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金建祥:光热应定位于灵活调节电源,配合光伏风电发挥储能优势

国际太阳能光伏网  来源:CSPPLAZA光热发电平台  日期:2019-01-08

近日,在由CSPPLAZA光热发电平台、北京首航艾启威节能技术股份有限公司、敦煌市人民政府联合主办的2019年中国光热发电市场形势与应对策略峰会暨CSPPLAZA2019新年汇上,浙江中控太阳能技术有限公司董事长兼总工程师金建祥就中控德令哈10MW塔式光热电站运行情况、50MW塔式光热电站建设情况及光热发电的定位与发展作了主题发言。


 

据金建祥介绍,中控10MW塔式光热电站典型年设计发电量为1040万kWh,2018年年总实测DNI为1961.47kWh/㎡,2018年总实际发电量为1051.4万kWh,发电量达成率为96.75%,年总上网电量934.1万kWh,总运行天数为261天,其中晴天73天,多云天为188天。

自2016年8月底中控10MW熔盐塔式光热电站并网发电以来,该电站发电量达成率迅速上升。在并网发电后三个多月的时间内,该电站发电量达成率为76%。2017年全年发电量达成率为86.5%,2018年上半年发电量达成率上升到94.2%,2018年下半年发电量达成率达到了99%。

目前,中控德令哈50MW塔式光热电站已于2018年12月30日20点18分一次并网成功。随着示范项目的陆续建成,并网发电也备受瞩目。对此,金建祥表示,一个项目建成并网发电并不是很难,而如何在短时间内达到设计发电量是特别值得我们关注的,因为一座电站只有发电量达到设计值,其经济性才能得到保证。


▲ 中控德令哈50MW塔式光热电站

在谈及光热发电的定位与发展时,金建祥指出,我们要先找准光热的定位,才能找到光热的出路。光热电站应定位于灵活调节电源和基荷电源,寻求适应于调峰需求的运行模式,配合光伏和风力发电,并通过技术层面的努力和系统设计的调整,最大程度地发挥其储能优势。

此外,金建祥认为,在未来,通过光热的标准化和批量复制推广可以促进成本的进一步下降。与此同时,我们应该埋头苦干,练好内功,在尽可能短的时间内实现稳发满发,并通过不断降低成本、提高效率,才能得到投资方的青睐和国家能源局后续政策的支持。

更多精彩内容,请阅读下面刊出的金建祥的发言全文:

各位上午好!会议组织方给我的题目是中控德令哈光热电站的解读,今天时间比较充裕,我想将中控德令哈10MW光热电站运行情况及50MW光热电站的建设情况向大家做个汇报。

首先,我先介绍一下中控10MW光热电站。从工艺流程图我们可以看出,其工艺流程较为复杂,既包括水工质,也包括熔盐工质,储能时长比较短,运行较为困难。


▲ 中控10MW光热电站工艺流程图

接下来,我想介绍一下中控10MW塔式光热电站2018年的运行状况。中控10MW塔式光热电站典型年设计发电量为1040万kWh,2018年年总实测DNI为1961.47kWh/㎡,相比2017年稍微差点(2017年为2002kWh/㎡);2018年总实际发电量为1051.4万kWh,发电量达成率为96.75%,年总上网电量934.1万kWh(2017年总上网电量为784.9万度),由此来看,2018年上网电量增长较多;电站运行天数方面:2018年总运行天数为261天,其中晴天只有73天,多云天为188天。

德令哈天气比较特殊,晴天比较少,多云天比较多。光热电站面临最大的挑战便是多云天气,因为多云天对发电量的影响相当大,相比之下,玉门或者敦煌的状况都比德令哈好一些。

我认为,一个项目建成并网发电并不是很难,而如何在短时间内达到设计发电量是特别值得我们关注的,因为一座电站只有发电量达到设计值,其经济性才能得到保证。

下图为中控10MW光热电站2018年逐月的发电情况。其中,蓝色柱是用当月实测的DNI数据输入模型之后计算出来的理论发电量,红色柱是实际发电量。从图中我们可以看到,1月、2月发电量达成率比较低(未达到90%),11月份也偏低(因为下了三场大雪),发电量达成率仅为93.7%。


