Photovoltaic power generation and photothermal power generation are two forms of solar power generation. The development cost of photovoltaic is relatively lower than photothermal, but a certain proportion of energy storage and distributed synchronous condensers are needed to ensure the safe and stable operation of the system. As a result the cost of photovoltaic power generation rises. Photothermal comes with heat storage and output friendliness, so currently there is still a great dispute about the technical route of photovoltaic and photothermal. This paper takes Haixi area of Qinghai province as an example. Firstly, based on the characteristics of solar irradiation resources and output in the same time and space, the power guarantee capabilities of photovoltaic+energy storage and photothermal is compared. Then this paper compares photovoltaic+energy storage+condenser with photothermal from the perspective of power grid security and stability support ability. Finally, this paper compares the economics of solar thermal and photovoltaic based on the forecast of their cost declining trend. Photothermal has both thermal storage and conventional generator functions, providing short circuit capacity, reactive power compensation and moment of inertia support for the system. The results show the economy of photothermal is basically equivalent to, or even better than photovoltaic+energy storage+condenser after the cost reduction in the case of technical equivalence.

气电具有优越的调峰性能,也属于清洁能源,未来其与新能源融合发展将具有广阔前景,随着各类电力融合项目的逐步推进,有必要对气电与储能、新能源联合运行情况进行分析.以青海省海西地区光气储一体化项目为例,通过分析光伏发电出力特性和气电、储能调节特性,对比气电自身的不同调峰方式和气电、储能联合运行的调峰方式,基于全年 8 760 h生产运行模式,综合模拟分析光气储一体化项目的整体运行情况,结果表明气电和储能联合运行可以更好地为新能源调峰,并提高其整体运行效率.

随着国家双碳战略目标的逐步推进,新型电力系统中电力供应形势更加严峻,光热电站定位有待重新发现,光热电站设计理念有待转变.首先分析以往光热电站设计理念和发展受限因素,从电力供应保障角度,研究新型电力系统中光热电站的功能定位,提出光热电站定位需要从电量型电源转变为容量型电源;然后基于新的功能定位,研究新型电力系统中光热电站储热时长、太阳倍数等主要技术参数配置方法,并探讨提升光热电站电力保障能力的措施;最后以实际算例验证所提方法的有效性和实用性.

[Introduction] The application scenarios of peak shaving and valley filling by energy storage connected to the distribution network are studied to clarify the influence of energy storage access on network losses and voltage quality on the distribution network side. [Method] The paper analyzed the change trend of network loss power with the energy storage injection current and access position during peak hours of energy storage discharge, and then analyzed the change trend of network loss power with the energy storage injection current and access position when the energy storage system was connected and charged during valley hours. For the influence of energy storage connected to the distribution network for peak shaving and valley filling on the voltage of the distribution network, the influence of different energy storage injection currents and access positions on the voltage distribution along the distribution network was studied from the perspective of energy storage discharge during peak hours and energy storage charging during valley hours. Finally, considering the total voltage deviation index of the distribution network, the influence on the total voltage deviation index after the distribution network which was connected to energy storage was studied. [Result] Through simulation calculations, the influence trend of energy storage participating in peak shaving and valley filling for the distribution network on network loss power and voltage loss is analyzed when different fixed or continuous values of energy storage current and access position are taken, and it is compared with theoretical analysis. [Conclusion] The study will provide useful references for the coordinated planning and optimized operation of various energy storage facilities in the distribution network, and it has good engineering reference value.

在国家"双碳"战略背景下,中国风能、光能将迎来更大规模开发,对电力系统调节能力需求日益增加,光热电站凭借其可储热、可调峰、可连续发电的优点,逐渐成为可再生能源领域研究的热点.针对含光热电站的多能互补基地,提出一种衡量光热电站参与调峰对度电成本影响的分析方法,在此基础上以光热电站参与调峰后度电成本最低来优化储热时长配置.通过西北某多能互补运行发电基地的实际算例,分析了光热电站参与调峰后新能源弃电减少量,并按上网电价折算成光热等效上网电量,计算了光热电站参与调峰的度电成本,同时对光热电站调峰前后度电成本曲线进行了对比,提出设计阶段储热时长选择的建议.

The operation mode and heat storage time of concentrating solar power (CSP) have a profound impact on the benefits of CSP in power system. It has an important impact on the development of CSP by the reasonable evaluation on the benefits. An equivalent annual cost method for comprehensively evaluating the capacity benefit and electricity benefits of CSP is proposed in this paper. The start-up and shutdown of the unit and the cross-day adjustment of the energy storage power supply are considered by this method. The production simulation for the system with CSP is carried out in 8 760 h. By comparing the changes of thermal power installation demand and system coal consumption before and after the CSP is put into operation, the capacity benefits and electricity energy benefits of the CSP are evaluated, and then the national economy of the CSP is evaluated. Finally, the effectiveness of the proposed method is verified by the simulation of the actual power grid in northwest China. The results show that the national economic benefits of CSP are related to the investment of CSP, the way of peaking, the hour of heat storage and the scale of new energy power generation. The national economy of CSP participating in peak-shaving operation is better than it doesn't.

