储热型光热电站市场化运行研究
发布者:xylona | 0评论 | 1132查看 | 2024-06-22 08:56:43    

4月26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,内蒙古恒瑞新能源有限责任公司总工程师司有华先生出席会议并作《提高光热应用水平创造发展前景》的主题演讲。


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图:司有华


2023年内蒙古自治区能源领域实现了“10个全国第一”,内蒙古已经建成全国最大的新能源基地,但新型电力系统建设明显滞后。北爱尔兰电力传输运营商提出,对于一个独立电网,非同步机渗透率最高为80%,否则由于系统惯量过低,严重影响系统频率安全。


司有华表示,在此情况下,有必要通过扩大光热发电规模,探索出一条构建新型电力系统的有效路径。


按照调峰机组优化设计光热运行方式


司有华分别从光热发电的优势和光热运行方式的角度出发,说明为何要按照调峰机组优化设计光热运行方式。


一、光热发电的优势


据司有华介绍,光热发电具备调峰能力强、调峰范围广、离并网可操作性高、爬坡速度快、应用时序性强的优势。


1、调峰能力强:光热发电属于有源储能,储能时长一般在10小时左右,具有较强的日调节能力,光热发电与风电在季节上有一定互补性,体现季节调节能力。风电呈现的是冬大夏小,太阳能一般是夏大冬小。


2、调峰范围广:光热发电机组最小技术出力为机组额定容量的5%,在机组额定容量10%情况下可长时间连续稳定运行,远低于火电灵活性改造后的25%。


3、离并网可操作性高:光热与火电相比可以用更快的速度启动并网发电,温态启动时间1小时左右,热态启动时间约20分钟,必要时可以随时离线。


4、爬坡速度快:火电机组的爬坡速率一般为额定装机容量的2.5%/分钟,光热机组的爬坡速率最大可达到额定装机容量的10%/分钟,在系统发电功率的调整能力上是火电的4倍,也就是说光热发电在提供功率调整辅助服务时可以替代同等容量的4台火电机组。


5、应用时序性强:光热发电建设周期一般为2年,使用寿命最低35年。


二、光热运行方式


司有华表示,光热有高效运行、调峰运行两中运行方式。


1、高效运行:


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按照“应发尽发”原则,使机组热效率最高,经济性最好,适合保障性并网项目。光热项目设计时,主要根据不同资源条件,确定项目镜场面积、储能规模和发电小时数。


司有华表示,现在提及的光热示范项目是按此方式运行的。


2、调峰运行:


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根据电力系统中“源-荷-储”一体化运行结果进行调峰运行,实现给新能源调峰。光热项目设计时需要结合资源条件、调峰功率变化、运行效果进行仿真评估确定光热最终发电小时数和光热收益情况。


如上图所示,早晚高峰时段光热满功率运行,中午光伏最高功率运行时段,光热则以最低功率运行。


光热替代火电发挥在线支撑作用


光热如何代替火电发挥在线支撑作用?司有华做出如下回答。


一、通过在线发挥对电力系统的作用


司有华表示,光热发电具备和火电相同的汽轮发电机组,可以为电力系统提供更好的长周期调峰能力和转动惯量,需要通过长时间在线才能发挥对电力系统的调峰、调频作用,保证电力系统安全稳定运行。


内蒙古乌拉特中旗光热项目2023年发电小时数达到3300小时,初步具备作为调峰和基础性电源的潜力。


二、推动光热项目降低单位千瓦投资


司有华介表示,光热项目降低单位千瓦投资的方式有以下两种:


1、通过增加研发和应用费用,通过技术进步和迭代,实现投资降低。


光热的发电小时数保持3300小时,光热单位千瓦投资降至14000元/千瓦时,光热电价约为0.5元/千瓦时,若参加蒙西现货交易,光热发电就能实现独立运行。


2、通过降低集热场镜场面积和储能小时数,按照减配的方式降低投资。


按照现在技术,光热发电小时数约为1700小时,光热单位千瓦投资降至14000元/千瓦时,此时电价约为0.9元/千瓦时,需要按照1:3的比例配置风电项目,才能实现经济平衡。


