锦州破解新能源并网难题
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　　太阳能、风能、生物能，这些新能源怎样才能顺顺当当地接入电网，造福我们的生活和生产？6月2日，锦州供电公司发展策划部工程师董科研拍了拍办公桌上的　《锦州国家新能源城市主动配电网示范工程可行性报告》，笑着说：&办法就在这里面！&在刚刚结束的该项目可行性报告审核会上，来自国家电网公司、天津大学、华北电力大学的专家给出这样的评价：这项工程项目为国内同类条件的城区新能源智能电网建设提供了成功经验和模式&&
　　统计资料显示，目前我国每年的风力发电和太阳能发电总量足够一个中等发达省份的用电所需。锦州作为我国首批新能源示范城市，以太阳能、风能为代表的新能源日益成为经济发展的重要增长点。截至2015年底，锦州新能源装机892兆瓦，占地区电源装机的47.9%；新能源发电占地区电源总发电量的33%。目前，锦州市城市级分布式建筑光伏电站项目总规模已达50兆瓦，分布于全市的219个子项目中，已投入运行42个，新能源并网成为一个待解的难题。
　　董科研解释说，所谓新能源并网难，其实是消纳难，新能源最短距离消纳和最稳定接入电网是解决这一问题的关键。记者在采访中了解到，锦州供电公司针对以架空线为主的锦州主城区电网布局，尤其是城区新能源消纳能力特点，做出了科学且符合城市特点的工程项目可行性研究报告，并在国内首次提出国家新能源示范城市建设主动配电网运行控制示范工程。这项工程有效地解决了高渗透率情况下的分布式能源接入、消纳、运行等技术难题，锦州配电网的智能调度等多项技术创新成果首次应用在该项目中。
　　眼下，总投资9000万元的锦州国家新能源城市主动配电网示范工程已经进入项目设计阶段，预计2017年底建成并投入运行。该项目运行后，锦州城区供电可靠率、电压质量等指标将大幅度提高，配电网运行效率将明显提升，并将降低停电损失和社会成本。该项目还将大幅度提升分布式电源就地消纳能力，对加快推进国内同类城区条件环境的新能源智能配电网建设具有重要的示范意义和借鉴价值。
　　□吴　昊／本报记者／张继锋热门关键词：
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新能源建设的负面新闻，报道最多的恐怕要属风电&弃风&现象，大量风电站建设之后，由于各类原因没有及时进行电力上网，造成极大的资源及经济损失。那么，针对新能源并网难题业界又需采取哪些措施呢?第一点：新能源建设需合理规划新能源建设不能一拥而上，虽然部分地区风电或光电资源丰厚，但是大部分地处偏远，
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政策解读电力数据看电力[智能电网]智能电网有望解决新能源并网难题 - 南方财富网
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智能电网有望解决新能源并网难题
&&&南方财富网&&&
　　为推动我国电网从传统电网向高效、经济、清洁、互动的现代电网升级和跨越，在发布了 《重大科技产业程“”专项规划》之后，日前，科技部重点对实施智能电网的意义、形势、内容、总体规划和目标等进行了解读。据介绍，智能电网是实施新的能源战略和优化能源资源配置的重要平台，实施智能电网重大科技产业化工程，对于调整能源结构、节能减排、应对气候变化具有重大意义。
　　该解读明确指出，我国各种和可再生能源发电的发展目标是作为传统火力发电的替代电源而非补充电源。同时，当前智能电网领域科研关注热点是大规模可再生能源发电的接入技术及其与大规模储能联合运行技术、大电网互联及远距离输电及其相关控制技术、配电自动化和微网、用户侧的智能表计及需求响应技术。由此可见，随着“十二五”期间我国智能电网建设的全面启动，包括在内的新能源将迎来新的发展契机。
　　智能电网是大势所趋
　　世界范围内智能电网的建设已经全面启动。
　　《规划》指出，世界范围内智能电网的建设进程已经全面启动，许多国家都确立了智能电网建设目标、行动路线及计划，同时结合各自地区的监管机制、电网基础设施现状和社会发展情况的不同，有针对性地拟定了不同的智能电网战略。如美国的智能电网计划致力于在基础设施老化背景下，建设安全、可靠的现代化电网，并提高用电侧效率、降低用电成本;欧盟的超级智能电网计划则以分布式电源和可再生能源的大规模利用为主要目标，同时注重能源效率的改善和提高。
