新能源发电变流器/逆变器电源类型具备电力电子

作者:九州体育 发布时间:2020-06-26 12:54

  2019年12月,全国人大关于《可再生能源法》实施情况的检查报告中指出可再生能源规划存在不够衔接、执行不到位等问题,包括地方规划发展目标超过上级总体目标;电网建设滞后于可再生能源发展,可再生能源电力输出受阻问题比较明显等。

  究其根源是由于新能源发展与消纳的相关主体(包括地方政府、新能源企业、传统能源企业、电网企业、国家主管部门等)之间的利益目标不一致、不协调所造成的。国家主管部门的目标在于制定规划实现能源转型、提高新能源消纳比例,促进新能源行业可持续稳定增长等,但在各项政策落地推进中受到各种阻碍因素影响,包括地方政府指标落实力度、电网投资计划的审批执行、电网接入审批与消纳安排的积极性、常规电源生产与发展对新能源的挤压、可用于补贴的财政预算、主管部门权责范围和使用力度等。

  虽然2019年全国的平均弃风、弃光率均降至5%以下,但部分新能源富集区异地消纳的矛盾仍然突出。2019年,弃风率超过5%的地区包括新疆(弃风率14.0%),甘肃(弃风率7.6%),内蒙古(弃风率7.1%),三省(区)弃风电量合计136亿千瓦时,占全国弃风电量的81%;西北地区弃光率虽降至5.9%,但弃光电量占到全国的87%,西藏、新疆、青海、弃光率仍处于较高位,分别为24.1%、7.4%、7.2%。

  我国风光资源禀赋与电力负荷呈逆向分布关系,“三北”区域基地型新能源场站发电需通过跨区特高压输电外送到负荷密集的中东部地区,除了外送通道输电能力不足导致弃风弃光限电,电力交易中存在的省际壁垒也是重要影响因素。虽然中央从2003年就开始鼓励跨省电力交易,通过在更大的市场内配置资源来提高能源效率,但2019年的跨省交易电量仍不到全国电力消费总量的20%。目前以省为主体的地方经济发展模式,决定了其电改基本思路就是要“以自给自足为主、外电补充为辅”,不利于大规模新能源的跨省跨区消纳。

  在新能源企业面对补贴政策带来的成本效益压力的同时,电力体制改革推进中存在的一些问题更加剧了这种挑战。如在电力整体供过于求的省份,新能源消纳途径包括基本电量、交易电量等多种渠道,交易电价随行就市,一般均与火电标杆电价存在负价差,保量不保价问题突出。2019年12月,全国人大关于《可再生能源法》实施情况检查报告中对全额保障性收购制度落实不到位的问题进行了通报。除此之外,新能源企业在电力体制改革中仍面临着以下挑战。

  1、平价时代新能源项目电价将面临新的问题。火电标杆电价将直接决定新能源发电电价。2019年10月21日,国家发改委发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》(发改价格规[2019]1658号),提出火电采用“基准电价+上下浮动”的电价机制,对于“上下浮动”部分,浮动范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%,但同时又提及“确保工商业平均电价只降不升”的要求,在这种机制下,下游用户侧降低销售电价的政策可能向上游发电侧传导,导致上网电价降低。随着电改的推进,电力市场化交易规模的不断扩大,可能进一步拉低火电平均上网电价,进而对平价新能源项目带来更大的盈利压力。

  2、电力辅助服务补偿分摊机制设计不合理,信息不透明,导致新能源企业非预期成本的增加。2019年11月5日,国家能源局发布了《关于2019年上半年电力辅助服务有关情况的通报》,2019年上半年,电力辅助服务总费用规模达到130.31亿元,同比增长85.95%,其中,调峰费用共50.09亿元,同比增长100.3%;备用费用47.41亿元,同比增长141.6%。这两类服务在新能源发电装机比例较高的电网意义非同寻常,调峰、备用补偿费用的大幅提高,意味着常规电源给新能源出让了更多的发电空间,但由于某些调峰市场中存在的不完善因素(如某区域调峰市场中单价设置高、全电量分摊机制不尽合理等歧视性问题),在实现新能源消纳提升的同时,也给新能源发电企业带来了较大的分摊压力,大幅压缩了新能源发电企业的利润。

