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新能源消纳的“蒙西经验”

来源: 中国能源报    发表日期:2017年07月20日

    

  今年上半年,内蒙古电力公司(蒙西电网)新能源多项运行数据创历史新高:5月5日风电单日发电量接近2亿千瓦时,占当日全网发电量的33.4%。;5月12日新能源最大发电出力1186.2万千瓦,占全网实时出力的47.38%。4月16日风电单日发电量达到1.9412亿千瓦时,占当日全网发电量的33.45%(占全网总供电量的43.38%);4月17日风电最大发电电力达到1038.2万千瓦,占全网实时出力的42.02%。这一系列创纪录表现的背景是什么?是否意味着找到了缓解“弃风弃光”的新路径?或是表明在现有条件下改善新能源消纳仍有较大空间?日前,记者对内蒙古电力公司相关负责人进行了采访。

        

  既有特定背景又离不开电网努力

  记者获得的数据显示,今年1-5月,蒙西电网风电发电量141.66亿千瓦时,同比增加3.7%,弃风电量29.95亿千瓦时, 弃风率17.5%。光伏发电量37.09亿千瓦时,弃光电量1.95亿千瓦时,弃光率5%。

  近年来,蒙西电网弃风、弃光问题一直存在,但新能源消纳总量逐年增加也是事实。特别是今年四五月间,风电消纳的创纪录表现引起了业内广泛关注。

  内蒙古电力公司调控中心主任侯佑华日前接受记者采访时表示:“必须承认四五月间风电的创纪录表现是在特定时期、特定风况的共同作用下产生的,但离不开内蒙古电力公司在新能源消纳方面所做的努力,蒙西电网多年来的风电运行经验表明,认真研究风电运行规律,挖掘自身消纳潜力,积极寻求政策支持,改善新能源消纳仍有空间。”

  侯佑华称,“弃风”问题是一个全局性问题,受多方面因素影响,如电网调峰能力、网架结构约束及电网承载能力等,需要政府、电网及风电企业从自身角度出发,共同努力来减少“弃风”。

  蒙西电网现有新能源装机达到2100万千瓦,近十年年均装机增长20%以上,对电网承载能力形成了较大挑战。

  内蒙古电力公司相关负责人表示,蒙西电网新能源装机爆炸式增长,既有国家政策支持、地方政府利益驱使的因素,也有各新能源投资方推波助澜的影响,是多方共同作用产生的后果。政府为拉动地方经济,积极争取新能源项目,各新能源建设企业为了抢资源拼命上项目,导致新能源装机容量超过电网的承载能力,产生了“弃风弃光”现象。另一方面,电网的规划建设周期长,无法满足新能源项目的快速增长,致使电网网架约束逐渐增多,被迫“弃风弃光”。

  “上述问题可以通过技术手段解决一部分,但要根本上解决弃风弃光问题,需要国家、地方政府、电网公司及新能源投资方共同努力,积极从自身角度出发,审视目前的运行发展现状,统筹各方利益,提出一套切实可行的解决方案。”该负责人称。

  技术、管理多维度可挖潜

  “弃风弃光”问题是一个全局性问题,既有技术因素也有体制和利益博弈因素。蒙西电网的经验表明,虽然面临各种制约因素,但电网方面通过发挥自身主动性,仍能在现有条件下改善新能源消纳情况。

  内蒙古电力公司调控中心副主任朱长胜介绍说,从2007年开始,蒙西电网风电大规模并网运行,通过对近10年蒙西电网风电运行规律的分析,基本上掌握了网内风电运行特性;光伏作为近年来快速发展的新能源,其发电规律性也很强,基本上可以准确预测。在此基础上,蒙西电网通过合理安排火电机组开机方式、充分发挥网内水电等快速调节电源的功效、最大限度发挥大电网网间互济作用、研究开发新能源自动发电控制系统等手段,化解网内新能源的波动性。

  “为保持新能源运行发展的领先水平,蒙西电网近年来在新能源科研方面加大投资,部分科研成果如‘内蒙古电网风功率超短期预测系统的开发应用’、‘基于风火优化的风电自动发电控制系统’等研究课题达到国内领先水平。”朱长胜说,“建设投运了国内首套新能源技术支持系统,通过在实际运行中的不断完善,目前该系统已成为具备集新能源发电监视、发电功率预测、风电光伏的自动发电控制(风光AGC)、自动电压控制(AVC)、弃风电量统计、运行数据统计等功能于一体的综合性系统,为蒙西电网的新能源接纳水平的提高奠定了技术基础。”

  随着可再生能源并网规模的持续增加,可再生能源已由电网补充电源升级为电网主力电源,如何保证火电、抽蓄与可再生能源协调运行,促进可再生能源最大化消纳是建立智能电力运行调度体系一大课题。

