中德风电并网政策和技术标准的比较研究

风电行业兴起于20世纪70年代的石油危机背景之下。在过去30多年里，风电在全球范围内经历了快速的发展。目前，风力发电凭借其技术相对成熟、资源异常丰富等优势，在世界各国新能源发展战略中已居于主导地位。相关国家纷纷出台各种政策和技术标准，促进风电技术的发展和风电电力的消纳。其中，德国早在20世纪80年代风电兴起时，便敏锐地意识到其重大战略意义和广阔的应用前景，制定了完善有效的扶持政策及技术标准。至20世纪90年代时，德国就已形成了颇具规模的风电产业，在风电技术研究与并网发电等方面居于世界领先地位。

目前，德国运营的电网公司(输电网运营商)共有4家，分别是50Hertz、Tennet、Amprion及ENBW(TNG)电网公司。在风电发展的不同时期，德国电网公司作为风电接入、输送和分配的重要主体，与各级政府、行业协会以及风电开发商、运行商等机构密切合作，深入地参与到德国风电并网技术的研究和制定工作之中，不断促进行业间的技术合作和风机制造业的技术进步，在保证电网安全的前提下，与全社会一起，共同促进风电消纳，有力推动了德国风电的发展。截至2011年年底，德国风电并网装机容量接近3 000万kW，占全球总量的14%左右，在风机整体制造业技术水平和风机并网技术上牢牢占据着欧洲乃至世界风电发展的领军位置。

本文对比分析了中国和德国在并网政策、技术标准和认证技术等方面的异同，旨在学习德国风电发展的先进经验，为我国风电领域政策和技术法规的制定提供借鉴，以便进一步完善我国风电政策和并网技术标准，提高全社会的风电消纳水平。

1 风电并网政策和技术支持体系

1.1 德国风电并网相关政策和技术体系

德国有着完善的新能源并网政策和相关技术。目前在德国，政府、各级行业协会以及企业在不同层面上制定了一系列法律法规和技术标准及导则以满足风电并网的需求，见图1。

图1 德国风电并网政策和技术支持体系

1.1.1 政府层面的政策和技术规范

20世纪90年代初，德国颁布了《电力输送法》，规定用户支付风能等可再生能源电力价格不低于当地平均电价的90%，并通过优惠贷款和津贴为可再生能源提供补贴。法规的制定为德国新能源的异军突起奠定了坚实的政策基础。2000年，为解决1998年以后出现的可再生能源发电企业和输电网运营商之间存在的利益矛盾等问题，促进风电的进一步发展，德国政府制定并出台了第1部《可再生能源法》。德国的可再生能源法在德国可再生能源法规体系中处于核心地位，并以此形成了促进新能源发展的联邦法规体系，在这一法规体系中，能源使用的普遍原则是优惠和促进可再生能源发展。《可再生能源法》建立了可再生能源电力分摊制度并对输电网运营商的义务作出规定。同时，法规还明确了可再生能源上网高电价带来的电力增量成本要平均分摊在全网的电量上。考虑技术进步等原因，法规还明确了可再生能源上网电价降低的时间表。

为适应新能源发展不断变化的形势，德国可再生能源法也在不断进行调整。修改的核心思想是通过法律法规，以经济补贴为杠杆进行政策性引导，从而形成风电行业的良性循环局面。目前，该法已经历了2次修改，修订版分别于2004年8月和2009年1月生效。

2004 年版的德国《可再生能源法》规定，到2020年可再生能源的比例至少为20%，为保证这一目标的实现，修正版适当调整了风电的补偿水平。同时，采用基于地点不同而递减的风电上网补偿方式。从2006年建造的陆上风机开始，5年内将从电网运营者手中获得稳定的收购电价，之后每年减少2%;2010年12月 31日前安装的海上风机，在前12年内可获得高于陆上9%～18%的收购电价，具体收购价格根据离岸距离和水深决定。

随着风电比重的增加，风电对电力系统安全稳定运行的影响也日益增加。同时，风电的技术进步也使得其逐步具备了普通电源的特性，如有功及无功控制、低电压穿越能力和辅助服务支持等。德国2009年版的可再生能源法针对上述情况，明确提出了必要时风电要参与电网调节的要求。在符合规定的情况下，输电网运行商可以要求风电降低出力或者停运，以保障供需平衡和系统稳定。这表明，随着并网容量的不断增加和风电技术的快速进步，德国的风电已逐渐由特殊电源过渡为普通电源。