  3、电力市场披露机制亟待完善。当前电力信息披露仍集中于公开电力交易信息,缺乏对相关信息的进一步分析和归纳,并没有形成较为系统的电力交易指数体系;同时广泛存在披露不完善、不及时等问题,导致新能源企业无法获得实时交易出清结果,进而新能源参加的各类交易均存在偏差电量,在一定程度上影响了交易的公平性。

  新能源大规模并网,直流远距离输电规模持续增长,送受端常规机组被大量替代,电网形态及运行特性在发生较大变化,系统电力电子化特征凸显,主要影响体现在如下几个方面。

  1、电力电量时空平衡困难,系统调峰能力仍严重不足。新能源高比例接入电力系统后,由于其波动性、间歇性、逆调峰出力特点,精准预测难度大,系统中常规电源不仅要平衡负荷变化,还要随时平衡新能源发电的出力波动,系统需要预留的灵活性电源容量加大,系统调峰能力严重不足。

  2、新能源发电一次调频能力不足,主动调压能力有限。现有并网技术标准(GB/T19963-2011)对新能源发电一次调频能力未做明确要求,随着新能源出力占比不断增加,跟踪响应电网频率变化的一次调频能力持续下降;新能源发电大规模替代常规发电机组,导致主网短路容量大幅下降和无功分层分区平衡能力弱化,对电网电压支撑和调节能力有限。

  3、新能源涉网性能标准偏低,频率、电压耐受能力不足。当系统发生事故,频率、电压发生较大变化时,譬如大型机组故障、大容量线路跳闸、直流换相失败或闭锁等,新能源机组容易大规模脱网,引发连锁故障,该问题随着新能源规模的快速增长日益突出。

  4、系统电力电子化趋势引发次同步谐波与次同步振荡。新能源发电变流器/逆变器电源类型具备电力电子器件的快速响应特性,在传统同步电网以工频为基础的稳定问题之外(功角稳定、低频振荡等问题),出现了宽频带(5~300Hz)振荡新稳定问题,电力电子装置诱发次同步/超同步振荡后,严重危及火电机组及主网安全运行。

  5、高渗透率分布式电源带来运行管理问题。分布式电源具有数量多、规模小、分布广等特点,高渗透率接入给电网安全运行管理带来一定困扰,需要及早解决早期并网标准偏低导致的频率电压越限发生脱网、功率预测精度差导致调峰难度加大、下网潮流变小甚至倒送等影响配电网供电可靠性和电能质量等问题。

  1、2019年5月10日,国家发改委、能源局发布《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》(发改能源〔2019〕807号),确定了各省级区域可再生能源电量在电力消费中的占比目标,即可再生能源电力消纳责任权重;同时早在2017年7月,以国家能源局《关于召开绿色电力证书自愿认购启动仪式的通知》为开端,绿证政策实施至今已有两年多的时间,但在自愿认购的情况下,绿证市场反应和效果却不尽如人意。目前对促进需求侧消纳新能源的机制主要从区域强制配额、自发社会责任两个角度考虑,缺乏更有效的激励措施补充,对更大规模的促进新能源消纳具有一定的局限性。

  2、能源转型革命首先要解决认知革命和观念革命问题。在消费侧激励机制缺乏的同时,由于宣传、引导与监督等存在的不到位因素,以及人民素质水平和传统思维定式影响,大众对于新能源的了解和接纳程度仍然有限,对于电力生产与消费观念转变、对全球气候变暖应对措施紧迫性的认知仍存在不足。

  着眼于国家能源转型及低碳发展的历史使命,建议重新梳理各方的目标导向和制约因素,形成统一目标下相关方消纳新能源的责权利,从而有利于解决瓶颈问题,实现国家规划目标。尤其建议逐步调整电网企业的考核导向与国家指标的下达方式。

