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风光热储一体化项目相关技术问题

作者:孙锐 来源:太阳能光热产业技术创新战略联盟 发布时间:2021-11-09 浏览:
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“光热发电集太阳能发电与储能为一体,是新型电力系统中的稀缺电源。光热发电站址资源十分宝贵。”“在没有光热发电和新型储能的电价政策情况下,通过一体化项目建设,可以带动光热发电和储能电站的项目建设,增大系统可调节电源容量,提高电力系统消纳新能源电力的能力。同时,还可以保持一定规模的光热发电市场需求,对维持光热发电产业链的可持续发展会起到重要作用。”“要实现我国的碳中和目标,上网电价形成机制的市场化改革迫在眉睫,我们期待着能够早日开展完全市场化的多能互补一体化项目的建设。”9月27日,在由国家太阳能光热产业技术创新战略联盟,中国工程热物理学会,中国可再生能源学会,中国电机工程学会,全国太阳能光热发电标准化技术委员会共同主办的“2021中国太阳能热发电大会”上,电力规划设计总院高级顾问,全国工程设计大师,中国电机工程学会太阳能热发电专委会副主任委员兼秘书长,国家太阳能光热产业技术创新战略联盟专家委员会副主任委员孙锐在其主旨报告《风光热储一体化项目相关技术问题》中表达的观点发人深省。

孙锐大师的报告分为电力系统面临的挑战,储能和光热发电的作用,风光热储一体化项目相关问题和结束语四部分。他用翔实的数据和大量的图表,阐述了风光热储一体项目开发的技术问题,表明以“风光热储一体化”或“光热储能+”模式发展新能源,是促进太阳能光热发电发展,提高可再生能源发电比重的有效措施。以下是其报告的主要内容:

一,电力系统面临的挑战

1,我国能源和电力发展现状

2020年能源消费总量为49.8亿吨标煤,非化石能源占比约15.9%。在非化石能源中,非化石能源电力(水电,核电,风电,太阳能发电,生物质发电等)占比在90%以上。

2020年全国电源总装机22亿千瓦,非化石能源发电装机占比约44.7%,其中风电和太阳能发电占比约24.3%。

2020年全国总发电量7.6万亿千瓦时,非化石能源发电量占比约33.1%,其中风电和太阳能发电量占比约为9.5%。

2,实现碳中和目标的能源发展趋势

我国已经明确提出了2030年前实现碳达峰,2060年争取实现碳中和的目标。由清华大学牵头组织国内多个权威机构开展了《中国长期低碳发展战略与转型路径研究》,2020年10月12日召开了成果发布会对外发布研究成果。

3,实现碳中和目标的电力发展趋势

根据清华大学对外发布的研究成果,2050年我国能源消费总量约50亿吨标煤,非化石能源占比达到85%,煤炭占比下降到5%,油,气占比10%。

2050年我国一次能源用于发电的比重将达到85%,非化石能源发电量占比要超过90%。根据这些目标,本人(孙锐)粗略估算2050年风电和太阳能发电装机将超过40亿kW,占比将超过66%。

4,电力系统面临的主要问题

(1)电力支撑能力

风电和光伏发电具有间歇性,随机性和波动性,在没有配套储能电站的情况下,只能做为电量的补充,不能作为可靠电源参与电力平衡。伴随着风电和光伏发电占比的增大,这一问题愈加凸显。

(2)灵活调节能力

2020年,我国抽水蓄能,燃气机组装机容量仅为1.3亿千瓦,比重不到6%,而且空间分布不均。因此,主要依靠煤电机组进行调节,伴随着燃煤发电机组占比的减少,系统对灵活调节电源的需求愈加迫切。

(3)调频调压能力

风电,光伏发电和直流输电缺乏常规电源的转动惯量,调频,调压等功能,导致系统频率和电压的不稳定。伴随着燃煤发电机组占比的减少,系统需要补充更多的具有同步发电机特性的电源。

