常规太阳能发电技术应用方面处于国内先进水平,火电配置储能可发挥AGC调频、黑启动、电力负荷调整等功能

 案例     |      2020-02-14

近期,科技部高新司在北京组织召开了“十二五”国家863计划重大项目“智能电网关键技术研发(一期)”项目验收会。该项目共设21个课题,由中国电力科学院、中国南方电网有限公司、甘肃省电力公司、江苏省电力公司等多家单位共同完成,主要在大规模集中接入间歇式能源并网技术、高密度分布式电源并网技术、支撑电动汽车发展的电网技术、大容量储能系统、智能配电与用电技术、大电网智能调度与智能输变电技术等6个方向进行攻关,取得了系列研究成果。该项目开展了大型风电场、光伏电站集群控制系统和间歇式能源发电调度系统研发,在冀北电力调度中心及河西走廊风电场、光伏电站实现示范应用;在广东南澳风电基地建成±160kV/200MW/100MW/50MW的世界首个三端柔性直流输电示范工程;完成间歇式电源并网规划与随机全过程分析系统开发并在西北电网示范。该项目开展了高渗透率间歇性能源区域电网关键技术研究,在江苏盐城电网进行示范;完成高密度多接入点建筑光伏系统并网等关键技术研发,应用于浙江海宁20MWp的分布式光伏发电项目,建立了MW级分布式光伏/储能发电系统;完成了含分布式电源的微电网技术研发,在浙江温州建成2个系统容量分别为2.94MW和1.86MW的微网示范工程。该项目研发了电动汽车智能充放储一体化电站系统,在嘉定安亭建成了规模为1.25MW/2.25MWh的储能电站;建立了电动汽车有序充电系统,涵盖21个充换电站;依托大连城西充电站进行了电动汽车与电网的互动协调系统示范应用。该项目研究了大容量储能系统设计及监控管理与保护技术,建成2MW/2MWh储能系统示范工程;完成多类型储能系统协调控制技术研发,在张北风光储基地和山东砣矶岛进行示范应用;开发了适用于MW级储能电站的能量管理和控制系统,在卧牛石风电场建成5MW/10MWh的全钒液流储能示范工程。该项目研发了智能配电网自愈控制系统,在广东金融高新技术服务区4个变电站、23条馈线、89个配电房进行示范应用;开展了灵活互动的智能用电关键技术、智能配用电信息及通信技术研究,分别在广西南宁、扬州和无锡建成示范工程;完成智能配用电园区技术集成研发,在天津中新生态城示范应用,用户数总计20216户,可再生能源发电量年平均渗透率20.74%。该项目开展了大电网运行状态感知、风险评估、故障诊断与调度一体化,提升电网安全稳定和运行效率的柔性控制,高压开关设备智能化,基于物联网的输变电设备智能监测与全寿命周期管理等技术研发,并在华中电网、云南电网等进行示范应用。作为我国在智能电网领域的一个重要布局,该项目突破了一系列关键技术,形成了相关标准体系,在全国范围内建设了多个示范工程,实施推广应用,并培养了大批人才,对我国积极应对气候变化、确保经济社会持续快速发展、促进能源结构优化和高效利用、保障电力供应安全、培育战略性新兴产业、带动产业发展具有重要意义。专家组一致认为,该项目完成了立项通知规定的研究内容及主要考核指标,同意该项目通过验收。

远期拟建设一个以储能主要部件生产、组装和测试为一体的现代化工厂项目,并建设一座调度中心及监控中心,组成定边县周边区域能源互联网,形成可再生能源+电池储能应用综合示范中心,与西北地区及中原地区的电网互联组网,为电网公司在西北地区可再生能源电力调度提供枢纽,投资约2.5亿元。

西北能监局发布的华能青海格尔木时代新能源光伏储能电站项目调研显示,50MW光伏电站+15MW/18MWh锂电池储能系统,在晴天的日运行曲线为例,电网限发出现在上午10点15分左右,同时储能系统开始充电,并在12时35分储满;下午17时30开始释放电量,19时15分结束,当天为电网多提供清洁电量约1.6万千瓦时。若依照2019年光伏上网电价0.4元计算,则相当于储能系统晴天每天可增收6400元。