  当前电网企业的目标导向仍主要在于利用输配环节的自然垄断地位实现增供扩销、收益最大化,以及保证系统供电的稳定可靠。新能源的消纳增长相对于常规电源给电网的“购销价差”贡献和系统稳定贡献存在弱势。因此电网企业更倾向于常规电源的电力供给,在新能源接入审批及消纳运行安排上没有主观积极性;更不要说分布式新能源“自发自用”和“隔墙售电”已跳出电网企业收入渠道,与电网企业目标导向存在冲突。

  2015年8月,中共中央、国务院印发了《关于深化国有企业改革的指导意见》,文件中指出要根据国有资本的战略定位和发展目标,结合不同国有企业在经济社会发展中的作用、现状和发展需要,将国有企业分为商业类和公益类。本着电网企业独占性和公益性的基本属性,应逐步回归电网企业公益性属性。以保障民生、服务社会、提供公共产品和服务为主要目标,将电网企业的考核目标逐步调整为降低输配成本、提高营运效率和安全、增加新能源消纳额度和比例(包括并网、“自发自用”及“隔墙售电”等)、提升服务水平和品质等,同时引入社会评价。

  解决国家主管部门将新能源规划指标下达给地方政府,而地方政府无抓手,只能层层分解协调解决的问题。建议国家主管部门将新能源并网规模与消纳比例的五年和年度指标同步下达给电网企业,由电网企业根据各地电网现状和负荷预测,结合新能源消纳技术进步和示范项目的引领作用,进行系统最优化布局设计,规划未来的投资和升级,提前向社会公布各地区(甚至细化到各台区)下年度可以新增的新能源并网和消纳额度。考虑新能源投资的各种因素制约,要求电网企业预先公布的各台区新增容量总额必须大于国家规划,新能源投资企业可有更多的选择余地做出合适的投资决策。

  借鉴欧洲国家的经验,在能够建立省间市场的地方直接建立省间市场,能够在更高层次统筹规划的地方,就不在低层面进行统筹规划。打破以省为边界的省级电力市场制度,通过建立省间电力市场,统一制订交易规则、统一进行电力电量交易,更大市场范围内形成交易互动的规模与合理匹配,将有效减少各省政策成本,有利于市场竞争的规范有效和可靠运行。

  在尚未建立成熟的现货市场、未形成合理的分时电价机制之前,建立起调峰交易机制,利用市场化手段解决调峰问题,是促进新能源消纳的一种可行选择。但在多数建设初期的调峰市场,根据一般经验,将火电机组为代表的传统能源作为深度调峰的主力资源,而将新能源等视作调峰的需求者,固化了其在调峰中的角色,在补偿分摊机制设计上存在一定的行业歧视现象。建议政府本着资源优势互补和市场公平的原则,理顺利益关系,进一步完善辅助服务市场,提高辅助服务的公平性;同时,规范市场报价和审核披露机制。

  完备的现货市场是国外电力市场成功运营的关键。现货市场主要开展日前、日内、实时的电能量交易和备用、调频等辅助服务交易,现货市场产生的价格信号可以为资源优化配置、规划投资、中长期电力交易、电力金融市场提供一个有效的量化参考依据。在现货市场作用下,新能源通过低边际成本自动实现优先调度,并且中长期交易通过现货交割,同时通过现货市场的价格信号引导发电主动调峰,优化统筹全网调节资源,有效促进新能源消纳。建议进一步加快现货市场的试运营与建设工作,构建全国性电力现货市场,在具体市场机制设计中,应充分考虑新能源发电的波动性、不确定性、边际成本等特点,一方面通过合理的投资保障机制,调动各类型尤其是灵活性较高的电源投资积极性,保障电力系统长期安全地可靠运行;另一方面,通过运行阶段规则设计,如日前市场竞价、结算,日前市场与日内市场衔接、实时市场奖惩措施等,充分调动灵活性资源的潜力。

