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光热发电十三五力争提升电力系统调节能力4GW

2018-3-23 14:36| 发布者: crystal| 查看: 890| 评论: 0|来自: CSPPLAZA光热发电网

       CSPPLAZA光热发电网讯:今日,国家发展改革委/国家能源局下发了《关于提升电力系统调节能力的指导意见》。意见下发后,几分钟内迅速在光热圈刷屏,原因为何?

  根据指导意见,我国将加快推进电源侧调节能力提升,推进各类灵活调节电源建设,积极支持太阳能热发电,推动产业化发展和规模化应用,“十三五”期间,太阳能热发电装机力争达到500万千瓦,提升电力系统调节能力400万千瓦。

  该指导意见出台的背景是:我国电力系统调节灵活性欠缺、电网调度运行方式较为僵化等现实造成了系统难以完全适应新形势要求,大型机组难以发挥节能高效的优势,部分地区出现了较为严重的弃风、弃光和弃水问题,区域用电用热矛盾突出。为实现我国提出的2020年、2030年非化石能源消费比重分别达到15%、20%的目标,保障电力安全供应和民生用热需求,需着力提高电力系统的调节能力及运行效率,从负荷侧、电源侧、电网侧多措并举,重点增强系统灵活性、适应性,破解新能源消纳难题,推进绿色发展。

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摘录内容:(二)推进各类灵活调节电源建设。
加快已审批的选点规划推荐的抽水蓄能电站建设,适时开展新一轮选点规划,加快推进西南地区龙头水库电站建设。“十三五”期间,开工建设6000万千瓦抽水蓄能电站和金沙江中游龙头水库电站。到2020年,抽水蓄能电站装机规模达到4000万千瓦(其中“三北”地区1140万千瓦),有效提升电力系统调节能力。
在气源有保障、调峰需求突出的地区发展一定规模的燃气机组进行启停调峰,“十三五”期间,新增调峰气电规模500万千瓦,提升电力系统调节能力500万千瓦。
积极支持太阳能热发电,推动产业化发展和规模化应用,“十三五”期间,太阳能热发电装机力争达到500万千瓦,提升电力系统调节能力400万千瓦。
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  加快推进电源侧调节能力提升为其中最重要的举措之一,此举措下包括了实施火电灵活性提升工程,推进各类灵活调节电源建设,推动新型储能技术发展及应用三个层面的内容。其中积极支持太阳能热发电被列入推进各类灵活调节电源建设的重点予以强调。另外两项调节电源分别为抽水蓄能电站和燃气调峰电站,光热电站为其中唯一一项非水可再生能源调节电源。这表明,政策层面对光热电站的调节电源特性给予了充分认可,实为行业重大利好。

  同时,指导意见提出,支持社会资本参与火电灵活性改造,以及各类调峰电源和大型储能电站建设。支持地方开展抽蓄电站投资主体多元化和运行模式探索。鼓励以合同能源管理等第三方投资模式建设、运营电厂储热、储能设施。火电厂在计量出口内建设的电供热储能设施,按照系统调峰设施进行管理并对其深度调峰贡献给予合理经济补偿,其用电参照厂用电管理但统计上不计入厂用电。另外,要探索电力热力联合智能调度机制,在调度机构建立热电厂电力热力负荷实时监测系统,并根据实际热力负荷需求确定机组发电曲线。研究制定储热装置、电热锅炉等灵活热源接入后的智能调度机制。这对储热技术的市场应用也将产生较大利好。

以下为指导意见全文:

国家发展改革委国家能源局关于提升电力系统调节能力的指导意见

发改能源〔2018〕364号

各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委(能源局)、经信委(工信委、工信厅)、国家能源局各派出监管机构,国家电网公司、南方电网公司,华能、大唐、华电、国电投、国能投集团公司,国投公司、华润集团,中国国际工程咨询公司、电力规划设计总院:

为贯彻落实党的十九大精神,按照2017年中央经济工作会议部署,以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,扎实推动能源生产和消费革命,推进电力供给侧结构性改革,构建高效智能的电力系统,提高电力系统的调节能力及运行效率。现提出以下指导意见:

一、重要意义

党的十九大报告指出,要推进能源生产和消费革命,构建清洁低碳、安全高效的能源体系。2017年中央经济工作会议提出,要增加清洁电力供应,促进节能环保、清洁生产、清洁能源等绿色产业发展。当前,我国电力系统调节灵活性欠缺、电网调度运行方式较为僵化等现实造成了系统难以完全适应新形势要求,大型机组难以发挥节能高效的优势,部分地区出现了较为严重的弃风、弃光和弃水问题,区域用电用热矛盾突出。为实现我国提出的2020年、2030年非化石能源消费比重分别达到15%、20%的目标,保障电力安全供应和民生用热需求,需着力提高电力系统的调节能力及运行效率,从负荷侧、电源侧、电网侧多措并举,重点增强系统灵活性、适应性,破解新能源消纳难题,推进绿色发展。

