大规模风电接入对甘肃电网安全运行的多维影响与应对策略研究

大规模风电接入对甘肃电网安全运行的多维影响与应对策略研究一、引言1.1研究背景与意义1.1.1研究背景在全球能源转型的大背景下，随着传统化石能源的日益枯竭以及环境问题的日益严峻，发展可再生能源已成为世界各国实现能源可持续发展的重要战略选择。风能作为一种清洁、可再生的能源，具有巨大的开发潜力，近年来在全球范围内得到了迅猛发展。根据全球风能理事会（GWEC）的统计数据，2023年全球风电新增装机容量达到117吉瓦，同比增长50%，创历史新高。中国作为全球风电发展的重要力量，在2023年新增装机容量达到75吉瓦，占据全球新增装机总量近65%。截至2024年9月，我国风电装机容量约4.8亿千瓦，同比增长19.8%，累计装机容量超5亿千瓦，约占全球装机容量的一半。这些数据充分显示了风电在全球能源结构中的地位日益重要。甘肃，作为我国风能资源最为丰富的地区之一，拥有得天独厚的风电发展条件。河西走廊地区地势平坦开阔，风能资源稳定且丰富，具备建设大型风电场的良好基础。近年来，甘肃省积极响应国家能源发展战略，大力推进风电产业的发展。目前，甘肃省已建成多个大型风电场，风电装机规模持续扩大。例如，酒泉地区已成为我国重要的千万千瓦级风电基地，截至2020年，酒泉风电装机突破1000万千瓦，预计到2025年，其风电装机容量将进一步提升。然而，大规模风电的接入也给甘肃电网的安全运行带来了诸多挑战。风能具有间歇性、随机性和波动性的特点，这使得风电的出力难以准确预测和有效控制。当大量风电接入电网后，电网的功率平衡、电压稳定性、频率稳定性以及电能质量等方面都受到了不同程度的影响。例如，在风速变化较大时，风电出力会出现大幅波动，可能导致电网电压和频率的不稳定，进而影响电力系统的正常运行。此外，风电接入还可能引起电网潮流分布的改变，增加电网的损耗，对电网的继电保护和自动装置的动作特性也产生了一定的影响。因此，深入研究大规模风电接入对甘肃电网安全运行的影响，对于保障甘肃电网的安全稳定运行、促进风电产业的健康发展具有重要的现实意义。1.1.2研究意义本研究对保障甘肃电网安全稳定运行、促进风电产业发展及提供理论实践参考具有重要意义，具体如下：保障甘肃电网安全稳定运行：甘肃电网在大规模风电接入的背景下，其运行特性发生了显著变化。通过本研究，深入分析风电接入对电网功率平衡、电压稳定性、频率稳定性以及电能质量等方面的影响机制，找出可能存在的安全隐患和薄弱环节。在此基础上，提出针对性的应对措施和解决方案，如优化电网调度策略、加强电网无功补偿、改进继电保护配置等，从而有效保障甘肃电网在风电大规模接入情况下的安全稳定运行，提高电网的供电可靠性，为甘肃地区的经济社会发展提供可靠的电力支撑。促进风电产业健康发展：随着甘肃风电装机规模的不断扩大，风电产业已成为甘肃经济发展的重要支柱之一。然而，风电接入电网所带来的安全问题在一定程度上制约了风电产业的进一步发展。本研究通过对风电接入电网影响的研究，为风电的规划、建设和运行提供科学依据。例如，在风电规划阶段，根据电网的承载能力和安全运行要求，合理确定风电的接入规模和布局；在风电建设过程中，选择合适的风电技术和设备，提高风电的可控性和稳定性；在风电运行阶段，制定科学的运行管理策略，实现风电与电网的协调运行。这些措施有助于解决风电发展过程中面临的技术难题，降低风电并网成本，促进风电产业的健康可持续发展。为其他地区提供理论和实践参考：甘肃大规模风电接入电网所面临的问题和挑战在我国乃至全球其他风电发展地区具有一定的普遍性。本研究成果不仅对甘肃电网具有重要的实际应用价值，也为其他地区在风电接入电网方面的研究和实践提供了有益的借鉴和参考。其他地区可以根据自身的实际情况，参考本研究的方法和结论，制定适合本地区的风电发展规划和电网运行管理策略，推动风电产业在全球范围内的健康发展，共同为实现全球能源转型和可持续发展目标做出贡献。1.2国内外研究现状随着全球风电产业的快速发展，大规模风电接入对电网安全运行影响的研究受到了国内外学者的广泛关注。在国外，美国、欧洲等风电发展较为成熟的地区，对风电接入电网的研究起步较早，取得了一系列重要成果。美国电力科学研究院（EPRI）开展了大量关于风电并网的研究项目，深入分析了风电接入对电网稳定性、电能质量和可靠性的影响。研究表明，风电的间歇性和波动性会导致电网频率和电压的波动，当风电穿透率超过一定水平时，可能会对电网的安全稳定运行造成威胁。欧洲在风电接入电网方面的研究也处于世界领先水平，丹麦、德国等国家在风电并网技术、电网规划和运行管理等方面积累了丰富的经验。例如，丹麦通过建设智能电网和发展储能技术，有效提高了电网对风电的消纳能力，使风电在其能源结构中所占比例达到了较高水平。在国内，随着风电装机规模的不断扩大，相关研究也日益深入。国内学者主要从风电接入对电网的功率平衡、电压稳定性、频率稳定性、电能质量以及继电保护等方面进行研究。在功率平衡方面，研究发现风电出力的不确定性会增加电网调度的难度，需要合理安排其他电源的出力，以确保电网的功率平衡。在电压稳定性方面，风电接入会改变电网的潮流分布，导致电压波动和电压偏差，通过优化电网结构、配置无功补偿装置等措施可以有效改善电压稳定性。在频率稳定性方面，风电的快速变化会对电网频率产生影响，采用虚拟惯性控制等技术可以提高风电机组对电网频率的支撑能力。在电能质量方面，风电接入会带来谐波、闪变等问题，通过采用滤波装置、优化风电机组控制策略等方法可以降低对电能质量的影响。在继电保护方面，风电接入会改变电网的故障特性，需要对继电保护装置的定值进行重新整定，以确保其动作的准确性和可靠性。然而，针对甘肃电网的研究相对较少，且存在一定的不足。甘肃电网具有自身的特点，如电网结构相对薄弱、负荷中心与电源中心距离较远、风电集中接入等。