　　近年来，我国智能电网建设也逐渐提上日程。2010年，智能电网建设首次写入《政府工作报告》，上升为国家战略;去年3月，智能电网正式列入国家“十二五”发展规划;如今，《智能电网重大科技产业化工程 “十二五”专项规划》和相关解读的出台，足见我国发展智能电网的决心。
　　IEEE标准协会智能电网专家Sam Sciacca告诉《中国电子报》记者，智能电网是为了实现发电、输电、配电、供电系统之间的联系而存在的，通过系统的互操作来安全输电、可靠供电，同时实现节能减排――归根结底，智能电网就是系统的系统。无论是美国国家标准和技术研究所还是中国电力科学研究院，智能电网的概念在全球是共通的，世界各国都可以借鉴他国在建设智能电网方面的成功经验，发展智能电网是大势所趋。
　　有望为并网难题
　　智能电网可以解决新能源发电并网和大容量远距离传输等问题。
　　我国能源和电力发展现状，面临两个基本现实：一是能源资源贫乏，难以支撑现在的社会经济发展模式，而且能源资源与用电需求地理分布上极不均衡;二是气候变化催生的低碳社会经济发展模式对电力系统发展的压力迫在眉睫。
　　《规划》指出，我国电力系统集约化发展模式带来的并网技术难题远远超越了世界上的其他国家和地区，而建设智能电网可以在发电、输变电、配用电以及电网运行控制等各个环节实现全面的技术跨越，在不断提升电网输配电能力的基础上，通过现代先进技术的高度融合，大规模开发和利用新能源和可再生能源、全面提高大电网运行控制的智能化水平，提高电网输电及供电能力、抵御重大故障及自然灾害的能力，提升供电能力和水平，实现我国电网的跨越式发展。
　　当前，大力开发太阳能光伏等新能源，通过发展智能电网提升能源利用效率、节能减排，已成为世界各国的基本共识。
　　中国电子信息产业发展研究院光伏产业研究所副所长王世江表示，我国能源资源与需求逆向分布，新能源发电并网和大容量远距离传输等问题对输电技术及系统运行控制提出了挑战，而智能电网在解决以上问题的同时，还能实现与用户的双向互动，提高电网的灵活性和安全性，为新能源电力安全高效利用提供了技术支撑。
　　发展智能电网需形成合力
　　智能电网建设的辐射范围相当广泛，所带动的将是一个全新的、庞大的产业链。
　　《规划》提出，为支持智能电网发展，需要对相关六大产业进行布局，即清洁能源发电产业，清洁能源发电设备制造产业，光电转换材料、储能材料、绝缘材料等产业，电网设备制造产业，信息、仪器仪表、传感、软件等产业，产业。由此可见，智能电网建设的辐射范围相当广泛，智能电网所带动的将是一个全新的、庞大的产业链，而随着智能电网技术的不断成熟发展，还将进一步衍生出更多新产业。
　　因此，在接下来的智能电网建设过程中，不仅需要政府发挥指导作用，牵头形成多方合力建设智能电网的格局，引导相关、企业积极参与到智能电网建设工作中来，还需要建立协调互动、和谐共赢的合作机制，使利益相关方形成共同推进智能电网建设的局面。对此，国网能源研究院智能电网研究所所长张义斌表示，在发展智能电网的过程中，相关各方要找准自己的定位和角色，发挥应有的作用。
　　智能电网发展需要政府、电网企业、发电企业、用户、设备供应商、行业协会及研究等利益相关方通力协作才能够形成合力，促进智能电网及相关产业的协调发展。国家发改委能源所研究员王斯成告诉《中国电子报》记者，只要相关部门能够协调一致，共同努力，更有效地使用补贴资金，即便是在现有的资金条件、电网架构、政策体制下，每年10GW的国内光伏装机增量也是完全可以实现的。
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针对新能源并网难题需采取哪些措施？
针对新能源并网难题需采取哪些措施？
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新能源建设的负面新闻，报道最多的恐怕要属风电&弃风&现象，大量风电站建设之后，由于各类原因没有及时进行电力上网，造成极大的资源及经济损失。那么，针对新能源并网难题业界又需采取哪些措施呢?