二,储能和光热发电的作用

1,用户侧储能的主要作用

储能在以新能源为主体的新型电力系统中将发挥重要作用。在电源侧,用户侧和电网侧都可以装设储能系统或储能电站,其对系统的作用有所差异。

用户侧储能是指安装在计量关口表用户侧的储能系统,由用户根据自身负荷的需求进行控制。用户侧储能对系统的主要作用是缩小了负荷的峰谷差,即“削峰填谷”,从而提高系统设备利用率,降低系统成本。

用户侧储能作用示意图

2,电源侧储能的主要作用

电源侧储能是指安装在计量关口表电源侧储能系统。在目前没有电源侧储能的电价传导机制情况下,电源侧储能的主要作用是消除风电和光伏发电的小幅度和短时间的功率波动,以减轻系统调频压力。

电源侧储能通常由电源的运行方根据发电功率波动情况自行控制,系统调度不会单独对电源储能进行调度。

在具备了电源侧储能的电价传导机制情况下,电源侧储能可以按照系统对电源上网功率曲线要求进行调节。

3,电网侧储能和光热发电机组的主要作用

电网测储能是指安装在公共电网系统中,由系统调度直接控制的储能系统。

在以新能源为主体新型的电力系统中,电网侧储能的主要作用是消纳超出电力负荷需求的风电和光伏电力,并承担系统调峰和电力支撑功能。

光热发电机组集发电和储能为一体,可以起到电网侧储能电站的调峰作用,也可以替代燃煤发电机组起到24小时旋转备用的作用。

在极端气象条件下,风电和光伏发电受阻,储能电站无能可储的情况下,光热发电机组可以利用天然气发电,对保证系统安全将发挥重要作用。

4,储热型光热发电在系统中的应用场景

下面的表中描述了储能在不同应用场景中的特性和主要的储能方式,其中,储热型光热电站即可以作为电网侧的独立储能调峰电站,也可以作为电源侧的储能电站。

三,风光热储一体化项目相关问题

1,多能互补一体化项目的背景

我国风电和光伏发电在上网电价政策的支持下,经过十多年发展,发电成本已经降低到燃煤发电水平,资源条件较好的西部地区风电和光伏发电成本已经低于燃煤发电。然而,在没有储能电站配套的情况下,风电和光伏发电的消纳问题愈加凸显。

由于抽水蓄能电站建设受到站址资源条件的制约,而储热型光热电站及其他新型储能电站在缺乏电价政策的支持下,难以发展。正是在上述国情背景下,2021年2月25日,《国家发展改革委国家能源局关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》(发改能源规〔2021〕280号)对外发布;随后,国家能源局于2021年4月25日发出了《关于报送“十四五”电力源网荷储一体化和多能互补工作方案的通知》,文中明确:充分发挥流域梯级水电站,具有较强调节性能水电站,储热型光热电站,储能设施的调节能力,汇集新能源电力,积极推动“风光水(储)”“风光储”一体化。实施多能互补项目的作用在于将新能源发电与具有储能和调节功能的电源投资主体一体化建设,统一按照当地燃煤发电的基准电价上网,通过风电和光伏发电的利润空间来弥补储能和光热发电的亏损,增加系统储能和调节电源的容量,从而促进新能源电力的消纳。甘肃,青海等省份也出台了相应的规定和管理办法,并组织了多能互补项目的申报工作。

2,完全市场化的多能互补一体化项目

若要使多能互补一体化项目成为出力可靠并具有调节功能的整体电源,地方政府可以根据当地电力系统的负荷特性和电源结构提出明确的不同时段发电功率要求和上网电价系数(见下面附图),电源开发商根据这些要求和当地的资源条件对风电,光伏,光热,储能等装机容量进行合理的配比,并测算综合上网电价参与竞标。

