电力规划设计总院副院长孙锐日前出席会议，并就如何通过优化工程设计方案，提高光热发电机组的运行经济性这一主题发表了专业演讲，得到了广大参会者的普遍认可。
孙锐认为，目前我国的光热处于工程示范和规模化发展的初期阶段。如果现在说光热发电还处在试验阶段，肯定定位是不准确的。国际上已经到了规模化发展的阶段，我国经过十几年的研究开发，已经初步形成了完整产业链，并建立了众多的实验装置和试验回路。第一批示范项目的容量要达到1GW，机组数量将接近20台，这显然已经不是单纯的进行工程示范，而是要通过这一批项目，在工程示范的同时，使产业走向规模化发展的道路，从而降低工程造价。因此说我国光热发电已处在规模化发展的初级阶段是不为过的。
对于光热的成本下降潜力，孙锐认为，如果马上启动第一批项目100万千瓦左右，到2020年电价可以降到0.75元左右，这是经过国内的权威机构做出来的，但这个电价不是等来的，不是等到2020年就可以达到这个价，因为电价下降的基础是要实现设备的规模化生产，从而降低工程投资。没有工程项目的拉动，设备生产哪谈得上规模化，怎么降低成本呢?因此，现在尽快出台合理的上网电价对我们光热发电的发展至关重要。
更多精彩观点请阅读下面刊出的孙锐的发言全文，因技术性较强，涉及多个图表，请对照其发言PPT阅读。
孙锐：尊敬的各位领导和专家大家上午好，我今天介绍的内容是怎么样通过优化工程设计方案，提高光热发电机组的运行经济性。对于设计工作而言，优化设计是永恒的主题，不同的设计阶段有不同的优化重点，越在前面的设计阶段，方案优化对机组运行的经济性影响就越大。目前，我们国内第一批示范项目都基本上处在可行性研究阶段，根据我们最近对几个项目的评审情况看，有一些优化工作还是很不到位的，在有限的时间里只能讲几个重点的问题。
首先要把方案优化好，一定要正确认识光热机组在电力系统中究竟要发挥什么样的作用，电网希望我们发挥什么样的作用;要发挥这样的作用，我们机组在哪些系统里要做优化配置。首先储热系统优化配置对光热发电来讲是非常重要的，因为光热发电机组的优势就在于它能够储能。第二，关于汽轮机额定功率定义的选择，这方面我们一直沿用火电的长期的做法，对光热发电项目，这一问题值得探讨。最后，有一些需要关注的其他事项我简要地说一下。
一、光热发电机组在电力系统中的作用
这几年我们国家可再生能源发电取得了辉煌的成就，无论是光伏发电还是风电的装机容量已经位居世界第一。但同时遇到了前所未有的困境，主要是弃风、弃光问题。这张图显示的是2015年我们国家主要的一些弃风、弃光的情况，具体电站可能比图上显示的更加严重。我们要分析到底是什么原因造成的弃风、弃光，只有找对了原因才能根本解决这些问题。我想通过这张示意图把由于电源结构问题造成的弃风、弃光的原因解释清楚。这是一个区域电网的日负荷曲线，可以看出来电负荷有早晚高峰，各区域电力系统基本上是这种特征。晚高峰要比早高峰的负荷高一点，晚高峰这一点决定了电力系统里投入运转的可靠机组的总容量，为了保证供电的可靠性，这一容量中通常是不包含风电和光伏的，因为风电和光伏存在不确定性。如果光伏发电和风电此时可以发电，为接纳这些电力，系统调度会将其他电源的实际出力降低。图中下面还有一条虚的红线，这条线是什么?这条是运转发电机组最低的技术出力，这是根据什么确定的?是根据电网最高负荷时投入运行的所有机组的特征确定的，比如说浅蓝色的抽水蓄能是可以停掉的，黄色的燃机也是何以停掉的，所以在最小技术出力里并没有占有份额。水电机组有一个最小的技术出力，最主要是燃煤机组，按照现的运行方式，燃煤机组最小出力是机组额定容量的50%。