现有研究在考虑甘肃电网这些特点的情况下，对风电接入影响的分析还不够全面和深入。在风电与火电、水电等电源的协调优化运行方面，缺乏针对甘肃电网实际情况的系统性研究。此外，在甘肃电网的风电消纳能力评估、储能技术应用以及电网规划等方面，也需要进一步加强研究，以更好地应对大规模风电接入带来的挑战，保障甘肃电网的安全稳定运行。1.3研究内容与方法1.3.1研究内容本研究将围绕大规模风电接入对甘肃电网安全运行的影响展开，具体内容如下：甘肃风电接入现状分析：对甘肃风能资源分布及开发现状进行深入调研，详细梳理甘肃电网的结构特点与发展历程，精确统计当前风电装机规模、接入位置以及接入方式等关键信息。通过实地考察与数据收集，全面掌握甘肃风电接入的实际情况，为后续研究提供坚实的基础。例如，深入酒泉、张掖等风电集中区域，了解当地风电场的建设规模、运行状况以及与电网的连接方式，获取一手数据资料。风电接入对甘肃电网功率平衡的影响：深入分析风电出力的间歇性和随机性对甘肃电网功率平衡的具体影响机制。通过建立数学模型，精确计算不同风电接入规模下电网功率的波动范围，评估其对电网稳定运行的威胁程度。结合实际案例，研究电网在应对风电功率波动时所采取的调度策略及其效果，提出优化电网调度以保障功率平衡的有效措施。比如，利用历史风电出力数据和电网负荷数据，建立功率平衡分析模型，模拟不同风电接入比例下电网的功率变化情况，为电网调度提供科学依据。风电接入对甘肃电网电压稳定性的影响：系统研究风电接入后引起的电网潮流变化对电压稳定性的影响规律。通过潮流计算和仿真分析，确定电压稳定的薄弱环节和关键节点，评估不同无功补偿措施对改善电压稳定性的效果。研究风电接入位置和容量与电压稳定性之间的关系，提出优化电网无功配置和调整风电接入方案的建议，以提高电网电压稳定性。例如，运用电力系统分析软件，对甘肃电网进行潮流计算和电压稳定性分析，找出电压稳定性较差的区域，并提出针对性的无功补偿方案。风电接入对甘肃电网频率稳定性的影响：深入探讨风电出力变化对甘肃电网频率稳定性的影响机理。研究风电机组的惯性响应特性及其对电网频率支撑的作用，评估不同频率控制策略在应对风电频率波动时的有效性。通过建立频率稳定模型，分析风电接入规模与频率稳定性之间的定量关系，提出增强电网频率稳定性的控制策略和技术措施，如采用虚拟惯性控制技术、优化机组调速器参数等。比如，在实验室环境下搭建风电接入电网的模拟系统，测试不同频率控制策略下电网频率的变化情况，验证控制策略的有效性。风电接入对甘肃电网电能质量的影响：全面分析风电接入带来的谐波、闪变等电能质量问题。通过现场监测和数据分析，确定谐波的产生源和传播规律，评估其对电网设备和用户用电设备的危害程度。研究闪变的产生原因和影响因素，提出抑制谐波和闪变的技术措施，如采用滤波器、优化风电机组控制策略等。例如，在风电场和电网的关键节点安装电能质量监测设备，实时监测谐波和闪变情况，为制定治理措施提供数据支持。应对大规模风电接入的策略研究：基于上述研究结果，从电网规划、运行管理、技术创新等多个方面提出应对大规模风电接入的综合策略。在电网规划方面，根据风电发展规划和电网承载能力，合理布局电网结构，优化输电线路和变电站的建设；在运行管理方面，建立完善的风电功率预测系统，优化电网调度运行方式，加强风电与其他电源的协调配合；在技术创新方面，积极推广应用储能技术、智能电网技术等，提高电网对风电的消纳能力和安全运行水平。比如，结合甘肃电网的实际情况，制定详细的电网规划方案，明确未来几年电网建设的重点和方向，同时加强与科研机构的合作，开展储能技术在风电接入中的应用研究。1.3.2研究方法本研究将综合运用多种研究方法，确保研究的科学性和可靠性，具体如下：文献研究法：广泛查阅国内外关于大规模风电接入对电网安全运行影响的相关文献资料，包括学术论文、研究报告、行业标准等。对这些文献进行系统梳理和分析，了解该领域的研究现状、发展趋势以及存在的问题，为本研究提供理论基础和研究思路。通过对文献的深入研究，借鉴前人的研究成果和方法，避免重复研究，同时发现本研究的创新点和切入点。例如，在WebofScience、中国知网等学术数据库中检索相关文献，筛选出与本研究主题密切相关的文献进行详细研读。数据分析方法：收集甘肃风电接入相关的历史数据，包括风电出力数据、电网负荷数据、电能质量监测数据等。运用统计学方法和数据分析工具，对这些数据进行处理和分析，揭示风电接入对甘肃电网安全运行的影响规律和特征。通过数据分析，发现数据中的异常点和趋势，为后续的研究和决策提供数据支持。例如，利用Excel、SPSS等软件对数据进行统计分析，绘制图表，直观展示数据的变化趋势。模拟仿真法：借助专业的电力系统分析软件，如PSCAD、MATLAB/Simulink等，建立甘肃电网的仿真模型，并将风电接入模型纳入其中。通过设置不同的仿真场景，模拟大规模风电接入后电网的运行状态，分析风电接入对电网功率平衡、电压稳定性、频率稳定性和电能质量等方面的影响。通过模拟仿真，可以在虚拟环境中对各种情况进行测试和分析，避免在实际电网中进行试验带来的风险和成本，同时可以快速验证各种应对策略的有效性。例如，在PSCAD软件中搭建甘肃电网的详细模型，模拟不同风电接入规模和接入位置下电网的运行情况，分析电网的各项指标变化。案例分析法：选取甘肃电网中具有代表性的风电场接入案例，深入分析其在运行过程中出现的问题及解决措施。通过对实际案例的研究，总结经验教训，为其他风电场接入电网提供参考和借鉴。案例分析可以使研究更加贴近实际，增强研究成果的实用性和可操作性。例如，选取酒泉地区某大型风电场接入电网的案例，详细分析其在并网过程中遇到的电压波动、频率不稳定等问题，以及采取的相应解决措施，如增加无功补偿装置、优化电网调度策略等。