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如上图,两种方式对比来看,通过技术进步和迭代保证光热项目长时间在线运行,是实现光热发电对火电替代的有效路径。


建立光热发电保供机制


目前,内蒙古自治区在夏季和冬季用电负荷高峰时段与风电、光伏低出力以及供热机组发电受阻等因素相互叠加时,经常出现缺电局面,需要采取保供措施。


根据实际运行情况看,在缺电时段由于没有富余电力可供储存,化学、抽水蓄能等储能无法发挥调节和顶峰作用,在火电不足以提供保证容量时,就会出现限制用电。


光热发电的能量来自于两部分,一部分是集热岛提供的太阳能热,作为主要发电热源,另外一部分是天然气辅助系统,通过大容量燃气熔融盐加热锅炉替代过去的化盐锅炉,在缺风少光的时段将天然气辅助供热系统转为主热源发电系统,保证光热机组在任何需要的时候都能满负荷运行,可替代火电作为保供机组。


另外,司有华表示,不使用天然气辅助系统可以发电3000小时,若使用天然气辅助系统则需发电3600小时,约有400~600小时需要用天然气辅助发电。


储热型光热电站市场化运行研究


据司有华介绍,光热发电兼具调峰电源和储能的双重功能:


1、光热具备和火电相同的电网调节、支撑能力;


2、热配套长时储能参与市场运行,调峰近似于火电的增减式运行,具备和火电相同的调峰和顶峰保证作用;


3、光热属于新能源发电品种,具备绿电属性。


司有华表示,由于光热发电在国内外并网运行容量较小,目前没有光热发电参与电网调峰运行模式的案例;建议光热发电现阶段暂时参照火电交易进行规则优化后,参与电力市场交易。


火电和新能源的交易规则存在差异,火电没有回收机制和补偿机制;因为新能源在现货交易中,凡是新能源大发时电价普遍较低,为保证新能源收益,设置了补偿机制和回收机制。目前,平价项目的补偿机制按照70%进行补偿,回收机制按照1.25倍,比如说0.31元,上限不可能超过0.31乘以1.25的区间。若光热按照新能源的交易规则,上限则会受到限制,因此建议光热参照火电现货市场交易规则。


另外,司有华从发电小时数方面说明了为什么要给光热发电争取新能源发电政策。


光热发电自身拥有大规模的热储能,具备将低谷时段的电力转移到高峰时段的能力,具备和火电相似的调峰和顶峰保证作用。建议参照火电享受330元/千瓦/年的容量电价补贴。


以巴彦淖尔市乌拉特后旗项目按当前交易价格参与调峰运行为例,发电小时数应在2500~3100小时,火电发电小时数在4500~6000小时,电化学储能和抽水蓄能等储能利用小时数在1300小时左右,光热发电小时数是火电的一半,是储能的两倍。


在参与电力市场现货交易时,要求火电中长期签约比例为90%,储能可以不进行中长期签约,全部进行现货交易,光热发电小时数介于储能和火电之间,因此光热在参与电力市场现货交易时,建议中长期签约比例降低至40%;同时光热属于新能源发电项目,建议光热项目不承担市场调节类费用。


前面提及建议光热参照火电现货市场交易规则,火电要给新能源补偿,新能源现货交易时基本接近0.1元。按照长期的0.7倍约为0.23元,中间的差价由火电进行补偿,按照去年的补偿机制,火电现货交易结算价后,需要拿出0.1元补给新能源。按照该补偿机制,光热可能无法实现自负盈亏,因此建议光热项目不承担市场调节费用。


按照上述边界条件,光热项目单位千瓦投资需下降至16723元/千瓦,光热收益电价可达到0.5953元/千瓦时,可达到投资企业项目内部收益率(税前)5%的最低收益要求,可以参与内蒙古电力市场现货交易独立运行。


2024第十一届中国国际光热大会暨CSPPLAZA年会4月25-26日在内蒙古呼和浩特香格里拉大酒店盛大召开,大会由CSPPLAZA光热发电平台联合常州龙腾光热科技股份有限公司共同主办,大会主题为“在多变的形势下实现规模化发展”,共有来自海内外约800名代表出席本届大会。

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