20150713国能新能〔2015〕265号-关于推进新能源微电网示范项目建设的指导意见

国家能源局文件

国能新能〔2015〕265号

0150713国能新能〔2015〕265号-关于推进新能源微电网示范项目建设的指导意见"

国家能源局关于推进新能源微电网示范项目建设的指导意见

各省(区、市)发展改革委(能源局)、新疆生产建设兵团发展改革委,国家电网公司、南方电网公司,各主要发电投资企业,中国电建集团、中国能建集团、水电水利规划设计总院,中科院:

可再生能源发展“十二五”规划把新能源微电网作为可再生能源和分布式能源发展机制创新的重要方向。近年来,有关研究机构和企业开展新能源微电网技术研究和应用探索,具备了建设新能源微电网示范工程的工作基础。为加快推进新能源微电网示范工程建设,探索适应新能源发展的微电网技术及运营管理体制,现提出以下指导意见:

一、充分认识新能源微电网建设的重要意义

新能源微电网代表了未来能源发展趋势,是贯彻落实习近平总书记关于能源生产和消费革命的重要措施,是推进能源发展及经营管理方式变革的重要载体,是“互联网+”在能源领域的创新性应用,对推进节能减排和实现能源可持续发展具有重要意义。同时,新能源微电网是电网配售侧向社会主体放开的一种具体方式,符合电力体制改革的方向,可为新能源创造巨大发展空间。各方面应充分认识推进新能源微电网建设的重要意义,积极组织推进新能源微电网示范项目建设,为新能源微电网的发展创造良好环境并在积累经验基础上积极推广。

二、示范项目建设目的和原则

新能源微电网示范项目建设的目的是探索建立容纳高比例波动性可再生能源电力的发输(配)储用一体化的局域电力系统,探索电力能源服务的新型商业运营模式和新业态,推动更加具有活力的电力市场化创新发展,形成完善的新能源微电网技术体系和管理体制。

新能源微电网示范项目的建设要坚持以下原则:

(一)因地制宜,创新机制。结合当地实际和新能源发展情况选择合理区域建设联网型微电网,在投资经营管理方面进行创新;在电网未覆盖的偏远地区、海岛等,优先选择新能源微电网方式,探索独立供电技术和经营管理新模式。

(二)多能互补,自成一体。将各类分布式能源、储电蓄热(冷)及高效用能技术相结合,通过智能电网及综合能量管理系统,形成以可再生能源为主的高效一体化分布式能源系统。

(三)技术先进、经济合理。集成分布式能源及智能一体化电力能源控制技术,形成先进高效的能源技术体系;与公共电网建立双向互动关系,灵活参与电力市场交易,使新能源微电网在一定的政策支持下具有经济合理性。

(四)典型示范、易于推广。首先抓好典型示范项目建设,因地制宜探索各类分布式能源和智能电网技术应用,创新管理体制和商业模式;整合各类政策,形成具有本地特点且易于复制的典型模式,在示范的基础上逐步推广。

三、建设内容及有关要求

新能源微电网是基于局部配电网建设的,风、光、天然气等各类分布式能源多能互补,具备较高新能源电力接入比例,可通过能量存储和优化配置实现本地能源生产与用能负荷基本平衡,可根据需要与公共电网灵活互动且相对独立运行的智慧型能源综合利用局域网。新能源微电网项目可依托已有配电网建设,也可结合新建配电网建设;可以是单个新能源微电网,也可以是某一区域内多个新能源微电网构成的微电网群。鼓励在新能源微电网建设中,按照能源互联网的理念,采用先进的互联网及信息技术,实现能源生产和使用的智能化匹配及协同运行,以新业态方式参与电力市场,形成高效清洁的能源利用新载体。

(一)联网型新能源微电网

联网型新能源微电网应重点建设:利用风、光、天然气、地热等可再生能源及其他清洁能源的分布式能源站;基于智能配电网的综合能量管理系统,实现冷热电负荷的动态平衡及与大电网的灵活互动;在用户侧应用能量管理系统,指导用户避开用电高峰,优先使用本地可再生能源或大电网低谷电力,并鼓励新能源微电网接入本地区电力需求侧管理平台;具备足够容量和反应速度的储能系统,包括储电、蓄热(冷)等。联网型新能源微电网优先选择在分布式可再生能源渗透率较高或具备多能互补条件的地区建设。