对风光热储一体化项目发电功率要求及上网电价系数示意图

地方政府通过公开招标来确定电源上网电价和开发商,电网公司与电源开发商签订长期购电合同,严格执行合同中规定的各时段上网电价。

目前阶段,在电源的上网电价形成机制市场化改革完成以前,不具备条件开展完全市场化的多能互补一体化项目。

3,目前的风光热储一体化项目实施原则

由于目前对于多能互补一体项目没有出台相应的电价政策,也无法提出具体的上网功率要求。因此,所有风光热储一体化项目都是以当地燃煤发电的基准上网电价为前提条件,对光伏,风电,储热型光热发电进行组合。按照上述的原则,风光热储一体化项目配置的光热发电机组容量(储能容量)占比较小,对发电功率的调节功能也是有限的。因此,在一体化项目实施过程中,就不宜固守一体化项目的概念,对其提出过高的功率调节功能要求。在调度方式和送出汇集方式等方面,也要因地制宜的采用变通的方法。

4,项目中电力送出线路的汇集

在一体化项目中实施中,要求一个项目为一个计量关口,每个项目中的不同种类电源都要汇集在一起后再接入系统。由于不同种类电源站址之间都有一定的距离,按照这样的汇集方式,势必造成同一个电源基地的电源汇集线路繁多,交叉,混乱(如下图所示),也会增大汇集线路的投资。

通常情况下,在同一个可再生能源基地中,同一种类的电源是相对集中的,如果按照电源种类分别设置公用的汇集站,并在每个电源汇集前都设置计量关口,则可以较少汇集线路长度和不必要的交叉,也会降低汇集线路的投资,也有利于系统单独对光热电源实施调度(如下图所示)。因此,对可再生能源基地的电力汇集方案,应按照统一的规划实施。

5,光热发电机组的运行调度

在风光热储一体化项目中,系统调度只对项目进行总体的调度,光热发电机组由发电运营单位自己进行控制。如前所述,由于一体化项目上网电价政策的制约,光热发电机组的容量占比较低,如果光热发电机组仅用于一体化项目消除小幅度和短时间的发电功率波动,则是大材小用了。光热发电机组作为稀缺的储能和灵活调节电源,由系统调度对光热发电机组直接进行调用,才能在系统中最大程度地发挥其作用。

6,光热发电机组系统配置优化

光热发电机组系统配置优化的目的是实现机组功能和经济效益的最大化,优化的边界条件是依据光热发电机组的功能定位而定的。

如前所述,光热发电机组作为稀缺的储能和灵活调节电源,由系统调度对光热发电机组直接进行调用,才能在系统中最大程度地发挥它的作用。因此,对光热发电机组的功能定位就不能局限在一体化项目本身,而要从电力系统对储能调峰的需求出发,确定其系统优化的边界条件。其中两个重要的原则如下:

(1)按照系统负荷曲线的特性并参与调峰来确定光热发电机组的运行时间和功率,峰谷分时销售电价确定的时间段是重要的参考依据(这与光热发电示范项目是截然不同的,为了降低发电成本,示范项目则是以可用率调度为前提);

(2)光热电站的系统配置优化(集热系统规模与储热时长的确定)宜按照投资方确定的资本金内部收益率,以光热发电自身成本最低为原则进行;最后再按照整体项目的综合上网电价不高于当地燃煤基准电价的原则,来调整一体化项目中的各种电源配比。

7,要注重对光热发电站址的保护

光热发电集太阳能发电与储能为一体,是新型电力系统中的稀缺电源。光热发电对站址条件要求比光伏发电要复杂很多,首先对场地面积要求大,地势要比较平整,另外还需要水的供应。我国西北地区的地方政府先后组织编制了属地的光热发电基地规划,这些站址资源十分宝贵,一旦被改为它用,将来对光热发电需求增大时,再寻找新的站址就比较困难了。

四,结束语

在缺乏光热发电和新型储能的电价传导机制情况下,通过多能互补一体化项目建设,可以带动光热发电和储能电站的项目建设,增大系统可调节电源容量,提高电力系统消纳新能源电力的能力。同时,还可以保持一定规模的光热发电市场需求,对维持光热发电产业链的可持续发展会起到重要作用。

目前阶段的多能互补一体化项目,受到电价政策的制约,远没有达到理想程度。因此,在实施过程中,宜采取因地制宜,灵活变通的方式处理相关的技术问题。

要实现我国的碳中和目标,上网电价形成机制的市场化改革迫在眉睫,我们期待着能够早日开展完全市场化的多能互补一体化项目的建设。

关键字:储能

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