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“雙碳”目標下 國家電網如何“調”綠電?

點擊:       添加時間:2021-06-18       來源:國家電網報

記者從國家能源局獲悉,一季度,全國基建新增發電裝機容量2351萬千瓦,比上年同期多投產996萬千瓦。其中,水電109萬千瓦、火電1060萬千瓦、核電115萬千瓦、風電526萬千瓦、太陽能發電533萬千瓦,可再生能源發電新增裝機占比超過50%。

能源行業是實現碳達峰碳中和目標的重點領域,新能源的大規模接入對電網的平衡調節能力提出了更高要求?!半p碳”目標下,國家電網如何提升電網平衡調節能力?本報記者帶您一探究竟。


“水火” 聯合

當前,“碳中和”已經成為全球共識。實現碳達峰碳中和是我國向世界作出的莊嚴承諾,也是一場廣泛而深刻的經濟社會變革。

能源行業是實現碳達峰碳中和目標的重點領域。我國已成為全球新能源裝機規模最大的國家,能源結構也在發生變化,可再生能源發電裝機容量在2020年年底已經占全部發電裝機容量的41%。新能源具有隨機性、波動性、間歇性等特點,大規模開發并網后,電力系統“雙高雙峰”特征日益凸顯,對確保電網安全運行和電力可靠供應帶來了巨大挑戰。

提高平衡調節能力,電網需要一個“智慧大腦”?!半婋y以大規模儲存,它就像一輛沒有制動裝置的車輛一樣,無法在某個地方停留,其生產、輸送和消費在同一時間完成,因此大電網需要調度系統這一‘智慧大腦’作為靈活高效運轉的‘指揮’?!比A東電力調控分中心水電及新能源處副處長陸建宇表示。

電力調度不僅關乎電力系統的安全穩定運行,更關乎千家萬戶用電和社會經濟的正常運轉。今年,國家電網有限公司“一體四翼”發展布局提出將進一步加強全網統一調度,完善跨省備用共享機制,統籌全網調峰資源,在電源清潔化水平快速提升的基礎上,繼續助力新能源利用率保持在較高水平。

火電的靈活性改造一直是提升電網平衡調節能力的重要內容。2020年,“三北”地區完成火電機組改造2466萬千瓦?!笆濉逼陂g,國家電網經營區內累計完成煤電機組改造1.62億千瓦,其中“三北”地區完成火電機組容量改造8241萬千瓦,增加調節能力1501萬千瓦。

“簡單來講,火電靈活性改造,就是解決‘吃’和‘消化’的問題。所謂‘吃’就是燃料,所謂‘消化’就是運行控制,兩者缺一不可?!睎|南大學能源與環境學院博士生導師呂劍虹這樣解釋靈活性改造的實質。

呂劍虹介紹,機組靈活性改造主要包括兩個方面的含義,一是增加機組運行靈活性,即要求機組具有更快的變負荷速率、更高的負荷調節精度及更好的一次調頻性能;二是增加鍋爐燃料的靈活性,即機組在摻燒不同品質的燃料下,確保鍋爐的穩定燃燒以及機組在摻燒工況下仍有良好的負荷調節性能。

想要電網更加靈活,不僅要改造“火”,還要利用“水”。3月19日,國家電網發布了服務碳達峰碳中和、構建新型電力系統、加快抽水蓄能開發建設重要舉措。一座座抽水蓄能電站開工建設,對于優化電源結構、提高電力安全穩定運行水平、促進節能減排和清潔能源消納等具有重要意義。

陸建宇解釋,大規模開發的風電最終能順利并網消納,需要大規模抽水蓄能電站來實現配套輸送。抽水蓄能電站利用電力系統中多余電能,把下水庫內的水抽到上水庫內,以位能方式蓄存起來,系統需要電力時,再從上水庫放水至下水庫進行發電。

“抽水蓄能是目前技術最為成熟的大規模儲能方式,具有調峰、調頻、調相、儲能、系統備用和黑啟動六大功能,以及超大容量、系統友好、經濟可靠、生態環保等優勢,有效保障了高比例新能源電力系統安全穩定運行和提升新能源利用水平?!标懡ㄓ钫f。

如今,抽水蓄能機組網廠協調能力不斷提升。以華東地區為例,今年,國網華東分部已經成功組織了溧陽、績溪、宜興等3家抽水蓄能電站完成首批成組啟停機優化試驗,并投入試運行。優化后,抽蓄機組啟停時對電網的功率波動影響下降50%以上,抽水蓄能電站科學調度水平再上新臺階。