【电工电气网】讯  一、发展现状  燃煤发电技术领域发电技术和装备不断向高参数、大容量、高效及低排放方向发展,锅炉及汽轮机的制造和运行控制技术取得长足进步,总体技术接近国际先进水平,部分技术达到国际领先水平。国际先进水平:1000MW级和600MW级600℃超超临界燃煤机组数量及装机容量均居世界首位,拥有自主知识产权并已出口国外,机组发电效率可超过45%,已达到国际先进水平;二次再热发电技术具备自主开发和制造的能力,技术水平与国际先进水平相当。国际领先水平:我国循环流化床燃烧技术、装备研发及运行控制技术。例如:四川白马600MW超临界机组,为世界首台600MW超临界循环流化床锅炉蒸汽参数达到25.4MPa/571℃/569℃,机组效率达到43.2%。接近国际先进水平:整体煤气化联合循环发电技术,例如:天津IGCC发电技术首座示范电站。  输配电技术领域特高压交流1000kv、直流±800kv系列成套装备已实现国产化,在电压等级、输电距离、传输容量、关键设备等方面不断刷新世界记录,整体达到国际领先水平。  新能源发电技术领域我们新能源发电技术起步较晚,但发展很快。风电的单机容量和关键技术不断进步,已经形成了4MW以下风电机组整机及关键零部件的设计制造体系,初步掌握5~6MW风电机组整机集成技术,风机制造企业在国际上占据重要地位。我国海上风电综合实力整体较弱,机组容量以3MW~4MW为主,6MW机组处于样机试验阶段,并且我国严重缺少海上风电施工经验、运行维护与专业监测亟需加强。太阳能发电方面,形成以晶硅太阳能电池为主的产业集群,生产设备部分实现国产化,薄膜太阳能电池技术产业化步伐加快。目前,多晶硅电池平均转化效率达到18%,单晶硅电池平均转化效率接近20%,薄膜电池效率最高达到了21%,均处于全球领先的水平。太阳能热发电技术取得重要成果,其中塔式和槽式发电项目已经开展示范应用。生物质能发电方面,基于纯生物质原料的直燃发电是我国生物质发电成熟的主流技术,生物质气化发电规模还较小,生物质直燃发电已初具产业规模。海洋能发电方面,整体处于示范应用向产业化转化的重要阶段,其中,潮汐能发电技术已趋于成熟,建成投运了多个潮汐电站;波浪能和海流能技术研发与小型样机示范取得进展,温差能发电仍停留在实验室试验阶段。地热能发电方面,中低温地热发电技术基本成熟但关键材料与设备的国产化成度较低;高温地热蒸汽发电技术与国外存在较大差距;深层高温地热钻井方面尚没有形成相关技术储备。  水利发电领域高坝大库、大容量、长引水洞、大型地下洞室等总体技术走在国际领先行列。水电机组及金属结构技术方面,通过引进、消化、吸收、再创新,已实现跨越式发展,具备了自主研制大型水电机组的能力,核心技术的开发和关键部件的制造达到了国外同等水平。在金属结构制造方面,泄洪控制闸门及启闭机技术达到国际水平,制造与安装技术已居国际领先水平。  核电技术领域第三代核电技术水平达到世界先进水平,高温气冷堆技术方面,已研制成功世界首台套大功率电磁轴承主氦风机工程样机,处于世界领先水平。在快堆技术方面,,发电功率20MW的试验快堆已并网发电,安全指标部分已达到第四代先进核能系统的安全目标要求,接近国际先进水平。成为继俄罗斯之后掌握运行中的快中子堆技术的第二个国家。  燃气轮机发电领域重型燃气轮机的引进和自主研发使我国在燃气轮机设计、制造、燃烧等基础领域取得进展,但燃气轮机技术水平与发达国家差距巨大,国内发电用燃气轮机设备严重依赖进口,国际先进的G/H、J级重型燃气轮机初温已经达到1500~1600℃,简单循环发电效率达到40%~41%,联合循环发电效率已达到60%。在微型燃气轮机方面,微型燃气轮机主要用于冷热电联供系统,属于分布式能源系统,从目前使用情况看设备系统可靠性高,维修成本低,使用寿命长能源利用率高。尚处于发展和推广阶段  二、“十三五”电力科技重大方向及关键技术从落实国家能源发展战略、解决能源支撑我国经济社会发展、推进全球能源可持续发展等重大问题,“十三五”期间,在电网方面,以逐步提高可再生能源发电量在总用电量中的比例为核心目标,需要重点开展智能电网重大技术研发,超前部署我国新一代能源系统及全球能源互联网关键技术研究;在发电方面,以优化能源结构、提高非化石能源占一次能源消费比重、重点发展水利发电、安全发展核电技术。“十三五”期间,我国电力科技领域将重点开展9个重大技术方向的38项关键技术研究工作。  智能电网技术智能电网已经成为全球电网发展和进步的大趋势,欧美等发达国家已经将其上升为国家战略。我国在智能电网关键技术、装备和示范应用方面具有良好的发展基础和国际竞争力。智能电网技术体系涵盖发电、输电、变电、配电、用电和调度等多个环节。  1、大规模可再生能源并网调控技术目前,我国新能源发电并网容量已处于世界前列,风电和光伏发电累计并网容量分别跃居全球第一和第二位。但风电与光伏发电的间歇性与随机性特征,难与适应电力生产消费的同时性要求,全国范围内部分时段存在弃风、弃光问题,需要在大容量储能技术在核心指标上取得重大突破。重点突破大规模可再生能源基地电力外送与调控、大规模分布式能源灵活并网运行控制、常规/供热机组调节能力提升与弹性控制、新型大容量电力储存、海洋平台电力系统互联与稳定控制、海上风电/光伏发电接入与送出等一批核心关键技术。  2、大电网柔性互联技术具备一定的技术基础和工程经验,存在主要问题是大容量、远距离输电能力仍显不足,适用于特殊场合的新型输电技术和更高电压等级的柔性直流输电技术尚待突破。重点突破500KV以下基于架空线的柔性直流输电技术,重点研发大容量柔性直流转换器等先进输变电设备;2020年,研制超高压柔性直流输电及组网成套装备。  3、现代配电网多元用户供需互动用电技术随着配电网可再生分布式能源发电的高比例接入、大容量电动汽车充电设施的普遍设立,电网负荷峰谷差更加难以调整,传统的被动型配电网将难以适应这些新的需求与变化,需要采用主动配电网技术解决现代配电网建设中遇到的新问题。重点突破主动配电网规划技术、配电网与用户互动技术、高功率电动汽车充电的配电网适应性技术等。