第一点：新能源建设需合理规划
新能源建设不能一拥而上，虽然部分地区风电或光电资源丰厚，但是大部分地处偏远，电力基础设施有限，并不能很好的支持新能源电力并网。此外，这类地区同样由于地理原因，在经济建设上会稍显滞后，地区能源需求较低，不利于新能源电力资源就地消纳。在电力基础设施存不足，地方消纳有限的双重因素影响之下，地区就会面临电力资源节余多，但又输送不出的尴尬处境。
对此，进行合理的新能源电站建设规划，是提高新能源利用率的方法之一。我国风电建设发展到如今，正在从传统内陆地区走向海洋，大力推行海风建设。与此同时，国内发达城市大量位于沿海，电力资源需求大，有利海风电力就地消纳。同时，地区电力设施完备，减少了配套电力工程投入，有效降低建设成本，对之后的新能源建设刺激作用明显。
第二点：技术上解决新能源电力上网难题
新能源电力上网困难，最主要原因在于电力随机性太强，以风电为例，有风天气与无风天气发电条件相差大，电力波动性强就对以衡定电压进行电力输送的设施带来极大考验，风电脱网事件时有发生。
此时，启用智能电网进行新能源电力上网支持，就显得非常有必要。此前，英国进行的智能电网第一阶段试验就表明，在风电等新能源并网问题上，智能电网优势明显。
事实上，智能电网的本质特征是以高度的信息化、自动化为手段，大幅度提升电力生产与供应的安全性、经济性、便捷性，以达到最大限度地接纳新能源、提高设备利用率、改善用户供电质量的目的。规模化新能源安全高效利用正是智能电网建设的重要内容和基本目标。
此外，针对分布式新能源发电的间歇性与波动性，需要在分布式储能、用户侧的能源高效利用等方面开展前瞻性研究，使得配电网能够适应供电结构变化带来的运行方式差异，逐步实现分布式新能源的即插即用，提升适用性能。
&&&&京ICP证040220号发电预测难解新能源并网难题
　　《财经》(,)记者 沈小波
　　24小时前，风还没来时，风机所能发的电量，已经显示出来。
　　通过收集气象等关键数据及一套复杂的算法，国内的功率预测已经可以实现更高的功率预测的精度。
　　风电、光伏具有间歇性、随时性的特性，为需要保持发电、用电实时平衡的调度系统带来了难题，新能源功率预测，通过预测功率，可以带来更大的调度空间，也有利电网安全。
　　国内外的经验均表明，通过提高新能源功率预测的精度，可以有效提高新能源并网的比例。
　　国内各地区对新能源功率预测的精度要求不一，但趋势是越来越严。国内普遍要求，风电场预测次日发电功率，与实际功率的误差应小于20％。有些地区按月考核日均功率预测误差，有些地区更严格一些，按日考核。
　　国网冀北电力有限公司是国内较早开展新能源功率预测的电力公司之一，但到了冬季供暖季，也只能看着风电白白被弃。新能源功率预测并不能完全解决新能源的消纳问题，国内新能源面临的限电难题，还有着更深层次的原因。
　　国内新能源预测精度为何不高
　　新能源功率预测并不稀奇。早在1997年，丹麦就开始了风电功率实时预测。2012年之前，国内风电场、光伏电站安装功率预测系统视自主意愿而定。2012年，《风电场接入电力系统技术规定》、《光伏发电站接入电力系统技术规定》相继实施，功率预测系统成为风电场、光伏电站的并网前置条件。
　　东润环能研发总监娄勇刚介绍说，风电场功率预测系统首先要根据风电场的历史功率、历史风速、地形地貌、数值天气预报、风电机组运行状态等数据建立风电场输出功率的预测模型，以风速、功率和数值天气预报数据输入，结合风电场的运行状况，得到风电场未来的输出功率。
　　气象预报精准度，一定程度决定了新能源功率预测的精准度。目前国内新能源功率提供商多购买多来源的气象数据，再通过计算模型，进行气象的预测。比如，东润环能气象预报，就用中国气象局、丹麦气象公司、气象公司等多个数据源，进行集合预报。
