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    黄兴宇:多能互补集成优化分析及实践

    来源:中国储能网 发布时间:2019-08-14 15:24 阅读数:4971

    8月9—10日,由中国化学与物理电源行业协会储能应用分会联合中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司、西安北大科技园、中国科学院电工研究所储能技术组、深圳市科陆电子科技股份有限公司等单位联合主办“第二届全国发电侧储能技术与应用高层研讨会”在陕西西安金磐酒店举行。来自政府主管部门、能源监管部门、行业专家、设计院、新能源发电业主单位、电力公司、系统集成商、项目承包商、投融资机构等单位的260余位嘉宾出席了本次研讨会。  

    主办方邀请到中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司设计总工程师黄兴宇就“多能互补集成优化分析及实践”做主题报告,以下为其报告主要内容。

    刘成

    尊敬的各位领导,各位专家,大家上午好!

    由于刘成设总临时出差,今天由我进行报告。我主要就我院近期开展的多能互补的工作以及在西北地区大电网的开发、研究过程和两个项目的实施经验进行分享。 我的报告分为五个部分:

    一、多能互补系统建设的必要性。

    1、我国能源结构现状。众所周知,我国能源结构体系是以煤为主的,煤炭消费占比70%,能源生产不可持续,环境污染严重,可再生能源消纳困难;同时,二是能源使用效率低单,位GDP能耗是世界平均水平的2.5倍;此外,设备利用率低:输电设备<50%,配电设备<30%;三是根据低碳绿色发展的要求,我国政府承诺在2020年非化石能源占一次能源消费比例达到15%,2020年单位GDP二氧化碳排放量较2015年下降18% 。

    2、我国能源结构发展趋势,预计我国2020年、2030年非化石能源占一次能源消费比例达到15%和20%。

    3、新能源消纳型式以“电” 为主。要提高新能源消纳,则需要从生产及消费两端开展清洁替代。能源生产端实现清洁替代:以太阳能、风能、水能等清洁能源替代化石能源,实现以清洁能源为主导,推动能源可持续发展。能源消费端实现电能替代:以电能替代煤炭、石油等化石能源的直接消费,重点是“以电代煤,以电代油,清洁发电”。

    4、根据清洁能源的特性及消纳需求,新的能源模式应运而生。目前,我国仍是以煤电为主的电源结构,水电、抽水蓄能、气电、光热等灵活调节电源占比仍然非常低,这是我国出现弃风和弃光问题的主要原因之一。而2020年和2030年我国的非化石能源发电装机总量和比例将进一步增加,亟待一种新的能源开发形式来解决弃电问题。

    在国家层面,也在尝试新型的多种能源集成互补的清洁能源利用形式,国家能源局在2016年出台了《关于推进多能互补集成优化示范工程建设的实施意见》等文件,在能源生产端开展风光水火储多能互补系统示范,在能源消费端开展终端一体化集成供能系统示范。旨在通过示范项目的实施,在多种能源之间相互补充,构成丰富的功能结构体系,达到了1+1大于2的效果。多能互补集成优化项目主要从这几个方面考虑,一个是按需定制,根据需求来确定体量已经开发规模。二是因地制宜,生产中要结合能源禀赋情况。第三个是智能友好,在能源需求方面要个性化,还要满足整体需求。第四个是经济合理,利用现有政策同时探索一个新模式。

    在终端一体化集成供能系统中,根据电力、燃气、热力、供冷符合,新兴产业园、城镇需求以及能源利用和垃圾资源回收的情况,结合所在区域的太阳能、风能以及燃气等能源形式的禀赋情况,运用冷热电三联供以及分布式可再生能源,包括智能微网,结合大电网同时满足用户需求。

    在风光水火储多能互补系统中,需要把风光水光热等等几种能源组合起来,提升能源系统消纳可再生能源发电能力和综合效应。

    目前,终端一体化项目需要重点关注和研究的事这几个方面:一个是系统优化集成规划和设计技术开发。二是能源信息技术与互联网的深度融合。三是充电站车网协同技术开发。四是先进储能技术的开发以及应用。五是智能电网及微电网技术。六是终端一体化集成优化调度和控制技术。第七个是多能协同综合能源耦合技术。也是目前示范项目在开发,包括设计过程当中以后需要进一步深入研究和开发的内容。

    在电源侧,也需要在以下几个方面开展重点研究:一个是储能模型优化以及模拟算法研究。第二是风光水火储多能互补系统规划技术。第三是发电灵活性改造与调峰电源配置优化技术。第四是大型储能电源及虚拟电厂技术。第五是风光水火储多能互补系统优化调度、控制技术。

