张文忠：源荷协同，实现风电第三次技术跨越

来源：华锐风电科技（集团）股份有限公司 时间：2024-12-23 14:41

　　“源荷协同，应该也必将成为风电技术创新的下一个突破口。”华锐风电科技（集团）股份有限公司总工程师张文忠在题为《源荷协同引领新跨越》专题报告中提出，当今风电已处于技术变革的前夜，源荷协同是风电第三次技术跨越的希望所在。

　　风电行业临界点出现

　　近年来风电繁荣背后的技术推动力，排在首位的无疑是单机容量大型化及相关技术，由此产生的低度电成本红利为风电的大规模开发奠定了技术基础。但时至今日，机组大型化的红利还有多大空间呢？张文忠认为，就陆上风电而言，大型化的红利已所剩无几，并给出了理由：

　　一是为支撑大容量和高发电量，必然推高机组的几何尺寸，现行设计软件的建模边界已经打破或即将打破。二是机组快速大型化的过程中，新材料、新工艺、整机集成控制方法、测试验证方法等方面的发展遇到了瓶颈。三是在运机组出现的失效，随容量增加正在向倒塔、叶片折断、坠毁等事故级事件演化。四是单位千瓦1000元左右的机组售价已将包括整机商和主要部件供应商在内的产业链的盈利空间榨干。

　　由此判断，在机组结构、材料和设计方法没有出现重大突破的前提下，陆上风电机组大型化可以进一步释放的红利已十分有限。

　　风电成本结构悄然逆转

　　在2020年之前30余年的时间里，高发电成本一直是制约我国并网风电规模化发展的瓶颈，风电上网电价显著高于当地煤电标杆电价。长期以来，度电成本的构成中，风电场的建设成本占比最高，而机组的采购成本又占建设成本的一半以上。在这样的情境下，降低风电机组的采购成本可以有效降低风电场建设成本，进而降低风电发电成本，最终降低了电力用户的用电成本。但2021年以来的短短3年，之前30年有效的逻辑被完全颠覆：

　　一是陆上风电的上网平均电价低于当地煤电标杆电价。在风电大规模开发的西北和华北部分地区，用电成本中系统成本的占比凸显，并且随着新能源渗透率的增加还在快速增加中。二是风电场建设中，技术性成本（与发电直接相关的设备和建安成本）在发电成本中的占比下降，非技术性成本（产业配套、土地等）占比上涨，大有超过技术性成本之势。三是在风电场建设的技术性成本中，机组采购成本占比已下降至50%以下。

　　上述三个逆转性变化的叠加，客观上颠覆了长期以来行之有效的风电经济性提升路径。假定风电机组单位千瓦采购价降低8%，风电场建设的技术性成本降低不到4%，风电场总投资降低不到2%，发电成本下降也就不到2%，考虑系统成本的刚性存在，到当地用户端，用电成本降幅在1%之内。

　　新能源为主体的电力系统的调节难度快速上升

　　随着新能源发电在电力系统中的占比越来越高，系统调节空间越来越小，附加的调节成本（火电调峰、储能配套、调相机等）在不断上升。近年来，新能源电站虽配备了储能系统，但由于其分散性高等特点，储能有效参与系统调节的频次很低，未能充分发挥其作用。随着特高压直流输电系统的持续建设，输送端的系统调节能力仍需进一步加强。因此，将源侧的风力发电等新能源从系统灵活性的“索取方”转变为对系统灵活性的“增量供应方”是大势所趋。

　　让中国风电扬眉吐气的机组大型化赛道，在技术上面临约束，经济上又有多重衰减，已经到了穷则思变的关口。

　　风电技术发展史上的前两次跨越

　　人类利用风能将风力机和发电机结合制造风电机组，可以回溯到19世纪末，欧洲和美国工程师分别研究和试制出了早期的风力发电机组，这些样机都是采用直流发电机的离网型机组。

　　风电的第一次技术跨越是并网和商业化运行。

　　在早期的风力发电机组诞生后的半个多世纪时间里，人们发挥了丰富的想象力，尝试了多种技术路线。到1957年，丹麦工程师Johannes Juul设计出了采用水平轴、三叶片、上风向、异步发电机的风力发电机组，凭借其简单可靠的机械结构和稳定的并网性能，在众多类型的概念机型中脱颖而出，从此现代风力发电机的雏形基本确定，被称为“丹麦概念”。

　　“丹麦概念”机型的推广应用，实现了风电机组的商业化和规模化并网发电。“风力田”的建设就此拉开帷幕。这是风电技术史上的第一次重大进步。20世纪70-90年代的20多年时间里，“丹麦概念”机型的容量从十千瓦级到百千瓦级、一直发展到1兆瓦的水平。这一阶段，我国先后建成的风电项目的电价从最初的1元/kWh以上，下降到0.6元/kWh左右。