　　“降尺度的计算是关键。”国能日新副总经理周永说，购买的气象数据是高空数据，还需要通过计算模型，测算等风机高度的气象数据。
　　各预测系统提供商的计算方法不一。比如，IBM采用了独家的“认知计算”分析方式，提高了新能源功率预测的精度，应用在张北地区风场。
　　但在现实中，风电场、光伏电站的运行数据，常常成为制约新能源功率预测的关键原因。娄勇刚说，国内风电从业人员普遍年轻，管理比较粗糙，风电场经常出故障，运行数据又不能实时共享，自然降低了功率预测的精度。
　　在东润环能给业主单位的培训讲义中有一条是“防止预测设备被偷”。讲义中案例显示，某风电场数十台风机长期故障，运行数据也未与功率预测系统同步，预测精度可想而知。
　　国内新能源功率预测经历了一个精度逐步提高的过程。2012年，国家能源局发布《风电功率预测预报考核办法（试行）》后，各地能监局陆续制定了风电功率预测考核管理的相关条款，通过经济手段考核预测不达标的风电场。
　　随考核要求提升，功率预测精度也在提高。周永说，在早期，国能日新还提供过预测精度仅为60％的产品。但现在普遍要求风电场预测次日功率与实际功率误差小于20％，各地具体考核方式不一，有的按月考核日均预测误差，有的按日考核。
　　但在国外，新能源功率预测的精度要远高于此，预测次日功率误差普遍小于10％，一些地区预测误差甚至在5％左右。多位业内人士认为，原因之一，在于国外风电场管理水平远高于国内，国外风机故障率也较低。
　　为解决这一短板，东润环能成立了专门的巡检小组，为新能源发电项目提供新能源功率预测的培训，并主动巡检，及时调整计算模型，提升精度。
　　国能日新也推出一款更高精度的预测功率产品，其做法类似东润环能，改原先定期巡检，变为专人维护，每天根据风场、光伏电站运行状况来调整模型。
　　中国气象局风能太阳能资源评估中心研究员朱蓉曾考察过、丹麦的风电功率预测的情况，这两个国家的特点是电网与发电企业都安装了新能源功率预测系统。
　　大唐新能源华东公司书记赵翔飞认为，电网公司建立新能源功率预测系统，可以更全面地收集区域内各风电场的数据，有利于进一步提高预测的精度。
　　近些年来，国家电网公司也在各省级以上电网安装新能源功率预测系统。《财经》记者了解到，由中国(,)开发的新能源智能监测与调度系统，就含有新能源功率预测功能，已经在22个省级及以上电网应用。
　　预测难解限电难题
　　业内普遍认为，提高新能源功率预测精度，对电网容纳更多可再生能源意义重大。
　　2005年《可再生能源法》颁布，要求可再生能源“全额上网”，电网调度逐渐转变为以可再生能源并网为主，传统能源辅助调峰的模式。
　　现实操作中，燃煤发电机组分调度机组与生产机组，前者执行调峰，最小出力可以降到额定功率的50％，后者一般不执行调峰，不得已时，最小出力可以降到额定功率的70％。
　　国网冀北电力公司调度中心主任施贵荣介绍，新能源并网发电时，备用以燃煤发电机组为主。“新能源功率预测更精准，我们就可以减少更多备用机组。”施贵荣说，这些减掉的机组释放出来的容量，就可以接纳更多的新能源。
　　冀北电力公司覆盖5个地级市，是国内可再生能源装机比例最高的地区之一。截至目前，冀北电力公司负责调度的电力装机为2155万千瓦，其中新能源装机930万千瓦，风电装机为854万千瓦，光伏装机76万千瓦。日，冀北电网风电产生有史以来最大的单日波动幅度，为512.5万千瓦，接近冀北电网总装机容量的四分之一。