二、甘肃电网及大规模风电接入现状2.1甘肃电网概况甘肃电网在西北电网中占据着至关重要的枢纽地位。从地理位置上看，甘肃地处我国西北内陆，是连接西北其他省份以及沟通东西部地区的重要通道，其特殊的区位优势使得甘肃电网成为西北电网电力交换与输送的关键节点。目前，甘肃电网已形成了以750千伏为主网架，330千伏、110千伏及以下电压等级协调发展的电网结构。其中，750千伏电网作为主网架的核心，不仅承担着大容量电力的远距离传输任务，还在保障电网安全稳定运行方面发挥着重要作用。例如，通过750千伏输电线路，能够将甘肃河西地区丰富的风能、太阳能等新能源电力高效地输送至省内其他地区以及周边省份，实现能源资源的优化配置。截至2023年底，甘肃电网750千伏线路长度达到数千公里，变电站数量也逐年增加，形成了较为完善的输电网络。在省内，330千伏电网作为750千伏主网架的重要支撑，负责将电力进一步分配至各个地区，实现对不同负荷中心的供电。而110千伏及以下电压等级的配电网则深入城市和乡村，直接为各类用户提供可靠的电力供应。在负荷特性方面，甘肃电网具有明显的季节性和时段性特点。由于甘肃是农业大省，农业灌溉用电在负荷中占有较大比重，导致电网负荷在灌溉季节（如每年的5-9月）明显增加。例如，在夏季灌溉高峰期，部分地区的农业灌溉负荷可占当地总负荷的30%以上，使得电网负荷曲线呈现出明显的高峰。此外，工业负荷也是甘肃电网的重要组成部分，甘肃以有色金属、石油化工等传统产业为主，这些产业的生产特点使得工业负荷相对稳定，但在生产旺季或设备检修期间，也会对电网负荷产生一定的影响。在时段性方面，电网负荷在白天和晚上存在较大差异。白天，随着工业生产的进行和居民生活用电的增加，负荷处于较高水平；而在夜间，除了部分连续生产的工业企业和少量居民用电外，负荷明显下降。这种季节性和时段性的负荷变化，对甘肃电网的调度和运行管理提出了较高的要求。2.2甘肃风能资源及风电发展历程甘肃风能资源储量丰富，分布广泛，主要集中在河西走廊地区以及省内部分山口地带。据相关数据统计，甘肃风能资源理论储量高达5.6亿千瓦，位居全国第四，这充分彰显了甘肃在风能开发领域的巨大潜力。其中，河西走廊地区地势平坦开阔，受地形和大气环流的影响，风能资源尤为丰富且稳定，具备建设大型风电场的得天独厚的条件。例如，酒泉市作为甘肃风能资源最为富集的地区之一，拥有号称“世界风库”的瓜州县和被称为“风口”的玉门市。瓜州县的风能储量超过4000万千瓦，属于国家风资源二类区，其年平均风速可达7-8米/秒，有效风速时数长，风能品质优良，为大规模开发风电提供了坚实的资源基础。在省内部分山口地区，如乌鞘岭、马鬃山等地，由于特殊的地形地貌形成了天然的风道，风能资源也十分可观。这些地区的风能资源优势，使得甘肃在风电产业发展方面具备了显著的先天优势，为打造大型风电基地奠定了坚实的物质基础。甘肃风电产业的发展历程是一部不断探索与突破的奋斗史，自上世纪80年代起步以来，历经多个重要阶段，逐步实现了从无到有、从小到大的跨越式发展。1983年，甘肃省兰州市榆中县园子岔乡建成我国第一座光伏电站，虽然这并非风电项目，但标志着甘肃在新能源领域的初步探索。1996年，甘肃省玉门市被国家发展改革委确定为“十五”风电试点开发地区，1997年，甘肃第一座风电场——玉门三十里井子风电场并网发电，这一标志性事件拉开了甘肃风电开发建设的序幕，标志着甘肃正式迈入风电发展的新时代。此后，甘肃风电产业进入了快速发展阶段。2007年，甘肃提出“建设河西风电走廊，打造西部‘陆上三峡’”的宏伟构想，这一战略规划为甘肃风电产业的大规模发展指明了方向，极大地推动了风电项目的规划与建设。2008年，《甘肃酒泉千万千瓦级风电基地规划报告》获得国家发改委批准，2009年，酒泉风电基地正式开工建设，这一系列举措标志着甘肃风电产业开始迈向规模化、集约化发展的道路。随着国家“双碳”目标的提出，甘肃新能源迎来了前所未有的发展机遇，风电产业更是驶入了发展的“快车道”。截至2023年底，甘肃风力发电装机容量已突破3000万千瓦，风电在全省电力装机占比达32%，超过火电，一跃成为甘肃最大电源。如今，在河西走廊的茫茫戈壁，遍布着宛如森林的白色大风车，这条古丝绸之路演变为一条令人瞩目的新能源长廊，见证着甘肃风电产业的蓬勃发展。2.3大规模风电接入甘肃电网现状截至2023年底，甘肃风电装机容量实现了跨越式增长，已突破3000万千瓦大关，达到3015万千瓦，在全省电力装机占比达32%，超越火电，成为甘肃电网的最大电源。这一数据充分彰显了甘肃风电产业的迅猛发展态势，以及在全省电力供应格局中的重要地位。在接入方式上，甘肃风电主要通过750千伏和330千伏电压等级的输电线路接入电网。750千伏输电线路凭借其大容量、远距离输电的优势，承担着将大规模风电从河西走廊等风电富集地区输送至省内负荷中心以及外送其他省份的重任。例如，酒泉地区的风电通过750千伏输电线路，不仅满足了省内兰州、天水等城市的部分电力需求，还实现了向湖南、浙江等省份的跨区输电。330千伏输电线路则主要负责将风电场的电力汇集后，接入750千伏主网架，起到了承上启下的关键作用，确保了风电的高效传输和接入。从分布特点来看，甘肃风电呈现出集中分布与分散布局相结合的态势。河西走廊地区是甘肃风电的核心区域，集中了全省大部分的风电装机容量。以酒泉为例，作为我国重要的千万千瓦级风电基地，截至2024年1月1日，瓜州风电并网装机容量已突破千万千瓦，达到1165万千瓦，占全省风电总装机50%以上。该地区地势平坦、风能资源丰富且稳定，具备大规模开发风电的良好条件。同时，在陇中、陇东等地也有部分风电场分布，这些地区虽然风能资源相对河西走廊稍逊一筹，但通过合理布局和开发，也为当地的电力供应做出了积极贡献。