    在国家能源局关于公布首批多能互补集成优化示范项目中,我院非常荣幸了参与了这几个项目。针对终端一体化集成供能示范工程,推行有利于提高系统效率的电价、热价、气价等新的价格形成机制。实施峰谷价格、季节价格、可中断价格、高可靠性价格、两部制价格等科学价格制度,具体价格政策及水平由国家及地方价格主管部门按权限确定。符合条件的项目可按程序申请可再生电价附加补贴,各省、区、市可结合当地实际情况,通过初投资补贴或贴息、开设专项债券等方式给予相关项目具体支持政策。针对风光水火储多能互补示范工程,在市场化价格形成前,实施有利于发挥各类型电源调节性能的电价、气价及辅助服务价格机制。经国家认定的多能互补集成优化示范项目优先使用国家能源规划确定的各省、区、市火电装机容量、可再生能源发展规模及补贴等总量指标额度。多能互补示范项目就地消纳后的富余电量,可优先参与跨省区电力输送消纳。国家出台了一系列政策推进多能互补集成优化,据了解,新疆自治区也在开展后续电力辅助服务政策的研究。

    会议现场

    二、多能互补系统主要调节手段。提升电力系统调节和消纳能力的主要措施:一个是电源侧,水电、抽蓄、燃气电站、蓄能措施、光热电站,火电灵活性改造。二是在电网侧,需加强电网薄弱环节;增加跨省跨区网络互济能力;增强电力调度的灵活性,加强区域资源调剂优化。三是在负荷侧加强电力需求侧管理。鼓励可中断负荷、电动汽车、用户侧储能等措施参与调峰,推动电能替代。

    几种调峰的形式,一个是抽蓄电站,优势是调峰速度快,调峰能力强,调峰容量大,且单位千瓦投资较低,劣势是水电的调峰能力除了受天然径流的影响,还受下游灌溉、供水、防洪等综合利用任务的影响;日调节抽蓄电站不能适应风电和光伏连续的大出力运行;建设地点受限,我国西北部地区弃风弃光严重,急需抽蓄调峰,但地区水资源贫乏,不适宜建设抽蓄电站。

    常规火电优势:调峰容量大,调峰能力强,建设成本低。劣势:1、降出力调峰,煤耗增加,为新能源调峰,会增加火电机组的发电成本;2、启停调峰,影响设备的寿命,用油量大、成本高,另外调峰速度慢,运行人员操作复杂。3、不够清洁。

    燃气机组,优势是调峰能力强,调峰容量大,建设不受地区限制,较为清洁。劣势是降出力运行时,单位发电量能耗比煤电还大,另外我国天然气较为贫瘠,运行成本高,经济性差。

    光热电站调峰,优势:光热电站没有燃煤机组锅炉稳燃的要求,调峰深度更深,可达80%;光热机组调峰能力的爬坡速度比常规火电机组更快;与常规火电相比,光热电站启动时间短,启动仅耗费少量热量及电量,启停成本更低。劣势:光热电站受太阳直辐射量的要求,建设地区受限;相比其他能源形式,现阶段光热电站建设成本高,技术复杂。

    储能电站调峰,能量型:利用其削峰填谷功能,在风电、光伏大发时段储能,在低谷时段发电。功率型:利用其调频功能,在风光出力不受限时,可以平滑出力曲线。优势:调峰速度快,响应快,建设周期短,不受地区限制。劣势:尚无电价政策,建设成本高,调峰容量受限,电池寿命短。

    网侧措施主要考虑跨省联合调度,需要解决的问题是:完善电力市场机制,打破省间电力交易壁垒,实现跨省跨区联络线路的灵活调度,发掘电网互济互补潜力,提高新能源消纳能力。现阶段受限于机制体制等因素,省间的市场融合需要一段磨合期。我国电力消纳集中在中东部地区,通过跨省区的电力外送,可以把西北区域富集的电力输送向负荷密集区,在新能源消纳过程当中,需要重点解决跨区间的协调等问题。

    在负荷侧措施主要是需求侧响应,坚持需求侧与供给侧并重,逐步完善价格机制,引导电力、天然气用户自主参与调峰、错峰,增强需求响应能力。以智能电网、能源微网、电动汽车和储能等技术为支撑,发展分布式能源网络,增强用户参与能源供应和平衡调节的灵活性和适应能力。积极推行合同能源管理、综合节能服务等市场化机制和新型商业模式。需求侧响应采用自愿参与,给予鼓励政策,包括电价政策带来的平均电费的降低,以及激励政策给予的补贴等。

