电量1290亿千瓦时;2006年—2013年发电量年均增长77.1%。预计2020年全国风电并网容量将达到2亿千瓦。
依靠大电网，蒙东、蒙西、甘肃和吉林风电日发电量占用电量的比例最高分别达到94%、31%、33%和32%，风电出力占用电负荷比例最大分别达到111%、36%、36%和34%，与丹麦、西班牙相当。
十年前，中国风电产业还处于艰难的起步阶段，而今天，在全球风电发展格局中，中国已成主角。曾几何时，诺大一个中国仅有几个风电示范项目，而今天，平均每小时就有两台风机在神州大地矗立;曾几何时，中国最大的风电场装机不足1万千瓦，而今天，已建成新疆哈密、甘肃酒泉、蒙西、蒙东、河北、吉林等八个千万千瓦级风电基地。
并网消纳与安全运行已成主要瓶颈
但是中国地域广阔，能源资源分布及其不平衡，全国80%以上的煤炭、石油、天然气、水电、风电、太阳能资源分布在西北部地区，其中陆上风能资源主要集中在“三北”和青藏高原地区，而人口稠密的东南部地区风能资源稀缺。“三北”地区风能资源占全国90%以上，用电负荷集中在华东、华中、华南和华北等东南部地区，占全国用电量80%以上。风电规划建设与用电市场需求逆向分布的趋势非常明显。
“三北”地区电源结构以火电为主，水电等快速灵活调节电源较少，仅占0.5%—1.2%，冬季供热期系统调峰尤为困难不利于风电消纳。相比而言，西班牙灵活调节电源比例高达34%，是风电的1.7倍;美国高达49%，是风电的14倍。灵活电源比例较高是西班牙等国家风电利用水平高的主要原因。
另一方面，与风电呈爆发式增长相对的是，风电机组类型多，风能资源历史数据少，且开发主要集中在电网结构薄弱、以欠灵活调节的煤电为主的“三北”地区，局部地区风电出力受限和风电机组大面积脱网事故时有发生，并网消纳与安全运行已成为中国风电发展的主要瓶颈，突破风电并网关键技术是培育和发展风电产业的重大需求。
实现风电可监测、可调度、可控制
针对风电并网稳定运行和有效消纳面临的巨大挑战，国网公司投入研发人员百余人，投入研究经费近4亿元。通过自主创新和协同攻关，采用“基础研究、系统开发、试验验证、应用推广”的技术路线，在风电功率预测、优化调度、试验检测、并网仿真方面取得了技术突破，形成拥有自主知识产权的核心技术。
研发并投运风电功率预测系统，实现了风电可监测、可调度、可控制。
风电功率预测是风电纳入调度运行的基础条件。中国风电发展迅速，历史数据少，风电场地形复杂，气候类型多样;国外已有统计预测方法需大量历史运行数据，基于微观气象学的物理方法仅适用于单一气候类型的平坦地形风电场，均无法全面满足国内风电预测的要求。
通过深入研究风电功率预测理论与方法，提出了基于计算流体力学的物理预测方法，实现了对大气运动过程的动态精细化模拟，解决了历史数据少、地形复杂的风电场功率预测难题。提出了物理与统计相结合的预测方法，提高了预测方法的气候适应性、预测精度和算法的普适性。根据这两种预测方法，建立了多种预测模型，并给出了模型的选择方法和原则，开发了国内首套具有完全自主知识产权的风电功率预测系统。
目前风电功率预测系统已应用于吉林、江苏、甘肃和新疆等16个省(区)，预测容量超过5000万千瓦，在预测精度上达到或超过国际先进水平，且具有更强的普适性。通过预测将随机性的风电功率变为可信出力，替代常规电源参与系统电力平衡，可提高电力系统风电接纳能力5%以上。
优化调度计划系统，确保风电最大化消纳
大规模风电的消纳是世界性难题，世界各国一直都在进行艰苦努力和探索，不断开展核心技术攻关。中国风电消纳问题尤为突出：一方面，风资源集中、规模大，远离负荷中心，就地消纳能力有限;而国外风电资源相对分散，80%以上风电接入10千伏以下配电系统，能够就地消纳。另一方面，中国风电集中的“三北”地区电源结构单一，抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源比重不足2%，特别是冬季供热机组比重大，基本没有调峰能力;而欧美等国快速跟踪负荷的燃气电站及抽水蓄能比重大。风电的波动性和间歇性，需要电力系统有足够的运行灵活性。
本项目提出了时序递进的风电运行不确定区间调度方法，基于周风电功率预测，将风电纳入开机安排，滚动优化火电机组开机，为风电消纳留出最大空间。在满足电力系统安全稳定运行约束下，实现了波动性风电在运行区间内最大化消纳和系统运行安全。根据该方法，研发了风电优化调度计划系统，解决了目前风电出力不能科学纳入电网调度计划、火电运行经济性差、风电利用率低的问题。