例如，通渭百万千瓦级风电基地的建设，有效提升了陇东地区的清洁能源供应能力。在主要风电基地建设和运行情况方面，酒泉千万千瓦级风电基地无疑是甘肃风电发展的标志性工程。该基地自2009年开工建设以来，历经多年发展，已形成了较为完善的风电产业集群。目前，基地内拥有华能、华电、大唐等众多知名风电企业，建设风电场58座。其风电设备技术先进，单机功率不断提升，从早期的0.75兆瓦逐步发展到如今的6.25兆瓦甚至更高，极大地提高了风能利用效率和发电能力。在运行管理方面，酒泉风电基地采用了先进的监控系统和智能化管理手段，实现了对风电场的实时监测和远程控制，确保了风电的稳定运行。此外，张掖、金昌、武威等地的风电基地也在稳步发展，不断提升风电装机规模和运行水平，为甘肃电网的安全稳定运行提供了有力支撑。三、大规模风电接入对甘肃电网安全运行的影响3.1对电网电压稳定性的影响3.1.1风电功率波动对电压的影响机制风力发电作为一种可再生能源发电方式，其出力特性具有显著的波动性和间歇性，这些特性主要源于风能的本质特征，即风速的不稳定性和随机性。由于风力的大小和方向随时可能发生变化，因此风电场的输出功率也会随之产生波动。这种波动性不仅表现为日内的变化，还可能受到季节、气候等多种因素的影响，导致风电出力在不同时间段内呈现不同的变化趋势。风电的间歇性也是其出力特性的一个重要方面。由于风能的不连续性和不确定性，风电场在某些时刻可能无法提供稳定的电力输出。这种间歇性可能导致电力系统的供电可靠性受到影响，尤其是在风电占比较高的情况下，电力系统的稳定性将面临更大的挑战。当风电功率发生波动时，会对电网电压产生直接的影响。其影响机制主要体现在以下几个方面：首先，从功率与电压的基本关系来看，根据电力系统的基本理论，电网中的电压与有功功率和无功功率密切相关。在输电线路中，电压降落的纵分量主要取决于线路传输的有功功率，而电压降落的横分量主要取决于线路传输的无功功率。当风电出力增加时，若电网中的无功补偿不足，会导致线路上的无功功率增加，从而使电压降落的横分量增大，进而引起电网电压下降。反之，当风电出力减少时，电网中的无功功率可能会过剩，导致电压上升。其次，风电机组的运行特性也会对电压产生影响。目前，常见的风电机组类型包括恒速异步风电机组和变速风电机组（如双馈感应风电机组和直驱同步风电机组）。恒速异步风电机组在运行时需要从电网吸收大量的无功功率，其无功需求与有功出力密切相关。当风速变化导致风电出力波动时，恒速异步风电机组的无功需求也会相应变化，这会对电网的无功平衡产生影响，进而影响电网电压的稳定性。例如，在风速增大、风电出力增加时，恒速异步风电机组需要吸收更多的无功功率，若电网无法及时提供足够的无功补偿，会导致电网电压下降。变速风电机组虽然可以通过变流器实现对有功功率和无功功率的解耦控制，在一定程度上能够根据电网的需求调节无功功率输出，但是当风速变化剧烈时，变速风电机组的控制策略可能无法及时响应，导致无功功率输出不稳定，同样会对电网电压产生影响。此外，风电接入位置也对电压稳定性有显著影响。如果风电场集中接入电网的某一区域，会使该区域的电网结构相对薄弱，输电线路的传输容量有限。当风电功率波动较大时，该区域电网可能无法承受风电功率的变化，导致电压波动加剧。例如，在甘肃酒泉风电基地，大量风电场集中接入，该地区的电网在风电功率波动时，电压稳定性问题较为突出。而且，风电接入点附近的负荷特性也会影响电压稳定性。如果负荷以感性负荷为主，在风电出力波动时，会进一步加剧电网的无功功率不平衡，导致电压波动更加明显。3.1.2实际案例分析电压异常情况以酒泉风电基地为例，其作为我国重要的千万千瓦级风电基地，在风电接入过程中，曾出现过多次因风电接入导致的电压异常情况。在2011年，酒泉风电基地就发生了三次大规模脱网事故，这些事故不仅导致了大量风电机组的脱网，还对电网电压产生了严重的影响，甚至波及甘肃电网，将整个西北电网主网的频率拉低。在2011年2月24日凌晨，由于甘肃酒泉地区一个风电场单条馈线故障，引发了风机群大规模脱网事故。事故前，酒泉地区风电总出力1534MW，事故共造成598台风电机组脱网，损失出力达840.43MW，西北主网频率最低至49.854Hz。此次事故中，桥西一场35B4馈线开关柜下侧电缆头发生C相击穿，随后故障发展为三相短路，35B4开关过流I段保护动作，切除该馈线所带的全部12台风机，损失出力18MW。同时，桥西升压站1号主变35kV侧电压跌落33%（至23.45kV），桥西一场其余在运风机报“网侧变频器过流故障”停机，损失出力78MW。由于桥西一场馈线故障，导致系统电压大幅跌落，桥西升压站直接330kV变电站母线电压最低跌至272kV。在此期间，因机组不具备低电压穿越能力而发生脱网，事故发生期间，由于系统电压低，因不具备低电压穿越能力，风电场共损失出力377.13MW。故障切除后，系统电压回升，而各风电场升压站的SVC装置电容器支路因无自动切除功能而继续挂网运行，造成大量无功功率过剩涌入330kV电网，引起系统电压升高，桥西变直接330kV变电站母线电压在故障切除瞬间达到365kV，最高达到380kV。由于系统电压升高，网内部分风电机组由于电压过保护动作（超过1.1倍额定电压），与系统解列。这次事故充分暴露出大规模风电接入对电网电压稳定性的巨大挑战。在事故中，风电功率的突然变化，使得电网电压出现了大幅波动和越限的情况。风电机组不具备低电压穿越能力，在系统电压降低时大量脱网，进一步加剧了电网的功率不平衡，导致电压问题更加严重。而在故障切除后，SVC装置的不合理运行，又导致了电压的反向波动，出现过电压现象。这些问题不仅影响了风电的正常运行，也对电网的安全稳定运行构成了严重威胁，给电力系统的运行和管理带来了极大的困难。