    三、多能互补系统优化分析与研究。结合我院针对大电网以及单体项目研究过程当中,重点介绍一下多能互补系统的确定。多能互补系统与常规电力系统比较起来,新能源占比较大。新能源在具有调节能力电源的配合下,参加电力电量平衡,需要蓄能设备,抽蓄、光热、储能等进行能量搬移。

    此外,常规电力系统是最大负荷时刻,以电力平衡确定电源装机,以电量平衡进行校验。而多能互补则是各种形式电源的发电量在时间曲线上动态变化,需要根据需求先配足电量,再进行校验分配。大电网多能互补系统的优化目标是全网用电安全性、技术性和经济性最优,需要从国民经济角度出发,确定系统的优化目标。

    青海省大电网多能互补目标主要关注:1、电源结构好,可再生能源发电装机占青海电网总装机容量90%以上。2、发电可靠性高,LOLE低于5h/年。3、新能源消纳能力强,弃电率指标小于5%。4、系统经济性好,2020年不考虑单纯储能电源。5、网源协调好,满足系统安全稳定运行及直流满容量送电需要。

    生产模拟程序,在常规的多能互补系统方案设计中,我们一般利用生产模拟程序,求解各类具有蓄能性质电源,包括抽蓄、光热、储能的开停机计划、工作位置、储能和发电策略,以求更好的减少弃电。

    大网多能互补系统中的电源模型,在生产模拟中,需要关注系统整体运行的经济性及可靠性。针对各类电源运行特点,建立数学模型,模拟其响应负荷需求时,每一时刻出力过程。

    而小网的多能互补系统则多是站在投资者的角度,需要以项目盈利为主要目的,在满足国家对能源结构、能源效率、弃电率、排放标准的要求下,系统方案设计以实现最大效益为目标,同时需要采用财务评价方法计算项目的经济可行性。

    四、鲁能海西州多能互补工程介绍。最后分享一个单体的多能互补集成优化项目(也是首批示范项目中电源侧最大的一个)的实施经验。项目总装机70万千瓦,其中风电40万千瓦、光伏20万千瓦、光热储能各5万千瓦,项目位于青海省格尔木,在接入系统方案中将各类型电源汇集至新建330kV汇集站,优化控制后最终接到格尔木南变电站。主要调度模式有:出力调节,全网优化给出出力指令,项目通过储能和光热电站的调节能力,响应电网的需求;对外通信,将光热、储能、风电、光伏作为一个电站整体,项目内部优化,整体预测出力计划上报调度中心,调度中心命令仅下达至330kV汇集站;内部调度,330kV汇集站建设综合能源管控系统和多能互补协调控制系统,对风光热储电站的信息实时采集,统一调度。

    在项目规模分析过程中,主要考虑海西地区的新能源弃电率达到8.2%,主要以降低弃电率,多种电源组合后对电网造成的调峰压力最小为优化目标。通过模拟可以看出,通过储能及光热调节,项目弃电率可降低至5%,如果提高送出容量,弃电比例还可进一步降低。

    最后简单两句话介绍一下我们院,我们是最早获得国家勘察设计综合甲级资质的单位之一,近年来也致力于储能及多能互补集成优化领域的系统研究,刚才朱总也介绍过,我们在多能互补方面主要开展了以下几个方面技术研究工作:多能互补系统优化目标与盈利模式研究、多能互补系统能源转换节点的模型与参数研究、多能互补系统生产模拟优化算法与模型优化研究、需求侧多能互补典型场景技术应用研究、需求侧供能系统冷热源技术应用研究、需求侧区域能源综合利用效率研究、采用储热回收弃电及余热能量的工艺系统研究、新能源发电装置及电储能装置构成的虚拟电厂研究、风光储多能互补电力系统调度自动化系统设计技术研究、间歇性电源出力特性研究。在储能领域开展的技术研究工作主要有:接入新能源区域电网特性研究报告、局域电网热网特性研究、区域电网储能技术应用研究、局域电网热网储能技术应用研究、机械储能技术研究、储热、储冷技术研究、电池储能技术研究、储氢技术研究。最后,西北院在技术水平、地域区位、工程业绩、渠道资源等方面均具有优势,欢迎业界朋友洽谈合作,共同促进储能产业的发展。我的介绍就到这里,谢谢大家!

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