示范应用智能用电、电动汽车充电及电池梯级利用工程和新型电能替代设备。  4、储能新技术目前抽水蓄能电站是电力系统大规模储能的主要形式,但抽水蓄能电站受地理位置和水资源的限制,随着新型储能电池研究的深入运行,“十三五”期间将是新型化学储能技术逐步向大容量、高效率、长寿命发展阶段,并有望进入商业化阶段。重点研究新型化学储能技术:针对大规模可再生能源消纳的新型化学储能系统应用技术;功率为兆瓦级的新型电能与其他能源形式的转化装备;重点突破用于电力储能的百兆瓦级新型化学储能系统的集成与监控关键技术。  我国新一代能源系统技术能源开发实施清洁替代,能源消费实施电能替代,是人类用能模式的发展趋势与终极目标。构建新一代能源系统,需要重点研究解决源端、受端和传输的一系列重大科学和工程技术问题。  1、源端综合能源电力系统关键技术我国国民经济和能源电力发展面临严峻形式,化石能源带来严重雾霾,急需大规模、高比例开发利用可再生能源。需要寻求消纳具有间歇性、随机性的可再生能源的综合解决方案,构建以可再生能源为主的源端综合能源电力系统。重点研究以电网为主干、涵盖大规模可再生能源的综合能源电力系统仿真技术;示范应用可再生能源制氢工程。  2、受端综合能源电力系统关键技术传统电力系统不支持多种一次和二次能源相互转化和互补,既难以支撑高比例分布式清洁能源电力接入电力系统,又不适应大量分布式光伏发电、小型风电、冷热电三联供、电动汽车、蓄电池、氢能等“即插即用”式设备的接入。重点研究受端综合能源电力系统规划运行技术,2020年掌握受端多种能源网融合规划、高渗透分布式能源接入和利用的一系列关键技术。构建受端综合能源电力系统仿真平台。建成多个冷、热、电综合能源电力系统的示范工程。  3、未来我国西部直流电网技术我国西部直流电网目前仅为概念构想,利用前沿输电技术将西南地区的水能、“三北”地区的太阳能和风能汇集并连接成多个地区性直流电网,利用输电技术及直流电压变换技术送往中东部负荷中心区域,提高电压等级和输电容量是直流网络需要解决的关键问题。重点研究直流组网的理论和技术,2020年开展示范应用西部多可再生能源基地直流网及送出工程的前期工作  全球能源互联网技术全球能源互联网技术是基于清洁能源主导、能源消费电气化和全球配置能源资源的思路,解决可再生能源大规模利用在空间和时间上扩展的前瞻性技术问题。“十三五”期间,需要研究全球能源互联网战略规划技术;重点突破适用于大容量、远距离输电技术,以及大电网安全稳定运行和控制技术等。  1、全球能源互联网战略规划技术全球能源互联网规模大、结构复杂,需要在规划分析理论、市场空间预测、电力流格局规划和特大规模电网结构设计等方面开展重点攻关。2020年,建成全球风能、太阳能、海洋能等多种可再生能源资源数据库,客观和精确掌握全球可再生能源的资源储量、分布情况和可开发规模。  2、大容量、远距离输电技术与装备我国在特高压交直流输电技术总体上处于国际领先水平。对于特高压直流的换流变压器、直流穿墙/换流变套管、直流场开关器件等高端装备少数核心器件的制造技术国内尚未完全掌握,需要“十三五”期间重点攻关。2020年,研制成功±1100kV特高压直流穿墙套管,提升直流输电重大装备、核心部件的国产化水平,核心部件自制率达到70%~90%,建立特高压直流受端分层接入示范工程,建成±1100kV特高压直流输电示范工程。  高效清洁火力发电技术发展高效、清洁、低碳的燃煤发电技术与清洁的燃气发电技术是我国经济社会发展的迫切要求和维护国家安全的重大战略需要。其发展方向一是提高煤炭的能源利用率;二是降低发电机组的污染物排放浓度和总量;三是减少CO2的排放强度。  1、700℃超超临界的关键技术700℃超超临界发电技术的发电效率接近50%,可比600℃超超临界发电技术高4%。目前,欧美和日本等国家基本完成材料筛选及性能测试、大型铸件试验生产、高温部件验证平台制造、大型耐热合金部件验证的工作。我国在该项目起步较晚,关键技术与国外存在差距。我国将继续进行自主知识产权的低成本、高强度高温合金材料的开发工作,锅炉受热面管材已在华能南京热电厂挂网运行。到2020年,形成具有核心竞争力的自主知识产权700℃超超临界燃煤发电技术,完成关键材料和关键部件的研制,完成600MW等级700℃先进超超临界发电系统的方案设计,择机签订示范工程。  2、超超临界循环流化床发电技术随着白马600MW超临界CFB锅炉示范工程的成功运行,标志我国已经具备大型超临界CFB锅炉的设计制造能力。但与煤粉锅炉相比,循换流化床锅炉设备的利用率和效率偏低,同时实现火电厂污染物超低排放难度较大。重点突破CFB锅炉烟气污染物超低排放技术,进一步提高CFB机组发电效率,到2017年掌握CFB锅炉烟气污染物超低排放技术;2020年完成600MW等级超超临界CFB发电机组初步设计,效率和设备利用率达到同等级别煤粉锅炉水平。  3、联合循环发电及煤基多联产技术联合循环发电及煤基多联产系统是一种综合考虑资源、能源和环境效益系统,是未来主要的能源技术之一,是煤炭利用的发展趋势。对于联合循环发电,目前第三代IGCC技术正在研发中,已建立的IGCC示范电站技术达到国际先进水平,但经济性和可靠性是影响其商业化的关键因素;对于煤基多联产国内外已开展了大量的生产流程与产品生产方式的创新研究,技术关键和难点仍是煤的热解和气化装置的开发。重点研究以空气为气化剂的气化炉以及与其相应的IGCC系统,2017年,突破低阶煤干馏关键技术和设备,完成IGCC+CCUS技术和煤基多联产IGCC电站的可行性研究。2020年,建成以褐煤低温干馏为基础的煤电化工一体化示范工程。  4、特种煤发电技术我国一些地区存在大量有特殊成分的燃煤,如新疆准东煤田金属含量大、内蒙古的褐煤水分含量大,目前尚无大机组100%燃烧准东煤及褐煤的可靠技术方案,需要研究在600MW等级机组上的应用并积累经验。继续开展特种煤燃烧、结渣和沾污等特性参数研究、锅炉适应性研究。重点研发适合燃用高钠钾煤的燃烧技术与设备、预干煤燃烧技术与设备、制粉系统。