清华大学“光热发电经济性研究”被多家权威平台报道

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近日,著名的《IEEE纵览》杂志2019年第2期在讨论中国光热发电的专题中报道了清华大学电机系的学术成果《接入太阳能光热发电对含高比例可再生能源电网的经济性分析》(Economic justification of concentrating solar power in high renewable energy penetrated power systems)。


该论文发表于2018年7月发表于《应用能源》。该论文此前被美国科学促进会(AAAS)主办的全球科技新闻服务平台EurekAlert于2018年7月以“太阳能光热发电帮助中国降低应对气候变化成本”为题进行报道。此外,该论文也被国际能源署IEA的SolarPACES平台和可再生能源技术新闻平台New EnergyUpdate报道。


论文基于电机系团队研发的“电力规划决策支持系统(GOPT)”,依据青海省和甘肃省电网“十三五”期间风电和光伏的装机容量,分析了青海电网和甘肃电网接入光热发电后的能量效益以及降低弃风与弃光的灵活性效益。


研究发现,在青海电网和甘肃电网中接入高比例风电和光伏发电时,将一部分光伏或风电规划容量替换为光热发电能带来更多经济效益。其原因是由于光热机组能够采用储热的方式提供额外的调度灵活性,减少弃风和弃光的边际效益很高。即使光热电站的投资成本显著高于风电和光伏(约为风电的5倍,光伏的3倍),在高比例可再生能源并网的背景下,光热发电仍然具有很好的技术经济性(即使不考虑补贴,其总体社会效益仍显著大于投资成本)。该研究还通过模拟不同的替换比例,进一步得出光热发电机组的最佳装机容量,为我国未来光热发电的规划提供理论依据。

下为论文全文:


太阳能光热发电技术(Concentrating solar power,CSP,简称光热)是除光伏发电外另一种太阳能发电技术。其原理是通过反射太阳光到太阳能集热器进行太阳能的采集,再通过换热装置提供高压过热蒸汽驱动汽轮机进行发电。光热电站一般由聚光集热环节、储热环节以及发电环节三个子系统构成,通过导热工质实现各个环节直接能量的传递。其主要结构如图1所示。


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光热电站的结构


光热发电并网对电力系统的运营效率分析


在高比例可再生能源并网电力系统中,保持可再生能源发电占比不变,将部分风电、光伏等间歇性可再生能源电量替换为光热发电。如下图所示:


从光热发电角度看:光热发电能同时提供可再生能源电量和运行灵活性。


从间歇性可再生能源角度看:一方面,部分电量将被替换为光热电量,因而所需装机容量将减少;另一方面,光热发电提供的运行灵活性将实现减少部分弃风弃光,因而所需装机容量将进一步减少。


从净负荷曲线角度看:光热发电替换间歇性可再生能源出力将使得净负荷曲线总的不确定性与波动性减弱,对系统的运行灵活性需求降低。


从常规火电机组角度看:净负荷曲线对系统运行灵活性需求减弱的。具体表现为:(1)减小了火电机组的调峰深度,提高了火电的发电效率,减少了燃料成本;(2)减小了火电机组的启停频率,减少了启停成本;(3)减少了火电机组的爬坡里程,减少了爬坡成本。


从电力系统整体经济性角度看:光热发电并网,投资成本增加;光热发电并网减少了间歇性可再生能源的装机需求,因而减少了投资成本;光热发电并网减少了系统的运行灵活性需求,因而减少了系统总运行成本。


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光热发电并网的成本效益分析


计及光热发电的电力系统精细化时序运行模拟技术


随着电力系统中可再生能源装机容量的增加,可再生能源出力的不确定性与波动性极大增加了电力系统的运行方式的多样性、复杂性。不仅如此,为了实现大规模可再生能源的消纳,电网逐步呈现多种类型电源发电并网、电网远距离交直流互联、多区域互补互济的复杂格局。


因此,面向大规模可再生能源消纳的电力系统运行模拟方法需要考虑众多实际工程问题,包括但不限于:1)长时间尺度可再生能源的出力数据不足;2)考虑多种机组类型,并研究不同类型机组之间的协同运行;3)考虑交直流电网的网络模型;4)考虑跨区送电计划以及断面约束;5)考虑多种系统运行方式,包括极端运行方式与典型运行方式。为此,本文提出了含光热电站的电力系统精细化时序运行模拟方法,如下图所示。该方法基于时序负荷曲线,能够综合考虑机组检修、可再生能源出力随机性、系统调峰与备用、多种类型电源协同运行、线路断面潮流安全、多区域互联等多重要素,逐日对电网进行长时间运行层面的精细化时序运行模拟。


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计及光热发电的电力系统精细化时序运行模拟技术


实证分析:光热发电的经济性分析


根据青海电网2020年规划方案,规划风/光装机13GW,系统最大负荷为15.8GW,间歇性可再生能源装机占最大负荷比例为82.3%。


根据运行模拟结果,风/光发电电量占比为18.7%。将部分风/光伏电量替换为光热发电,由于青海系统以水电为主,系统灵活性供给较为充足,因此光热发电的灵活性效益较小,光热发电占可再生能源电量比例为20%时,光热的投资盈亏平衡点为4789$/kW。


根据甘肃电网2020年规划方案,规划风/光装机27GW,系统最大负荷为25.86GW,间歇性可再生能源装机占最大负荷比例为104.3%。根据运行模拟结果,风/光发电电量占比为27.9%。将部分风/光伏电量替换为光热发电,由于甘肃电网中火电燃机占比高,系统运行灵活性缺额较大,弃风/光严重,因此具有灵活可调出力的光热发电并网后,实现了与风电、光伏的互补运行,提高了系统的可再生能源消纳能力。光热发电占可再生能源电量比例为20%时,光热的投资盈亏平衡点为6763$/kW。


综上,目前光热发电在火电为主的甘肃电网中比在水电为主的青海电网中更经济。


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光热发电技术的经济性分析(上:青海电网;下:甘肃电网)


团队介绍:


清华大学电机系夏清教授、康重庆教授团队目前主要从事电力系统规划、调度运行、智能电网、电力市场、负荷预测、新能源、低碳电力和综合能源系统等领域的研究工作。近5年团队发表或录用SCI论文50余篇,其中30余篇发表在IEEETransactions上,近5年EI论文150余篇。所研发的负荷预测软件在我国200余家地市电网得到推广应用,发电计划与检修计划软件在全国10余个省级调度中心应用,电力系统运行模拟软件在全国10余个省级经研院或规划中心应用。(作者:杜尔顺,张宁,康重庆,夏清)


该团队研发的“电力规划决策支持系统(GOPT)”已成功应用于我国内蒙、青海、甘肃等地区电力规划与运行决策的研究中,该系统综合考虑火电、燃机、水电、抽蓄、风电等多种类型电源的运行方式,以日前机组组合和经济调度为核心,多维度的精细化评估各类电源规划的安全可靠性、经济性、适应性和环保性。在此基础上,该系统提出并实现了大规模新能源的运行模拟方法,为新形势下接入大规模可再生能源的我国电力系统的规划与运行决策提供科学有力的支撑。



来源:清华电机


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