风电反调峰程度与什么有关


 发布时间:2020-09-26 07:50:16

华东区域电网峰谷差、核电装机容量和调峰压力都比较大,是典型受端电网,尤其需要帮助电网消纳风电、太阳能等新型清洁能源对电网的扰动,也亟须增加抽蓄电站参与调峰和整体平衡,以提高全网运行的安全性与经济性。新形势下,抽蓄电站不仅逐步向调峰填谷、电网调频、事故备用和系统储能等多功能并重的方

加大省间电网调峰互济力度。东北电网2015年组织实施跨省调峰支援290次,增加风电上网电量约7.8亿千瓦时。加大跨省跨区新能源交易规模。2015年前11月,国家电网跨省跨区外送风电和光伏电量260亿千瓦时,同比增长48%。消纳矛盾仍需标本兼治随着新能源大规模开发,运行消纳矛盾也日益突出。我国风资源集中、规模大,远离负荷中心,难以就地消纳。新能源集中的“三北”地区电源结构单一,抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源比重低。

国家能源局近日发布《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》,确定了电储能参与调频调峰辅助市场服务。事实上,自2015年起,国家陆续出台多项支持储能发展的政策。分析人士指出,此次新政策将通过对辅助服务市场补偿机制的完善,推动储能产业商业化发展提速。提高服务补偿力度《通知》提出,“三北”地区各省原则上可选取不超过5个电储能设施参与电力调峰调频辅助服务补偿(市场)机制试点,发挥电储能技术优势,建立促进可再生能源消纳的长效机制;在发电侧建设的电储能设施,可与机组联合参与调峰调频,或作为独立主体参与辅助服务市场交易;促进用户侧电储能设施参与调峰调频辅助服务。

在科学评估的前提下,利用市场机制挖掘抽蓄电站的功能潜力,被业内认为是抽蓄电站大发展的有效路径。朱冠宏建议,结合电力市场化改革进程,国家有关部门要组织抽水蓄能电站在电力市场中的运营规则,研究完全竞争市场条件下的电力辅助服务价格体系、价格标准和竞价规则,逐步引导抽水蓄能电站参与市场化运营,使抽水蓄能电站运行功能的市场和经济价值得到充分体现。市场化机制的探索不是一朝一夕。黄少中表示,要通过投资主体竞争,降低建设成本,形成市场化的容量电价;通过辅助服务补偿及调峰交易手段,形成市场化电量电价,实现常规电源与抽蓄电站的互利共赢;通过市场交易方式,招标用电低谷时期抽水电量,适当降低抽水电价,进一步消纳负荷低谷时段的风电、水电等可再生能源。

入冬以来,我国中东部地区用气量剧增,天然气供应不断攀高。中国石油塔里木油田全力做好冬季安全平稳供气,科学调峰保供、精心操作保运、加大产能建设保用气。地处塔里木盆地的克拉2气田是西气东输主力气源。按照中国石油集团公司调峰职能定位,塔里木油田对克拉2气田制订不同产量下的单井配产预案,为调峰时紧急调产提前做好运行方案。自10月以来,塔里木油田已连续3次对主力气田实施提产,对14口生产单井进行合理配产,使西气东输日供气量从3200万立方米提升至4700万立方米。

国家电网加快电网建设,保证新能源并网和输送。截至2015年11月,累计完成330千伏及以下新能源并网工程投资287.7亿元。开工建设国家大气污染防治行动计划“四交四直”特高压工程和酒泉—湖南特高压直流工程。同时,优化调度,尽最大努力消纳新能源。最大限度调度火电调峰能力,充分发挥抽水蓄能电站作用。采用先进控制手段优化风电场有功出力。扩大风电场自动发电控制系统(AGC)覆盖范围,最大限度利用送出通道的输电能力。1月至11月,冀北通过风场AGC多增发电量3.58亿千瓦时,同比增长45%。

记者近日走访几个相关抽水蓄能电站进行深入调研探究原因。新能源发展更需电网安全滁州是安徽省著名的风电产业发展基地,驱车行驶在滁州境内,窗外不时会闪过迎风起舞的巨型风机,这也使得坐落在滁州城西侧的琅琊山抽水蓄能电站意义非凡。与常规水电站不同,为了更靠近电力负荷中心,充分发挥调节作用,琅琊山抽蓄电站位置极佳。从滁州高铁站到琅琊山抽蓄电站仅有短短10余公里的距离,汽车沿着平缓的盘山公路直行,不到20分钟,电站的大门已经显露在记者面前。

据安迅思统计,目前我国建成投运的储气库(群)仅17座,主要由中石油、中石化投资。本次《通知》明确,储气设施经营企业可统筹考虑天然气购进成本和储气服务成本,根据市场供求情况自主确定对外销售价格,终结了之前统一气价的历史。郁丽程还表示,随着气候渐冷带来的供暖季用气需求增加,加上近年来工业“煤改气”和锅炉改造带来的稳定需求增量,今冬明春储气调峰价格上涨成必然趋势。中石油拟上调非居民天然气价格10月20日,国家发改委下发了《国家能源局关于做好2016年天然气迎峰度冬工作的通知》,其中明确要求到中石油、中石化、中海油等主要供气企业要落实既定冬季增产计划,全力实现迎峰度冬期间天然气稳定供应,确保居民生活等重点用气需求,确保长庆、塔里木、普光等主力气田满负荷生产,稳定供气。

2012年全国弃风电量约200亿千瓦时,是2011年的两倍,弃风损失达100亿元以上。昨天国家电网召开的促进风电消纳专项会议上提出,面对风电并网装机的快速发展,将通过加快电网建设、加强风电优先调度等措施,来积极促进风电消纳。根据国家电网测算,若在建以及获批建设的输电工程全部建成投产,新增风电送出能力将在2500万千瓦以上。通过统筹安排,加强风电优先调度,增加风电上网电量最高可达6亿千瓦时左右。“解决风力发电消纳问题是一个系统性工程,即使实现全部并网,许多地区调峰能力一时半会仍然跟不上。”资深电力行业分析师告诉记者,还需要在送电端电网或受电端电网建设大量抽水蓄能电站或燃气机组等调峰电源来实现配套输送。对于上述问题,国网公司也提出将研究提升局部地区风电当地消纳能力的可行途径,为风电消纳扩宽当地市场,将在经营区域全面启动电能替代工作,倡导“以电代煤、以电代油、电从远方来”的能源消费新模式,在电力生产环节全力服务新能源发电并网,为风电等新能源提供更大消纳空间。(⊙记者 王文嫣)。

鼓励现有常规火电机组开展技术改造,深度挖掘火电机组调峰能力。加快快速调节电源建设,统筹新能源发展与其他电源发展,建设抽水蓄能电站等快速调节电源。另一方面,需要加快研究压缩空气蓄能、电化学储能等大规模蓄能技术及应用。更为重要的是,要加快跨区输电通道建设,扩大新能源消纳范围。面对“十二五”风电规划目标,迫切需要加快建设一批跨区电网项目,促进内蒙古、新疆、甘肃、冀北等千万千瓦级风电基地的开发和外送,避免大风电基地建成后出现严重的弃风问题。

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