掌握低成本褐煤干燥及水分回收技术,建设示范装置;2020年,建设高钠钾煤发电示范工程;掌握大型褐煤干燥发电技术,建设示范工程。  5、燃煤电厂烟气污染物一体化脱除及二氧化碳捕集技术煤电烟气污染物治理及处理物利用是煤电持续发展的关键因素,但传统烟气净化技术一般针对单一污染物处理,工艺链长、投资和运行成本高。二氧化碳捕集技术对减少温室效应及提高电厂综合效益有重要意义。污染物一体化控制技术国内已进行了大量研究,目前尚无示范工程;二氧化碳捕集技术降低能耗和成本是重点研究内容。重点研发湿法一体化脱除系统、活性焦一体化联合脱除系统。重点研究新一代高效低能耗的二氧化碳捕集吸收剂和捕集材料,示范应用多种源汇组合的CCUS全流程系统,进行CCUS全过程技术示范。  6、燃气轮机联合循环和微型燃机冷热电联供发电技术燃气轮机联合循环已成为我国清洁能源发电技术的重要分支,但我国燃气轮机技术水平与发达国家差距巨大,核心部件以及专业技术服务均有国外制造商控制,价格居高不下。我国具有自主知识产权的100kW微型燃气轮机研制已取得重大突破。重型燃机重点开展H型燃机的系统集成研究,加快项目的示范应用;在F级燃机方面取得关键部件及技术的自主化突破。重点研发重型燃气轮机的试验验证平台。  7、超临界CO2循环发电技术超临界CO2透平是一种以超临界CO2为工质的基于布雷顿循环原理的动力发电设备,是一种比传统蒸汽轮机更为先进的发电装备,作为一种外燃机,其也可采用太阳能作为热源,由此也诞生了基于超临界CO2循环的光热发电技术。这种新型发动机的研发,美国目前走在世界的前列,并得到美国能源部的支持,因为此项技术在提高发电效率和降低成本方面有巨大的潜力,超临界CO2透平技术用于地面发电厂,除了体积小、重量轻之外,还可以不用水,适合荒漠缺水地区的应用,其应用于太阳能光热发电系统可实现效率的显著提升,是太阳能光热发电的理想选择,该系统仅需要较低的热量即可启动发电机、其应对负荷变化调整迅速、支持快速启停,这些优点是普通发电系统所无法比拟的。目前国内电力系统对超临界CO2循环技术研究处于起步阶段,但超临界CO2循环发电技术的研发和应用,将是一种可能带来发电系统变革的技术。科技部今年也发布了重点研究课题。  可再生能源发电及利用技术可再生能源是世界各国科技创新部署的重点,是未来能源电力技术发展的方向。  当前,以新能源为支点的我国能源转型体系正加速变革,大力发展新能源已经上升到国家战略高度,未来我国新能源还将大规模发展。  1、海上风力发电技术欧洲海上风电起步早、发展快,全球已建成的海上风电90%位于欧洲,截至2014年,欧洲累计海上风电装机达到805万千瓦,分布在欧洲11个国家的74个海上风电场。欧洲6MW海上风电机组已形成产业化并批量安装,8MW海上风电机组进入样机试运行阶段。我国海上风电综合实力整体较弱,机组容量以3MW~4MW为主,6MW机组处于样机试验阶段,并且我国严重缺少海上风电施工经验、运行维护与专业监测亟需加强。到2020年,形成具备8MW及以上大型海上风机制造能力;突破海上风电施工和建设、并网运行关键技术;建成海上风电全景监视及综合控制系统。中外海上风电厂家、项目介绍2016年6月,西门子与歌美飒签订约束性协议,合并双方的风电业务以打造全球风电市场的领先企业,尤其在海上风电项目上,西门子领跑全球海上风电市场。西门子已提出到2025年通过数字化和基础创新等方法使海上风电的度电成本降到8欧分/千瓦时以下,提高能源供应的竞争力加强气候保护。丹麦是世界风电发展最快最好的国家,在1991年建成全球第一座海上风电场,拥有20多年的海上风电场运营经验,有完整的产业链,走在了世界前列。目前,欧洲三家公司具备生产8MW海上风电机组能力:丹麦维斯塔斯Vestas公司V164-8MW;Adwen公司AD-180-8MW;西门子首台SWT-8.0-154机组将于2017年初安装,预计将在2018年初获得机组型式认证。2013年7月4日,全球最大近海风发电场--英国“伦敦阵列”,在英国东南海岸开始运营,装机容量630兆瓦,采用了德国西门子SWT-3.6-120涡轮机,安装地点是距离海岸20公里的海面上。已耗资15亿英镑的“伦敦阵列”绵延20公里,装备175台涡轮机,加强了英国在全球近海风力发电领域的优势地位。2016年5月,西门子将为苏格兰Beatrice海上风电场项目提供、安装并调试84个风力发电机组,每一个转子直径为154米,发电量可达7兆瓦。目前,国内已有金风科技、华锐风电、联合动力、湘电股份和海装风电等厂家完成5MW及以上大型风电机组的吊装和试运行。亚洲首个海上风电场——上海东海大桥102MW海上风电示范项目的34台风机全部由华锐风电提供,已顺利运行5年,并成功走出质保进入后运维服务阶段;华能如东300兆瓦海上风电场工程是目前国内最大规模的海上风电场,该项目规划建设50台4兆瓦和20台5兆瓦海上风电机组,北区选取西门子4兆瓦风机和中船重工海装风电5兆瓦风机,南区则是远景风机,在国内首次大规模使用5兆瓦海上风机,预计2016年年底实现首批机组投产发电,2016年6月26日,金风科技首个近海海上项目三峡响水项目首台机组顺利完成吊装。响水项目为三峡集团首个海上示范商业运营项目,采用18台金风科技121/3000KW直驱海上型机组,项目离岸垂直距离6海里,水深5--9米。  2、太阳能光热发电技术我国太阳能热发电起步较晚,我国太阳能光热发电在核心设备上与国外相比有很大差距,导致转换效率低,若使用国外产品则成本更高,由于投资成本高导致进展缓慢。重点突破光热电厂系统集成技术和机组运行技术,重点研发熔盐吸热介质的槽式集热管、线性菲涅尔集热系统、太阳能超临界CO2布雷顿循环发电系统和设备;推广太阳能光热发电系统,2020年建成西部多个太阳能光热发电示范项目。  国家能源局刚刚批复了20个示范项目  槽式太阳能热发电技术槽式太阳能热发电技术是目前商业化程度最高的一种太阳能热发电技术,主要采用导热油作为传热工质,通过油水换热器产生过热蒸汽,推动汽轮机发电。