如何看待光熱發電在電力系統中的定位與價值?
發布者:lzx | 來源:CSPPLAZA光熱發電網 | 0評論 | 4988查看 | 2020-01-15 19:22:08    

CSPPLAZA光熱發電網報道:當前,我國能源轉型深入推進,清潔低碳發展步伐不斷加快,但隨著新能源裝機規模和占比的不斷提升,電力系統的安全運行面臨的挑戰越來越大。


如何實現中長期能源轉型發展的戰略目標,突破以風電、光伏為主的新能源的大規模并網瓶頸,成為當下必須破解的現實課題。


作為集儲能與發電于一身的可再生能源發電方式,在新的能源大環境下,光熱發電在電力系統中的地位需要被重新審視。


光熱發電在電力系統中的定位


中國電力科學研究院新能源研究中心主任、教授級高工王偉勝認為,太陽能熱發電是優質電源,其功率調節和電壓支撐能力,對構建新能源電力系統至關重要,需要科學論證其在可再生能源發展戰略中的地位。


國網能源研究院新能源與統計研究所所長李瓊慧強調,一方面,與其他波動性發電相比,太陽能熱發電最大優勢是能夠配備儲熱裝置,通過與儲熱系統聯合運行,顯著平滑發電出力,減小出力波動,同時提高系統運行靈活性;另一方面,光熱發電能夠彌補風電、光伏發電的波動特性,提高系統穩定性及消納波動電源的能力。


據王偉勝介紹,中國電科院開發了新能源生產模擬系統(REPS),融入光熱運行模型,能夠開展含光熱、光伏、風電、儲能等多類型電源的生產模擬研究。通過不同模式下的仿真分析,可以看到光熱發電對提高電力系統穩定性的重要作用。


首先,同等容量300MW的光熱發電和光伏發電相比較,光熱的同步發電機能夠對系統電壓控制提供支撐能力,對系統暫態壓升起到一定抑制作用。


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其次,在300MW風電場增加了150MW光熱發電后,光熱的同步發電機在直流換相失敗故障下,能夠快速提供暫態無功支撐,對風電場的暫態過電壓起到一定抑制作用。


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最后,在短路比為2、存在振蕩現象的300MW風電場,接入150MW的光熱發電,可將風電場短路比提升1.5倍左右,次/超同步振蕩問題得以消除。


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李瓊慧提及,根據國外相關研究,美國國家可再生能源實驗室以加州可再生能源配額為32%的系統構成為基礎,通過設立以下4種場景新增發電容量,滿足加州1%的負荷需求,從而分析可再生能源配額達到33%情況下,通過模型量化和場景對比,分析太陽能熱發電的電力系統價值。


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表:NREL光熱發電系統價值分析結果


從移峰填谷來看,含儲熱的光熱發電系統的能量價值比常規電源高$6/MWh,比光伏發電高$12/MWh。如果允許提供備用容量,則含儲熱的光熱發電的系統價值將增加$17/MWh。綜合來看,光熱發電的運行和容量價值為$80/MWh~$135/MWh。


光熱電站作為靈活調節電源的可行性


浙江中控太陽能技術有限公司總裁徐能表示,現階段,與光伏和風電一樣,光熱電站可以盡可能在白天多發電(仍是一種電量補充),利用儲能在晚高峰繼續發電,有別于光伏成為穩定可控電源。


下階段,光熱發電可以發揮儲能優勢,成為清潔的靈活調節電源,具體表現為:


與光伏、風電混合發電,取代部分火電和天然氣調峰電源,可逐步實現按照調峰電價平價上網——在高比例清潔電源背景下,通過光熱電站機組的出力調節,滿足電力系統負荷需求。


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表:光伏、風電、光熱的出力特征


未來,作為理想的基荷電源和調峰電源,光熱可以取代火電,尤其是取代與光伏和風電配套建設的火電,推動實現能源轉型及太陽能資源高效利用,替代煤電成為電力系統壓艙石。


光熱發電助力高比例可再生能源外送


電力規劃設計總院原副院長孫銳指出,在我國光資源、土地資源比較豐富的西部地區,已投運和規劃建設多個特高壓電力外送通道,在這些地區有序建設太陽能發電基地,并利用這些電力外送通道可實現更高比例可再生能源輸送。


以新疆哈密送電到江蘇±800kV輸電通道為例,設計輸電功率800萬千瓦,為保證受電地區的供電可靠性,電源配置原則為可靠電源功率不低于600萬千瓦,年輸電量約440億千瓦時,分4種不同的電源配置方案(見下表)。


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通過比較4種方案中可以看出,在目前的輸電模式下(第一種方案),新能源的電量占比約為44%。煤電在沒有CCS的情況下,發電成本是最低的,有了CCS以后成本大幅上升(注:上述成本預算是到按照2030年,包括光熱電價、光伏和蓄電池儲能電價都在下降的結果來計算)。


總體而言,采用煤電+風電+光伏的電源配置方案,輸送新能源電力的比重難以繼續提高;增設光熱發電裝機以后,相比光伏+儲能的配置方案,其在輸電的可靠性和經濟性上更好;若采用光熱發電替代全部的燃煤機組,則可實現100%的新能源電力輸送,其經濟性是最好的。


光熱電站作為靈活調節電源的經濟性


多能互補是提高可再生能源消納能力的重要手段。其中,最典型案例是國家首批多能互補示范工程之一的魯能海西700MW風光熱儲多能互補集成優化示范工程。


該工程中光熱調峰前度電成本為1.1307元/kWh,調峰后度電成本降低約0.0453元/kWh,為1.0854元/kWh,低于目前國家首批光熱電站上網電價。


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表:該工程中光熱電站調峰前后度電成本變化示意圖


由此可見,光熱電站參與調峰不僅可顯著減少棄風棄光電量,而且可創造良好收益,為建立輔助服務市場為光熱調峰提供一定補貼政策提供了一種參考模式,同時也提高了光熱機組參與調峰的積極性和主動性。


徐能也表達了類似的觀點。以2025年我國西北部某省綜合能源基地光熱調峰電站為例,通過特高壓直流輸電通道,將光熱發電與煤電、風電、光伏發電打捆外送到東部某省份。


在此條件下,光熱發電利用儲能提高高峰時段發電量比例,減少低谷時段的發電量比例,為風電和光伏讓路,同時保證風電、光伏、火電、輸配電、售電側價格水平不變。


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他進一步表示,傳統概念的調峰光熱電站因調峰需求導致棄光,發電量減少,較多影響經濟性。為適應新的調峰需求,在對光熱電站系統設計進行調整后,用于調峰的光熱電站經濟性受調峰影響較小。


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根據方案2,光熱機組在低谷、平段、高峰的上網電價和發電量計算加權平均上網電價為0.773元/kWh,大于10%內部收益率對應上網電價0.760元/kWh。從表格中看出,通過系統優化,調峰對于光熱電站經濟性沒有大的障礙。

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