  侯佑华告诉记者,蒙西电网开展风光火蓄联合优化运行可行性研究,研究风光火蓄互济系统电源协调运行机理,确定四种电源联合优化运行的基本模式。在此基础上开发了一套风光火蓄智能调度运行决策系统,实现网内风、光、火、水等电源联合优化运行,提高了系统的经济性、环保性和安全性。

  除了积极研究新能源消纳技术外,蒙西电网还通过不断的建设、改造,使电网新能源结构性受阻情况得到缓解,提高了电网对新能源的送出能力。

  内蒙古电力公司相关负责人表示,受国家产业结构调整、国内经济增速放缓等因素影响,中东部省份目前并不缺电。但我们应该用发展的眼光看问题,从长远来说,“西电东送”及目前的多条特高压输电通道规划具有战略意义,也能够起到能源输送作用。

  “新能源固有的间歇性、波动性无法满足受端电网的稳定电力供应需求,需要建设一批火电配合新能源打捆送出,以保证受端市场的稳定电力供应。至于火电及新能源的容量建设比例需要开展详细研究,从多种角度论证,得到科学合理比例,从而既能保证稳定电力输出,又能保证新能源的发电利用小时数。”内蒙古电力公司调控中心处长傅瑞斌称。

  朱长胜告诉记者,目前,国家正在推广地区微电网示范项目,在微电网内建设智能的监控系统、新能源电站、储能设备及灵活的需求侧管理系统是完全可以做到由新能源全部供电的。如果把新能源消纳放到更大的平台如区域电网去统筹消纳,也是可以做到只送新能源,但这个区域电网应该足够大,能够承受新能源的间歇性和波动性。

  此外,通过实施精细化管理,加强日常调度运行管理,充分发挥网内有限的水电资源,将新能源纳入蒙西电网多边交易市场等手段,也在一定程度上提高了蒙西电网网内新能源的消纳水平。

  探寻市场化消纳机制

  近年来,蒙西网内风电企业的发电小时较为稳定,年平均发电小时数维持在1900小时以上。不过,受多种因素影响,风电企业不得不降价参与市场竞争,与火电争取更大的发电空间,今年虽然部分风电企业发电量与往年持平,但利润水平有所下降。

  “将风电纳入多边交易市场,利用风电边际成本电价低的优势提高其发电利用小时数;开展风电替代自备电厂发电交易试点工作,通过大风期间自备电厂降低机组出力,弃风风电场增加发电出力并给予自备企业电价补偿的市场机制,提高了蒙西电网风电接纳能力。”内蒙古电力公司相关负责人表示。

  据了解,目前,蒙西电网风电参与交易采用固定电价方式,没有有效反映供求关系,风电场的市场参与度不够,无法通过策略性的报价为企业争取更多的发电利润。傅瑞斌认为,今后,如何推进电力市场化改革,开展电力现货交易,丰富市场参与者的交易品种是一道难题。

  以前国家在新能源项目审批方面存在“重投资、轻运行”的问题,发展建设新能源项目积极性很高,但对于新能源项目投产后的运行情况关注不够。最近两年国家层面的新能源政策转向比较明显,随着新能源装机的不断增加,弃风、弃光现象愈发严重,国家能源主管部门已经意识到新能源运行的问题,开始着手解决弃风、弃光问题。特别是今年年初,国家能源局下发了《关于发布2017年度风电投资监测预警结果的通知 》明确将包括内蒙古在内的6省市列为风电开发建设红色预警区域,不得受理新增风电并网申请。该预警文件相当于给新能源投资建设加了刹车系统,也给各级地方政府提了醒,如果新能源发电小时上不去,新能源开发建设项目停批。

  为了从源头抑制不合理投资,避免新增“弃风”问题,蒙西电网也加大信息公开力度,让网内风电投资企业能实时掌握蒙西电网风电运行现状,引导其理性投资。

  根据蒙西电网的“十三五”规划,到2020年,风电限电率控制在15%、光伏发电限电率控制在6%,可再生能源上网电量占全社会用电量的比例达到20%;风电发电小时数不低于2000小时,光伏发电小时数不低于1500小时。

  侯佑华告诉记者,为了进一步提高蒙西电网新能源消纳水平,未来还将在四个方面着力:一是继续发挥市场作用,通过市场竞争解决可再生能源消纳问题;二是加强电网建设,通过电网改造建设解决网内部分区域新能源送出网架约束问题;三是挖掘自身潜力,通过对网内火电、抽蓄机组的科学管理,提高电网的调峰能力;四是积极寻求大电网支援,将网内新能源放到华北区域进行统筹消纳。

 


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