　　据了解，冀北电力对风电场进行主动管理，提升发电侧的功率预测精度，并结合调度侧研发的风电功率预测系统，对不同预测曲线进行组合预测，2014年全年预测准确率达到88％以上。此外，冀北电力还要求并网的风电场、光伏电站安装功率控制系统。
　　这样，冀北电力公司可以精准预测功率，提前安排调度计划，当风电出力与预测结果偏差过大时，还可以通过分钟级的功率控制系统调节风电出力，保障电网安全运行。
　　日，冀北电网风电最大出力达到543万千瓦，风电瞬时出力占当时全网发电电力和负荷比例的最大值分别达54.3％、33.3％。
　　施贵荣透露，冀北电力对风电场、光伏电站进行考核，不达标准的，会扣除上网电量，这部分电量会用来奖励功率预测超过考核标准的企业。
　　风电运营商认为，功率预测的另一好处，可以让运营商提前知道功率情况，这样可以把检修计划安排在无风或少风的时段，也提升了整体的发电量。
　　但仅依靠提高新能源功率预测精度，并不能解决弃风、弃光的限电顽疾。施贵荣说，冀北一到供暖季，热电联产机组必须运行供热，这些机组维持运行的最小出力，就足以满足当地的电力需求，新能源的调度空间非常有限，“新能源预测准确率达到100％，也没有办法不弃风”。
　　未来角色
　　国外新能源功率预测与国内的显著不同，在于其在电力市场中扮演着重要的角色。以为例，德国由电网公司进行功率预测，含新能源在内的发电公司，统一在欧洲电力市场竞价，预测不准的电量，由电网公司在平衡市场购买，来保证电网的实时平衡。
　　新能源电力公司参考预测功率来决定其报价。新能源功率预测，成为了电力市场的基石之一。但在国内，电力购销均集中在电网公司，上网电价、销售电价也由政府制定，不存在成熟的电力市场。新能源功率预测，扮演着帮助新能源友好并网的角色。
　　但这一情况正在改变。今年3月，中共中央国务院发布了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（俗称“9号文”）。要求“加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制”。
　　据新华社报道，发改委已经报批的电改的六个配套文件，涉及输配电价改革、电力市场建设、电力交易机构组建和规范运行、有序放开发用电计划、售电侧改革以及加强和规范燃煤自备电厂监督管理等，预计近日即可公布。
　　省电力科学研究院电网技术中心博士认为，随着电改的深入推进，新能源功率预测可以发挥更大的作用。
　　江苏省正在制定2020年可再生能源发展路线图，可再生能源并网比例将进一步提高。为了应对未来发电端的变化，江苏正在积极推进需求侧管理，通过政策等手段来调节用电负荷，既涵盖用电时，削减用电负荷，也包括在用电低谷时，提升用电需求。
　　“2015年江苏省最高用电负荷超过8000万千瓦，夏季用电高峰期间，仅空调用电负荷就接近3000万千瓦。”李强说，通过对需求侧管理，可以有效削峰填谷，保证电网安全。
　　目前，国内的峰谷电价对用户削峰填谷激励有限。以江苏为例，普通工业用电高峰电价约为每度1.4元左右，低谷电价约为0.4元左右；普通居民用电峰谷价差更小，高峰电价约为每度0.56元左右，低谷电价约为每度0.36元，而国外电价价差动辄在5倍以上。德参与竞价后，由于有政府补贴，在风电大发的时候，常常报出负电价。
　　李强认为，随电改的推进，中国电力市场形成，新能源也会走上竞价上网的道路。届时更灵活的电价，会激励需求端更好削峰填谷，与新能源功率波动曲线趋向一致，最终也会促成新能源更高比例的并网。“而这一切，都建立在高精准度的新能源功率预测上。”
（责任编辑：HN026）
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