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风力发电设备,西北新能源如何发展

2019-09-23 作者:世界品牌行   |   浏览(158)

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中国环保在线 地方新闻】甘肃是我国重点新能源战略规划建设基地之一,拥有丰富的风电资源。近年来,甘肃风电的建设愈加完善,新能源发电量不断增长,新能源弃风限电问题得以有效缓解。而甘肃省内新能源消纳有限,进一步缓解发电受限问题,必须从国家层面协调甘肃新能源在全国更大范围内消纳。甘肃弃风率“双降” 三大措施消除“省间壁垒” 根据国家发改委《清洁能源发电第三方跟踪评估工作方案》相关要求,由甘肃工信委牵头成立评估小组,组织中国电科院对迎峰度夏期间甘肃新能源发电调度进行跟踪评估,通过生产模拟仿真方式开展了新能源消纳影响因素分析和消纳措施效果量化评估,研究提出了缓解新能源发电受限的相关建议,形成了评估报告。 截至2017年8月底,甘肃新能源装机2056万千瓦,其中风电装机1277万千瓦、太阳能发电装机779万千瓦;新能源装机占全省总装机容量4922万千瓦的41.78%,超出火电装机容量57万千瓦,成为我省大电源。1至8月份,甘肃新能源发电量168亿千瓦时,同比增加28亿千瓦时、增长19.8%;新能源发电量占比19.62%、同比提高1.5个百分点;新能源弃电量77.4亿千瓦时,同比减少25亿千瓦时;新能源弃电率31.5%,同比下降10.7个百分点。通过多方努力、多措并举,2017年甘肃新能源实现阶段性发电量和发电占比“双升”、弃电量和弃电率“双降”目标。 “双升”“双降”成绩的取得,得益于以下几个方面: 一是甘肃电网坚持新能源优先调度原则。在制定年度发电量计划时,按照省工信委制定的电力电量平衡原则以及优先发电制度,为新能源留出足够的电量空间;在日前计划安排过程中,结合风电功率预测和电网负荷预测,合理安排电网备用容量,动态调整常规电源机组组合,优先安排新能源发电;在实时调度运行中,依托风电AGC系统实时优化调整风电出力,发电空间增大时优先上调新能源发电出力,发电空间减小时优先调减火电、水电至低技术出力。 二是1至8月甘肃省全社会用电量同比增长8.36%,大负荷1291万千瓦、同比增长5.5%。 三是新能源发电装机增速放缓。2014至2016年,甘肃新能源装机分别新增392万千瓦、337万千瓦、205万千瓦,2017年1月至8月新增100万千瓦。 四是开展了新能源省间互济置换及跨区现货交易。 五是祁韶直流于2017年7月正式投运,新能源跨区外送能力显着增强。 六是备用容量实现西北电网共享。 甘肃作为全国重点新能源战略规划建设基地之一,其省内消纳新能源空间有限,要进一步缓解甘肃新能源发电受限,必须从国家层面协调甘肃新能源在全国更大范围内消纳。 一是要充分利用西北外送电所有通道,增大新能源跨区外送电比例。建议从国家层面研究并明确提高银东直流、灵绍直流等跨区外送电中新能源占比;或从国家层面下决心重新定位规划、在建和已建输电通道功能,将“点对网”变为“网对网”,做到外送通道共享共用,充分发挥其跨区外送西北新能源的作用,有效缓解甘肃弃风限电压力。 二是充分发挥新投运的祁韶直流通道跨区输电能力。研究新能源发电支撑特高压直流技术方案,强化送端电网强度。加强特高压直流受端电网结构,提高稳定限额。同时,研究并扩大受端消纳范围,完善消纳机制,实现“送得出”“落得下”“消得了”,切实发挥祁韶直流通道作用。 三是充分挖掘西北电网整体消纳新能源潜力。继续实施备用容量共享和省间互济,完善跨省调峰辅助服务和发电权交易机制。同时,明确西北区域统一调度、统一消纳新能源;对于新能源消纳,在市场和技术两方面均不设“省间壁垒”,并尽快研究和建立西北区域新能源跨省电力直接交易平台和机制。 从甘肃省层面而言,须采取以下重点措施,以促进新能源省内消纳、缓解弃风限电。 一是严格执行有关电源规划建设项目监测预警机制,停建、缓建有关电源项目建设。甘肃被列入煤电规划建设风险红色预警、风电投资监测红色预警、光伏电站开发红色预警区域。为此,甘肃省应严格执行国家对预警地区停建、缓建、限建有关电源项目建设规定,把通过“刹车”控制装机规模增速做为有效缓解电力过剩和弃风限电情况重要措施之一。 二是建立自备电厂参与调峰制度,提高省内系统调峰能力。结合自备电厂规范建设和运行的专项治理工作,尽快研究出台自备电厂参与调峰制度,将自备电厂纳入调峰机组范围,在当地负荷低谷期降低自备电厂发电出力,在负荷高峰期组织等量自备电厂电量上网,同时确保自备电厂调峰等量置换电量不增加其用电成本。 三是开展燃煤发电机灵活性改造试点。通过完善调峰辅助服务补偿标准、开展调峰服务市场化交易等措施,推动做为风电基地配套调峰电源的常乐电厂以及其他煤电机组开展灵活性改造试点,提高区域电力系统调节的灵活性,充分挖掘本地区系统调峰能力,促进新能源消纳。 四是共担“降成本”责任,共享“促增长”成果。鉴于甘肃以原材料为主的工业结构明显偏重,工业发展对电力的依赖程度高,电力消纳对工业发展的依附程度也高,“用不起电”和“发不出电”矛盾突出以及省内发电量占优先发电量近100%的实际情况,围绕“建机制”和“降成本”两个目标,按照“不设禁区”的原则,引导省内水电、新能源以“价格接受者”身份与煤电企业共同参与电力市场化交易,缓解煤电企业压力,防止用电下滑、促进负荷增长,实现“降成本”责任共担、“促增长”成果共享的协调发展局面。 五是建立有利于清洁供暖等电能替代工程的价格机制。按照《关于北方地区清洁供暖价格政策的意见》要求,通过扩大市场化交易、完善峰谷价格、实施谷段输配电价和财政支持政策等手段,促进清洁供暖等电能替代工程的加快实现和新能源的就地消纳。 六是积极推进电力现货市场建设试点工作。以电力现货市场建设试点工作为契机,抓紧推进甘肃现代电力市场体系建设。抓紧制订《甘肃省电力现货市场建设试点方案》、《甘肃省电力市场运营规则》,建设和完善技术支持系统。将现货市场建设与完善电力中长期交易紧密结合起来,力争早日具备现货市场交易试运行条件。充分发挥市场在电力资源配置中的决定性作用,促进清洁能源优先发电和消纳;促进煤电灵活性改造,充分挖掘系统调峰调节调频能力;引导用户合理用电和需求侧优化用电负荷特性,实现负荷移峰填谷;促进清洁替代和电能替代等。 原标题:从国家和省两级层面着手 破解甘肃新能源弃风限电困境