3.2对电网频率稳定性的影响3.2.1风电特性与电网调频原理风电作为一种可再生能源，其出力特性具有显著的波动性和间歇性，这主要源于风能的本质特征，即风速的不稳定性和随机性。由于风力的大小和方向随时可能发生变化，因此风电场的输出功率也会随之产生波动。这种波动性不仅表现为日内的变化，还可能受到季节、气候等多种因素的影响，导致风电出力在不同时间段内呈现不同的变化趋势。据相关研究表明，在某些地区，风电出力在一天内的波动幅度可达其装机容量的50%以上。风电的间歇性也是其出力特性的一个重要方面。由于风能的不连续性和不确定性，风电场在某些时刻可能无法提供稳定的电力输出。这种间歇性可能导致电力系统的供电可靠性受到影响，尤其是在风电占比较高的情况下，电力系统的稳定性将面临更大的挑战。当风电出力发生变化时，会对电网频率产生直接的影响。在电力系统中，频率是衡量电能质量的重要指标之一，它反映了电力系统中有功功率的平衡状态。根据电力系统的基本原理，电网的频率与有功功率之间存在着密切的关系。当系统的有功功率平衡时，电网频率保持稳定；当有功功率出现不平衡时，电网频率就会发生变化。当风电出力突然增加时，如果电网中的负荷没有相应增加，就会导致系统有功功率过剩，从而使电网频率上升；反之，当风电出力突然减少时，如果电网中的其他电源不能及时补充功率缺额，就会导致系统有功功率不足，从而使电网频率下降。为了维持电网频率的稳定，电力系统需要具备一定的调频能力。电网调频主要通过一次调频和二次调频来实现。一次调频是指发电机组调速系统的频率特性所固有的能力，它能够根据电网频率的变化自动调整机组的输出功率，以维持频率的稳定。当电网频率下降时，发电机组的调速器会自动增加进汽量或进水量，使机组的输出功率增加，从而抑制频率的下降；当电网频率上升时，调速器则会自动减少进汽量或进水量，使机组的输出功率减少，从而抑制频率的上升。一次调频的响应速度较快，通常在几秒钟内就能发挥作用，但它的调节能力有限，只能应对较小的频率偏差。二次调频是指当电力系统负荷或发电出力发生较大变化时，一次调频不能恢复频率至规定范围时采用的调频方式。二次调频分为手动调频及自动调频，手动调频是由中心调度所调度员根据负荷潮流及电网频率，给各厂下达负荷调整命令，由各发电单位进行调整；自动调频则是采用自动发电控制系统（AGC），由计算机对各厂机组进行遥控，来实现调频全过程。二次调频的调节能力较强，可以实现对电网频率的精确控制，但它的响应速度相对较慢，通常需要几分钟的时间才能完成调节。3.2.2频率稳定性案例分析以甘肃酒泉风电基地为例，在2011年2月24日凌晨发生的大规模风电脱网事故中，就充分暴露了风电接入对电网频率稳定性的影响。事故前，酒泉地区风电总出力1534MW，事故共造成598台风电机组脱网，损失出力达840.43MW，西北主网频率最低至49.854Hz。此次事故中，桥西一场35B4馈线开关柜下侧电缆头发生C相击穿，随后故障发展为三相短路，35B4开关过流I段保护动作，切除该馈线所带的全部12台风机，损失出力18MW。同时，桥西升压站1号主变35kV侧电压跌落33%（至23.45kV），桥西一场其余在运风机报“网侧变频器过流故障”停机，损失出力78MW。由于桥西一场馈线故障，导致系统电压大幅跌落，桥西升压站直接330kV变电站母线电压最低跌至272kV。在此期间，因机组不具备低电压穿越能力而发生脱网，事故发生期间，由于系统电压低，因不具备低电压穿越能力，风电场共损失出力377.13MW。大量风电机组的脱网导致系统有功功率出现严重缺额，电网频率急剧下降。虽然电网中的其他发电机组迅速启动一次调频和二次调频，试图恢复频率稳定，但由于风电脱网功率过大，频率仍然降至了49.854Hz。这一频率偏差超出了电网正常运行的允许范围，对电网的安全稳定运行构成了严重威胁。如果频率继续下降，可能会导致更多的发电机组跳闸，甚至引发电网崩溃事故。这次事故表明，大规模风电接入后，风电出力的突然变化会对电网频率稳定性产生巨大影响。当风电发生故障或大规模脱网时，电网的调频能力面临严峻考验。若电网无法及时有效地调整有功功率平衡，就会导致频率大幅波动，严重影响电网的安全稳定运行。因此，在大规模风电接入的情况下，提高电网的调频能力，增强对风电出力变化的适应能力，是保障电网频率稳定的关键。3.3对电网暂态稳定性的影响3.3.1风电接入与暂态稳定问题电力系统暂态稳定性是指系统在遭受大扰动后，各同步电机保持同步运行并过渡到新的或恢复到原来稳态运行方式的能力，通常指保持第一或第二个振荡周期不失步。暂态稳定问题是电力系统运行中的关键问题之一，它直接关系到电网的安全可靠运行。当系统发生短路故障、突然甩负荷、大型机组跳闸等大扰动时，系统的功率平衡会遭到严重破坏，发电机的转子运动状态将发生剧烈变化，如果系统不能在短时间内恢复稳定运行，就可能导致系统失步，引发大面积停电事故，给社会经济带来巨大损失。风电接入电网后，其特性会对暂态稳定性产生多方面影响。风电机组与传统同步发电机在运行特性上存在显著差异。以双馈感应风电机组（DFIG）为例，它通过变频器与电网相连，其转子侧变流器和网侧变流器可以实现对有功功率和无功功率的解耦控制。在正常运行时，DFIG能够根据电网的需求快速调节有功功率和无功功率输出，具有较好的可控性。然而，在电网发生故障时，由于变频器的响应速度和控制策略的限制，DFIG的输出特性会发生变化。当电网电压骤降时，DFIG的定子电流会急剧增大，可能导致变频器过流保护动作，使风电机组与电网解列。即使风电机组具备低电压穿越能力，在故障期间其输出功率也会大幅下降，对系统的功率平衡产生影响，进而影响暂态稳定性。直驱永磁同步风电机组（PMSG）虽然不存在齿轮箱，具有可靠性高、效率高等优点，但在暂态过程中也有其独特的影响。