首航高科惠超:多能互补、光伏+光热项目配置分析及建议
发布者:admin | 来源:CSPPLAZA光热发电网 | 0评论 | 1021查看 | 2022-09-01 19:09:05    

近日,在由中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司、国家太阳能光热产业技术创新战略联盟、CSPPLAZA光热发电平台共同主办、首航高科能源技术股份有限公司联合主办的2022中国风光热互补新能源基地开发大会上,首航高科能源技术股份有限公司副总经理惠超就《多能互补、光伏+光热项目配置分析及建议》作了主题报告。


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图:惠超作主题发言


惠超指出,随着太阳能风电的发电规模不断扩大,已经成为电源结构中的重要组成部分,随着能源转型的推进,以风电,太阳能为主的新能源将逐步成为主导能源。而光热发电是新能源储能技术发展的重要方向,具有发电、储能、可调节等多种功能,光热项目开发建设对构建以新能源为主体的新型电力系统具有重要意义。


在此背景下,推进多种电源互补,光伏+光热等配置可以不占用系统调节资源,同时风光互补可改善新能源综合出力特性,并充分发挥光热及储能灵活调节作用,提高项目灵活调节能力。


惠超就光伏900MW、光伏900MW+储能电池180MW/720MWh、光伏900MW+塔式熔盐100MW、光伏900MW+槽式导热油100MW、光伏900MW+储能电池180MW/720MWh+塔式熔盐100MW、光伏900MW+塔式熔盐100MW+弃电加热40MW、光伏900MW+储能电池180MW/720MWh+塔式熔盐100MW+弃电加热40MW等不同储能方式组合及配置进行逐一分析。


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从组合上来看,光热电站的容量因数28.7%,是最高的。随着组合方式的增加,光伏+电池+光热+弃电组合的方式,容量因数在这些方案的比较里最低,只有19.6%。


结合大基地建设推进过程中遇到的问题惠超提出了如下建议:


1、因不同地区太阳能、风能资源、电价及电力电量消纳情况均不相同,需综合考虑风电、光伏、光热规模配比、以及聚光集热和储热系统配置规模,完善联合运行方案,尽可能与用电地区电力系统负荷曲线相匹配,以减轻电力系统调峰压力。


2、不仅追求技术上的互补,同时满足经济上的互补,适当提高太阳能热发电配建新能源指标规模;推动实施储能电价及辅助市场服务改革;提高项目投资评价的基准收益率水平,增加项目的可实施性。


更多精彩内容,请阅读下面刊出的惠超的演讲全文:


惠超:各位领导,各位专家,下午好!


我汇报的的题目是《多能互补、光伏+光热项目配置分析及建议》。


我的报告分五个部分:


第一、公司介绍。


首航高科是一家A股市上市公司,现在总部位于甘肃省,生产基地位于天津、北京等地区。


主营业务在清洁能源和节能环保两个方向,是国家级的企业技术中心。公司涉入到光热发电是在2010年,2016年中试的1万千瓦的塔式光热项目并网发电。2018年底,位于敦煌的10万千瓦塔式光热发电站并网发电。


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公司的主营业务主要包括光热发电,电站空冷,余热发电,超临界二氧化碳和燃料电池等方向。在光热方面,既有塔式的技术路线,也有槽式的技术路线,承担过敦煌一、二期塔式熔盐光热发电项目和中广核德令哈槽式导热油发电项目集热场EPC。


第二,多能互补、光伏+光热项目申报的背景和意义。


按照国家确定的目标,随着太阳能风电的发电规模的不断扩大,已经成为电源结构中的重要的组成部分,随着能源转型的推进,以风电,太阳能为主的新能源将逐步成为主导能源。


风、光的年内互补性以及出力特性存在的差异,夏季的时候光比较好,春秋,冬季的时候风比较好,年内具有很强的互补性。


风、光的日内的互补性,主要是白天的时候光比较好,早晚以及夜间的时候风出力比较大,互补主要是要发挥光热及储能的灵活调节作用,增加项目灵活的调节能力。


第三、光热电站的运行特点。


光热发电是既可以发电,也可以储能,并且可调节的一种电源,对于构建以新能源为主的新型的电力系统具有比较重要的意义。


光热发电具备同步交流发电系统所需要的主要技术要求,像电压,频率的支撑,响应,转动惯量的支持。调节范围是有功调节15-100%机组额定出力,调节精度不小于1%机组额定的出力。无功调节范围为:滞相功率因数:0.8;进相功率因数:0.95。同时具有AGC和AVR的支撑能力。


10万千瓦塔式光热电站的运行特性,储热时长按12小时计算,如果按照这个地区、全容量上网,年发电量2亿2600万kWh,容量因数28.7%。由于熔盐塔式光热电站具有热电解耦的特性,出力方式可以调节,按照参与调频调峰的运行,在一天24小时之内,只在4时段运行,参与早高峰和晚高峰的调节。可以看在中午光比较好的时候,这个时段的出力完全可以避开。


但是需要注意的是,如果这种运行方式的年发电量要减小,容量因数在下降,只有25.1%,电量减少了5千万kWh。最低运行负荷15%。


另以槽式导热油电站为例,如果要达到跟塔式相同的每年2亿2600万的发电量,也是全容量上网,容量因数基本一致,储热时长12小时,但由于槽式发电效率稍微低一些,同时防凝的需求更高,因此同一个地区槽式需要的镜场面积要稍微大一点。


