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中道|转型升级咨询室.新型电力系统研究(四):重点任务(4)配网微网与市场机制建设

(2024-06-22 06:14:05)
标签:

财经

分类: 管理咨询

/中道咨询(微信公众号“合创中道咨询”)

 

高弹性配网及微网建设,提升供电可靠性


一、建设高弹性配网,有效消纳配网侧分布式能源

随着“新型电力系统”的建设和国家关于新能源建设相关政策的落地,各类分布式光伏、分布式储能、电动汽车、光储充电站等新型负荷将逐步接入配电网,配电网将由无源网络向有源网络、功率流向由单向向双向转变,负荷结构及特性发生巨大变化、源荷边界模糊化,平衡模式、功能形态、结构形态、设备形态、控制形态将发生改变,传统自上而下垂直单一电能配置平台逐步向能源配置平台转型。

建设高弹性配网的目的是实现各类新型负荷的有效接入,提升配网供电可靠性,并调节配网侧“源网荷储”,实现配网侧分布式能源的有效消纳。

高弹性智能配电网具备四个核心能力:一是负荷快速增长和清洁低碳发展下的电网高承载能力;二是大规模分布式能源和客户侧资源的源网荷储高互动能力;三是运行故障和极端事件下的电网生存及自愈能力;四是具备提升全社会综合能效水平提质增效的能力。

在高互动方面,随着国家和地区政府新能源政策的推进,城区及周边用户会逐步开展分布式光伏建设,为增强供电可靠性,配网侧用户分布式储能在不久的将来也会逐渐进入建设期。因此,电网一方面在新型电力系统建设中需要加快配网自动化建设,增强10kV配网灵活互动的能力;另一方面需要通过“虚拟电厂”的建设打破源、网、荷、储四方面内部的交互壁垒,构建灵活高效的互动机制,打造配网侧源网荷储多元互动体系,实现配网侧分布式能源的有效消纳。

配网“自愈”功能高弹性配网的重要特征之一,即实现配电网的自愈功能,需要实现配网非健全信息条件下的快速故障定位、制定故障快速隔离与恢复供电优化策略,并通过配电自动化快速执行。建立高弹性自愈配网,一是需要高效的智能故障检测手段(如基于物联网的故障指示器);二是需要高智能断路器实现故障的快速隔离;三是需要建设有强大应用软件支撑的智能配电主站。因此,建设高弹性配网,故障的自动检测、配电自动化建设以及相关的自愈策略制定是关键。

高弹性配网建设完毕后,能有效实现分布式能源的接入和消纳,是提升全社会综合能效水平的重要措施。

二、推进微电网建设,提升供电可靠性

微电网是实现源网荷储一体化的先进技术手段,是支撑新型电力系统构建的重要电网形态,是配电网的重要表现形式和有机组成部分,是虚拟电厂的初级物理聚合商。未来电网的发展将逐步形成以输配电网为主导,微电网有益补充的发展格局。微电网作为新型电力系统构建的重要元素,将在提升电力服务水平、局部地区电力能源供应保障、系统安全支撑、促进分布式新能源消纳、个性化用能服务、能源综合利用效率提升等方面发挥重要作用。随着新型电力系统不断建设发展,未来微电网在10kV及以上电压等级的接入需求或将增加,交直流混合组网将是主要形式,并将面向台区微网化、配微一体化和综合能源化的方向分阶段有序发展。

由分布式电源、储能装置、能量转换装置、相关负荷和监控、保护装置汇集而成的小型发配电系统,是一个能够实现自我控制、保护和管理的自治系统,既可以与外部电网并网运行,也可以孤立运行。从微观看,微网可以看做是小型的电力系统,它具备完整的发输配电功能,可以实现局部的功率平衡与能量优化,它与带有负荷的分布式发电系统的本质区别在于同时具有并网和独立运行能力;从宏观看,微网又可以认为是配电网中的一个“虚拟”的电源或负荷。

从经济性上考虑,目前微网EPC市场报价已下降至4/Wp(包含光伏板、逆变器、支架、开关等组件,包含20%储能容量)左右,储能组件报价约为1.7/wh左右,微网的构建已具备较大的商用价值,以搭建1MW微网进行计算,微网市场EPC价格约为400万元(包含0.2MW储能),如考虑用户供电可靠性,增加0.3MW储能,价格约为51万元左右,合计投资总金额为450万元左右,1MW光伏按照0.6出力计算,每年发电量约为525kwh,如商业用电按照0.5元计算,则每年发电产生的经济效益约为260万元,加上各类运维费用、土地征用和配套设施建设费用,经测算,微网搭建后成本回收周期约为4-5年左右。因此现阶段微网已具备较大的商用价值。

