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当前,我国可再生能源产业正由装机规模高速增长向高比例消纳时代迈进,风电、光电也从过去的“微不足道”变为“举足轻重”。业内专家学者纷纷表示,大规模、高比例新能源并网必将对电力系统特性带来显著影响,而通过构建广泛互联的新一代电力系统、升级新能源涉网技术来支撑电网电压、频率稳定成为趋势。
装机快速增长
给电力系统带来挑战
据统计,截至2019年底,我国可再生能源发电装机达7.94亿千瓦,同比增长9%,占全部电力装机的39.5%,其中,水电、风电、太阳能发电、生物质发电装机规模均为世界第一。“目前,新能源已成为主力电源之一。截至2019年6月底,国网经营区新能源累计装机3.2亿千瓦,是2008年的38倍,占全网总装机21%,成为全网第二大电源。”国网国调中心原副总工程师裴哲义在9月22日人力资源和社会保障部主办、中国水力发电工程学会承办的“风光水电力扶贫及生态修复高级研修班(第二期)”上预测,2035年新能源装机将达13.8亿千瓦。根据目前新能源实际运行特性,预计日最大功率波动可达6亿千瓦,是目前华东电网最大负荷的2倍,对电网实时平衡能力带来巨大挑战。
中国电科院新能源研究中心总工程师迟永宁也曾公开表示,大规模新能源并网给电网运行与控制带来一系列新的系统问题与挑战,如系统惯量、频率调节能力降低,系统电压调控能力减弱,故障与震荡特性发生重大变化。
在裴哲义看来,高渗透率新能源还改变了电力系统基础特性,新能源快速发展带来电力系统高度电子化,对以交流技术为基础的电力系统分析理论提出了挑战。
电力基础设施
对清洁转型支撑不足
据了解,新能源发电在时间维度上具有季节性、时段性的波动和随机特点,在地域上又受限于资源分布不均衡,需要多资源互补、跨地域互补,目前我国能源电力基础设施建设还难以实现多能互补、时空互济、协调运行要求。而且,我国可再生资源与负荷逆向分布,其中,风能、太阳能资源集中在“三北”地区,水能资源集中在西南地区,用电负荷集中在华北、华东、华中、华南地区,占全国用电量80%以上。这决定了西部北部大量清洁能源需要输送到东中部消纳,对电网输送能力提出了更高要求。
“目前电力基础设施对清洁转型的支撑能力还有待进一步提升,新能源高渗透率电力系统控制技术亟待提高。”裴哲义表示,由于新能源发电的波动性和随机性,特别是分布式发电的“弱调度”特点,高渗透率电力系统运行控制难度加大,需要研究多资源、多目标、多约束的协调控制技术。
在调节能力方面的挑战是,新能源大量替代常规火电,导致电力系统动态调节能力严重不足,电压支撑“空心化”严重,存在频率、电压崩溃风险。同时,风电的“弱转动惯量”和光伏的“零转动惯量”导致电力系统等值转动惯量大幅降低,电力系统作为旋转惯量系统,由于抗扰动能力下降,易发生稳定破坏。
此外,现有国家相关标准对常规火电、水电机组一次调频调压性能都有明确规定,但对新能源机组一次调频调压性能未做要求,因此,风电、光伏电站并不参与系统调频调压。
紧抓可再生能源
跨流域跨区域互补特性
可再生能源在时间维度上具有明显的季节性和时段性,并具有区域内水风光互补、跨流域水电互补、跨区域风光互补特性,因此,通过广泛互联的新一代电力系统,可实现全网发供用多能互补、时空互济、友好包容。裴哲义认为:“通过资源模拟分析,西北地区相同容量的风电、光伏互补后,日发电出力最大波动范围减少10-15%。”
解决高比例可再生能源消纳问题,除多能互补外,提升新能源涉网技术水平是保障电网安全运行的必要条件。为此,国网近年来持续提升新能源调度技术水平,研发建立风电机组、风电场、光伏发电单元、光伏电站的详细仿真模型,构建新能源发电并网接入电力系统的仿真分析平台;研发风电场实时监测系统,实现对风电场资源和运行信息的实时监测;开发风电场综合监控系统、有功和无功控制系统、综合自动化系统;研发适用于平原、丘陵、山地等地形及高原山地、温带海洋性/大陆性、亚热带季风等多种气候类型的风电功率预测系统。
据悉,国网在“三北”各省(区)已安装30套新能源AGC(自动发电控制)、AVC(电网自动电压无功控制)系统,实现新能源通道能力充分利用、发电空间规范分配、无功电压稳定控制。“国网还组织开发了新能源测算工具。”裴哲义介绍,按季度滚动开展经营区新能源消纳测算,确定新能源利用率总体目标、新增装机布局等,并向国家能源局报告相关情况,得到认可。目前国网正在完善并试点部署水电消纳能力计算评估工具,开展水电消纳能力和弃水专题分析。
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4月18日,马寺—惠济500千伏线路一次送电成功,标志着豫西—豫中500千伏电网优化工程全面建成投运。该工程新建线路153千米,是国家“打造能源输送大通道,助力经济稳增长”重点项目、河南省委督办重点工程,也是2024年度河南电网首个投运的500千伏度夏保供工程。工程投产后,河南西部电力外送断面将增