光热电站可以平稳发电,但仍属于限能电站,不能全容量参加电力平衡,季节性电力支撑能力受限.该文基于光热电站日等效保证小时数和系统高峰时段需求提出了一种评估光热发电替代火电装机能力的方法,进而给出一种通过增加应急锅炉备用发电以完全替代火电装机应对极端天气和季节性缺电的解决方法.青海电力系统的算例表明,光热电站通过增加应急备用锅炉可应对极端天气和季节性电力电量供应的不平衡,做到全容量全时段替代火电装机,同时保证发电量中绝大部分仍是可再生能源.论文的研究成果,可助力光热电站实现以少量低碳能源带动大规模可再生能源开发,在新型电力系统中具有重要示范意义.

气电作为清洁能源,具有优越的调峰性能.青海省由于其资源特性,未来将加快太阳能资源开发节奏,但省内消纳空间有限,更大规模开发迫切需要通过特高压直流外送以实现更大范围内资源优化配置.青海省直流外送以新能源为主,缺少稳定电源支撑,电源组织面临诸多困难.根据青海省能源资源特点,分析青海省清洁能源外送潜力,结合青海省电源结构和新能源出力特性,考虑不同技术路线研究青海省外送通道电源组织方案,通过多维度综合评估,最终提出配置气电的优越性,以期对青海省清洁能源开发外送提供参考.

针对多能互补能源基地出力受资源、天气、气候等影响较大,光伏、风电参加电力平衡能力有限,光热和水电也不能完全参与电力平衡,系统高峰时段的电力不足问题已经开始显现,而区域电网互联系统的资源互补和协调运行优势尚未充分发挥,这是导致新能源弃电率居高不下和电力供应紧张的主要原因之一.多能互补系统各类电源相互配合才能充分发挥容量效益,保障可靠供电.对于某些容量效益未能充分发挥,调节电源仍有一定空闲容量的多能互补系统,提出通过非负荷高峰时段购电,可降低售电省区的负荷峰谷差,补充多能互补系统的电量不足,降低多能互补系统的装机需求.研究结果对于我国多能互补能源基地优化运行具有一定的借鉴意义.

电力系统调峰问题是制约新能源发展的关键因素之一,传统的生产模拟和测算方法已经不适于含多类型电源的复杂系统.以西北电网为研究对象,对西北电网抽水蓄能电站的调峰效益进行了研究.采用基于等可靠性指标和全时段8760 h生产模拟,测算了西北地区建设抽水蓄能电站的容量效益、电量效益、新能源弃电率和国民经济性等指标.计算中考虑了抽水蓄能电站的运行方式、水电跨日调节、抽蓄跨日调节、光热电站的跨日调节等因素.研究结果可为中国西北地区抽水蓄能电站的建设提供指导,也可为中国其他地区抽水蓄能电站的论证提供参考.

在"碳达峰""碳中和"战略目标背景下,青海省因其拥有太阳能和水能等清洁能源优势,清洁能源开发节奏将逐步加快.然而新能源的大规模开发外送面临着系统调节能力不足、缺少稳定电源支撑和电力保障困难等严峻形势.为了促进青海新能源更大规模开发,建设清洁能源示范省,打造清洁能源产业高地,基于青海清洁能源开发现状和趋势,通过多维度综合比较,从4个方面分析了青海建设天然气发电的比较优势,同时基于技术经济对比分析,分别从替代省内煤电和打捆外送两个角度探讨了青海天然气发电和新能源融合发展模式和建设规模设想,并提出发展建议.

对直热式电锅炉、蓄热式电锅炉、量子能锅炉、空气热泵的技术特点进行分析,对供暖成本进行了对比分析.研究表明,蓄热式电锅炉具备储热装置,可以改变采暖用户用电特性,降低采暖用电成本,但储热装置的配置与峰谷电价政策密切相关.通过设置采暖峰谷电价政策,可以引导负荷在新能源大发时段多用电,提高电网消纳能力,研究成果可以为我国北方地区清洁供暖提供参考.

提出了一种省为实体的调度模式下多省区互补运行指标.首先计算各省区独立运行情况下的运行状态和功率交换需求,然后通过功率交换曲线的余缺互济,计算省间电网的互补能力,协调运行各省区电网运行,从而既保证各省区的独立性,又保证各省电力互济性,在求解方法上则大大简化,物理意义明确、操作简单.以青海电网为研究对象,应用所提指标将青海与周边省区的互补运行问题分解为长期购电和调峰互济两个子问题,采用基于全时段8 760 h生产模拟计算青海购电需求和其他省区的电力补充能力.在满足青海长期购电需求子问题中,用火电富裕较多的新疆解决青海季节性的缺电问题,并通过长期交易形式确定下来;对于临时性电力盈缺则通过与陕西以调峰互济方式加以解决.青海电网的仿真算例验证了方法的有效性.

