6月，河北张家口市张北县气温达到32摄氏度，夏日正午的阳光炙烤着大地。国网冀北电力张北县供电公司工作人员的工作服早已被汗水浸湿。3小时内，两组启动人员完成了7座村级电站的并网启动任务。同一时间，张家口市康保县的4座村级光伏电站也相继启动，张家口“6·30”村级光伏扶贫电站并网启动大幕正式拉开。
张家口，以其优渥的风能、光能资源，成为全国新能源研发、检测的核心和基地，同时也成为国网冀北电力有限公司服务新能源发展的创新示范基地之一。多年来，冀北电力在缺少经验参考的条件下，以实用为基，从管理入手，加快科技创新系统研发，提升电网通道能力，探寻总结出一套可推广、可借鉴的促进新能源并网消纳的智慧攻略，以清洁、绿色的方式满足着区域内的用电需求。
攻略一
一册在手，场站并网不愁
冀北电力编写并发布全国首个涵盖新能源并网全过程的《新能源并网服务手册》，规范了新能源项目从规划前期到并网调试的14个环节，促项目并网手续办理时间减少27个工作日
“请已拿到并网评审意见的新能源业主微信告知，按照《手册》内容准备材料上报……”张家口供电公司调控中心专工何涛及时利用微信群，通过“张家口2018年新能源项目投运工作群”指导新能源企业并网程序及所需准备的材料。
“6月底前并网没问题，供电公司已将我们列入扶贫‘绿色通道’，并网的事一点都不懵，按照《手册》准没错，程序清晰，省时方便又贴心。”说话的，是国家电投河北公司张家口分公司副总经理张戈，今年其所在公司将有一个2.5万千瓦的光伏扶贫电站并网。
何涛说，今年仅光伏扶贫并网一项，张家口供电公司便承担着1080个村级光伏扶贫电站、27个集中式光伏扶贫电站共106万千瓦的并网艰巨任务。“并网量是过去几年光伏量的总和。”
截至5月底，冀北电网新能源并网装机容量1511.2万千瓦，统调装机占比达53.6％，占比居省级电网之首。而张家口新能源装机就超1000万千瓦，占冀北电网的三分之二还多。
其实早在2015年，新能源在张家口大规模集中并网的时候，冀北电力就总结实际遇到的并网难题，率先在张家口试点应用了“新能源并网程序表”。
“当时涵盖的内容没有这么全，就是一张纸，可特别实用，当时在张家口并网新能源项目要规范得多，开展起来也更顺畅，我们是走在全国前列的。”作为最早一批来到张家口开发的新能源企业，华电沽源风电有限公司生产运营部主任钱斌回忆道，最初来发展新能源的都是从各发电公司火电、水电项目抽调的人员，对并网事宜两眼一抹黑，正是这样“一张表”，成了指路明灯。
如今，从“一张表”汇编完善成“一本册”，自冀北电力在全国范围推广《手册》以来，因其系统梳理规范新能源业务流程，答疑解惑并网难题，得到广泛应用，且受到越来越多的新能源企业的认可。
据冀北电力调控中心主任施贵荣介绍，在服务新能源并网方面，冀北电力做足功课。自2013年起就定期组织冀北电网新能源运行信息通报会，建立新能源运行信息通报机制。2017年，冀北电力还在国网系统内设置首个扶贫项目并网服务绿色通道，建立扶贫项目非全容量并网机制，推进扶贫项目尽早并网发电，发挥扶贫效益。
攻略二
拓宽通道，提升外送能力
“十三五”后3年，冀北电力计划投资220亿元，建设特高压和柔直示范工程以及可再生能源汇集网络，进一步解决大规模可再生能源消纳外送问题
“2012年的时候，我们在康宝区最差的一个风电站，年风电平均利用小时数仅1300小时，一年就能亏3000多万元，真是亏的不要不要的。”钱斌回忆起那段最艰难的时光苦不堪言。
制约新能源消纳的一个重要因素，就是电网外送能力不足问题。回溯2011年，张家口地区仅有一条外送通道，曾一度出现弃电情况，10万千瓦的风电场仅能送出两万千瓦左右。那时，风电场运营十分惨淡。
而随着“三站四线”切改工程完工，以及新能源消纳水平的提高，张家口地区风电利用小时数逐年提高，截至2017年底达到1900小时。今年还有望突破2000小时。
截至2017年底，冀北电网风电利用小时数达到2265小时，高于国网平均水平345小时，在三北地区位居首位；光伏利用小时数1448小时，高于国网平均水平305小时。
近年来，为推动新能源在更大范围内的优化配置，保证新能源并网和消纳，冀北电力已累计投入68亿元，建成张家口6个500千伏可再生能源汇集站、8个220千伏汇集站、45项110千伏及以上可再生能源接网工程，基本满足张承地区可再生能源并网需求。
“十三五”后3年，冀北电力还计划安排投资220亿元，建设特高压和柔直示范工程以及11项500千伏交流工程，进一步加强220千伏和110千伏可再生能源汇集网络，解决大规模可再生能源并网消纳问题。
目前正在建设的张北柔直示范工程，作为世界上首个应用柔性直流技术进行陆地可再生能源大规模并网的示范工程，将构建起输送大规模风电、光伏、抽蓄等多种能源的四端环形柔性直流电网，可实现在送端弱交流系统条件下大规模清洁能源外送的模式。
攻略三
精细管控，深挖消纳潜力
冀北电力创新应用单机信息接入、开展功率预测帮扶、构建大数据运行分析平台、持续优化风光联合控制策略，精细化管控，实现新能源弃电量、弃电率“双降”目标
“2013年底，在供电公司指导下，我们全部风机就率先完成改造装上了新能源有功控制系统。”据钱斌介绍，此系统可将风机出力纳入整个电网多时间尺度优化调度，调度更加灵活。“改造后，2014年就多赢利2000多万元。”
得益于电网精细管控，企业效益稳增。为此，冀北电力全面加强新能源调控运行技术提升，依托调控中心新能源功率预测系统、自动电压控制系统和自动有功控制系统等技术支撑手段，丰富了“事前预测、事中优化、事后评估”的新能源全过程调控手段，为新能源消纳能力提升奠定了坚实的基础。
施贵荣介绍说，2017年冀北电网新能源消纳能力显著提升，全年新能源发电量287.63亿千瓦时，同比增长30.4%。全年新能源弃电量21.67亿千瓦时，全网弃电率为7.0%，实现“双降”目标。
“其中，弃风率降低至7.5%，低于国网平均水平5.4个百分点，在‘三北’地区千万千瓦风电基地中保持最低。”冀北电力调度控制中心新能源处处长孙荣富补充道。
为进一步拓展新能源消纳空间，冀北电力创新开展单机信息接入，实时监视冀北全网及各新能源场站的理论出力、可用出力和弃风、弃光情况。截至2017年底，冀北电网已有7355台风电机组、13206台光伏逆变器、75座测风塔、98座气象站信息完成接入，成为全国首家接入全部单机信息的省级公司。
据孙荣富介绍，在高质量单机数据的基础上，冀北电力还从时间、空间、发电集团和设备厂家四个维度开展新能源资源情况和损失电量精细化分析，构建“四维”评价体系，优化新能源场站发电性能。
同时，从2015年起，冀北电力连续3年对功率预测准确率低于75%的风电场开展功率预测帮扶，并将新能源场站预测时间由未来24小时延长为72小时，优化发电计划，确保新能源优先消纳。此外，持续优化风光联合控制策略，风电大发时段外送断面利用率达到96%以上。