PMSG通过全功率变流器与电网连接，变流器可以实现对风电机组的精确控制。然而，在电网故障时，全功率变流器需要承受较大的电流和电压应力，如果变流器的保护策略不合理，可能会导致风电机组脱网。PMSG的惯性较小，在系统频率发生变化时，其对系统频率的支撑能力相对较弱，这也会对暂态稳定性产生不利影响。风电接入还会改变电网的故障特性。当电网发生故障时，风电机组的短路电流特性与传统同步发电机不同。风电机组的短路电流大小和相位受到其控制策略、变频器特性以及故障类型等多种因素的影响。在某些情况下，风电机组的短路电流可能较小，这会导致传统的继电保护装置无法正确动作，影响故障的快速切除，从而延长系统的暂态过程，降低暂态稳定性。此外，风电接入位置和接入规模也会对暂态稳定性产生影响。如果风电场集中接入电网的薄弱区域，在电网发生故障时，该区域的电压和功率波动会更加剧烈，增加系统失稳的风险。3.3.2暂态稳定事故案例及原因剖析以2011年甘肃酒泉风电基地发生的大规模脱网事故为例，该事故充分暴露了风电接入对电网暂态稳定性的严重影响。2011年2月24日凌晨，甘肃酒泉地区一个风电场单条馈线故障，引发了风机群大规模脱网事故。事故前，酒泉地区风电总出力1534MW，事故共造成598台风电机组脱网，损失出力达840.43MW，西北主网频率最低至49.854Hz。此次事故的直接原因是桥西一场35B4馈线开关柜下侧电缆头发生C相击穿，随后故障发展为三相短路，35B4开关过流I段保护动作，切除该馈线所带的全部12台风机，损失出力18MW。同时，桥西升压站1号主变35kV侧电压跌落33%（至23.45kV），桥西一场其余在运风机报“网侧变频器过流故障”停机，损失出力78MW。由于桥西一场馈线故障，导致系统电压大幅跌落，桥西升压站直接330kV变电站母线电压最低跌至272kV。在此期间，因机组不具备低电压穿越能力而发生脱网，事故发生期间，由于系统电压低，因不具备低电压穿越能力，风电场共损失出力377.13MW。从暂态稳定性的角度分析，此次事故的根本原因在于风电机组不具备低电压穿越能力。在系统电压跌落时，大量风电机组无法保持与电网的同步运行而脱网，导致系统有功功率出现严重缺额，发电机转子加速，系统频率下降。虽然电网中的其他发电机组迅速启动一次调频和二次调频，但由于风电脱网功率过大，系统的暂态稳定性遭到严重破坏，频率仍然降至了危险水平。此外，风电场的无功补偿装置在事故中未能有效发挥作用，也是导致电压稳定性恶化，进一步影响暂态稳定性的重要因素。在事故期间，大量风机因不具备低电压穿越能力而脱网，故障切除后，系统电压回升，而各风电场升压站的SVC装置电容器支路因无自动切除功能而继续挂网运行，造成大量无功功率过剩涌入330kV电网，引起系统电压升高。由于系统电压升高，网内部分风电机组由于电压过保护动作（超过1.1倍额定电压），与系统解列，进一步加剧了系统的暂态不稳定。这次事故表明，风电接入电网后，风电机组的低电压穿越能力、无功补偿能力以及与电网的协调控制能力等，对电网的暂态稳定性至关重要。在大规模风电接入的情况下，必须加强对风电机组的技术改造和管理，提高其在故障情况下的运行能力，同时优化电网的无功补偿配置和调度策略，以保障电网的暂态稳定性。3.4对电网可靠性的影响3.4.1风电不确定性对可靠性指标的影响风电出力的不确定性是由风能的自然特性决定的，风速的随机变化使得风电机组的输出功率难以准确预测和稳定控制。这种不确定性对电网可靠性指标有着多方面的影响，其中停电频率和停电持续时间是两个关键的可靠性指标。停电频率是指在一定时间内，电力系统发生停电事件的次数。当风电接入电网后，由于其出力的不确定性，可能会导致系统的功率平衡频繁受到破坏。当风速突然下降，风电出力大幅减少时，如果电网中的其他电源不能及时补充功率缺额，就可能引发部分地区停电，从而增加停电频率。在某些风电占比较高的地区，由于风电出力的不稳定，电网在一天内可能会出现多次功率失衡的情况，导致停电频率明显增加。停电持续时间是指每次停电事件持续的时长。风电不确定性对停电持续时间的影响主要体现在故障后的恢复过程中。当电网因风电出力波动而发生故障时，由于风电的不可调度性，电网调度部门在调整发电计划和恢复供电时面临更大的困难。相比传统能源，风电无法像火电、水电那样迅速响应电网的功率需求变化。在风电大规模脱网事故中，由于风电出力的突然消失，电网需要较长时间来调整其他电源的出力，以恢复功率平衡和稳定运行，这就导致停电持续时间延长。而且，风电的不确定性还可能影响电网设备的正常运行，增加设备故障的概率，进一步延长停电持续时间。例如，频繁的风电功率波动可能会使电网中的变压器、开关等设备承受较大的电气应力，加速设备老化，从而增加设备故障的风险，一旦设备发生故障，停电时间将不可避免地延长。3.4.2基于可靠性指标的案例评估以甘肃酒泉风电基地为例，对风电接入前后电网可靠性指标进行评估。在风电大规模接入之前，甘肃电网的可靠性指标相对稳定。通过对历史数据的统计分析，在2005-2008年期间，酒泉地区电网的平均停电频率约为每年3次，平均停电持续时间约为2小时。这一时期，电网主要以火电和水电为主，电源出力相对稳定，能够较好地满足电网的功率需求，保障电网的可靠运行。然而，随着酒泉风电基地的大规模建设和风电的大量接入，电网的可靠性指标发生了显著变化。在2010-2013年期间，即风电接入规模快速增长的阶段，酒泉地区电网的平均停电频率上升到每年6次，平均停电持续时间延长至4小时。这一变化主要是由于风电的不确定性导致的。在这期间，多次出现因风电出力大幅波动而引发的电网故障。在2011年2月24日的大规模风电脱网事故中，大量风电机组因系统电压跌落而脱网，导致电网功率严重失衡，部分地区停电。