二、加快推进电源侧调节能力提升

(一)实施火电灵活性提升工程。

根据不同地区调节能力需求,科学制定各省火电灵活性提升工程实施方案。“十三五”期间,力争完成2.2亿千瓦火电机组灵活性改造(含燃料灵活性改造,下同),提升电力系统调节能力4600万千瓦。优先提升30万千瓦级煤电机组的深度调峰能力。改造后的纯凝机组最小技术出力达到30%~40%额定容量,热电联产机组最小技术出力达到40%~50%额定容量;部分电厂达到国际先进水平,机组不投油稳燃时纯凝工况最小技术出力达到20%~30%。

(二)推进各类灵活调节电源建设。

加快已审批的选点规划推荐的抽水蓄能电站建设,适时开展新一轮选点规划,加快推进西南地区龙头水库电站建设。“十三五”期间,开工建设6000万千瓦抽水蓄能电站和金沙江中游龙头水库电站。到2020年,抽水蓄能电站装机规模达到4000万千瓦(其中“三北”地区1140万千瓦),有效提升电力系统调节能力。

在气源有保障、调峰需求突出的地区发展一定规模的燃气机组进行启停调峰,“十三五”期间,新增调峰气电规模500万千瓦,提升电力系统调节能力500万千瓦。

积极支持太阳能热发电,推动产业化发展和规模化应用,“十三五”期间,太阳能热发电装机力争达到500万千瓦,提升电力系统调节能力400万千瓦。

(三)推动新型储能技术发展及应用。

加快新型储能技术研发创新,重点在大容量液流、锂离子、钠硫、铅炭电池等电化学储能电池、压缩空气储能等方面开展创新和推广,提高新型储能系统的转换效率和使用寿命。在调峰调频需求较大、弃风弃光突出的地区,结合电力系统辅助服务市场建设进度,建设一批装机容量1万千瓦以上的集中式新型储能电站,在“三北”地区部署5个百兆瓦级电化学储能电站示范工程。开展在风电、光伏发电项目配套建设储能设施的试点工作。鼓励分布式储能应用。到2020年,建成一批不同技术类型、不同应用场景的试点示范项目。

三、科学优化电网建设

(四)加强电源与电网协调发展。

坚持市场需求为导向,在确定电源规划和年度实施方案过程中,组织相关方确定电力消纳市场、送电方向,同步制定接入电网方案,明确建设时序。根据不同发电类型和电网工程建设工期等,合理安排电源及配套电网项目的核准建设进度,确保同步规划同步实施同步投产,避免投资浪费。

(五)加强电网建设。

加强新能源开发重点地区电网建设,解决送出受限问题。落实《电力发展“十三五”规划》确定的重点输电通道,“十三五”期间,跨省跨区通道新增19条,新增输电能力1.3亿千瓦,消纳新能源和可再生能源约7000万千瓦。进一步完善区域输电网主网架,促进各电压等级电网协调发展。

开展配电网建设改造,推动智能电网建设,满足分布式电源接入需要,全面构建现代配电系统。按照差异化需求,提高信息化、智能化水平,提高高压配电网“N-1”通过率,加强中压配电网线路联络率,提升配电自动化覆盖率。

(六)增强受端电网适应性。

开展专项技术攻关,发展微电网等可中断负荷,解决远距离、大容量跨区直流输电闭锁故障影响受端安全稳定运行问题,提升受端电网适应能力,满足受端电网供电可靠性。

四、提升电力用户侧灵活性

(七)发展各类灵活性用电负荷。

推进售电侧改革,通过价格信号引导用户错峰用电,实现快速灵活的需求侧响应。开展智能小区、智能园区等电力需求响应及用户互动工程示范。开展能效电厂试点。鼓励各类高耗能企业改善工艺和生产流程,为系统提供可中断负荷、可控负荷等辅助服务。全面推进电能替代,到2020年,电能替代电量达到4500亿千瓦时,电能占终端能源消费的比重上升至27%。在新能源富集地区,重点发展热泵技术供热、蓄热式电锅炉等灵活用电负荷,鼓励可中断式电制氢、电转气等相关技术的推广和应用。

(八)提高电动汽车充电基础设施智能化水平。

探索利用电动汽车储能作用,提高电动汽车充电基础设施的智能化水平和协同控制能力,加强充电基础设施与新能源、电网等技术融合,通过“互联网+充电基础设施”,同步构建充电智能服务平台,积极推进电动汽车与智能电网间的能量和信息双向互动,提升充电服务化水平。

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