如何看待光热发电在电力系统中的定位与价值?
发布者:lzx | 来源:CSPPLAZA光热发电网 | 0评论 | 1637查看 | 2020-01-15 19:22:08    

CSPPLAZA光热发电网报道:当前,我国能源转型深入推进,清洁低碳发展步伐不断加快,但随着新能源装机规模和占比的不断提升,电力系统的安全运行面临的挑战越来越大。


如何实现中长期能源转型发展的战略目标,突破以风电、光伏为主的新能源的大规模并网瓶颈,成为当下必须破解的现实课题。


作为集储能与发电于一身的可再生能源发电方式,在新的能源大环境下,光热发电在电力系统中的地位需要被重新审视。


光热发电在电力系统中的定位


中国电力科学研究院新能源研究中心主任、教授级高工王伟胜认为,太阳能热发电是优质电源,其功率调节和电压支撑能力,对构建新能源电力系统至关重要,需要科学论证其在可再生能源发展战略中的地位。


国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧强调,一方面,与其他波动性发电相比,太阳能热发电最大优势是能够配备储热装置,通过与储热系统联合运行,显著平滑发电出力,减小出力波动,同时提高系统运行灵活性;另一方面,光热发电能够弥补风电、光伏发电的波动特性,提高系统稳定性及消纳波动电源的能力。


据王伟胜介绍,中国电科院开发了新能源生产模拟系统(REPS),融入光热运行模型,能够开展含光热、光伏、风电、储能等多类型电源的生产模拟研究。通过不同模式下的仿真分析,可以看到光热发电对提高电力系统稳定性的重要作用。


首先,同等容量300MW的光热发电和光伏发电相比较,光热的同步发电机能够对系统电压控制提供支撑能力,对系统暂态压升起到一定抑制作用。


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其次,在300MW风电场增加了150MW光热发电后,光热的同步发电机在直流换相失败故障下,能够快速提供暂态无功支撑,对风电场的暂态过电压起到一定抑制作用。


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最后,在短路比为2、存在振荡现象的300MW风电场,接入150MW的光热发电,可将风电场短路比提升1.5倍左右,次/超同步振荡问题得以消除。


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李琼慧提及,根据国外相关研究,美国国家可再生能源实验室以加州可再生能源配额为32%的系统构成为基础,通过设立以下4种场景新增发电容量,满足加州1%的负荷需求,从而分析可再生能源配额达到33%情况下,通过模型量化和场景对比,分析太阳能热发电的电力系统价值。


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表:NREL光热发电系统价值分析结果


从移峰填谷来看,含储热的光热发电系统的能量价值比常规电源高$6/MWh,比光伏发电高$12/MWh。如果允许提供备用容量,则含储热的光热发电的系统价值将增加$17/MWh。综合来看,光热发电的运行和容量价值为$80/MWh~$135/MWh。


光热电站作为灵活调节电源的可行性


浙江中控太阳能技术有限公司总裁徐能表示,现阶段,与光伏和风电一样,光热电站可以尽可能在白天多发电(仍是一种电量补充),利用储能在晚高峰继续发电,有别于光伏成为稳定可控电源。


下阶段,光热发电可以发挥储能优势,成为清洁的灵活调节电源,具体表现为:


与光伏、风电混合发电,取代部分火电和天然气调峰电源,可逐步实现按照调峰电价平价上网——在高比例清洁电源背景下,通过光热电站机组的出力调节,满足电力系统负荷需求。


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表:光伏、风电、光热的出力特征


未来,作为理想的基荷电源和调峰电源,光热可以取代火电,尤其是取代与光伏和风电配套建设的火电,推动实现能源转型及太阳能资源高效利用,替代煤电成为电力系统压舱石。


光热发电助力高比例可再生能源外送


电力规划设计总院原副院长孙锐指出,在我国光资源、土地资源比较丰富的西部地区,已投运和规划建设多个特高压电力外送通道,在这些地区有序建设太阳能发电基地,并利用这些电力外送通道可实现更高比例可再生能源输送。


以新疆哈密送电到江苏±800kV输电通道为例,设计输电功率800万千瓦,为保证受电地区的供电可靠性,电源配置原则为可靠电源功率不低于600万千瓦,年输电量约440亿千瓦时,分4种不同的电源配置方案(见下表)。


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通过比较4种方案中可以看出,在目前的输电模式下(第一种方案),新能源的电量占比约为44%。煤电在没有CCS的情况下,发电成本是最低的,有了CCS以后成本大幅上升(注:上述成本预算是到按照2030年,包括光热电价、光伏和蓄电池储能电价都在下降的结果来计算)。


总体而言,采用煤电+风电+光伏的电源配置方案,输送新能源电力的比重难以继续提高;增设光热发电装机以后,相比光伏+储能的配置方案,其在输电的可靠性和经济性上更好;若采用光热发电替代全部的燃煤机组,则可实现100%的新能源电力输送,其经济性是最好的。


光热电站作为灵活调节电源的经济性


多能互补是提高可再生能源消纳能力的重要手段。其中,最典型案例是国家首批多能互补示范工程之一的鲁能海西700MW风光热储多能互补集成优化示范工程。


该工程中光热调峰前度电成本为1.1307元/kWh,调峰后度电成本降低约0.0453元/kWh,为1.0854元/kWh,低于目前国家首批光热电站上网电价。


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表:该工程中光热电站调峰前后度电成本变化示意图


由此可见,光热电站参与调峰不仅可显著减少弃风弃光电量,而且可创造良好收益,为建立辅助服务市场为光热调峰提供一定补贴政策提供了一种参考模式,同时也提高了光热机组参与调峰的积极性和主动性。


徐能也表达了类似的观点。以2025年我国西北部某省综合能源基地光热调峰电站为例,通过特高压直流输电通道,将光热发电与煤电、风电、光伏发电打捆外送到东部某省份。


在此条件下,光热发电利用储能提高高峰时段发电量比例,减少低谷时段的发电量比例,为风电和光伏让路,同时保证风电、光伏、火电、输配电、售电侧价格水平不变。


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他进一步表示,传统概念的调峰光热电站因调峰需求导致弃光,发电量减少,较多影响经济性。为适应新的调峰需求,在对光热电站系统设计进行调整后,用于调峰的光热电站经济性受调峰影响较小。


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根据方案2,光热机组在低谷、平段、高峰的上网电价和发电量计算加权平均上网电价为0.773元/kWh,大于10%内部收益率对应上网电价0.760元/kWh。从表格中看出,通过系统优化,调峰对于光热电站经济性没有大的障碍。

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