由于风电脱网功率过大，电网调度部门在调整其他电源出力和恢复供电时遇到了很大困难，停电持续时间长达数小时，对当地的生产生活造成了严重影响。从这些数据对比可以明显看出，风电接入后，电网的可靠性受到了较大影响，停电频率和停电持续时间都有显著增加。这表明风电的不确定性给电网的可靠运行带来了严峻挑战，需要采取有效的措施来应对，如加强风电功率预测、优化电网调度策略、提高电网的灵活性和适应性等，以降低风电对电网可靠性的影响，保障电网的安全稳定运行。四、甘肃电网接纳大规模风电面临的挑战4.1输送能力不足随着甘肃风电装机规模的迅猛增长，电网的输送能力逐渐成为制约风电消纳的关键瓶颈。甘肃风电资源主要集中在河西走廊地区，如酒泉、张掖等地，而负荷中心则主要分布在兰州、天水等陇中、陇东地区，这种电源与负荷分布的不均衡性，使得风电需要通过长距离输电线路进行外送。然而，现有的输电线路和变电设备在容量和布局上难以满足大规模风电外送的需求。从输电线路来看，尽管甘肃已建成了部分750千伏和330千伏输电线路用于风电外送，但线路的输电容量仍显不足。以酒泉风电基地为例，该基地风电装机容量已突破千万千瓦，但与之配套的750千伏输电线路的输电能力有限，难以将全部风电及时、稳定地输送出去。在风电大发期间，由于输电线路满载甚至过载运行，导致部分风电被迫限电，无法实现全额上网。例如，在2020年夏季的某段时间，酒泉地区风电出力达到高峰，但由于输电线路输送能力限制，约有20%的风电被限发，造成了清洁能源的浪费。变电设备的容量也存在瓶颈。风电场升压站以及电网中的变电站，其变电容量在规划和建设时可能未充分考虑到风电的快速发展，导致在风电大规模接入后，变电设备无法满足功率转换和分配的需求。一些风电场升压站的主变压器容量不足，在风电出力较大时，变压器过载运行，影响设备的安全稳定运行，同时也限制了风电的外送能力。而且，电网中部分变电站的低压侧母线容量有限，无法接纳更多的风电功率，导致风电在接入电网时受到阻碍。此外，电网结构的薄弱也加剧了输送能力不足的问题。甘肃部分地区的电网网架结构相对薄弱，尤其是在风电集中接入的区域，电网的供电可靠性和灵活性较差。当风电出力发生较大变化时，电网难以快速调整潮流分布，容易出现输电瓶颈和电压稳定性问题，进一步影响了风电的输送能力。在酒泉风电基地的部分区域，由于电网结构薄弱，当风电出力突然增加时，会导致局部电网电压下降，影响其他设备的正常运行，同时也限制了风电的进一步外送。4.2市场消纳困难甘肃本地电力市场规模相对有限，难以完全消纳大规模的风电。甘肃作为经济欠发达省份，工业发展水平相对较低，产业结构以传统的资源型产业为主，如有色金属、石油化工等。这些产业的用电需求相对稳定，增长速度较为缓慢。近年来，随着经济结构的调整和转型升级，虽然新兴产业如新能源汽车、电子信息等有所发展，但规模较小，尚未形成较大的用电需求。据统计，2023年甘肃全社会用电量为1500亿千瓦时左右，其中工业用电量占比约60%。而同期甘肃风电发电量已达到400亿千瓦时以上，占全社会用电量的比重较高。由于本地电力市场需求增长缓慢，风电在省内的消纳空间受到很大限制，大量风电难以在省内实现就地消纳。在风电外送方面，甘肃也面临着诸多市场和政策障碍。从市场角度来看，甘肃风电外送的主要目标市场是东部沿海经济发达地区，如江苏、浙江、上海等地。然而，这些地区的电力市场竞争激烈，本地电源供应充足，且有来自其他地区的火电、水电等电力供应。甘肃风电在与其他电源竞争时，面临着成本、稳定性等方面的挑战。风电的发电成本相对较高，主要是由于风电场建设投资大、设备维护成本高以及风电的间歇性导致的调峰成本增加等因素。而且，风电出力的不稳定性也使得其在电力市场中的竞争力相对较弱，用户更倾向于选择稳定可靠的传统能源电力。从政策角度来看，目前跨区跨省输电存在着一些政策壁垒。不同省份之间的电力市场规则和政策存在差异，导致电力交易的协调难度较大。在输电价格方面，缺乏统一的定价机制，输电费用过高，增加了风电外送的成本。在电力交易机制方面，存在着交易规则不透明、交易手续繁琐等问题，影响了风电外送的效率和积极性。而且，部分地区存在地方保护主义，优先保障本地电力企业的市场份额，限制了甘肃风电的外送。这些政策障碍严重制约了甘肃风电的外送，使得大量风电只能窝电在省内，无法实现有效的市场消纳。4.3技术难题与应对策略大规模风电接入给甘肃电网带来了一系列技术难题，其中低电压穿越和无功补偿问题尤为突出。低电压穿越能力是指风电机组在电网电压跌落时，能够保持并网运行且不脱网的能力。当电网发生故障，如短路、接地等，会导致电压瞬间下降，若风电机组不具备低电压穿越能力，就会在电压跌落时与电网解列，这不仅会影响风电的正常输出，还可能引发电网的连锁反应，导致系统电压崩溃，严重威胁电网的安全稳定运行。在无功补偿方面，风电场的无功功率需求来自于风机与变压器。其中变压器的无功损耗又分为正常运行时的绕组损耗和空载运行时的铁心损耗。无论是否运行，只要变压器与主网联接，铁心的励磁无功损耗总是存在的。而风力发电机在运行过程中，尤其是恒速恒频风力发电机组，普遍采用普通异步发电机，这种发电机正常运行在超同步状态，转差率s为负值，电机工作在发电机状态，且转差率的可变范围很小（s5%）。在正常运行时无法对电压进行控制，不能象同步发电机一样提供电压支撑能力，不利于电网故障时系统电压的恢复和系统稳定。并且发出的电能也随风速波动而敏感波动，若风速急剧变化，感应电机消耗的无功功率随着转速的变化而不断变化。因此，风电场需要配置无功补偿装置来满足无功需求，维持电网电压稳定。现有应对策略存在一定局限性。在低电压穿越方面，虽然部分风电机组通过技术改造具备了一定的低电压穿越能力，但仍存在技术不成熟、成本较高等问题。一些风电机组在电压跌落深度较大或持续时间较长时，仍无法稳定运行，容易脱网。