西北区域是国家电网系统中新能源占比最大的区域。随着新能源装机的不断增长,消纳形势日益严峻,新能源消纳困难已成为西北电力系统运行中存在的最突出问题之一。

制约西北区域新能源消纳的因素非常复杂,既有历史沿革问题,也有随规划发展变化而产生的新问题。为更好把握西北区域新能源消纳运营情况,促进新能源科学合理发展,近日,西北能源监管局在世界银行的支持下与西安交通大学合作开展了“西北区域新能源消纳的滚动机制路径分析”课题研究并发布研究报告,从四个维度提出了西北区域新能源发展的滚动机制路径安排。现状:五方面问题制约西北区域新能源消纳

西北区域新能源发展迅速,但由于其电网、电源等特点,“大发展”伴随着“高受阻”,集中表现在本地电力需求不足,外送潜力未完全发挥,区域调峰能力有待提升,新能源预测精度不准和市场及调度机制不完善五个方面。

研究报告指出,经济水平与新能源发展水平不平衡,是导致新能源消纳困难的一个重要原因。西北区域部分省份人均新能源装机、单位GDP新能源装机甚至高出欧美发达国家1-3倍,实现新能源高效利用必须在更大范围配置新能源资源。

目前,西北电网通过7条直流通道与华中、华东、华北和藏中电网跨区互联,直流理论输送容量达到3000万千瓦以上。但在实际运行中,受系统安全、受端省份接纳能力等因素影响,西北区域的电能外送潜力未能充分发挥。从相对比例来看,西北区域外送通道输送容量与新能源装机容量之比不足50%,在新能源发展同样迅猛的丹麦,这一比例已经达到了122.64%。

另一方面,西北区域系统调峰能力有限,主要体现在新能源集中大发时段,火电机组调峰能力短缺造成的调峰容量不足问题。提升火电机组灵活性、增加系统调峰容量、完善调峰资源配置机制,也是西北区域提高新能源消纳水平的重要因素。

在新能源预测精度方面,也表现出预测精度不准的问题。调查发现,西北某省短期风电预测精度约为75%,光伏预测精度约为80%,与国际先进水平仍有一定差距,需要从技术和机制层面激励提升。

同时,在西北区域市场体系建构的过程中,现行大部分交易机制未能实现有竞争性的市场交易,交易电量增长有限,交易电价相对固定,市场配置新能源的作用尚没有得到充分发挥。建议:转变监管思路完善新能源消纳机制

针对西北区域实际,结合对国外新能源消纳成功经验的分析,西北区域新能源发展机制可以从发电侧、输电侧、用电侧、宏观机制等多个维度进一步完善。

研究报告提出,当前新能源发电规划主要由供应侧推动,采取政府审批模式。随着电力体制改革的深入、电力市场化程度的加深,应引导新能源发电规划逐渐转变为“统筹规划、市场推动”,规划决策由单纯的基于发电资源的评估向包含发输配用储多个环节的全面资源评估过渡,并由发电厂自己基于市场运行评估项目盈利能力,独立进行规划决策,政府部门只起到相应的监管职责。

在输电侧维度,西北区域新能源外送受输电通道受阻影响,应引导电网在规划设计时关注通道受阻情况,综合考虑源荷具体情况制定外送通道规划方案;另外,输电费用作为电网使用的获益机制,也需要受到合理引导,应注重完善输电成本评估体系及分摊机制,逐步形成基于综合成本的输电费用定价机制。

在用电侧维度,为促进新能源消纳,在进一步刺激负荷增长的同时,还要注重挖掘和培育负荷侧的灵活性,以适应发电侧的不确定性。电力需求侧管理需要政府法规和政策给予有效激励和引导。一方面,要根据不同发展时间点制定相关的需求响应政策,挖掘需求侧的灵活性,另一方面,对于分布式储能、电动汽车等新型灵活资源,要引导其培育灵活性,并且逐渐扩大参与的市场主体,使得各类能源用户均有机会参与需求响应项目。

报告建议,未来应从多方面挖掘调峰资源,引导现有机组进行灵活性改造,并通过市场机制激励机组灵活性提升;督促调峰辅助服务市场有序进行和发展,并在中长期扩大市场机制应用的范围,最终逐步将配置调峰资源的功能从调峰辅助服务市场转变为现货市场及容量市场。同时,系统调度也要进行功能上的转变,将传统的“三公”调度职责转变为执行市场交易结果、保证系统安全经济运行。

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