水规总院王昊轶:光热发电与风电光伏发电实质性联营提升保供支撑调节能力
发布者:Catherine | 0评论 | 440查看 | 2024-05-11 11:50:33    

回顾我国的光热发电历程,从2006年到2023年,从科学探索和试点阶段到规模化示范阶段再到推动规模化发展阶段。随着时间的不断推移,2024年,光热打捆项目的开发模式将向什么方向发展?


4月25日,2024第十一届中国国际光热大会暨CSPPLAZA年会在内蒙古呼和浩特盛大召开,水电水利规划设计总院(以下简称水规总院)新能源研究院陆上能源部主任王昊轶出席会议并作主题报告《光热发电与风电光伏联营提升保供支撑调节能力》。


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图:王昊轶


面对上述问题,王昊轶给出了水规总院的观点:光热打捆项目的开发模式将随着风光成本的进一步下降和电力市场机制的完善,逐步由经济互补联营进入物理实质性联营,提升光热发电对电力系统的支撑调节能力。


他解释道:“这里提到了两个联营,经济互补联营是指目前普遍开展的打捆项目的模式,物理实质性联营则更强调的是光热与风电光伏的单点接入,一体化调度和协同运行。通过虚拟电厂的模式来提升整个光热对打捆项目对风电、光伏的调节能力,真正的实现以新能源调节支撑新能源。”


基于上述观点,王昊轶从光热的特点、定位与面临的形势,光热与风光联营总体思路,多能互补提升保供能力方案三方面展开了论述。


光热的特点、定位与面临的形势


众所周知,光热具备顶峰、调频调压、长时储能、转动惯量、黑启动等技术特性,是绿色低碳电网友好型电源。


基于仿真工具,水规总院结合实际电网模型开展了相应的研究工作。


王昊轶介绍,在电网支撑能力方面,水规总院结合西部某省区实际的电网模型,在BPA项目搭建了相应的仿真系统,分别研究了当大电网出现严重故障时电压配置光热系统和不配置光热系统的响应能力。由此得出的结论是:配置光热的系统,其整个光热集群起到了相应的调频调压作用。


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同时,水规总院采用生产模拟软件,重构了某省区8760小时的电力负荷供需平衡图,可以看到,在一些关键时段,当供需出现不平衡问题时,光热起到了顶峰调节作用。


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另一方面,水规总院还将光热发电与火电的出力特性进行了比较。


比较发现,光热发电与火电机组在调频调峰、转动惯量及黑启动上拥有共同特性。同时,光热系统也有一些优于火电机组的特性:出力方面,光热机组调峰深度最大可达80%;爬坡速度快,升降负荷速率可达每分钟3%~6%额定功率,冷态启动时间1小时左右、热态启动时间约25分钟,调节性能优于煤电;减排方面,2022年全国单位火电发电量二氧化碳排放约824克/千瓦时,与之相比,光热发电有效降低了碳排放。


王昊轶指出,光热系统也存在很多不足。首先,由于光热发电本质上还属于太阳能发电,因此受连续阴雨天影响较大,但是其较风电和光伏要具备可调可控能力。除此之外,虽然经过首批示范项目的带动,光热发电技术水平显著提升,但其仍不具备独立、平价上网能力。


王昊轶认为,光热发电目前面临的形势主要有两方面。


一是碳达峰碳中和目标对光热发电提出较大发展需求。根据未来我国能源电力发展趋势,预计到2030年碳达峰,按照2030年碳达峰后全国不再新增煤电装机考虑,碳达峰后全国新增支撑电源需求,需要由抽水蓄能、新型储能、光热发电、绿氢发电等共同满足。从光热资源丰富的内蒙古、青海、甘肃、新疆、西藏五省区看,考虑光热逐步成为西北补充支撑调节电源,光热发电发展空间巨大。


二是光热发电在各类零碳低碳保供电源中具有较强竞争优势。为应对碳达峰后的电力安全保供,煤电掺氨、CCUS、气电掺氢、光热发电都是当前正在探索的技术路线。在这些技术路线中,光热发电技术最成熟、成本最低、应用规模最大,当前具有较明显的竞争优势,与市场化大规模应用的差距最小。但是,与目前电力系统经济承受能力相比,光热发电成本仍亟需下降。