槽式的调峰运行能力,传统的导热油槽式因为热电不能完全解耦,并且厂用电率也稍微高一些,所以最低负荷取25%,有短时的中午光伏高发的时间带了25%的低负荷,在早晚高峰的时候带高负荷。


容量因数比塔式的稍微下降,发电量1亿9千364万kWh,塔式的是1亿9千700多万kWh;


敦煌二期电站的实际的运行值,6月份的发电总量3379万度,创历史新高,比去年同期增长91.2%,单次连续不间断的发电时间262小时。二季度的总发电量8550万度,发电量随着系统越来越成熟,还有很大的继续提升空间。


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第四、储能方式的组合以及配置的分析。


对于风光热储的项目,其中风电和光伏具有较强的随机性和波动性,追求的目标是通过光热储能电站进行调节,减少新能源弃电,平滑功率输出,提升力品质,实现电网友好接入,改善新能源综合出力特性。因为不同地区的风光资源不同,最小化风光储综合发电成本,提升项目的综合竞争力。


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按照实际项目测算,光伏装机90万千瓦,年发电量20亿度左右,直流侧的容量因数22%,全容量上网。


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光伏+储能电池的方案,光伏90万千瓦,配20%的储能,18万的蓄电池4小时储能。运行方式主要考虑在上午10点到下午3点,光伏大发的时段来进行电池的充电,在晚高峰6点到10点或者夏季到11点的时段来运行。


这个运行方式也是考虑光伏全容量上网,储能电池利用时段是在晚高峰。从最左侧的图表和中间的图表很明显的看出,峰谷差在减小,晚高峰的出力在提升,但是提升的范围比较有限。容量因数21.5%,比全容量的光伏有下降。


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90万千瓦的光伏+10万千瓦的塔式光热电站的组合方式,这个组合方式的年发电量可以达到将近22亿度,因为电池本身是不发电的,所以按照上一个模型的计算,整个系统的发电量是在降低。


光热电站由于本身具有发电的能力,所以它对整个项目的效益提升是有帮助的,容量因数也是提升的。运行方式是光热在早晚高峰时段运行,其余时段不运行,从左侧的曲线可以看出,夜里12-5点和8点以后,负荷出力是提升的。


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90万千瓦的光伏+10万千瓦槽式导热油电站的组合方式,运行方式是一样的,但是由于槽式的厂用电和防凝要求,出力稍微有一点下降,在21亿9000多万kWh左右,容量因数22.2%。


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90万千瓦光伏加上4小时的储能电池加上10万千瓦的熔盐塔式电站,全年发电量在21亿6000万kWh左右,由于电池的存在,所以整个的系统发电量是在下降的,容量因数也同时在下降。


这个运行方式是中午时段光伏全容量上网,早晚高峰的时候光热参与运行,晚高峰的时候电池4小时参与调节,颜色深的说明电量比较大,颜色浅,浅蓝色或者稍微深一点的蓝色都是代表有调节容量的出力。


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90万千瓦光伏加上10万千瓦的塔式熔盐储热,加上弃电加热4万千瓦,年发电量21亿kWh左右,容量因数在下降,因为弃电加热本身要消耗系统的电量,但是整个系统的负荷运行峰谷差在减小。


弃电加热还有比较多的难题不容易被克服,尤其绝缘,所以弃电加热配的比例不是很大。运行方式跟电池一样,是在光伏大发的时候进行加热,由汽轮机参与早晚高峰的调节。


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多种方案的组合,90万千瓦的光伏,加上4小时的电池储热,加上10万千瓦的熔盐塔式,加上弃电加热4万千瓦,整个年发电量不到20亿度,说明组合的越多,尤其是自身不发电的调节能力参与的越多,整个的系统的容量因数在下降,容量因数的下降,也意味着整个组合的效益在下降。


运行方式光热和电池如刚才所说的4时段满负荷运行,其余时段不运行。


从组合上来看,光热电站的容量因数28.7%,是最高的。随着组合方式的增加,光伏+电池+光热+弃电组合的方式,容量因数在方案的比较里最低,只有19.6%。


第五、最后提两个建议。


光热电站具有储能及调峰的特性,其价值不仅仅是作为清洁能源的价值,而且还能通过为风光热储大基地提供服务,实现自身储能和调峰的核心价值!


第一个建议:不同地区的太阳能和风能的资源,以及电价,电力电量的消纳情况均不相同,需要考虑风电光伏光热的规模化配比,以及聚光集热和储热系统的配置规模,完善联合调度运行方案,尽可能的与用电地区的系统负荷曲线相匹配,如果有用电地区系统的负荷曲线,和电源的配置曲线很容易能组合到一起,看匹配的程度,以减轻电力系统的调峰压力。


第二个建议:我们不仅要追求在技术上的互补,同时也要满足经济上的互补,可以适当提高太阳能热发电配建新能源指标的规模;以及来推动实施储能电价及辅助市场服务改革;提高项目投资评价的基准收益率水平,增加项目的可实施性。


谢谢大家。

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