国际上,意大利于2003年开始进行连续性试验测试研究,2010年底,5MW阿基米德熔融盐抛物面槽式太阳能发电站在意大利西西里岛建成,并于2011年10月投入商业化运行,集热器出口熔融盐温度为560℃,汽轮机入口蒸汽参数10MPa/545℃。2014年7月,我国首个商业化槽式光热发电项目,中广核青海德令哈50MW槽式太阳能热发电项目正式开工,先期实验回路项目已经建设完成。  塔式太阳能发电技术塔式太阳能热发电系统组成灵活度高,并且具有更高的聚光比,可以得到更高的系统运行温度和发电效率。西班牙Gemasolar电站于2011年5月投入商业化运行,装机容量19.9兆瓦,是全球首座采用熔融盐作为传热和储热介质的商业化塔式电站。Gemasolar的熔盐蓄热系统可在没有阳光的情况下持续发电15小时,夏季电站可实现24小时不间断供电,是世界上第一家实现全天供电的商业化太阳能光热电站。2016年2月22日,美国SolarReserve公司装机110MW的新月沙丘塔式熔盐光热电站现已正式并网发电,并实现了110MW的满功率输出。这标志着全球装机最大的塔式熔盐光热电站正式实现商业化运转,该电站因其采用领先的塔式熔盐技术,配10小时储热系统,首次在百兆瓦级规模上成功验证了塔式熔盐技术的可行性,而成为光热发电发展史上重要的里程碑。。2013年7月浙江中控青海德令哈10MW塔式太阳能热发电工程成功并网发电。这是中国第一个商业化运行的太阳能热发电示范工程。2014年8月,首航光热技术股份有限公司敦煌100MW+10MW熔盐塔式电站正式开工。一期建设容量为1×10MW,采用高温高压凝汽式汽轮发电机组,该项目带有储热系统,建成后可实现24小时连续发电。光热电站一般在50MW以上开始体现规模效益。该项目一期10MW为示范电站,规模较小,投资相对较大,尚难以产生规模效益。  碟式太阳能热发电技术碟式太阳能热发电系统是通过斯特林循环或者布雷顿循环发电的太阳能热发电系统,其光学效率可达到90%,吸热器工作温度可达800℃以上,系统峰值光--电转化效率可达29.4%。碟式太阳能热发电系统可以采用空冷技术、仅消耗少量的水对聚光镜进行清洁等,减少对水资源的耗费,更适合沙漠、戈壁地带。2010年,全球首个碟式光热示范电站Maricopa电站在美国亚利桑那州投运,该项目由TesseraSolar开发,采用现已破产的SES斯特林能源系统公司的SunCatcher碟式发电设备,装机1.5MW,单个系统发电功率25KW,共采用了60个SunCatcher碟式斯特林发电机。2016年3月,国内首座碟式太阳能发电示范电站落户铜川,中航工业西安航空发动机有限公司投资建设的碟式太阳能实验基地建设现场,50台碟架发电设备主体安装到位。作为国内第一座兆瓦级碟式斯特林太阳能发电示范电站,项目建成后可年发电量126万度,同时为碟式太阳能热发电行业标准的建立提供依据,促进碟式太阳能热发电产业化。  线性菲涅尔太阳能热发电技术线性菲涅尔太阳能热发电是通过吸收太阳能加热传热流体,通过热力循环进行发电。的菲涅尔光热电站成为最大的已投运菲涅尔电站。2014年11月,印度信实电力公司在Rajasthan邦投建的100MW菲涅尔光热电站项目正式并网发电,这使其成为目前全球最大的在运行菲涅尔光热发电项目。2012年10月,华能集团在海南三亚南山电站完成了1.5MW线性菲涅尔式示范项目。2015年3月,国内首个10MW线性菲涅尔式聚光太阳能发电示范项目落户甘肃敦煌,将成为我国首个采用线性菲涅尔聚光太阳能发电的大型集中式电站。2016年7月青海盐湖佛照蓝科锂业公司太阳能集热加温供水项目将建成投产,该项目建成后将成为我国甚至全球最大的线性菲涅尔太阳能集热供热站,也是首个将太阳能集热技术用于大工业供热的项目。  3、新能源发电功率高精度预测技术风电、光伏发电等新能源发电出力具有随机性、波动性特点,大规模新能源并网将对电网安全稳定运行带来影响,不利于新能源消纳。国内对新能源发电预测能力不足,在应对复杂多变的资源条件、大规模新能源集群发电、极端天气事件等因素的准确度不高。重点突破新能源资源数值模拟与气象预报技术,重点研发具有自主知识产权的高精度新一代新能源功率预测系统,显著提高新能源功率预测精度,以广泛用于电力调度机构、风电场和光伏电站。  4、新能源发电优化调度技术由于我国电源和电网结构特点,弃风弃光现象将在一段时间内继续存在,高比例新能源的调度运行技术有待进一步优化,具有不确定性的多种新能源联合优化调度技术有待进一步突破。  水力发电技术我国的大坝设计和建设、地下大型洞室设计和建设、大型水轮发电机制造等技术均已跻身世界先进水平行列。未来水电发展重点将在高坝工程防震抗震技术、超高坝建设技术、大型地下洞室群关键技术、流域梯级水电站联合调度运行技术、环境保护、移民安置与生态修复技术、数字化、智能化等方向。  1、超高坝建设技术我国200m以上超高坝建设尚处于起步阶段,发展滞后国外20~50年。我国发展200m以上超高坝主要面临复杂性条件、缺乏技术标准、成套技术部成熟等挑战,需要联合协调攻关。2020年,全面掌握超高坝建设关键技术。完成超高坝安全性评价方法与安全标准、高碾压混凝土坝施工技术要求和质量控制标准、超高土心墙堆石安全评价方法与安全标准制定。  2、大型地下洞群关键技术我国西部地区独特的环境使得地下洞群成为水电工程枢纽布置的最佳选择,地下洞群正朝着单机大容量、洞室大跨度、施工大规模和安全高要求的方向发展。2020年,预期掌握大型地下洞群系统关键技术,解决地下洞群工程建设中所面临的关键科学技术难题。  3、环境保护、移民安置与生态修复技术水电开发与生态环境保护问题已经成为我国水电可持续发展的重要制约因素,梯级开发的累积影响、鱼类繁衍、栖息地保护技术不足直接影响水电开发。2020年,掌握环境保护、移民安置与生态修复等关键技术,提出相应的环境保护对策措施,妥善处理好水电建设与环境保护的关系,实现合理开发水资源和维持河流生态系统功能。  4、高性能大容量水电机组技术根据规划和我国水电建设现状,2030-2050年,随着西藏水电的开发,将有四个千万千瓦级水电站的运行水头超过400米,最大水头达830米,超高水头和超大容量水电将成为我国水电发展的主要方向。