據了解,2020年,國家電網經營區抽水蓄能電站平均綜合利用小時數為2585小時,多消納新能源電量306億千瓦時?!笆濉逼陂g,國家電網經營區抽水蓄能電站累計多消納新能源電量864.3億千瓦時,抽水蓄能已成為新型電力系統促進新能源消納,服務碳達峰碳中和目標的重要支撐。

源荷互動

今年年初,國網吉林省電力有限公司承建的東北地區首個火電—儲能聯合調峰示范工程并網運行,該工程成為科技項目“儲能融合火電機組參與電網調峰輔助服務的源儲網協調運行關鍵技術研究及應用”成果落地的重要一環。

“按照吉林電網現有的調峰需求,以單個火電廠增配5萬千瓦/20萬千瓦時的磷酸鐵鋰儲能電站來測算,一年可為新能源發電增加上網空間9000萬千瓦時,相當于節約標準煤2.7萬噸,減排二氧化碳7.3萬噸?!奔蛛娏茖W研究院新能源技術研究專責王佳蕊介紹。

在推進火電機組靈活性改造、滿足新能源調峰需求的同時,國網吉林電力還通過優化新能源機組運行管理,提升了新能源利用率。

“風電場單場站容量小、接入點分散,現場人員發現和解決電能質量問題的能力弱,急需可靠的現場并網性能測試和技術監督?!敝袕V核大崗子風電場運維總監郭永剛說出了很多新能源場站面臨的共同問題。如今,國網吉林電力初步建成了新能源優化運行管理與調控平臺,實現了對新能源場站涉網性能、運行質量的全息立體診斷,輔助電網側有針對性地加強新能源涉網安全管理,提供技術支撐服務,促進新能源場站運行水平提升。

源網荷儲互動支撐平臺基于市場機制,引導分布式發電、儲能、電動汽車、智能家居等負荷主動參與電網調控,增強了電網備用、調峰、調頻能力。以可調節資源庫建設為基礎,國家電網積極拓展源網荷儲應用場景,不斷挖掘各類調節資源潛能,進一步促進電力系統運行由“源隨荷動”向“源荷互動”“荷荷互動”轉變。

不僅如此,國家電網還聚焦電網調節能力,開展多元智能協同調度,完善了調度支持手段,在陜西,開發虛擬電廠協調控制系統,將常規電源、新能源等多種電源組成聯合控制單元,通過多能互補和復雜斷面的協調控制,智能化實現新能源發電最大化;在四川,研發聯合運行控制與智能調度系統,優化提出水光蓄聯合運行模式及調控方式,支撐水電和光伏電站中長期、日前、日內滾動發電計劃制定;在安徽,開展虛擬電廠試點建設,初步建成虛擬電廠集中控制平臺,具備類似常規電廠的調頻、調峰、調壓能力。

此外,國家電網還攻關新能源關鍵技術,精細化分析新能源及網架運行特性,在保障安全的情況下大幅提升通道送出能力。

5月6日,華北電網新能源最大發電電力達9600萬千瓦,占當時華北電網負荷比例的46.5%;日發電量達15.46億千瓦時,占華北電網當日用電量的33.7%,發電電力和電量均創歷史新高。當日新能源發電出力創新高時,國網華北分部對新能源發電出力的預測準確率達97%,為新能源高比例納入電力平衡和高效消納提供了支撐。

“我們在調度系統首次應用了電磁暫態仿真技術分析新能源送出能力,研究細化系統短時過電壓耐受能力,提高新能源送出能力。今年4月,錫盟特高壓送出工程、張北—雄安特高壓交流工程送端的新能源送出能力分別提高到了370萬千瓦、290萬千瓦,較原能力分別增加220萬千瓦、90萬千瓦?!比A北電力調控分中心主任江長明表示。

省間互濟

跨區輸電是解決新能源消納、加強區域資源互濟的重要渠道。想要為網內富余新能源“謀出路”,可調節負荷資源的跨省互濟必不可少。

3月15日,河南省結束了調峰相對困難的供暖期?!笆濉逼陂g,河南新能源裝機容量年均增速達到93%,為全國增速最快的地區。在供暖期內,河南電網“一日兩難”特征明顯,午間、后夜時段新能源電力存在較大消納壓力。