光热与风光联营总体思路


王昊轶指出,光热与风光联营需要经过两个阶段,两类场景,两种应用和多条路径。


第一阶段指目前开展的经济互补联营推动规模化发展,第二阶段指多能互补物理实质性联营提供系统调节与支撑。


两类场景包括本地自用和跨省区外送。


本地自用方面包括采用光热集群——提高电力系统的安全稳定性;光热+新能源——跟随地区/园区负荷曲线,实现独立稳定供电;光热+新能源——与制氢等柔性负荷互调。


跨省区外送首先是补充调节,在目前的外送基地中,新增相应的光热作为补充调节电源,提高外送基地的可再生能源占比;其次是部分替代,指在外送支撑火电中,可以尝试采用一部分光热作为调峰支撑电源进行部分替代;最后是支撑调节,考虑全部替代煤电,以光热作为外送基地的调峰支撑电源,王昊轶指出,这一阶段还需要进一步的深化研究。


除此之外,两种应用首先是指光热集群,通过技术组合提升系统的支撑能力;再一个是多能互补跟随负荷特性。


王昊轶表示,目前国家和相关省区已经出台的实施路径包括绿电多能互补、工业园区绿色供电、源网荷储一体化热电联产、风光制氢一体化、沙戈荒大基地。“结合实施路径,我们提出合理的联营系统电源配比、电价政策、电力市场机制,明确一体化计量、协同运行、统一调度模式,推动联营系统的开发建设。”


王昊轶指出,从光热集群来提升系统支撑能力方面来看,目前主要考虑根据电网结构特点和需求,结合场址建设条件,分散部署光热电站,通过集群调度提升电力系统的调节支撑能力,以经济可行为边界条件,合理计算联营系统风电、光伏配比。光热和风光场址结合系统需求和建设条件,可以集中选址,也可以分散选址。


下图展示了基于西部某省区的实际电网模型开展的基础调度控制进行的电网严重故障后的电压和频率响应的仿真结果。


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多能互补跟随负荷特性方面,负荷特性既可以是区域、园区,也可以是特高压的。


主要考虑通过“长时储能光热+风电+光伏+(电加热器)+(补燃)”的一体化设计、一体化开发,集群接入同一并网点或就近分散接入,光热电站本体可考虑补燃或电加热,通过光热调节自身的风光,实现光热与风光的电力、电量互补,使联营系统通过统一调度、协同运行、一体化计量,实现联合出力能够跟随电网负荷特性,发挥传统电源跟随负荷,满足保供需求的能力。该模式强调光热与风光集群接入同一并网点或就近接入,光热在联营系统中实现以新能源调节支撑新能源。


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多能互补提升保供能力方案


王昊轶表示,在光热联营系统提升能力方面,应重点考虑两方面的因素,一是联营系统的电源组织,再一个是光热本体的配置。


“首批光热示范项目主要考虑按照应发尽发开展的电站设计,设计原则是最大化的获取能量,使光热电站尽可能的发电。而在联营系统当中,光热电站从结构电源变为调节型电源,因此我们更关心的是,我们是否能够通过容量来满足电力系统对我们能源系统提出的调节能力需求,因此设计时应在详细分析系统需求和负荷特性的前提下,明确储能时长,结合联营系统内部设定的协同运行策略进一步优化储能,再明确镜厂面积。可以保证镜厂和储能系统的协同和优化。”


水规总院在生产模拟系统中开展了多能互补仿真研究。


王昊轶表示,该系统是按照“长时储能光热+风电+光伏+电加热+补燃”的结构开展的研究工作,系统仿真核算结果补燃发电量占比小于10%,风光弃电率小于5%,负荷保障率100%。


极端天气下,这样的一个系统到底能不能实现负荷保障?基于该系统,王昊轶截取了相应的时间片断。


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图:连续大风日


如图,4月20日至24日(图中2617时至2736时)为连续大风日,新能源大发时光热降低出力让路,新能源出力不足时光热支撑。


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图:连续小风日


1月3日至23日(图中49时至144时)为连续小风小光日,风电出力不足,光热白天发电后热量不足以存储,夜间主要通过补燃和部分网汇实现对负荷曲线的跟随。


最后,结合水规总院的相关研究结果,王昊轶针对光热行业后续发展提出如下建议:“一是加强物理实质性联营系统中光热、风电、光伏协同运行、统一调度研究,提升联营系统调度响应和电网支撑能力;二是研究探索物理实质性联营系统作为独立市场主体,参照煤电功能参与电力市场,推动光热具备市场化开发建设条件。”

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