另外，在近些年的立法及相关法律的修订工作中，德国所有与能源利用相关的法律法规都设立了促进可再生能源使用的条款。比如，德国早在1999年4月就开始对汽油、柴油、天然气等传统能源产品征收生态税;再如，德国近年修订和推出的《建筑节能法》、《德国可再生能源取暖法》等法规中都有优惠可再生能源使用的条款。

值得特别提出的是，德国对风电的发展提出并实施了循序渐进的发展规划。图2为2007年德国政府统计的新能源装机情况及制定的至2020年的新能源发展规划。从实际执行来看，2011年前，包括风电在内的新能源基本保持了2007年规划的发展水平。按这一规划，至2020年，德国风电总装机将达到5 500万kW。20年间，风电年均装机增量保持为200万～300万kW，增速非常平稳。这种平稳的发展速度为风机制造商的技术改进、运行商风电运行技术和电网运行商风电并网调度管理技术水平的提高，以及全社会负荷消费观念及方式的改变预留了充足的时间和空间，使得全社会风电消纳水平稳步提高，基本满足了风电等新能源不断增长的消纳需求。

图2 德国新能源发展规划

1.1.2 风电并网相关技术要求

德国风电并网方面的法规标准是适应风电并网容量快速增加、并网问题日益凸显且不断变化的情况而不断调整和完善的。

2001 年，德国E. on电网公司内的Dollern地区(汉堡附近)发生了一次输电线路三相短路故障。故障导致网内全部风电机组(总容量270万kW)同时脱网，已接近当时全电网的最大可调节容量(300万kW)，对系统造成了二次冲击，严重威胁了电网的安全稳定运行，尤其是系统的频率稳定性。

事故后，E. on电网公司及相关部门对本次事故进行了深入细致的分析，最终一致认为，类似风电等分布式电源在电网故障期间必须具备向电网提供有功和无功的支撑能力以保障电网的安全稳定运行。当年，E. on电网公司便对风电机组提出了简单的故障穿越要求(提供故障后的有功支撑)。在此基础上，2003年，E. on电网公司制定了第1部风电并网技术标准，在全世界首先提出了风电机组需具备低电压穿越能力的要求。2004年，德国Vattenfall电网公司(现为50Hertz电网公司)也制定了类似的新能源并网技术导则。2006年，E. on电网公司又对原有导则提出修改，将动态无功电压支撑的要求也纳入到导则之中。至2007年，德国的电网公司基本上都针对新能源的入网制定了自己的并网技术导则。

为了保证风电并网技术要求的一致性和完整性，德国输电网联盟(VDN)最终在2007年制定的德国高压电网并网导则(输电系统法规2007)中统一提出了对高压并网的风电的相关技术要求。有关中压并网的风电技术要求，在德国能源经济和水能管理协会(BDEW)制定的德国中压电网并网导则(《连接至中压电网并与其并联运行的发电设备导则2008》(包含风电等全部新能源))中统一给出。由于德国的高压和中压并网导则都是依据德国可再生能源法中的相关条款制定，所以上述2个导则颁布之日起即具备了法律效力。

1.1.3 风电并网相关的测试认证技术导则

2009 年，受德国政府委托，德国风能和其他可再生能源发展协会(FGW)根据联邦可再生能源法制定了一系列与可再生能源系统服务相关的技术导则(TR1- TR8，导则1-导则8)。其中，与并网相关的主要是导则3(TR3)、导则4(TR4)和导则8(TR8)。表1所示为导则主要内容及说明。

表1 德国风电并网相关测试认证技术导则

1.2 我国风电并网政策和技术支持体系

我国风电发展起步较晚，但由于受政府和产业界的高度重视，在较短的时间内也快速建立起了风电发展的政策、技术支持体系及相关技术标准，包括政府和企业在不同层面上制定的法律法规和技术导则，以满足风电并网的需求。