“省間調峰輔助服務機制本質屬于發電替代,通過富余可再生能源電力對燃煤火電實現替代,可以提高新能源利用率,促進火電減發減排?!眹W華中分部相關負責人表示,國網華中分部充分發揮省間調峰輔助服務市場機制作用,利用省間通道剩余空間和網內其他省份富余調峰資源,在電網調度環節靈活組織實施跨省調峰互濟,保障了河南電網的穩定運行。

省間電網調峰互濟增多,是全網統一調度的重要體現。2020年,西北、東北、華北、華中電網組織省間調峰互濟分別達到3.5萬次、700次、508次、280次,共計多消納新能源電量344.8億千瓦時,打破了省間壁壘,提高了跨區輸電通道利用效率。

值得注意的是,華中電力調峰輔助服務市場于2020年5月15日正式運行,進一步豐富了消納河南新能源電力的調度“工具箱”。

4月27日,華中電力調峰輔助服務市場開展了首次調電結算試運行,對華中電網調峰資源進行跨省配置。其間,河南在低谷和腰荷兩個時段分別申報了調峰需求,湖北、湖南、江西分別申報了富余調峰能力。湖北、湖南、江西11家燃煤火電廠和抽水蓄能電站通過自主報價參與省間調峰輔助服務日前市場競價,經過市場出清,湖北2家燃煤火電廠、江西3家燃煤火電廠和1家抽蓄電站中標,其中,江西某抽水蓄能電站1臺30萬千瓦機組在低谷時段抽水幫河南調峰。

這是華中電力調峰輔助服務市場開展的省間調峰輔助服務交易品種之一。華中電力調控分中心調度計劃處副處長黃海煜表示,目前華中電力調峰輔助服務市場有兩個交易品種,除上述的省間調峰輔助服務交易外,另一個是省間備用輔助服務交易。

“省間調峰輔助服務交易是指在省內火電已達最小開機方式且省內調峰資源用盡后,負備用不足省的發電廠與調峰資源富余省的發電廠之間開展的日前、日內省間發電替代交易和抽水蓄能機組跨省調用;省間備用輔助服務交易是指省級電網旋轉正備用容量無法滿足備用要求時,正備用不足省級電網企業與備用富余省的發電廠之間開展的日前省間備用容量交易?!秉S海煜解釋道。

燃煤機組參與深度調峰時,不但供電煤耗會增加,對機組壽命也會有較大影響。在讓煤電承擔更多調峰功能的同時,如何補償這份責任造成的損失,也是一個值得探討的問題。

對此,國網能源研究院副總工程師馬莉指出,一是構建調峰、備用省間輔助服務市場,省內調節能力不足時可以省間調峰。二是構建輔助服務成本分攤機制,按照“誰受益、誰承擔”原則,建立用戶與發電共同承擔輔助服務成本的機制。三是豐富輔助服務交易品種,如開發爬坡類產品、系統慣性服務、無功支撐服務等。

此外,國家電網還為調峰輔助服務市場的推進提供了技術支撐。

自動發電控制(AGC)是并網發電廠提供的有償輔助服務之一,發電機組在規定的出力調整范圍內,跟蹤電力調度交易機構下發的指令,按照一定調節速率實時調整發電出力。

今年以來,國網華北分部加大網企(廠)雙向交流溝通,組織聯絡協調會加強宣貫,實施機組計劃檢修“20%深度調峰改造優先”等具體舉措。 華北電力調控分中心黨總支書記張哲表示,下半年,京津唐電網列入計劃開展20%深度調峰改造機組32臺、總裝機容量1516萬千瓦。20%~50%不同程度深度調峰改造機組8臺、總裝機容量262萬千瓦,共計容量1778萬千瓦,占當前京津唐電網火電總裝機的25.6%,并將全部通過AGC自動調整實現深度調峰。全部完成改造后,將提高京津唐電網調峰能力410萬千瓦,相當于增加約800萬~1000萬千瓦風電機組建設空間,預計全年可增加新能源發電量200億千瓦時。 “調度機構進行火電機組深調,通常低于50%需要退出AGC,通過電話指令對火電機組進行深度調峰。但國網華北分部的AGC低于50%也不用退,實現了機組出力深調自動調整,自動執行市場出清結果,不用人為干預,效率顯著提高?!比A北電力調控分中心計劃處處長陳之栩說。

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