风电优化调度计划系统已应用于吉林、新疆、西北等多个电网，提高了风电受限地区的风电利用率10%以上，是风电富集省(区)消纳风电至关重要的调度技术支持系统。
建立一体化风电并网仿真平台
风电并网仿真是通过建立风电仿真模型和模拟风电运行过程，分析风电与电网的相互影响，是风电发展中需要首先突破的基础问题。
中国风电机组型号多且特性差异大，建立普适性的通用模型十分困难;大规模时空不确定性风电集中接入末端电网，原有仿真手段无法满足风电并网研究的需要。
本项目提出了风电机组通用化建模方法，建立通用化模型结构和子模块模型库，通过关键参数实测与辨识，实现各种型号风电机组特性准确模拟。建立了包含风电机组通用化模型和时序生产模拟方法的一体化风电并网仿真平台，实现了时空不确定性风电与电网之间相互影响的全过程分析，满足我国大规模风电并网仿真需要。
借助该仿真平台，完成了13个省(区)风电接纳能力和251个风电场并网专题研究，为我国大规模风电并网的安全稳定运行提供了强有力的技术支撑。
风电试验检测技术研究，助推风电产业升级
风能资源的复杂特性决定了风电机组运行状态无法在实验室准确模拟，风电机组试验检测必须基于实际运行工况。
中国风电机组制造商和型号众多，制造商普遍不具备试验检测能力和手段，无法开展提升风电机组并网特性的研发工作，研发试验和检测需求爆发式呈现，亟需建立功能完善、灵活高效的整机试验平台。
本项目研究设计了集风电机组通用基础、切换灵活的集电系统和高兼容性的高速海量数据采集处理系统于一体的张北风电试验基地，该基地在国际上首次采用了风电机组通用基础与转接法兰相配合的技术，解决了国外已有风电试验基地更换风电机组必须拆除基础的难题，使不同型号风电机组可在同一基础上快速、灵活的安装和更换。基地还采用了切换灵活的集电系统设计方案，实现了风电机组试验状态自动切换和核心试验设备共享，极大提高了试验检测效率。
研发并应用于张北风电试验基地的固定式35千伏/6兆伏安电网运行模拟装置代表了国际先进水平。该装置采用阀控技术，可以远程控制电抗器的切换，可设置特定的电压跌落及恢复过程，克服了国外试验设备自动化程度低、测试周期长、测试曲线单一的缺陷，实现了各种电压故障曲线的高效真实模拟，满足了额定容量不大于6兆瓦风电机组的低电压穿越高效测试的需求。
为满足各地区风电机组现场试验检测需要，项目设计并研制了限流和短路电抗一体化、多分接头空心电抗器和气体绝缘开关柜相结合的移动低电压穿越测试装置，体积减小为国外同类装置的1/3，解决了各种复杂地形和交通条件下风电机组的现场试验与检测难题。
建成了中国风电机组并网试验检测装置和试验体系，建立了国家能源大型并网系统研发(实验)中心张北风电试验基地，该基地是目前国内唯一的风电公共试验研发平台，至2012年底，风电机组快速增长与检测能力不足的矛盾基本缓解;为国内150余个型号的风电机组提供了技术研发与试验检测服务，覆盖国内所有的量产机型，指导了产品研发和改进。
总体风电利用率提高10%以上
中国风电发展迅猛，但风电并网技术要求缺失及技术标准体系不完善，众多技术和运行管理问题不断显现，给电力系统安全运行带来巨大挑战。
本项目研发的风电功率预测系统和优化调度计划系统的广泛应用，使国内风电受限地区总体风电利用率提高了10%以上，相当于每年多接纳风电电量50多亿千瓦时，间接经济效益超过25亿元;应用风电并网仿真平台广泛开展的电力系统风电接纳能力评估和风电场接入电网分析，解决了大规模风电并网面临的技术挑战;建成的技术水平世界一流、规模最大的风电试验基地，为风电研发提供了高效的公共试验研发平台，促进了中国风电设备制造水平的提升，推动了国内风电机组成功打入国际市场，累计出口销售额超过50亿元;建立的以国家标准《风电场接入电力系统技术规定》为核心的标准体系，填补了中国风电在多个方面技术标准的空白，项目支撑和推动了中国向国际电工委员会(IEC)提交了成立“大容量新能源发电并网与运行”技术委员会的提议，提升了中国在国际风电技术领域的话语权和影响力。
当前，中国大规模风电并网和运行技术已取得了重大突破，特高压输电技术也已成熟，大规模开发风电的条件已经具备。
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