1.2.1 法律和规划

2006 年1月1日，我国第1部《可再生能源法》颁布实施，明确了可再生能源的上网电价以及其附加电价在销售电价中的分摊模式。同时，法规要求电网企业应当与依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量，并为可再生能源发电提供上网服务。此后，与《可再生能源法》配套的各种国家规定相继出台，风力发电、太阳能发电等可再生能源产业迅猛发展。2009年，我国对可再生能源法进行了修订和完善，重点是解决可再生能源发电上网电价与费用分摊机制不完善、配套优惠财税政策未能有效落实、并网安全稳定运行突出等问题;实行了可再生能源发电全额保障性收购的政策，明确要求发电企业在规划期内应当达到的可再生能源发电量占全部发电量的比重;采用法律手段鼓励促进发电企业开展可再生能源开发利用，并制定电网企业优先调度和全额保障性收购可再生能源发电的具体办法。与此同时，政府还负责指导有关风电国标和行标的制定，如2011年审批通过了《风电场接入电力系统技术规定》(国标)以及《风力发电机组振动状态监测导则》等17项风电行业标准。

1995年、2000年、2007年、2008年以及2011年，我国政府部门对风电发展规划做了多次调整，先后出台了多个可再生能源发展纲要及中长期发展规划，风电发展的力度在逐步加大。其中，2008年的多个千万千瓦级风电基地的规划引领了中国风电的跨越式发展。截至2011年年底，全国并网运行的风电场超过500座，吊装容量6 500万kW。其中，国家电网公司运营范围内并网运行的风电装机容量达到4 394万kW。

同德国风电平稳式的发展相比，我国风电的发展目前还处于一种阶跃式的发展状态，如图3所示。根据2011年最新颁布的“可再生能源中长期发展规划”，未来近40年内我国风电还将保持平均每年2 000万kW左右装机的增长速度，仍将面临较大的风电消纳压力。具体目标见表2。

图3 我国2000-2010年风电装机容量变化情况

表2 我国可再生能源中长期发展规划风电规模

1.2.2 风电并网技术标准体系

为保证风电的顺利并网，国家电网公司、内蒙古电网公司等电网企业于2009年分别制定并颁布实施了各自的风电场并网导则(企标)，其中《国家电网公司风电场接入电网技术规定》大部分内容被纳入到2011年12月30日正式颁布的新国标《风电场接入电力系统技术规定》之中。新国标修改完善了原国标中有关风电场有功功率控制、无功功率/电压控制、风电场功率预测、风电场测试、风电场二次系统等技术条款，并增加了风电场低电压穿越能力(LVRT)要求的相关内容。表3所示为中德关于风电场低电压穿越能力具体技术要求的比较，图4为我国低电压穿越能力要求。

表3 中德并网导则中风电场低电压穿越能力要求

图4 我国低电压穿越能力要求示意

与此同时，为保证风电行业的健康发展，国家电网公司还制定了包括《风电功率预测系统功能规范》、《风电调度运行管理规范》、《风电场接入系统设计内容深度规定》等企业标准，其中《风电功率预测系统功能规范》等标准已升级为行业标准。这些标准有力地保证了电网的安全稳定运行和风电的顺利消纳。

整体看来，德国新能源政策制定和技术发展是适应形势发展需要不断进行变化和调整的。政府、企业和各级协会之间始终保持着密切的联系，每年都会定期召开技术研讨会、交流会。政府的规划、企业的技术要求可以在需求的提出阶段便为整个行业知晓并做好相应的技术上的准备。

截至目前，我国新能源政策支持体系正向日趋完备的方向发展，新能源政策和技术的具体要求也日趋完善。但随着新问题新情况的出现，有关并网的相关要求也必须适应形势的发展而不断调整。例如，随着近几年风电并网容量的快速增长，高速发展过程中留下的安全隐患在逐步暴露，且呈现集中爆发态势。2011年，国家电网公司经营范围内共发生较大规模风电机组脱网事故8起，脱网机组数量较大，其中38%的机组因高电压脱网。很显然，在解决风电机组低电压穿越能力的同时，高电压穿越也已成为风电发展过程中一个亟待解决的问题，有关技术规定也必须适应这一新形势而作出调整。

2 风电并网检测技术认证体系

2.1 德国风电并网认证体系

德国的风电机组并网检测是强制性的，其认证工作同样是强制性的，风电机组要同时满足检测和认证的相关规定才能具备并网条件。

2.1.1 德国风电认证内容及认证机构

表4所示为德国风电认证体系中主要认证内容。其中风电场的型式认证和项目认证在我国已广泛开展，本节重点介绍德国的风电机组和风电场的模型认证。

表4 德国风电认证体系内容

依据德国2009版EEG及并网导则的相关规定：装机容量大于1MW的新风电场需要进行并网导则符合性认证，认证内容包括：机组本体的有功控制、电能质量、低电压穿越能力、无功支撑能力、短路电流贡献、PQ曲线、保护开关关断条件、重合闸、远程控制等。

