冀北電網大規模風電接入的激勵管理機制研究

                            來源: www.1906175.com 作者:lgg 發布時間:2018-06-13 論文字數:34745字
                            論文編號: sb2018013113594519586 論文語言:中文 論文類型:碩士畢業論文
                            本文是管理論文,本文對多年來國內調峰輔助服務實踐經驗和國外成熟電力市場的現貨平衡機制進行了梳理和總結,并在此基礎上設計適合冀北電網的調峰輔助服務正向激勵機制。
                            第 1 章 緒 論
                             
                            1.1 課題背景及研究的目的和意義
                            能源是人類社會生存和發展的重要物質基礎,經濟和社會的持續發展離不開安全可靠的能源供應體系,也離不開高效、清潔、經濟的能源利用[1-7]。近年來,能源安全和氣候變化問題對人類經濟社會發展帶來了嚴峻挑戰,因此,人類需要在能源問題上尋找到一條新的出路,減少污染排放,實現可持續發展[8-9]。2015 年 12 月,對于日趨嚴峻的氣候失常現象,第二十一屆聯合國氣候變化大會期間形成了在世界范圍內“有目標和約束力度”的協議。中國政府向聯合國提交了《強化應對氣候變化行動》,此項行動方案明確了 2020 年及 2030 年的預期調整目標,即非化石能源在 2020 年達到占一次能源消費總額的 15%,在 2030年達到一次能源消費總額的 20%;二氧化碳排放比于 2020 年較 2005 年數值下浮 40%至 45%,2030 年較 2005 年數值下浮 60%至 65%。2015 年底,冀北電網新能源裝機容量 10521MW,占統調裝機容量的比例超過 46.2%,新能源裝機占比在全國省級電網系統位居前列,其裝機主要集中在河北省西北部的張家口市。張家口市地處“三北”交匯處,被列為“一帶一路”中蒙俄經濟走廊重要節點城市,也作為京津冀地區重要的生態涵養區和國家規劃的新能源基地之一。隨著《張家口市可再生能源示范區發展規劃》正式獲得國家批準,張家口利用獨特的地理優勢和戰略優勢,著手開展可再生能源應用的綜合示范,一方面為冀北電網繼續保持新能源領域的引領地位提供了良好機遇,另一方面也因新能源裝機規模與全網負荷相當,對電網運行控制帶來前所未有的挑戰。新能源裝機占比大幅提升,預計 2020 年僅張家口市的可再生能源裝機規模將達到 2000 萬千瓦,需進一步提升風電并網發電運行控制技術[10-13]和完善跨省交易機制、輔助服務模式及風電上網電價機制,促進張家口和冀北地區風電在更大范圍的市場消納。因此,大規模風電接入和相應配套的消納政策將對電網的經濟運行產生重大的影響[14-20],有必要分析風電接入對電網運行經濟性的影響。
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                            1.2 國內外風力發電發展趨勢
                            據《全球風電統計數據 2015》顯示,全球風電產業 2015年新增裝機 63.0GW,實現了 22%的年度市場增長率,年新增裝機首次超過 6000 萬千瓦大關。經統計計算,全球范圍風電裝機容量增長迅速,至 2015 年底累計年均增長率為 17%,總裝機容量達 432419MW,首次超過核能發電。目前,全球風力發電呈現出以下主要發展趨勢:憑借著技術優勢與政策導向優勢,歐洲與美洲是全球風電發展最早的地區。尤其是歐洲,自上世紀 90 年代起便開始大力發展風電。同時,隨著亞洲新興市場國家風電的發展及各國對清潔能源重視程度的提高,近幾年來,世界風電的發展中心已經從歐美轉向以中國、印度、日本為首的亞洲地區。其中,中國作為世界風電發展的主要力量,在近幾年內實現了爆發式的增長。從單個市場來看,2015 年,中國風電新增裝機 30.5GW,累計裝機容量 129GW,位居全球風電市場首位;亞洲、歐洲和北美地區分別以累計裝機容量 175.6GW、147.8GW和 88.7GW 位居全球風電市場前三位,其中亞洲地區已經超過歐洲躍居全球累計裝機容量第一位。隨著風電技術的進步與成熟,風電的發電成本將逐漸降低。在未來,亞洲、北美及歐洲等主要風電市場將成為推動全球風電發展的主要力量。在各國鼓勵政策及清潔能源需求增長的推動下,全球風電市場將持續增長[21-27]。據預測,從 2016 年至 2020 年,全球新增裝機容量將以 10%-13%的速度增長,到 2020年,全球累計裝機容量將達到約 800GW,到 2030 年,全球累計裝機容量將接近 2000GW。
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                            第 2 章 調峰輔助服務實踐經驗
                             