实现高性能大容量水电机组及相应配套的自主设计、制造与安装,满足我国到2050年前后水电开发,特别是西藏水电开发的需要,新型超高水头和超大容量的高性能水电机组研制将成为我国水电设备科研及制造的主攻方向。  5、数字化、智能化水电与研发国家防汛抗旱总指挥部组织建设了七大流域的三维电子江河系统,中国水电工程顾问集团公司开展了“中国数字水电”基础信息工程建设,2020年,掌握数字化、智能化水电站研发系列关键技术,建成海量空间数据处理及基础、专业数据库体系及基础信息平台。  先进核能发电技术核能发电是我国能源战略的重要选择,核能技术是我国少数几个在世界上有望获得核心竞争力的高新技术领域,核电“走出去”作为国家战略进行部署的态势已逐渐明确。“十三五”期间,我国核电技术需要重点攻关和提高第三代压水堆核电技术和装备、研究开发第四代核电技术以及模块化小型核反应堆技术等。  1、第三代大型先进核电技术及装备第三代核电已逐渐成为国内外核电发展的主流,我国压水堆设计、建设和运行管理水平已走在世界前列,具备自主设计建设第三代核电机组能力,如我国走在研发具有自主知识产权的“华龙一号”已获国家批准开工建设;CAP1400正等待国家审批;正在建设的山东石岛湾高温气冷堆核电站示范工程是我国核电重大专项的重要成果之一,为发展第四代核电技术奠定基础。2020年,我国将完善大型先进压水堆的各个环节,实现自主化、国产化,不受制于人,具备以完全拥有自主知识产权的中国核电品牌走向国际市场,彻底解决核废料安全处置问题。  2、第四代核电技术第四代先进核反应堆共确定六种堆型,其中三种是快中子反应堆,钠冷快堆是其中技术最成熟的一种,其技术先进具备大规模工业开发基础。俄罗斯是最早发展快堆的国家之一,也是目前世界上运行快堆电站数目最多的国家;法国建设了3座快中子反应堆,是世界上第一个建设并运行过大型商用快堆的国家,处于国际领先水平;我国快堆正处于实验阶段,整体来说在示范应用、运行经验、建设掌握等方面整体水平低于俄罗斯、美国、法国和日本。到2020年,掌握第四代核电关键技术和先进反应堆的方案设计。  3、模块化小型核反应堆技术小型堆具有安全性高、适用性广、占地小、建设周期短、投资低等特点,在发电同时可为工业供汽、城市供热、海水淡化提供蒸汽,实现电、热、水联产;也可应用于海岛、海上平台及大型船舶。世界上核能发达国家在发展大型核电机组同时,都在积极研发多用途模块式小型反应堆。美国、俄罗斯、韩国、阿根廷在小模块化反应堆技术方面走在前列,但世界范围内尚无小型模块化反应堆核电站投入商业运营。我国自20世纪80年代开始小型反应堆技术研究,但一些关键设备制造与国外还有一定差距,2020年,掌握小型模块化反应堆动态运行和控制技术,示范应用于北方城市集中供热、沿海海水淡化等。  系统能效提升技术  1、多能源超大系统协同增效及综合能量管理技术能源系统要充分利用信息时代处理“大数据”优越性,力争在最大程度上实现能源系统协同优化设计,提高能源利用效率。一方面,未来能源系统的分布式、小规模开发利用成为重要方向;另一方面,消费者同时又可能是生产者,能源普遍服务将成为可能。在城镇、农村及边远地区公共设施、公用建筑物、居民住宅等领域,大力发展分布式光伏、水电、太阳能、天然气冷热电联供、余热余压发电等资源综合利用进行示范和推广,实现能源多渠道供应和多层次开发。  2、火电厂余热利用和海水淡化集成优化成本高是制约海水淡化推广应用的瓶颈,热法海水淡化抽汽成本占到40%左右,火力发电很多低品位余热能与海水淡化用能存在互补性,将两者集成是当今国内外大型海水淡化工程建设的新模式,但存在温度合理匹配问题及对环境变化和机组负荷变化的响应特性,需要进一步优化设计。2020年,掌握海水淡化装置与火力发电机组余热利用耦合设计,开展余热利用低温多效蒸馏海水淡化技术基础研究,开展可用于拥有低温热源的企业低成本制取高品质淡水的推广应用。  基础性、前瞻性技术研究  1、电工新材料电工新材料是电气工程学科发展的基础,电工新材料的电磁等特性直接决定了所生产的各类电气装备的性能和水平,传统电气装备受电工材料电磁参数等限制致使其发展受到制约。未来开发出新一代电工材料将对电气工程学科发展带来革命性影响,对国民经济发展、科学进步,以及国防建设能力的提高有重要意义。  2、无线输电技术无线输电距离越长,输电效率越低,技术难度也越大。对于中短距离的无线输电技术来说,基于电磁感应方式的无线输电技术是目前研究最多、应用最为成熟的一种;对于长距离无线输电来说,微波输能成为目前研究解决远距离输电的主流技术,长距离无线输电技术在空间电站电力传输、偏远地区重要负荷供电以及移动负荷供电等方面具有应用前景。未来研究方向重点研究提高各种无线输电效率的技术优化措施、提出技术解决方案和工程方法;试验应用不同应用场合、不同应用方式下的无线输电的原型试验装置或示范系统。  3、超导技术超导体的特性在电力方面具有重大应用价值,十多年来,随着高温超导技术的发展,超导电力技术的研发取得较大进步,国际上,超导电缆和超导限流器的示范已经达到输电电压等级。我国在高温超导材料制备方面与国际仍有较大差距,主要体现在高温超导带材的电磁性能和单根超导带材的长度方面。  三、公司电力技术研究及应用情况燃煤发电设备、系统设计等所应用的技术整体已达到国内先进水平,其机组的运行安全经济水平业已达到国内先进水平;大型燃气机组技术应用水平已达到国际先进水平,在小型分布式燃机方面还没有应用;常规太阳能发电技术应用方面处于国内先进水平,但太阳能热发电方面有较大差距;水电工程的设计、建设和运营管理目前达到国内先进水平,在国内率先实现流域调度,实现巨大的经济效益。风电受风场资源等条件限制技术,目前风机容量最大3.6MW,但率先实现风电场区域集中控制。在海上风电方面还有较大差距。与南瑞继保合作研发的《大型燃机静止变频起动系统》填补国内空白;与亚行合作的《燃气机组碳捕集技术研究及工程示范》使我们掌握了二氧化碳捕集技术,进入国内少数几个掌握该技术的公司行列;但封存技术研究还未开展。