联网型新能源微电网示范项目技术要求:1、最高电压等级不超过110千伏,与公共电网友好互动,有利于削减电网峰谷差,减轻电网调峰负担;2、并网点的交换功率和时段要具备可控性,微电网内的供电可靠性和电能质量要能满足用户需求。微电网内可再生能源装机功率与峰值负荷功率的比值原则上要达到50%以上,按照需要配置一定容量的储能装置;在具备天然气资源的条件下,可应用天然气分布式能源系统作为微电网快速调节电源。3、具备孤岛运行能力,保障本地全部负荷或重要负荷在一段时间内连续供电,并在电网故障时作为应急电源使用。

(二)独立型新能源微电网

独立型(或弱联型)新能源微电网应重点建设:利用风、光、天然气、地热等可再生能源及其他清洁能源的分布式能源站;应急用柴油或天然气发电装置;基于智能配电网的综合能量管理系统,实现冷热电负荷的动态平衡;技术经济性合理的储能系统,包括储电、蓄热(冷)等。独立型(或弱联型)新能源微电网主要用于电网未覆盖的偏远地区、海岛等以及仅靠小水电供电的地区,也可以是对送电到乡或无电地区电力建设已经建成但供电能力不足的村级独立光伏电站的改造。

独立型新能源微电网示范项目技术要求:1、通过交流总线供电,适合多种可再生能源发电系统的接入,易于扩容,容易实现与公共电网或相邻其它交流总线微电网联网;2、可再生能源装机功率与峰值负荷功率的比值原则上要达到50%以上,柴油机应作为冷备用,其发电量占总电量需求的20%以下(对于冬夏季负荷差异大的海岛,该指标可以放宽到40%);在有条件并技术经济合理的情况下,可采用(LNG或CNG为燃料的)天然气分布式能源。3、供电可靠性要不低于同类地区配电网供电可靠性水平。

四、组织实施

(一)示范项目申报。各省(区、市)能源主管部门负责组织项目单位编制示范项目可行性研究报告(编制大纲见附件2),并联合相关部门开展项目初审和申报工作。示范项目要落实建设用地、天然气用量等条件,与县级及以上电网企业就电网接入和并网运行达成初步意见。

(二)示范项目确认。国家能源局组织专家对各地区上报的示范项目申请报告进行审核。对通过审核的项目,国家能源局联合相关部门发文确认。2015年启动的新能源微电网示范项目,原则上每个省(区、市)申报1~2个。

(三)示范项目建设。各省(区、市)能源主管部门牵头组织示范项目建设。项目建成后,项目单位应及时向省级能源主管部门提出竣工验收申请,省级能源主管部门会同国家能源局派出机构验收通过后,组织编制项目验收报告,并上报国家能源局。

(四)国家能源局派出机构负责对示范项目建设和建成后的运行情况进行监管。省级能源主管部门会同国家能源局派出机构对示范项目进行后评估,将评估报告上报国家能源局,对后期运行不符合示范项目技术要求的,应责令项目单位限期整改。

(五)关于新能源微电网的相关配套政策,国家能源局将结合项目具体技术经济性会同国务院有关部门研究制定具体支持政策,鼓励各地区结合本地实际制定支持新能源微电网建设和运营的政策措施。

附件:1、新能源微电网技术条件

2、示范项目实施方案编制参考大纲

  国家能源局

  2015年7月13日



附件名称

附件1:新能源微电网技术条件

一、联网微电网

联网微电网是解决波动性可再生电力高比例接入配电网的有效方案。相对于不带储能的简单可再生能源分布式并网发电系统具有如下功能和优势:

1、通过微电网形式可以有效提高波动性可再生能源接入配电网的比例,功率渗透率(微电网额定装机功率与峰值负荷功率的比值)可以做到100%以上,此次申报项目原则上要求做到50%以上;