                            2.1 引言
                            2009 年 1 月份,為推進區域電力市場建設、規范市場秩序、消除電力系統運行中的安全隱患, 國家電力監管委員會在全國范圍內推廣了《輔助服務管理實施細則》和《發電廠并網運行管理實施細則》(簡稱“兩個細則”)。在我國六個區域電力系統分別結合本區域內電源、負荷和網絡結構等實際情況,制定了相應的“兩個細則”。六個區域電力系統的輔助服務中,基本輔助服務包含的種類相同,即一次調頻、基本調峰、基本無功調節;有償輔助服務的種類略有不同,都包括自動發電控制(AGC)、有償調峰、有償無功調節、旋轉備用、黑啟動,但華北區域和華東區域還有自動電壓控制(AVC)。其中針對調峰服務,根據《并網發電廠輔助服務管理暫行辦法》(電監市場[2006]43 號)規定,分為基本調峰和有償調峰服務,基本調峰是指發電機組在規定的出力調整范圍內,為了跟蹤負荷的峰谷變化而有計劃的、按照一定調節速度進行的發電機組出力調整所提供的服務;有償調峰是指發電機組超過規定的調峰深度進行調峰,及火力發電機組按電力調度交易機構要求在規定時間內完成啟停機(爐)進行調峰所提供的服務。我國六大區域針對基本調峰和有償調峰的定義和補償標準存在一定差異,將在下一節進行介紹。可以看出,國內外對于輔助服務的分類定義和技術標準存在一定異同。我國輔助服務分類中的一次調頻、AGC 服務和備用服務與歐美電力市場中的三種頻率調節服務相對應。尤其是針對調峰服務環節,國內將其定義為輔助服務的一類,而國外成熟電力市場并無對應交易品種,一般通過現貨市場交易來解決系統調峰問題。
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                            2.2 國內實踐經驗
                            “兩個細則”對各地電監局和省電監辦提出具體要求,首先要結合本區特點,嚴格按照電監會發布的兩個文件精神,制定出適合本區域的并網發電廠輔助服務和運行管理的實施細則,其次要必須獲得國家電監會審核批準后再進行試行完善,最后,條件成熟后正式運行。華北區域按照“兩個細則”的要求, 參與首批試點并研發了與“兩個細則”相對應的并網電廠管理考核系統, 從 2009 年 5 月開始正式結算處罰與補償, 系統運行穩定, 實現了對華北電網所有火電、水電機組發電計劃、一次調頻、自動發電控制(AGC)、自動電壓控制(AVC)以及調峰等功能的投入和運行情況的實時監視及性能統計分析。京津唐電網以火電裝機為主,近幾年隨著風電快速發展以及供熱機組容量占比的逐年增加,京津唐電網調峰手段比較單一、調峰能力有限的問題凸顯,電網低谷調峰問題非常突出,同時制約了風電等可再生能源的充分利用。為保障電力系統安全、優質、經濟運行,規范京津唐電網調峰輔助服務管理,發揮電網調峰潛力,提高電網新能源消納能力,根據《并網發電廠輔助服務管理暫行辦法》(電監市場〔2006〕43 號)和國家有關法律法規,華北電監局會同華北電網有限公司制定了《京津唐電網并網發電廠調峰輔助服務補償實施細則(征求意見稿)》,并在充分征求各級調度機構和發電企業的意見后,對細則進行了修訂。自 2009 年 1 月起,華北電監局在京津唐電網開始啟動實施細則的模擬運行,40 家發電企業、近 130 臺機組、近 3800 萬千瓦的裝機容量在范圍之內。經過近4 個月的模擬試運行,華北區域輔助服務與并網運行管理實施細則在全國率先于2009 年 5 月 1 日起進入試運行階段。華北電監局根據實施情況對《華北區域并網發電廠輔助服務管理實施細則(試行)》的有關條款進行了修改:2009 年 10月 1 日,調整京津唐電網的 AGC 輔助服務補償標準,補償標準 YAGC 從原先的30 元/MWh 調整為 20 元/MWh;2011 年 8 月,對《華北區域并網發電廠輔助服務管理實施細則(試行)》的有關條款進行了修改(華北電監市價〔2011〕88 號);2012 年 12 月,在《關于修訂華北區域“兩個細則”有關條款的通知》(華北電監市價〔2012〕200 號)中,對《華北區域并網發電廠輔助服務管理實施細則(試行)》及《華北區域發電廠并網運行管理實施細則(試行)》的有關條款進行了較大修改,自 2013 年 1 月 1 日起執行。新修訂的細則強調“隨行就市”,即以每天京津唐電網負荷曲線為基準,量化出各臺機組的調峰貢獻,正貢獻的機組獲得調峰補償,負貢獻的機組承擔相應補償費用。細則比較準確地表征出機組在電網日前動態運行過程中的調峰貢獻,通過經濟手段,引入市場信號,促進火電廠主動參與電網調峰的積極性。
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                            第 3 章 冀北電網調峰輔助服務資源與需求匹配研究 .......22
                            3.1 引言 ...........22
                            3.2 冀北電網電源及負荷預測 .........22
                            3.2.1 冀北電源結構分析 ..............22
                            3.2.2 冀北電源結構發展趨勢 ......23
                            3.2.3 冀北負荷發展趨勢 ..............24
                            3.3 冀北電源特性、發電技術潛力分析 ....24
                            3.3.1 火電機組出力特性及發電技術潛力分析 ...........24
                            3.3.2 風電出力特性及發電技術潛力分析 ........27
                            3.3.3 其他機組出力特性分析 ......30
                            3.4 冀北電網調峰輔助服務資源與需求匹配模型 ...........32
                            3.4.1 冀北電網十三五輔助服務需求分析的總體思路 ............32
                            3.4.2 資源與需求匹配測算 ...........34
                            3.4.3 不同場景下調峰資源需求預測 ......36
                            3.5 基于輔助服務調峰市場的激勵機制 ....38
                            3.5.1 輔助服務調峰市場機制設計 ..........38
                            3.5.2 算例分析 ........41
                            3.6 本章小結 ..............46
                            第 4 章 可再生能源發電配額研究......48
                            4.1 引言 ...........48
                            4.2 可再生能源配額制剖析 .............48
                            4.2.1 國外可再生能源發電配額制(RPS) .....49
                            4.2.2 國內可再生能源發電配額制度 .....51
                            4.3 消納體系基本結構 ..........51
                            4.4 市場交易與激勵機制 ......52
                            4.4.1 激勵機制初探...........52
                            4.4.2 華北區域算例分析 ..............54
                            4.5 本章小結 ..............56
                            第 5 章 結論與展望.......57
                             