▲ 中控10MW光热电站2018年发电量达成情况

造成这三个月发电量达成率较低的原因有:1月份一些设备出现故障(主要是蒸发器);2月份对运行软件做了较大的升级,影响了两天发电;11月份德令哈下了三场大雪,镜面化雪导致发电量明显降低。

同时,我们对中控10MW光热电站的发电量达成率也做了相应的统计。2016年8月底,中控10MW熔盐塔式光热电站并网发电,在随后三个多月的时间内,该电站发电量达成率为76%。2017年全年发电量达成率为86.5%,2018年上半年发电量达成率上升到94.2%,2018年下半年发电量达成率达到了99%。


▲ 中控10MW光热电站发电量达成率迅速提升

大家一般认为熔盐塔式光热发电技术是一条比较好的技术路线,但觉得它还不够不成熟。相比有20多年发展历史的导热油槽式技术,熔盐塔式技术是最近几年才发展起来的新技术,一般认为其成熟度没有槽式高。但是从中控10MW塔式光热电站的运行情况来看,熔盐塔式技术在很短的时间内也可以达到槽式技术的成熟度。

此外,我们对影响发量达成率的因素进行了分析。其中,影响2017年发电量达成率的情况如下:设备故障占8.9%,运营操作占3%,极端天气占1.5%;影响2018年发电量达成率的数据为:运营操作占0.55%,极端天气占0.75%,设备故障占1.2%(我相信明年可以下降到0.5%以内)。由于蒸发器的设计存在一些不合理的因素,当时还未完成全部整改,目前,新的蒸发器正在设计中,我认为采用设计更新后的蒸发器,这个数据可以实现进一步的降低。

其次,我向各位报告一下中控50MW塔式光热电站的情况。

中控50MW塔式光热电站实际投资不到10.5亿元,比项目可研报告中的数据低一点。

12月26日19时,中控50MW塔式光热电站汽轮机一次冲转成功,汽机转速达到7676转/分。在电站现场施工,尤其是土建施工方面,首航节能是值得我们学习的。2017年,由于50MW电站未在冬季到来之前完成吸热塔结顶工作,致使项目的工期受到了较大影响。目前,项目场地内的道路还没有铺设柏油,建筑物的外墙也没有粉刷,若作为一个景点来看,可能会让人感觉不舒服。到2019年3月底土地解冻可以重新施工的时候,我们大概还需要两三个月的时间将这些涉及外观的工作做得更加漂亮一些(当然这些工作不会影响发电)。

第三,我想谈谈对光热发电的思考。我非常赞成“干就是了”这个观点,我们要耐得住寂寞,经得起诱惑,要打持久战。

光热发电最大的优势在于储能,与电池蓄电相比,其优势比较明显。简而言之,熔盐储热的成本非常低,其成本只有电池储能成本的十分之一到三十分之一,且其效率非常高,损耗很低。刚刚首航节能也提到,光热电站两个熔盐储罐每天温度降低1度,就意味着千分之二的热量损耗。目前,电池充放电效率可以达到90%,这已经很了不起了。电池寿命不长,例如我们日常使用的手机,经过两三年使用会明显感觉到“力不从心”了。相比之下,熔盐的使用寿命较长且安全可靠,几乎不涉及环保问题,也不存在爆炸隐患。

根据最新研究成果,采用锂电池的度电储存成本大致为0.45-0.65元/kWh,采用熔盐的度电储存成本为0.035-0.05元/kWh。我们相信,随着产业的不断发展,熔盐储能的成本还将不断下降。

光热发电作为一种清洁能源,现阶段要达到和风电、光伏同样低的成本,目前来看是不太可能的。因此,我们要先找准光热的定位,再找到出路。与光伏和风电相比,光热电站的储热系统则是光热电站成为灵活调节电源的重要保障。在未来,光热发电可以作为一种灵活的调峰电源,实现平价上网,逐步取代煤电成为新的基荷电源和调峰电源。