青海需建设一定比例的储能电源以解决新能源发电的调峰问题.通过分析青海近期和远景年的储能需求和效益,研究了青海"共享储能"投资回收盈利情况,测算了远景年青海储能的国民经济效益.研究结果表明,近期青海储能容量需求为1000～2000 MW,储能时长为4 h,在投资回收上,参考目前"共享储能"的运作模式,具有盈利空间.远景年,通过降低新能源弃电获利的"共享储能"运营模式已经无法盈利,但从国民经济的角度来看,"光伏+储能"代替常规火电具有较大国民经济效益,因此需要考虑国家政策扶持.

储能参与调峰可减少新能源弃电,基于储能在高比例新能源系统中的应用场景,以及在运行过程中产生的电量效益、容量效益和环境效益,提出了储能参与调峰的成本效益分析模型,测算了抽水蓄能、压缩空气、铅酸电池、钠硫电池、液流电池、锂离子电池的储能经济性,并采用效益系数表征储能的经济性.研究表明,在储能电量效益和容量效益有限的情况下,其投资收益少于投资成本.比对各类储能投资收益,抽蓄电站的效益系数最大,压缩空气次之,电池类储能效益系数最小,而电池类储能效益系数由高至低依次为锂离子电池、液流电池、钠硫电池和铅酸电池.研究成果可为我国储能发展提供参考.

储能电站在电网中应用广泛,由于其能量搬迁作用,大规模储能电站对电网购电特性的影响很大.文中采用基于数学优化的生产模拟仿真程序,考虑了机组启停、水电跨周调节、抽蓄跨日调节、光热电站跨日调节,比较了储能电站对电网购电减少量、最大购电功率和新能源弃电的影响,研究了购电曲线对购电量的影响,确定外购电方式.并在确定购电方式后,分析储能电站对购电特性的影响.西北某实际电网的仿真计算结果表明,相比于直线购电方式,阶梯式购电方式可减少电网外购电量和新能源弃电率,但最大购电功率增加;在阶梯式购电基础上,建设储能电站,可进一步降低电网外购电量、新能源弃电率和最大购电功率,建议采用阶梯式购电方式并建设1 200 MW储能电站.研究成果可为我国高比例新能源系统电网侧储能电站的建设提供参考.

大规模应用储能技术是提高含可再生能源电网的运行经济性和安全性的有效途径.为了合理评估储能在电网中应用的经济性,采用全生命周期成本方法,根据抽水蓄能电站、压缩空气储能、铅酸电池、钠硫电池、液流电池、锂离子电池等储能成本和技术特性,测算了各类储能的投资、年费用、度电成本,比较了不同利用小时下各类储能的经济性.研究成果表明:抽水蓄能电站度电成本最低,其次是压缩空气储能,电池类储能度电成本最高.

随着青海东部电网的逐步加强,750/330 kV电磁环网增多,青海东部 330 kV电网的短路电流超标问题愈来愈严重,对青海电网的安全运行提出了挑战.为此,研究了通过电磁解环限制青海东部电网短路电流超标的可行性.采用支路追加法模拟电磁解环和母线分裂,推导了短路电流灵敏度,提高了短路电流的计算速度,提出了青海东部地区750/330 kV电磁环网解环方案:(1)西宁与青山之间330 kV电磁环网解环,选择断开山城-景阳双回 330 kV线路;(2)西宁与海东之间 330 kV电磁环网解环,采用 330 kV母线分段运行,其中 2 台主变压器供西宁地区,2 台主变压器供海东地区;(3)郭隆与官亭之间 330 kV电磁环网解环采用断开阿兰-民和双回 330 kV线路.短路电流计算结果表明,母线分裂和电磁解环是限制青海东部电网短路电流的有效手段.

随着青海南部地区特高压直流的投运,该特高压直流接入站和换流站的短路电流超标已成为电力系统安全运行面临的重大问题.分析了青海南部地区短路电流的发展趋势和750 kV母线短路电流超标的原因,提出了多种限制青海南部地区短路电流的措施.研究结果表明:(1)仅加装串抗不能解决塔拉750 kV母线短路电流超标问题,且塔拉均未留有装设串抗的位置;(2)塔拉750 kV出线出串运行可在一定程度上降低短路电流,可作为一种辅助措施;(3)塔拉750 kV出线改接方案存在线路交叉跨越、水电站群送出可靠性差等问题.建议为避免对750 kV线路交叉跨越,保证水电送出可靠送出,塔拉750 kV变压器升级改造或置换750 kV开关.

为多能互补基地中的光热电站加装电加热装置,能够有效减少弃风弃光电量,但由于光热电站和电加热装置共用一个储热装置,如何合理配置储热时长和电加热功率,以最小投资获得最大收益,对于优化多能互补系统运行至关重要.针对含光热电站和电加热装置的多能互补基地,提出以光热电站度电成本最低作为目标,确定储热时长和电加热功率,以我国西北地区某多能互补发电基地作为实际算例,计算了不同场景下光热电站的度电成本,提出了设计阶段储热时长和电加热功率选择的合理化建议.