大规模新能源并网对储能系统提出了更高要求的系统集成能力,欣旺达在锂电池成组上的专业集成能力已经体现在消费电子、动力电池等领域,目前推出兆瓦级的储能系统,并成功应用在风电并网领域。在山西,储能被允许参与调频辅助服务市场,这一机制促进了储能企业在参与系统调节能力上的拓展,欣旺达目前和多个单位共同承担了“10MW级锂电池储能系统关键技术及工程示范”,提高电网的调峰调频能力,为新能源发电的消纳问题提供应对策略。目前欣旺达已经将不同充放电倍率、系统功率及容量配置的集装箱储能系统产品标准化。

同一时间,公司还披露了另一份公告,公司于5月25日与Global Discovery AG签署了《合作备忘录》,公司拟与Global Discovery AG在可再生能源及储能领域开展合作,在伊朗和非洲投资建设总计322.5MW的太阳能电站项目,并进行分布式风力发电设备技术合作,实现资源共享、优势互补。

目前液流电池、铅炭电池、锂电池在光伏储能电站均有应用,其中液流电池比较适用于风电光伏配置的储能电站,如辽宁卧牛石风电场储能项目、青海共和、乌兰的风电场储能项目。而铅炭电池因其成本和占地面积等优势,也已在部分光伏电站中使用。不过目前有专家认为锂电池成本下降迅速,未来大型新能源电站配置储能更可能会优先选择锂电池。