  规范信息披露内容,制定电力市场信息披露目录;建立信息分类评价机制,信息分类评价由电力交易机构与监管机构共同负责;规范信息披露方式,规范分类报送信息时间及发布方式,增强发用两端知情权;同时,从理顺政府监管机构职能、建立监管有效性评估体系、完善处罚机制、完善争议处理机制四个角度出发,完善电力市场信息披露监管体系。

  参考国外电力市场成功经验,建议在新能源电价政策中增加环境成本因素,实现补贴电价平稳退坡;对存量带补贴项目可逐步实施“价补分离”,即“市场化上网电价+固定补贴”模式,鼓励新能源积极参与电力市场,发挥新能源发电边际成本低的竞争优势,充分利用市场机制发掘新能源消纳空间。

  按照国家发改委、能源局公布的2020年各省(区、市)非水电可再生能源电力最低消纳责任权重,当前云南、宁夏、新疆等11个省(区、市)非水电可再生能源消纳比重已达到2020年最低消纳责任权重,江苏、广东、安徽、贵州、山东、内蒙古和广西距离达到2020年最低消纳责任权重不到1个百分点,京津冀、黑龙江、甘肃和青海非水电可再生能源电力消纳比重较2020年最低消纳权重仍有较大差距。有必要进一步加强地方政府新能源消纳方面的工作力度,建议将消纳责任权重纳入地方政府绩效考核管理体系,对政府部门及其人员的执行力、执行结果进行全面监测、考核分析和评价,调动起主动性和积极性,保障政策的进一步落实到位。

  解决绿证市场与新消纳保障机制的衔接问题。目前绿证自愿认购对促进新能源消纳作用十分有限,应将新能源消纳保障机制将与绿证认购有机结合,具体考虑设置绿证抵销消纳量的权重,鼓励企业进行绿证认购,刺激绿证市场的进一步发展。

  (1)促进新能源就近高效利用。在三北等新能源富集区,建设以新能源利用为主、多能集成互补联合运行的综合能源消纳示范区。探索新能源富余电力供暖、制氢、参与电力辅助服务实现途径,利用综合能源管理监控平台实现多能集成互补、源-网-荷互动,梯次高效利用。

  (2)加快“两个替代”。北方可实施风电供暖取代燃煤燃气锅炉,对热力管线覆盖不到的建筑推广热泵、发热电缆、电热膜等分散式电采暖取代散煤锅炉供暖;对工业燃煤或燃气窑炉可改造为电锅炉;对农业井罐区可实施“机改电”排灌;对靠港燃油船舶可改造使用岸电等,适合新能源低谷限电利用及就近消纳。

  (3)推动实现需求侧响应。通过需求侧响应激励机制、需求侧响应技术积极探索新能源消纳与电力需求侧互动响应研究,鼓励电动汽车充电桩等可平移柔性负荷参加响应新能源消纳的电力辅助服务市场,发挥电解铝、铁合金、多晶硅等电价敏感型高载能负荷的灵活用电潜力,消纳波动性新能源。培育需求侧响应聚合服务商等新兴市场主体,释放居民、商业和一般工业负荷的用电弹性,逐步将电力需求侧资源纳入电力市场。

  新能源分布式发电在负荷区就近建设,就地消纳,可有效解决输变电环节电能损耗,同时销售电价具备竞争优势,提高能源利用效率。建议国家打破新能源分布式“隔墙售电”的市场壁垒,有力推进分布式发电市场化交易政策落地,促进我国能源消费革命的飞跃。

  采取各种有力措施,全面推广新能源的科学普及和开发利用研究,在全社会积极倡导绿色环保能源消费观念。可充分利用现代科技手段充分调动广大群众了解、学习、消费新能源的积极性、主动性和创造性,让新能源熟知于民、服务于民、实惠于民、造福于民,让整个社会行动起来进一步扩大新能源使用比例,走可持续发展之路。

  (1)提高功率预测系统精度。通过气象预报技术的改善提升和功率预测模型算法先进适用性提高风电功率预测精度,提高风电并网协调运行水平。

  (2)提高频率/电压控制响应与耐受能力。通过新能源发电主控程序优化升级、风电变流器/光伏逆变器新型拓扑设计改造等技术创新手段,实现新能源发电虚拟同步惯量,具备一次调频及主动调压能力、高电压穿越改造能力、抑制次同步谐波能力、提高弱电网(短路比SCR2)运行适应性,进一步降低谐波提高并网电能质量。

