建设光热型熔盐储能电站,促进新能源消纳
发布者:admin | 来源:中国经济时报 徐蔚冰 | 0评论 | 1481查看 | 2022-01-11 19:19:23    

在“双碳”背景下,我国已于2021年开始,强调要构建以新能源为主体的新型电力系统,而储能建设则成为了这一系统中的重中之重。在大力开展抽水蓄能、电化学储能建设之际,行业内专家也提出了一些具有可操作性的可行性分析与建议。浙江大学教授、浙江中控集团董事长金建祥在接受中国经济时报记者采访时表示,光热型熔盐储能电站可建设规模大,规模化储能可到10吉瓦以上,可规模化发展承担和促进可再生能源的消纳任务。


光热型熔盐储能电站更安全高效低成本


金建祥介绍,光热型熔盐储能电站是一种以电致热部件作为储能输入,以熔盐作为储能介质,以聚光集热系统作为能量补充,以汽轮发电机组作为电能输出的安全、高效和低成本的新型储能电站。其工作原理为,在用电低谷时段或光伏、风电等出现弃电时,通过电加热器加热熔盐,将多余的电能转换为热能并进行存储;在用电高峰时段,利用高温熔盐通过蒸汽发生系统与水进行热交换,产生高温高压的过热蒸汽并驱动汽轮发电机组发电。同时,通过聚光集热系统,利用太阳能直接辐射能量加热熔盐,以弥补热电转换过程的能量损失,提高充放电效率,光热型熔盐储能电站的综合充放电效率可达85%以上。


此外,光热型熔盐储能电站还可以通过极低的成本配置天然气熔盐加热炉,在极端天气(连续阴雨天)及冬季枯水季,根据电网的需求,使用少量的天然气加热熔盐,继续提供稳定的电力供应。


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金建祥表示,与抽水蓄能相比,光热型熔盐储能电站效率更高,经济性更好,建设期更短,对地理条件的要求更低,对周边生态环境没有负面影响。与电化学储能电站相比,光热型熔盐储能电站的储能规模更大,成本更低,储能时间更长,使用寿命更长,不存在爆炸、燃烧风险,全生命周期对环境无污染,无需加装调相机即可提供转动惯量与无功功率,从而保证电网的频率稳定与电压稳定。更为重要的是,通过以极低的成本加装天然气熔盐加热炉,光热型熔盐储能电站可以提供抽水蓄能电站、电化学储能电站均无法做到的全天候电力供应保障。


光热型熔盐储能电站能大量促进新能源消纳


金建祥表示,光热型熔盐储能电站能大量促进新能源建设消纳。以一个800兆瓦充电功率,充电时间4.8小时,总计3840兆瓦时储能量的光热型熔盐储能电站为例,该电站每年可以消纳光伏电量7亿千瓦时,按照青海省目前12%弃光量计算,可以帮助青海省解决3240兆瓦光伏弃光问题。


金建祥表示,“新能源+光热型熔盐储能电站”还能盘活特高压外送,帮助多省份共享新能源发展成果,共摊储能成本。


以青海省为例,将“光伏+光热型熔盐储能电站”打包,通过青豫直流特高压外送河南,按照河南省峰段和平段平均电价减去河南当地输配电费用,再减去特高压输电费用和青海电网的汇集费用,作为青海的上网电价,即把用户端的峰谷电价政策传导到发电端。该方案将特高压输送可再生能源电的年利用小时数大幅度提高到了4000小时,大幅度提高了直流特高压输电通道的利用率,明显地促进了青海大量光伏的消纳。


金建祥向记者介绍,青豫直流外送并不是个例,许多中东部省份在用电高峰都存在电不够用的情况,将西北的可再生能源通过当地配置光热型熔盐储能电站,再打包送到中东部地区是可以模块化复制的。


金建祥建议,应尽快开展光热型熔盐储能电站可行性研究,并建议参照抽水蓄能政策,尽快对储能功率大于800兆瓦的大型光热型熔盐储能电站开展试点,并建议开展“新能源+光热型熔盐储能电站”打包通过特高压外送的试点。

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