针对光热电站的运营场景,我们也做了相应的研究。按照电网的需求,光热电站在中午前后的2-6小时内低负荷运行或者停机,为光伏让路(光伏电站在中午前后的4-5个小时内发电量占比最高,几乎达到55%,在此时间段内,光热不应该与光伏竞争上网,毕竟光伏发电的储电成本很高);夜间是风电出力的高峰期间,光热应该为风电让路。

如果按照上述定位做设计,光热发电的成本是否会增长很多呢?经过研究计算,相应增加的成本还是可以接受的。在技术层面上可以利用大容量、低成本的储热系统以更好地进行快速、深度的出力调节(在15分钟以内就可以实现20%-100%的电力调节,其速度比火电更快、深度更深;未进行改造的火电的调节深度只能达到50%(完成改造后可达到70%),每次深度调节大约需要花费一个小时)。

从经济性角度来看,为了满足上述应用场景的要求,我们在做设计的时候需要做一点调整。在此,我想提两个方案:第一,在同等发电量的情况下,增加储能时长;第二,在同等发电量的情况下,提高汽轮机功率。这样,度电成本大约增长1-2分钱。总体而言,度电成本增加不多。

目前,很多人都认为光伏电价很低,光热上网电价很贵,实际情况如何?根据国家能源局公布的数据,2017年全国光伏的平均上网电价为0.94元/kWh,如此说来光伏的上网电价并不低,例如东部沿海地区光伏并网电价要达到1.05元/kWh以上。

从本质上来看,光伏和光热是有差别的,光伏更像是电子系统,光热则具备了机械行业的特征。所以,光伏容易通过大批量生产实现大幅度的成本降低,而光热项目中的相关设备一般需要定制,相对而言,价格难以降低。我认为,光热电站只有通过标准化设计和大批量复制推广,才可以明显地降低装备的造价,同时还可以缩短工期和建设期。因为针对供货周期长的设备,我们可以早点下订单,这样来缩短交货期。

那么,大批量复制到底能对光热电站成本下降产生多大影响呢?我们知道,光热电站的建设要耗费大量的玻璃、钢材、熔盐和水泥等原材料,这些大宗货物的价格约占电站总投资的18%,他们是不可能实现大幅度降价的。但是,除此之外的82%的投资都和批量生产有关系,因此,其成本下降空间较大。

我认为,光热发电成本下降可能分为如下四个阶段:1)未来两三年上网电价达到0.95元/kWh;2)5-6年后,上网电价达到0.8元/kWh;3)7-9年后,上网电价达到0.65元/kWh;4)10年后,通过超临界二氧化碳等新技术的成功应用与推广,光热并网电价达到0.35-0.45元/kWh(届时热电转换效率可以提高50%以上)。

2019年,首批示范项目中中电工程哈密50MW项目、中电建青海共和50MW项目以及玉门鑫能50MW项目等都将并网发电。当下,并网发电是万众瞩目的事情,但是我认为这只是万里长征迈出的第一步,我们面临的最大的挑战是如何实现电站稳定发电、尽早达到设计发电量。因为,只有达到了设计发电量,才能够实现可研报告当中承诺的经济效益。

在接下来的工作中,我们只有埋头苦干、练好内功,尽可能在短的时间内实现电站的稳发满发,同时不断降低成本、提高发电效率,这样才能够得到投资方的青睐,得到国家能源局等相关部门的政策支持。

最后,我总结一下,通过前面几个电站的建成与并网发电,我们中国人已经完全掌握了光热发电技术。同时,光热电站应定位于灵活调节电源和基荷电源,这样才有利于发挥光热电站的比较优势。2019年将会有更多的示范项目并网发电,发电量达成率将成为各方关注的重点和影响后续政策的主要指标之一。谢谢各位!

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