目前,由于供电的10kV配网线路线路半径过长,线径过小,在末端电压和功率因数过低的现象较为普遍,致使运行效率不高,影响采集机的效率。因此,在电压和功率因数较低的区域,可通过组建“光储一体化”微网的形式实现可靠供电。

由于光伏逆变器可发送无功功率,无功调节范围为0-100%额定无功功率,因此在夜间光伏不进行发电时,可将逆变器调节为夜间SVG模式,实现对主网输送无功功率,提升配网线路末端电压。

三、完善配网结构,促进新型负荷培育及基础设施完善

在双碳目标的驱动下,新型电力系统的负荷结构将更加多元化,以新能源汽车、电采暖为代表的电力产品将逐渐抢占传统高排放产品的市场,随着新能源汽车行业的发展,未来新能源汽车会逐步取代现有的燃油车市场,将会为新能源的消纳起到助推作用。因此,在开展新型电力系统建设过程中,做好新型负荷的接入准备,完善配网结构,建立高弹性配网以及推进建设新能源汽车充电站基础设施的准备工作应加快进行,以便于抢占制高点。


推进售电市场机制建设,促进富裕电量消纳


大量富裕电量需上网消纳,因此需通过建立“电力替代”机制扩大富裕电量的就地消纳,通过建立“售电交易机制”提升售电效益;通过“能源安全预警机制建设”,在确保用户在用电量平衡的情况下实现富裕电量的上网消纳。

一、推进电力替代机制建设实施能效提升工程和电能替代工程

为促进新能源消纳,可以在产业链中的电、气、热、油等多种能源综合利用基础上,推进电能替代建设,逐步实现能耗双控向碳排放双控转变。高弹性配网的建设是新型负荷承载的基础,也是“新型电力系统”建设中“荷”侧建设的重要内容。

随着新型电力系统建设的推进,地区燃气发电厂的主要职责已由“供电供热”转变为“系统调峰”功能。在传统燃气发电厂向调峰电厂的转变过程中,为促进新能源消纳,降低燃气电厂“碳排放”量,增强燃气发电机组调峰能力,燃气机组进行了灵活性改造,由于燃气发电厂原来冬季需向城区供暖,以确保城区居民用电的生活需求,因此在新型电力系统建设的过程中,需要推进电力替代机制的建设,通过市场化手段引导城区居民客户冬季采暖方式由“蒸汽供热”向“电能供热”转变,逐步实现电能替代。

在产业链上,按照宜电则电、能替则替、应替尽替的原则对燃气设备进行电气化改造。

随着新型电力系统建设的推进,将逐步从传统的电力能源提供者向以电为依托,提供低碳、清洁能源以实现可持续发展的综合能源供应者,综合能源建设和转型是电力自我革新之路,业务将会从单一的电力生产供给向多元化能源服务转变,逐步向以客户为中心转变,构建多种能源优化互补的能源供应体系。在综合能源建设过程中,需运用大数据、与计算、物联网等技术手段分析用户用能数据,依托电力业务专业优势,协助产业链上相关企业进行电气化改造,实施能效提升工程和电能替代工程,进一步扩大和促进新能源的消纳。

二、加强售电交易机制建设,健全电力市场交易机制

建立合理的售电交易机制是保障电网富裕电能消纳收益的重要措施,随着新型电力系统建设的推进,清洁能源上网电量将逐步超越地区用电负荷,即使采取增供促销、电能替代等方式,也不能够完全实现对富裕电量的消纳。因此,尽早建立和完善售电交易机制,健全各项售电交易管理制度是新型电力系统建设过程中的一项重要工作。

售电交易机制从售电环节来看,可分为售电价格分析机制、售电价格预测机制、售电报价机制、售电清算机制;按照售电电能种类,可分为绿电交易机制、调峰电量交易机制和碳信用交易机制;按照交货时间则可分为中长期交易机制和现货交易机制。

