蒙電消納樣本剖析

2017-08-03 14:45:38 《風能》　點擊量：評論 (0)

46 77%，這是今年4 月16日，蒙西電網新能源最大電力在全網實時發電出力中的比重，也一舉創下了國內的新紀錄。對于這一新極值，卻肯定與質疑聲音并存。有觀點認為，在棄風棄光未解決的情況下，衡量瞬時電力中新能

“經過在實際運行中的不斷完善，目前該系統已成為具備集新能源發電監視、發電功率預測、風電光伏的自動發電控制（風光AGC）、自動電壓控制（AVC）、棄風電量統計、運行數據統計等功能于一體的綜合系統，通過有效技術手段提高內蒙古電網的新能源接納水平。”內蒙古電力調度中心副主任朱長勝全程負責并見證了這套體系的建成。

記者在該公司調度中心看到，蒙西地區每一臺機組地區的風速、風向等風況信息及機組運行電壓、電流、功率、頻率等運行數據都可以實時在大屏幕上顯示，系統對風電、光伏未來出力的預測曲線也可以完整呈現出來。

“ 當初我們做這套系統的時候，業內還有質疑聲音，認為大電網的調度中心有必要控制每臺風電機組嗎？是否有些大材小用？”朱長勝介紹說，通過近10 年的運行，他們在對這些數據進行分析后，已經基本上掌握了網內風電、光伏發電的運行特征，加之與自治區氣象局的密切配合，可以實現更精準預測，從而為化解網內新能源的波動性問題提供了重要支撐。

此外，該公司還確立了以“同區域、同類型機組發電利用小時數大體相當”為核心內容的“三公調度”原則，并加大信息公開，加強廠網之間的信息交互，以增強廠網之間的理解配合，得到了自治區政府、各風電企業及能監辦等單位的肯定和認可。

“4 月16 日創下的紀錄，其實是我們多年在推動新能源消納方面所做的工作的一個具體體現，也是一個必然，從側面印證了內蒙古電網具備了高水平、大規模運行管理風電的能力，今后也還要按照這樣的思路去做。”朱長勝補充說，當時的網內調度除了抽水蓄能電站參與調峰外，火電是按照額定功率50% 進行的調峰，在沒有達到火電調峰補償的條件下，充分考慮了經濟性的問題。

回顧蒙西電網的幾次創紀錄表現：2010年新能源出力首次突破全網發電出力的20%，2013 年達到30%，2015 年為33.88%，2016年這一數值則為38.34%。新能源接納的上限究竟是多少？業界的討論從未停止過。從新能源發展初期的10%、20%，再到當前的接近50%，理論的猜測不停在實踐中被突破。

唯外送可破長期消納難題

2016 年，蒙西電網風電年利用小時數為1967，比國家發展改革委、國家能源局規定的最低保障收購年利用小時數少37 小時。光伏發電年利用小時數為1476，差24 小時就完成了國家最低要求。也因此，內蒙古被列入了新能源項目的紅色預警區，不得新建相關新能源項目。

“去年我們盡力了，最后的結果就差那一點點。” 侯佑華對于沒有完成目標有些遺憾，“去年6 月份國家下達了新能源保障小時數的目標，而電網調度的目標往往是在年初安排的，所以時間上有個差。下半年我們也盡全力在消納新能源，但隨著11 月份內蒙古進入供暖期后，大規模消納風電的客觀條件已經不允許了。”

內蒙古電力相關負責人表示，內蒙古電網在消納新能源方面一直走在各省區市前列，也是“三北”地區唯一沒有出過大面積脫網事故而影響安全的電網，今年按照自治區政府的要求，力爭完成國家規定的新能源消納目標。

近年來，在新能源裝機快速增加的背景下，內蒙古電網棄風、棄光問題一直存在，同時每年的新能源消納量也增長較快。數據顯示，2014 年，內蒙古電網新能源消納量為258.4億千瓦時、2015 年為289.7 億千瓦時，2016年為361.7 億千瓦時。按照2017 年國家新能源保障小時數推算，需消納新能源電量430 億千瓦時，增幅較大。

“2017 年上半年在風況并不是很理想的情況下，我們消納的新能源電量已經超過200億千瓦時，棄風率也下降到了16.3%，從這個角度來看我們所做的工作，還是有一些成效的。”內蒙古電力相關負責人介紹說。

新增電量的消納空間在哪里？探其內因，記者分析發現，目前蒙西電網的外送通道為4條500 千伏線路與華北電網相連，多年來外送通道的平均利用率一直保持在70% 以上的較高水平，增幅不大。從內部看，蒙西電網供電量的13.13% 增幅為新能源消納提供了更多空間，也反映了地區經濟的企穩回升。

從火電機組利用小時數來看，近三年明顯減少。2014 年為5351 小時，2015 年減少為4809 小時，2016 年進一步減少為4541 小時，在網內供電量增加的情況下，確實給新能源消納讓出了不少空間。

特別值得一提的是，蒙西電網在消納新能源方面，還有著先天的劣勢。“我們的電網結構被稱為‘一字長蛇陣’，受制于特殊的地理結構，內蒙古電網十分狹長，從而導致受限斷面非常多，500 千伏輸電斷面的數量甚至比整個華北電網還要多。” 內蒙古電力相關負責人告訴記者，特別是由于陰山山脈的橫跨，導致了風電基地大都分布在山脈北側，而火電和用電負荷大都位于山脈南側，嚴重制約了新能源的上網消納。

為此，內蒙古電力加大了電網投資力度，近年來陸續新建了500 千伏白音高勒變、察右中變、武川變、慶云變、定遠營變，200 千伏烏后旗開閉站、文更變、白同開閉站、錫西開閉站等變電站及相關線路，并完成了對錫林郭勒的西蘇地區、包頭的百靈廟地區、巴彥淖爾的烏拉特后旗地區及阿拉善的賀蘭山地區等新能源場站分布相對集中地區的線路切改，推動新能源上網消納。

數據顯示，2016 年內蒙古電力公司完成固定資產投資146.7 億元，其中，輸電網44.1億元，配電網44.8 億元。2017 年將安排投資175.6 億元，其中，輸電網50.4 億元，配電網87.7 億元。

“當地用電量的較高增速，推動了蒙西地區新能源的就地消納，一旦用電量降下來，就很可能出現棄風棄光加劇的問題。”國家發展改革委能源研究所可再生能源發展中心副主任陶冶認為，從長遠來看，電力流的流向還是從“三北”地區流向中東部負荷區，因此推動蒙西地區電力外送才是解決方案。

對于蒙西電網而言，自然更需要大電網的支持，如果能在大范圍內進行新能源的統籌消納，自然是于各方有利的。但隨著中東部地區受產業結構調整、經濟增速放緩等因素的影響，相關省份受電積極性受到影響，成為了困擾當下的新問題。

“隨著‘十三五’期間中東部地區也存在電力富裕的情況，新建大規模輸電通道的利用率未必太高，若再需送端配套新建燃煤機組，可能會出現水多了加面，面多了加水，這對能源結構優化會產生負面效應。”電力規劃設計總院相關專家表示，現在蒙西電網外送電主要到了京津唐地區，但近年來，隨著冀北電網新能源裝機比重的提高，也出現了消納問題，平衡好二者之間的關系也是擺在當前的問題。