在德国，风电机组模型和风电场的并网认证是由独立的第三方检测机构完成的，比较知名的有德国电力系统和电力经济研究中心(FGH)、德国劳氏船级社(GL) 等企业或协会，其中FGH和GL的市场占有率总和超过了80%。风电机组和风电场模型的认证业务在德国已经高度市场化、知识技术密集化，有越来越多的公司正在参与到这项工作中来，如MOE、Tüv Nord、KEMA、Bureau Veritas CPS、Wind Guard Certification等公司。通过认证工作的深入开展，德国风电行业积累了大量与并网相关的经验，进而还将其相关标准纳入到IEC等国际标准之中，为德国风电制造技术和并网技术的国际化奠定了坚实的基础。

2.1.2 德国风电认证流程

德国的风电认证区分了新旧风场的认证工作。所谓新风场是指2009年1月1日以后安装风电机组并且并网的风电场。所谓旧风场的定义是在2002年至2008 年期间安装风电机组并且并网的风电场。对新风场而言，其风电机组和风电场必须通过认证才能并网，而对旧风场而言，主要通过价格补偿机制促使通过认证。需要说明的是，在德国，无论是新旧风场认证，风机的制造商都需要提供相应机型的电气模型，这些模型就是用于电力系统仿真的 Matlab/Powerfactory/PSCAD模型。

图5 德国风场认证流程

风电机组模型的认证应根据电力运营商提出的新能源接入电网技术要求(Grid Code)进行相应的新风电场并网认证。具体认证流程及要求则按照FGW制定的TR3、TR4和TR8中的相关规定执行，如图5所示。现场测试后，认证方要基于风机制造商提供的风电机组模型进行仿真研究，验证风机制造商所提供的模型是否满足于并网导则。对于同一型号的风电机组，如果只有细小的改动，则可以只通过模型进行验证，如果风电机组改动较大，则必须重新进行测试。上述工作完成后，由认证机构、风机制造商和风电场运营商共同完成风电场现场核查以及电学特性评估，最终给出专家鉴定意见。对于老风电机组而言，获得认证证书后，风电场运营商将获得老机组5年上网电价补偿。

2.1.3 德国风电认证特点

德国风电并网认证具有5个特点：较强的市场统一性。这主要是由于德国风电制造企业的风场开发和控制设备等集中于几家主要生产厂商;健全的标准体系。如前所述，德国有着健全的新能源法律保障体系，包括重新修正后的法律标准。电网公司的迫切需求。电网公司需要对风电场并网特性进行评估。风机制造商对自身技术深层次的认识和理解。在德国，不同风机制造商对其自身产品都具有深刻的了解，有能力提供不同复杂程度的风电机组模型。风电并网补偿电价机制的健全。这主要是基于德国新能源法和修订草案中对风电机组认证工作的详细要求和完善的补偿措施。

2.2 我国风电场并网检测认证

风电机组认证已经成为世界各国风电市场的准入条件之一，是中国风电产业与世界接轨的重要一步。在国家能源局等相关政府部门的组织下，我国已有序开展风电的检测与认证，逐步引导风电市场健康有序的发展。如国家能源局在2010年12月发布了《风电机组并网检测管理暂行办法》，该办法针对风电机组制造企业提出的机型认证要求，规定了风电机组并网检测的对象、流程、内容等。

有关风电机组的设计认证、型式认证、项目认证及部件认证在我国已经广泛开展。认证的主要机构包括北京鉴衡中心和中国船级社等，认证的内容和方法也正与国际逐步接轨。

目前，我国风电机组检测体系初步建立，相关并网检测机构已经具备风电机组电能质量、功率控制、低电压穿越、电网适应性、风电场电能质量和功率控制测试的能力，并开展了多项测试。

然而，根据测试结果依据并网技术导则要求进行性能评价的工作尚未开展，仅有机组的部分性能通过测试机构给出评价，尚不具有系统性。在风电机组并网认证方面，针对我国风电机组同一型号多种部件配置的情况，初步开展了低电压穿越能力评估工作，模型验证工作也在逐步推进;在风电场并网认证方面，各项工作在我国才刚刚起步，风电机组模型和风电场模型认证工作的机制和流程尚待建立。随着我国风电并网装机容量的快速增长，基于详细风电机组模型的电力系统安全稳定分析计算的要求也日渐紧迫，开展风电机组和风电场的并网认证工作已是迫在眉睫。