  (3)提高多场站协同优化运行调控能力。新能源企业与电网公司联手,在新能源基地以及各地新能源发电分布区域,通过规划建设区域性新能源大数据与监控平台,实现集中/分布式新能源发电功率精确预测及有功/无功电压优化调控,实现并网联络线优化调度控制,具备防范新能源发电大规模脱网引发连锁故障的能力。

  (1)继续推动火电灵活性改造。在新能源优先发电政策支持下,以及具备电力辅助服务补偿机制的前提下,通过火电机组低负荷运行适应性改造,实现火电机组具备深度调峰能力(降低50%Pn以上)的灵活性改造,通过有偿深度调峰,实现新能源发电替代。灵活性改造要兼顾深度调峰和节能效率,在安全和环保的基础上,最大程度降低对机组能耗、效率、寿命周期的影响。

  (2)供热机组热电解耦运行。“三北”区域冬季供暖期与大风期重叠,供热机组“以热定电”运行模式使其最小出力较高,调峰能力严重受限(不超过20%Pn),挤占新能源消纳空间,使得大风期弃风严重,供暖期6个月限电量占全年70%以上。通过在热电厂配置蓄热罐、电蓄热锅炉等措施,可在一定程度上或完全解耦“以热定电”约束,降低供热机组负荷低谷时段的最小出力,从“电能热能”转换及时间挪移过程既能解决蓄热供热,又可提高新能源消纳空间。

  (1)提升新能源富集区域电网汇集和跨区域外送能力。加快推进青海-河南、张北-雄安、陕北-武汉、雅中-江西等地高比例可再生能源外送通道建设,重点解决甘肃、两广、新疆、河北、四川、云南等地区内部输电断面能力不足问题。

  (2)提高存量跨省区输电通道新能源输送比例。充分发挥送受两端常规机组的调频和调峰能力,探索新能源场站和常规电源组成联合调度单元,内部由常规电源为新能源场站提供调峰和调频辅助服务,对外视为整体参加电力市场并接受电网调度机构指令;统筹发挥大电网跨区域协同调度及配置平衡能力,提升特高压直流利用效率,实现主要跨省区输电通道中新能源电量比例达到平均30%以上。

  新能源发电配合相应容量的储能应用能够显著改善涉网性能,包括平滑出力波动、提高跟踪发电计划精度、改善场站无功调节能力、平抑并网点电压波动,有效减少弃风弃光。同时储能作为可调度灵活电源可参与电力辅助服务获得额外收益。随着储能系统产品成本不断下降,其商业模式和盈利边界也不断拓展,在技术经济可行条件下,可在新能源富集区域积极发展风光储互补一体化发电项目。通过风能和太阳能出力互补性、储能调控灵活性提高新能源发电的可靠性和稳定性,同时也可通过共用升压站、集电线路等有效降低单位投资成本,提高风光储互补一体化发电项目竞价能力和盈利水平。

  制约新能源发展的因素纷繁,影响消纳的原因也复杂多变,解决新能源发展与消纳问题是一项长期而艰巨的任务。在当前整体取得显著成绩的同时,必须坚持解决当前不可忽视的关键问题。我国正处于能源转型革命的关键时期,如果提供不了进一步的政策保障、市场机制和关键技术,弃风弃光随时可能卷土重来。本文择取了这些关键问题,并提出具备现实意义的解决途径和政策建议,希望能够在即将到来的新能源平价时代,在国家由全面建设小康社会向基本实现社会主义现代化迈进的“十四五”关键时期,对促进新能源产业健康、高质量发展,实现国家能源转型目标,起到一定的促进作用。

  如何解决新能源消纳问题?各位朋友们有没有好好的看完上面的内容呢?希望上面的内容可以帮助大家更好的了解这个问题。


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