2、双登集团:铅炭电池+地面光伏电站

中期拟建设500MWh储能电站、50MW光伏发电站、100MW风力发电站、50MW光热发电站,吸纳定边县及周边的弃风、弃光电能并通过储能电站实现平稳并网,为电网提供备用储能控制服务,投资约49.5亿元。

而且配置的储能电站还可参与调峰调频等电力辅助服务、电力需求响应等电力市场交易,获取相应的补偿,进一步提高项目的经济效益,缩短项目投资回报周期。而火电机组方面通过增加储能改造以后可参与AGC调频,单个机组可获得补偿达460万元/年。

电池龙头宁德时代布局国内规模最大的商业化光储电站。其位于格尔木的50MWp并网光伏电站,配置了15MW/18MWh锂电池储能系统。作为国家“智能电网技术与装备”重点研发计划重点专项承接单位,宁德时代的磷酸铁锂电池将接受超过10000次的循环寿命、服务寿命15年以上的指标考核,同时,根据CATL已有产能规划,公司到2020年总产能将达50GWh,其宣称电池系统综合度电成本可达0.33元/度/次支撑了如此大规模的光储应用的开发。

猛狮科技5月25日晚间披露公告,公司5月25日与陕西省定边县政府签署协议,双方就投资建设储能电站项目达成合作意向,公司计划四年内在定边县投资建设500MWh储能电站、100MW地面光伏电站、100MW风力发电站、50MW光热发电站及相关可再生能源发电设施,形成西北地区规模较大的可再生能源发电及储能应用综合示范中心,总投资额约56.2亿元。

发电侧储能主要应用集中在火电储能调频及新能源电站配置储能。在我国新能源发电主要在集中在西北地区和沿海地区,而解决可再生能源并网消纳、平滑输出的问题上,储能是重要手段之一。依据国家能源局发布的数据,截至2018年底,我国可再生能源发电装机规模达到7.28亿千瓦,可再生能源发电装机约占全部电力装机的38.3%,可再生能源的清洁能源替代作用日益突显。目前弃光问题主要集中在新疆和甘肃,其中新疆弃风率、弃光率高达22.95%、15.84%。

而目前国内规模较大的光伏储能电站均为集中式交流侧储能电站,直流侧光伏储能技术则是属于分布式储能应用,储能系统直接通过直流母线端接入,充分利用原有光伏逆变器系统中的逆变设备,升压设备以及电缆,设备利用率高,设备投资和占地较少;光伏组件与电池之间的功率变化环节少,储能效率高;直流侧接入不影响光伏电站的原有出线容量,也不涉及到新增并网设备的相关报批。