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近日,中国能建中电工程陕西院设计国内规模最大台区分布式储能项目国内首个用户侧的分布式储能项目竣工投运!该项目覆盖面积广,总共部署安装149套台区分布式储能设备,共覆盖近8000平方公里,分布在西安市长安区、西咸新区、三原县、周至县、大荔县、富平县、铜川宜君县等七个区县内的130个村中,其中
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4月2日,全国新能源消纳监测预警中心公布了2024年2月全国新能源并网消纳情况。具体来看,2月全国光伏发电利用率为93.4%,环比下降4.7%。值得关注的是,这也是光伏利用率首次跌破95%。事实上,早在2018年国家发改委、国家能源局联合印发《清洁能源消纳行动计划(2018-2020年)》政策中,首次提出把弃电
4月2日,全国新能源消纳监测预警中心发布2024年2月各省级区域新能源并网消纳情况,2月光伏发电利用率93.4%,风电93.7%;1-2月光伏发电利用率95.7%,风电96%。原文如下:根据《国家能源局关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》(国能发新能〔2021〕25号),为引导新能源理性投资、有序建设
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近年来,乌兰察布市立足发展优势,“按照规模化布局、专业化开发、产业化推进、股份制合作”三化一制原则,在建设国家重要能源基地上走出了符合自身实际的绿色发展道路。截至目前,全市清洁能源并网装机容量达到1153万千瓦,居全区第二位。先后引进了三峡、国电投、远景、运达等多个头部企业,实施了三
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编者按:2024年3月18日,国家发改委官网公布了《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》(国家发改委15号令,下称15号令),从2024年4月1日起施行;2007年9月1日起施行的《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》(原国家电力监管委员会令第25号,下称25号令)同时废止。在新能源装机总容量、总发
北极星垃圾发电网获悉,3月18日,国家发改委发布《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》,本办法适用于风力发电、太阳能发电、生物质能发电、海洋能发电、地热能发电等非水可再生能源发电,自2024年4月1日起施行。文件明确,可再生能源发电项目的上网电量包括保障性收购电量和市场交易电量。保障性
3月18日,中华人民共和国国家发展和改革委员会令第15号发布。《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》已经2024年2月5日第9次委务会议审议通过,现予公布,自2024年4月1日起施行。文件明确,可再生能源发电项目的上网电量包括保障性收购电量和市场交易电量。保障性收购电量是指按照国家可再生能源消纳
近年来我国可再生能源取得了举世瞩目的发展成绩,截至2023年,我国可再生能源发电装机突破14亿千瓦,稳居全球首位。风电光伏产业国际竞争优势进一步凸显,其中光伏产品成为我国出口“新三样”之一。2019年,国家发改委、能源局发布《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》(发改能
今年两会期间,全国人大代表、阳光电源股份有限公司董事长曹仁贤表示,由于风光等可再生能源项目是一次性固定资产投入,企业按照项目投产时上网电价测定收益并做投资决策、偿还贷款、缴纳税费。在完备的电力市场机制建成之前,存量项目大比例参与电力市场化交易,电价必将发生波动,也影响未来新增项目
据内蒙古自治区发改委网站2月22日消息,为全面贯彻落实党的二十大精神,完成好“五大任务”,铸牢中华民族共同体意识,充分开发利用好内蒙古新能源资源优势,推进能源结构绿色低碳转型,深入落实《国务院关于推动内蒙古高质量发展奋力书写中国式现代化新篇章的意见》(国发〔2023〕16号)中“开展内蒙
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