而且，目前的低电压穿越技术主要是针对单个风电机组，对于大规模风电场的整体协调控制能力不足，难以满足电网对风电场低电压穿越的整体要求。在无功补偿方面，目前常用的无功补偿装置如静止无功补偿器（SVC）和静止同步补偿器（STATCOM），虽然能够在一定程度上满足风电场的无功需求，但也存在一些问题。SVC响应速度相对较慢，在风电功率快速变化时，无法及时跟踪无功需求的变化，导致电压波动较大。STATCOM虽然响应速度快，但成本较高，维护难度大，在大规模应用时受到一定限制。而且，现有的无功补偿策略大多是基于固定的运行模式，缺乏对风电出力随机性和波动性的实时监测和动态调整，难以实现无功补偿的最优配置。五、应对大规模风电接入影响的措施与建议5.1电网规划与建设优化在电网规划与建设优化方面，首要任务是加强电网网架建设，这对于提升甘肃电网的输电能力和稳定性至关重要。通过优化电网布局，合理规划输电线路的路径和变电站的选址，能够减少输电损耗，提高输电效率。例如，在酒泉风电基地等风电集中接入区域，应加强750千伏及以上电压等级主网架的建设，构建更加坚强的输电网络，以增强对大规模风电的承载和输送能力。同时，积极推进电网智能化升级，应用智能电网技术，实现对电网运行状态的实时监测和精准控制，提高电网的灵活性和适应性，更好地应对风电接入带来的挑战。升级输电线路和变电设备也是关键举措。随着风电装机规模的不断扩大，现有输电线路和变电设备的容量可能无法满足风电外送的需求。因此，需要对输电线路进行增容改造，采用更高电压等级的输电技术，如特高压输电技术，以提高输电容量和输电距离。对变电设备进行升级，增加主变压器的容量，优化变电站的接线方式，提高变电设备的可靠性和稳定性。在甘肃电网的部分地区，已经实施了输电线路增容改造和变电站升级工程，有效提升了风电的输送能力，减少了风电限电现象的发生。在规划过程中，充分考虑风电的波动性和间歇性也是不可或缺的环节。由于风电出力具有不确定性，在电网规划时应预留一定的备用容量，以应对风电出力的突然变化。合理安排火电、水电等传统电源的开机方式和发电计划，使其能够与风电相互配合，实现电力的稳定供应。加强电网与风电场之间的协调控制，通过优化风电场的运行管理，如采用先进的风机控制技术和储能技术，降低风电出力的波动性，提高风电的可控性，从而更好地融入电网运行。5.2储能技术应用储能技术在平抑风电功率波动、提高电网稳定性和可靠性方面发挥着至关重要的作用。其原理在于，当风电出力骤升时，储能装置能够迅速吸收多余的电能，将其储存起来；而当风电出力骤降时，储能装置则释放储存的电能，补充电网的功率缺额，从而有效平滑风电输出功率曲线，降低风电出力的波动性对电网的影响。以抽水蓄能电站为例，它一般利用电力负荷低谷期的电能把水抽至上游水库，在电力负荷高峰期再放水至下游水库发电，其效率在70%-85%之间，响应时间在10s-4min之间。通过这种方式，抽水蓄能电站能够在风电功率波动时，起到平衡电力供需、稳定电网频率和电压的作用。在甘肃电网中，储能技术已得到一定程度的应用，且取得了显著成效。酒泉中能布隆吉储能电站便是一个典型案例。该电站规划容量为18.2万千瓦/72万千瓦时，目前已投运6万千瓦/24万千瓦时。它通过与新能源电厂组合成虚拟电厂，积极参与调峰及调频辅助服务市场。在实际运行过程中，当风电功率出现大幅波动时，酒泉中能布隆吉储能电站能够快速响应。在某一时刻，风电出力突然增加，超出了电网的承受能力，储能电站迅速启动充电模式，吸收多余的电能，避免了电网电压的过高波动和频率的上升。而在风电出力减少时，储能电站则及时放电，补充电网的功率缺额，保障了电网的稳定运行。通过这种方式，该储能电站有效平抑了风电功率的波动，提高了电网对风电的接纳能力，增强了电网运行的稳定性和可靠性。5.3风电预测与调度优化准确的风电功率预测对电网调度具有举足轻重的作用，是保障电网安全稳定运行和提高风电消纳能力的关键环节。由于风电出力具有显著的间歇性和随机性，若不能对其进行准确预测，电网调度部门在安排发电计划和调整电网运行方式时将面临巨大困难。通过精确的风电功率预测，电网调度部门能够提前了解风电的出力情况，合理安排火电、水电等其他电源的发电计划，确保电力系统的功率平衡。准确的风电功率预测还可以帮助电网调度部门优化电网运行方式，减少因风电出力波动而导致的电网设备频繁调节和损耗，提高电网运行的经济性和可靠性。在风电功率预测技术方面，当前主要采用数值天气预报（NWP）与机器学习相结合的方法。数值天气预报通过模拟大气运动来预测气象条件，进而推算出风电功率。机器学习算法则能够对大量的历史数据进行学习和分析，挖掘数据中的潜在规律，从而提高预测的准确性。例如，利用支持向量机（SVM）、神经网络等机器学习算法，结合风速、风向、气温等气象数据以及风电机组的运行数据，建立风电功率预测模型。在实际应用中，将NWP数据作为模型的输入，通过机器学习算法对数据进行处理和分析，实现对风电功率的准确预测。而且，为了进一步提高预测精度，还可以采用集合预测、多模型融合等技术，综合考虑多种因素的影响，降低预测误差。优化调度策略也是提高风电消纳能力的重要手段。在制定调度策略时，需要充分考虑风电的波动性和不确定性，合理安排各发电单元的出力。采用滚动优化的方法，根据实时的风电功率预测结果和电网运行状态，不断调整发电计划，实现电网的动态优化调度。在调度过程中，还可以引入需求响应机制，通过激励用户调整用电行为，实现电力供需的平衡，提高风电的消纳能力。而且，加强风电与其他电源的协调配合，如风电与火电的联合调度、风电与水电的互补运行等，充分发挥不同电源的优势，提高电力系统的整体运行效率。5.4政策支持与市场机制完善完善政策支持体系对于促进风电消纳至关重要。政府应加大对风电产业的补贴力度，尤其是在风电设备研发