电力调峰方式及其存在的问题


 发布时间:2020-09-24 23:01:27

主要依靠天然气进口的国家,如法国和日本等国都更加重视天然气储备问题,除了企业储备以外,还建立天然气战略储备。气源区与用户区年峰谷差、季峰谷差导致的供需紧张局面频繁出现,亟需建立一定的储备及应急调峰设施。薛光林分析中国天然气资源地与消费地分离,决定了需要足够的能源储备量才能保障供应

张滇生说,抽水蓄能电站还可以应对电网紧急事故,保障电网安全稳定运行。在电网遭遇紧急情况下,抽水蓄能电站作为备用电源,启动时间只需3~5分钟。南网抽水蓄能经验值得推广积极吸纳西电和大力发展核电虽为广东省提供了能源保障,但也增加了调峰压力,同时系统峰谷差进一步加大,调峰及电网安全稳定问题将日益突出。按照国家水电“十二五”规划,到2020年,我国抽水蓄能容量需求量南方区域为1088万千瓦。《国家能源局关于进一步做好抽水蓄能电站建设的通知》中也明确表示“适度加快抽水蓄能电站建设步伐十分必要。

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%。

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。

这么低的收益率,对于国企来说正常运转没问题,但对于私营企业,这个收益率实在缺乏吸引力。”国网新源华东宜兴抽水蓄能有限公司总经理朱冠宏坦言。市场化是必由之路“在摆正认识的前提下,要解决抽蓄电站的问题其实不难,就是走市场化道路,充分发挥市场的调节作用。”陈大鹏始终认为,执行哪一种电价机制并不重要,关键是电价核定标准要合理。比如容量电价,现在按投资造价算回报率就非常不合理,带来的问题是,工程期间谁管理好、用钱少,谁收益低。

此外,先进技术的推广也有利于提高抽蓄电站运行效率,降低成本,增强市场竞争力。“常规抽水蓄能机组在抽水情况下负荷不可调节,可变速抽水蓄能机组在发电和抽水状态下都可以实现功率调节,而且范围更大。”作为抽水蓄能变速机组应用关键技术科技攻关团队的带头人,陈大鹏认为,在电网中配备合理比例的可变速蓄能机组可以很好地满足电网对调节充裕度和精度的要求。作为调节电源,抽蓄电站越靠近负荷中心,越能发挥功用。但在我国负荷中心区域,一般都没有高山,由于水头的限制,常规抽蓄电站选址受到很大限制。可变速机组可适应更宽的水头(扬程)变幅运行,为在负荷中心附近建设抽蓄电站拓宽了选择范围。“变速机组通过改变转速能较好地适应不同的运行水头,改善水泵水轮机的水力性能,减少振动、空蚀和泥沙磨损,有效改善机组运行工况,在提高机组启动可靠性和灵活性的同时,还可延长机组寿命,大大降低机组运行和检修费用。”陈大鹏说。

业内人士表示,冬季供气紧张下的调峰气价上调是市场化行为,上游企业需要与下游企业充分协商提价■本报记者 李春莲自去年11月20日非居民天然气价格下调后,天然气市场增速明显回暖。随着冬季用气高峰的到来,部分地区天然气供应或出现短缺,为了缓解保供的压力,中石油计划自11月20日起上调非居民天然气价格10%-20%。业内人士表示,冬季供气紧张下的调峰气价上调是市场化行为,上游企业需要与下游企业充分协商提价。前不久,发改委发布《国家发展改革委关于明确储气设施相关价格政策的通知》,明确储气服务价格由供需双方协商。

按照标准天然气热值折算,上述项目输送能力可达512亿立方米/年。未来将达产的进口渠道包括云南瑞丽口岸,将于2014年开始接收缅甸管道气;东北地区,2018年开始接收俄罗斯东线管道气;沿海LNG码头,也将陆续投产。将上述在建和达产项目加总,全部输送能力将接近2400亿方/年,相当于目前国内天然气产量的两倍。另一方面,国内天然气供应陆续取得突破。中国证券报记者了解到,就在两周前,中石油西南油气田公司宣布,安岳气田磨溪区块龙王庙组气藏年产气40亿方的开发一期工程投运,标志着国内最大单体海相整装气藏开始大规模开发。

中新社广州3月7日电 (王华 刘福钦)记者7日从南方电网调峰调频发电公司获悉,海南琼中抽水蓄能电站已获国家发改委核准同意建设,即将全面开工。据介绍,海南琼中抽水蓄能电站位于琼中县南渡江南源黎田河上游,距海口市、三亚市直线距离分别为106公里、110公里,距昌江核电站直线距离98公里,安装3台20万千瓦可逆式水泵水轮发电机组,总装机容量为60万千瓦,总投资约39.95亿元人民币。海蓄电站邻近海南负荷中心及核电送出通道,电站建成后主要承担海南电力系统调峰、填谷、调频、调相、紧急事故备用等任务。

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。

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