                            第 4 章 可再生能源發電配額研究
                             
                            4.1 引言
                            大規模的風電并網消納問題一直是世界性難題,我國在這方面的問題尤為突出,總結起來,主要有以下幾方面的原因:(1)我國風能資源普遍具有集中度高、總規模大、遠離負荷中心的特點,大多數風能資源所在地區的電能需求小、難以就地消納。(2)風電出力具有隨機性、波動性與不確定性特點,對于并網電力系統的調節能力有較高需求且對電力系統安全穩定運行提出挑戰,而我國風電集中的“三北”地區電源結構單一,抽蓄與燃氣電站等調節電源比重不足,特別是冬季由于供熱機組比重大,調節能力十分有限。(3)我國跨區輸電能力不足,從全國來看,風電占電源裝機的比重為 5%,中東部等地區調節能力較強,擁有較高的消納風電潛力,而目前,大區電網之間的聯系還較為薄弱,還不具備可實現大范圍跨區消納乃至全國范圍內消納風電的聯網能力,無法實現風電在更大范圍內優化配置。
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                            結論
                             
                            本文研究了在可再生能源快速發展與風電大規模接入的背景下,電網調峰矛盾突出風電消納困難的形勢下,為保證經濟性與公平性,建立的適應大規模風電消納的輔助服務機制與發電配額制體系。為探索并設計適應當前冀北電網發展需求的調峰輔助服務正向激勵機制,本文對國內外調峰輔助服務的實際經驗進行了總結和梳理。我國將調峰服務納入了輔助服務范圍,并包括了基本調峰和有償調峰兩類,而國外成熟電力市場的輔助服務并無對應交易品種,其相應的工作一般通過現貨市場解決。立足于冀北電網自身的電源結構及電源技術特性,對未來冀北電網的電源特性及發電技術潛力進行分析建立了冀北電網調峰輔助服務資源與需求匹配模型并進行測算。根據測算結果,十三五期間冀北電網的調峰輔助服務將面臨更加嚴峻的挑戰,在維持現狀不變的情況下,風火矛盾將進一步加深,風電的棄風現象將更為普遍。在進行一定程度的靈活性改造后,風電的消納水平有了較為明顯的提高。最后,本文對可再生能源的消納與發電配額機制進行了說明與研究。通過對各層面風電消納技術、評估評價方法、市場機制與配套政策的整合,以實現風電消納過程的良性運作為主旨,使針對風電消納所形成的技術與政策能夠發揮出最佳效用,實現風能資源的高效利用。最后根據系統內的間歇式能源發電的裝機比例越高、容量因子越高、棄電比例越高、配額完成情況越好,則對其給予的正向激勵越大;對虛報裝機規模、裝機質量低、棄電較多、配額完成較差的行為要給予相應的懲罰。目前,冀北調峰輔助服務機制在激勵各類電源提高調節能力,積極參與靈活性改造與提供調峰服務方面存在著較大的不足,可再生能源發電配額制的實施還需時日。后續將深入研究調峰輔助服務和發電配額制在冀北地區政策落地的實施方案,以適應當前及未來的冀北電網發展需要,更好的處理各電源間的矛盾,緩解常規電源的調峰壓力,減小風電棄風損失、促進清潔能源經濟消納和節能減排。
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                            參考文獻(略)

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