　　风电的第二次技术跨越是最大风能捕获和成本陡降。

　　上世纪末到本世纪初，信息技术、自动化技术特别是电力电子技术在风电领域的广泛应用，催生了新一代兆瓦级机型。这类机型有多种传动链和发电机的结构形式，但共同的特征也很突出：一是继承了“丹麦概念”的水平轴、三叶片、上风向基本结构；二是变流器的普遍采用。利用其变频调速功能，通过叶轮转速与风速的最优匹配（最优叶尖速比）控制，显著提高了整个发电风速区间的风能利用效率。同时，还做到了与变桨系统的协调控制，使得变桨距功率调节方式由“丹麦概念”时代的小众地位，一举成为新一代变速机型的标配。

　　这次技术突破无疑是继“丹麦概念”之后，风电技术史上的第二次重大进步。变桨变速兆瓦级机组问世20多年来，通过长叶片、高塔架及智能化等多方面的改进，单机容量又向前推进了一个数量级，机组单位千瓦价格下降了80%左右，带动风电场综合造价下降约50%，同时，在相同的风资源条件下，发电利用小时数提高了约50%。效率和成本两方面进步的共同作用，使得度电成本下降了2/3，实现了陆上较煤电更低的风电电价。

　　前两次风电技术跨越的突破性和局限性

　　第一次技术跨越，解决了风电机组的可靠性和连续并网运行的难题，使风电项目在绿电补贴机制的推动下，具备了商业化运营的能力，回答了“能不能”的问题。

　　第二次技术跨越，解决了风电机组的效率和成本的难题，通过对风能特性和机组系统的深入研究，使风力发电在成本上具备了与传统能源竞争的能力，甚至在不考虑系统成本的条件下，拥有了绿色和廉价的双重优势，回答了“省不省”的问题。

　　风电与运行环境组成的大系统，从宏观的角度上看，都可以浓缩为“风、机、电”三个要素。广义上的风，还应把气象、地形地质等自然条件包含进来；而广义上的机，就是所有完成由风能到电能转换的设备和设施系统；这里的电，也是指由变电、输电、配电及并网的其他发电装置和电力用户共同组成的系统。两次技术跨越，特别是第二次技术跨越的成果，本质上都是在“风”和“机”耦合建模及优化的基础上取得的。其共同的假设前提都是“无穷大电网”对于渗透率较低的风电，具备足够的适应、调节和消纳能力。于是在设计风电机组时，对电系统的关注，仅限于符合《风电场并网技术规范》所规定的要求。

　　由于缺乏“风、机、电”大系统的耦合寻优，随着风电渗透率的提升，风电接入系统后，系统成本上升的问题渐渐凸显，风电在“电”这一侧（即用户侧）“好不好”的问题尚未解决，用“垃圾电”诟病风电的说法也时有耳闻。

　　源荷协同，迎接风电第三次技术跨越

　　在前两次技术跨越——“机”和“风”耦合寻优的基础上，针对由于风电等新能源电力渗透率增加而导致的系统成本快速上升的挑战，以电力系统整体为研究对象，充分发挥“源端（风电机等）和荷端协同设计和运行在提升系统调节能力方面的作用，发展电力市场辅助服务、虚拟电厂等新业态，借助大数据、数字孪生、新能源生产模拟软件及系统仿真等工具，通过实际环境下“风、机、电”三要素的耦合建模和仿真，测算风电接入后，对系统灵活性调节资源的“供给潜力”。在此基础上，开展释放灵活性的负荷侧响应和风电机组设计优化工作，并且形成双向发力的协同效应，进一步提升系统调节能力。以机组成本及负荷优化成本的适度增加，最大程度降低电网的系统成本，最终实现对电力用户更低的供电成本。

　　源荷协同寻优方向上的突破，就是风电第三次技术跨越的希望所在，可以用两个具体的应用场景给出清晰的描述：

　　一是风电面向大电网的市场化交易售电场景。

　　未来，风电全面进入电力市场后，上网电价不再是一个常数，而是一组动态变化的时间序列，其数学表达形式为电价向量。风电出力随来风波动的时间函数，反映在各电价时段上的电量，也是一组动态变化的时间序列，同样可以用向量描述。风电项目的售电收入，就等于发电量向量和电价向量二者的乘积。固定电价场景下的单位成本发电量最大化的寻优模型，就演化为单位成本发电量向量和电价向量乘积的最大化了。为找到既定场址风电项目的最优解，就需要把之前的“风、机”二元耦合建模寻优思维，拓展为“风、机、电价”三元耦合建模寻优模式，如果再把电网对辅助服务的收费纳入模型，那么，这里的三元耦合，称作“风、机、电”耦合建模才更加准确。当然，这里提到的电价向量，不仅是时间的函数，也随市场供需变化而改变其取值。电量向量也因年际风速分布的变化而出现差异。在设计最优风电机型配置时，选取具有代表性的综合电价向量模型和代表年典型电量向量进行测算，也可以在很大程度上趋近最优解。