在售电交易过程中,“偏差考核”机制是是一项处罚非常严厉的考核机制,各省主管部门均针对最终电量结算结果产生的用电偏差制定了相应的考核和惩罚规则。目前,各省的偏差考核政策都在相继落地,因此想要在售电市场中及早站稳脚跟,必须把用电偏差控制在政策允许范围内,需要建立一套完善的偏差考核控制机制,防止在售电交易中出现偏差,从而带来巨额的考核损失。同时,在进行售电交易时,应做好负荷预测工作,在保证用电量平衡的情况下尽量争取富裕电量的上网消纳,防止出现弃风、弃光现象和售电量不能按时交货情况的发生。

为提升售电交易的精准报价,防止出现偏差考核,应尽早建立“数字化售电交易辅助分析软件”,实现对现货和远期交易售电价格的分析、预测和精准报价。同时,应针对售电各阶段环节制定相应的管理考核机制,对参与售电市场的各级人员明确工作职责,从机制上做好防范工作,防止由于工作人员在交易过程中出现失误而导致重大经济损失。

未来出售的电能主要是光伏、风电清洁能源,而燃气发电厂调峰电源则应作为内部确保负荷平衡的备用措施,尽量不参与售电交易,以避免光伏、风电设备故障或外送通道故障时导致负荷不平衡而不能按照售电合同约定交货,从而导致巨额的考核损失。

清洁能源的消纳是国家大力推进的方向,202111月,国家电网发布《省间电力现货交易规则》,提出所有的发电类型和企业都可以参与省间电力现货交易,鼓励省间绿电交易。2022年初,国家发改委和国家能源局下发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》,进一步健全多层次统一电力市场体系,提高新能源市场化消纳水平。因此,在新型电力系统建设过程中建设的新能源在售电市场中具有较强的竞争力,但较强的竞争力转化为经济效益还应做到以下几点:一是加强与碳排放权交易的衔接,研究在碳排放核算中将绿色电力相关碳排放量予以减扣的可行性;二是在开展售电业务之前应提前向国家可再生能源信息管理中心申领绿证,通过绿证与电量捆绑销售,以获取“环境溢价”收益;三是开展碳信用交易,目前我国碳信用主要表达为国家核证自愿减排量(CCER, CCER指对我国境内可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等工程的温室气体减排效果进行量化核证,并在国家温室气体自愿减排交易注册登记系统中登记的温室气体减排量,可在碳交易市场中抵扣碳配额,在开展售电交易前应在国家主管部门备案和登记,且由经国家主管部门备案的审定机构审定;四是以电力交易为主线推进电--碳协同开展,建立以电力交易为核心,关联各相关系统及绿色电力产品,合理设计不同市场的指标互认和抵扣机制。

由于在未来参与市场售电的主要品种是新能源,由于新能源的“随机性”,因此发电量预测难度大、出力波动性大,以年为单位的中长期电力交易合约不适合新能源品种,易造成偏差考核和风险。因此,在未来参与售电市场进行电力交易时,应以现货交易为主,远期交易为辅。

三、完善能源安全预警机制建设提升电网和用户的预警能力

能源安全预警机制建设是保障电网负荷平衡和电网安全运行的重要措施,特别是在电网主网架设备检修和重要断面设备检修时,可能会造成造成备用线路或设备重载、过载运行,一旦备用线路和设备故障时可能导致重要用户停电造成重大损失。因此,建立“能源安全预警机制”,提升电网和用户的预警能力,及时做好应急准备是确保油新型电力系统安全运行的重要措施之一。

建立能源安全预警机制主要包括一下建设内容:

1)在数字孪生全景监测平台建设的基础上,融合D5000系统中的负荷分析和预测数据、生产管理系统中的检修计划数据、台账基础数据,增加人工智能算法,实现检修计划作业时系统负荷、潮流、重过载设备及故障预警,通过APP通知相关管理人员和各级运检作业人员做好应急抢修准备。

2)当系统设备故障时,根据故障设备在电网中所处的位置、重要性、设备健康状态、所带负荷情况,自动判别负荷转移后其它设备所带负荷情况,由人工智能算法提出该故障可能对重要断面和负荷供给的影响,通过APP通知相关管理人员和各级运检作业人员做好应急抢修准备。

3)当电源设备故障或送出通道故障时,预测对售电影响,对售电交易做出预警,通过APP通知相关售电人员做好售电交易相关措施。

4)建设面向所有用户群体的停电信息APP,通过信息化手段分级分层智能推送停电信息,当重要设备检修或故障时,自动向重要用户推送电网预警信息,提醒重要用户做好应急减负荷和减产准备。

 

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