2、微电网具备很强的调节能力,能够与公共电网友好互动,平抑可再生能源波动性,消减电网峰谷差,替代或部分替代调峰电源,能接受和执行电网调度指令;

3、与公共电网联网运行时,并网点的交换功率和交换时段可控,且有利于微电网内电压和频率的控制;

4、在微电网自发自用电量效益高于从电网购电时,或在公共电网不允许“逆功率”情况下,可以有效提高自发自用电量的比例,避免损失可再生能源发电量,提高效益;当公共电网发生故障时,可以全部或部分孤岛运行,保障本地全部负荷或重要负荷的连续供电;

5、延缓公共电网改造,不增加甚至减少电网备用容量;

6、在电网末端可以提高供电可靠性率,改善供电电能质量,延缓电网(如海缆)改造扩容,节约电网改造投资;

7、与其它清洁能源(如CHP)和可再生能源不同利用形式结合,可以同时解决当地热水、供热、供冷和炊事用能问题。

主要技术条件

1、与公共配电网具有单一并网点,应能实现联网和孤岛2种运行模式,根据所在地区资源特点、负荷特性以及电网需求和架构,可以具备上节联网微电网的一种或多种功能。

2、微电网接入110kV公共配电网,并网点的交换功率应≤40MW,微电网接入35kV公共配电网,并网点的交换功率应≤20MW,微电网接入10kV公共配电网,并网点的交换功率应≤6MW,微电网接入400V公共配电网,并网点的交换功率应≤500kW;

3、储能装置的有效容量由所希望实现的功能、负荷的日分布特性、孤岛运行时间以及电网调峰需求决定,应根据实际情况设计;

4、在具备天然气资源的条件下,可应用天然气分布式能源系统,作为微电网快速调节电源,为消纳高比例、大规模可再生能源发电提供快速调节能力;

5、具有从发电到用电的智能能量管理系统,具有用户用能信息采集功能和远程通信接口;

6、微电网与公共配电网并网,应符合分布式发电接入电力系统的相关技术规定;微电网供电范围内的供电安全和电能质量亦应符合相关电力标准。

二、独立微电网

独立微电网适用于电网未覆盖的农村、海岛等边远无电地区,仅有小水电但供电不可靠的地区,以及对于在国家“送电到乡”工程中已经建成,但供电能力已严重下降的光伏或风光互补村落电站的改造。

独立微电网建设的主要目的是有效解决我国边远无电地区和无电海岛的用电问题,替代柴油发电机组,降低供电成本。示范要求采用交流总线技术,与传统的直流总线技术相比,交流总线微电网更高效、更灵活,更适合于多种可再生能源发电系统的接入,供电半径宽,易于扩容,通过从发电到用电的能量管理系统可以做到实时的供需平衡,大大提高供电保证率,在将来还可以很容易地同公共电力系统或相邻其它交流总线微电网并网。

主要技术条件

1、微电网采用交流总线技术,在解决电力供应的同时,尽可能利用可再生能源解决热水、采暖、供冷、炊事用能问题;

2、微电网电压等级110kV,可再生能源总装机应≤ 200MW(不含水电和柴油发电装机);微电网电压等级35kV,可再生能源总装机应 ≤ 100MW(不含水电和柴油发电装机);微电网电压等级10kV,可再生能源总装机应≤ 20MW(不含水电和柴油发电装机);微电网电压等级400V,可再生能源总装机应≤ 2MW;

3、供电保证率不低于同类地区配电网供电可靠性水平;柴油机组作为备用,对于季节性负荷差异较小的地区和海岛,柴油发电替代率要求不低于80%,柴油机组发电量占总电量需求的20%以下;对于季节性负荷差异较大的地区和海岛,柴油发电替代率允许放宽到40%;在有条件并技术经济合理的情况下,可采用(LNG或CNG为燃料的)天然气分布式能源。

4、独立微电网应具有从发电到用电的能量管理系统;

5、微电网的供电安全和电能质量应符合相关电力标准。

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