　　二是风电直供电场景。

　　为解决风电上网和消纳难题，应对国际绿色贸易壁垒，同时降低下游产业用电成本，内蒙古等地开始加快推进风光制氢一体化、工业园区绿色供电等试点项目，在全国范围内迈出了“绿电直供”第一步。在此场景下，风力发电系统和负荷调节特性的联合优化就成为了一个重要课题。如果不能充分挖掘风电机组的惯量调节能力和负荷的灵活响应能力，大比例配置储能装置就成为很难避开的选择，而这种设计模式在经济性上存在较大问题。

　　如果按照源荷协同思维，“风、机、电”耦合建模，以用户侧综合用电成本最小为寻优目标，可以获得红利的优化空间至少有：

　　利用负荷的调节能力为风电机组构网提供一定支撑的优化；具体到电解制氢场景下，就是借助电解槽的调节特性，辅助风电机组实现电压、频率的稳定控制。

　　为提升用户生产系统利用效率而对风电机组出力特性的优化；具体到电解制氢场景下，就是提升风电机组的低风速出力水平，提高电解槽的负荷率。

　　发电-负荷协同控制，对机组的动态机械荷载进行优化。

　　发电机出口电压、频率（交/直流等）寻优；具体到电解制氢场景下，电解槽采用直流供电，风力发电机输出电流的频率不必限定为50HZ。发电机电压和频率可以按照经济性的比较进行优化。

　　储能装置的类型、分布、容量和运行方式的优化设计。

　　建立在大系统、多维度优化设计思维之上的风电机组，随着用户价值的提升，其市场竞争力和应用空间都将会得到更大拓展。

　　实现风电第三次技术跨越的基本路径

　　近年来，国家在宏观层面上提出了构建新型电力系统和“源网荷储一体化”等战略构想，对电力市场化改革做出了一系列部署。在技术层面上，推动电网友好型、构网主动支撑型风电场等技术的研发应用，这些都为风电技术向“源荷协同”方向跨越起到了引导作用，但在实质性地发挥作用的体制机制建设及技术研究方面，当前总体上处于起步阶段，还有大量的工作要做。

　　一是建立成熟的电力市场机制。

　　技术创新的原动力来自于市场需求和价值实现。“源荷协同”型风电技术的应用，高度依赖于成熟的电力市场机制。这样的机制下，由风电机组性能改进而避免的系统成本，可以被市场发现，也能得到合理的市场溢价，当这种溢价大于机组改进发生的成本时，创新的热情就激发出来了。据此可以设想，这里需要的成熟的电力市场，应该具备以下特征：向增量电力用户售电的业务，向风电业主开放；电力市场（即广义电力市场）同时具备电能量价值交易、容量价值交易、辅助服务价值交易和碳减排价值交易四种功能；电网向“源荷联合体”提供的备用容量、调峰、调频和调压等服务的价格由市场决定；市场信息和交易所需的技术参数，向所有参与交易的主体开放。

　　二是产业协作是技术跨越的必由之路。

　　“源荷协同”涉及整机供应商、风力发电企业、电网企业和电力用户等多个市场主体，在有效的市场机制发生作用的基础上，风力发电企业可能倾向于和若干灵活性负荷用户联合，按照虚拟电厂的概念聚合起来响应电网需求，达成源荷协同和共同受益。发电企业对未来收益的预期，将促进“源荷协同”型机组打开市场。整机企业为了推出更有竞争力的“源荷协同”型机组，也必须与下游的发电企业、电网企业和电力用户以及上游的供应商密切合作。电力用户也能够通过灵活电价、虚拟电厂、灵活性响应和生产设备提效等方式获得更多效益，因而有动力开展技术创新，实现和电源特性的协同发展。针对源网荷系统优化存在的信息壁垒和技术跨度，培育熟悉电力系统、具备整体集成能力的专业化技术服务商，也是提升源荷协同能力的重要一环。这里的专业化技术服务商，也符合《国家能源局关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》中提到的“新型经营主体”的属性。产业协作是技术跨越的必由之路。

　　三是技术创新，协同攻关。

　　“源荷协同”型风电技术涉及的技术领域广泛、系统性强，之所以称之为第三次风电技术跨越，不仅因其影响深远，也在于技术上存在巨大的挑战，需要跨专业、跨行业、产学研用协同攻关，突破口是“风、机、电”耦合建模和系统优化软件的开发，难点在于风电机组受制于一次能源（风能）的波动性和非受控特性，在灵活性提供方面是否存在潜力。

　　张文忠认为，风电机组的无功输出能力、一次调频能力和构网能力的成功开发应用给出了很好的回答：市场需求的拉动和技术进步的推动，往往会把曾经难解的问题加以有效解决。风电机组集群在运行中的惯量调节能力的进一步释放，及其与荷、储协同性的提升，可望成为风电第三次技术跨越的建设性力量。

责任编辑：王萍