这些因素决定了系统中最小技术出力这条线。这个最小出力的大小，决定了电力系统内接纳光伏和风电的能力，如果说，整个运转机组的实际出力已经达到最小出力了，这时候的风电和光伏发电出力如果高于电力负荷与最小出力之间差值，这样的弃风和弃光是不可避免的。大家可以看，弃风出现在这里，燃煤已经到最小技术出力，水电已经到最小技术出力，这时候如果出力再超过这个负荷是不可避免的，靠任何的行政手段和其他的管理方式是无法解决的，弃光也是同样的，因为其他的机组已经达到最小出力，没有下降的空间了。要解决这样的问题，只有调整电源结构，增大抽水蓄能、燃机、水电这样的可调机组的比重。如果不是这个原因造成的弃风、弃光，就要看是电网薄弱的原因还是调度管理的问题，可以采取相应的措施加以解决。
所以说，在没有解决储能问题的前提下，现在集中建设的风电和光伏发电基地，要离不火电，建设风电和光伏就要建设火电，按照这种模式，我们的电源结构永远改变不了，我们的减排目标也难以实现，环境也得不到改善。以甘肃九泉到湖南正负800的输电线路为例，输送的可再生能源电力是700万千瓦的风电、280万千瓦的光伏，但是要配套火电机组600万千瓦，火电的发电量占整个输电量的60%以上。如果没有这样的配比，一方面风电和光伏的波动特性，受电地区无法承受;另一方面，单位电量输电成本太高，无法收回这条输电线路的投资。这是不得已的方式，储能的问题不解决，大规模集中发展光伏和风电的就要面临这样的困境。
下面我们看一下光热发电能不能解决这样的问题，这条曲线是西班牙的Gemasolar电站，可以从曲线上看出，尽管太阳能的日照强度是变化的，可是因为储热系统使这台机组能维持稳定的电力输出，这是2012年7月17日的电力输出，下一张图是一周时间内，机组保持连续的电力输出，这是光热发电的最大的优势。
下面通过一张图，了解一下电网最终希望光热机组发挥什么样的作用。目前我国的光热处于工程示范和规模化发展的初期阶段。如果现在说光热发电还处在试验阶段，肯定定位是不准确的。国际上已经到了规模化发展的阶段，我国经过十几年的研究开发，已经初步形成了完整产业链，并建立了众多的实验装置何试验回路。第一批示范项目的容量要达到1GW，机组数量将接近20台，这显然已经不是单纯的进行工程示范，而是要通过这一批项目，在工程示范的同时，使产业走向规模化发展的道路，从而降低工程造价。因此说我国光热发电已处在规模化发展的初级阶段是不为过的。现在既然是工程示范和规模化发展的初级阶段，不可能要求光热发电机组连续24小时发电，比较理想的发电模式是上午当太阳辐射强度达到一定的程度时，希望光热发电机组能承担电网的早高峰;中午时段希望光热电机组保持较低出力，这样能给光伏让出空间;晚高峰到来时，希望光热发电能够达到最大出力。过了晚高峰以后机组可以停机。这是目前光热发电机组比较理想的运行方式。
请看这张图，如果光热发电机组的容量是A的话，除了自己是可再生能源以外，还会对电网有什么样的影响呢?这一条红色的虚线就是原来没有光热发电机组的时候，电网运转机组的最小的技术出力，有了光热机组以后，这条线会发生什么变化呢?因为光热机组容量A替代了等量的燃煤机组，这就使整个电网里的发电机组的最小技术出力降低了0.5A，这0.5A对接纳风电和光伏是非常有利的，使电网给光伏和风电留下了更多的接纳的空间。因此，应该说光热发电对电网里可再生能源发电的贡献应该是装机容量的1.5倍。
下面再看一下光热发电机组与燃煤发电机组相比有哪些性能山的差别。现在主要是靠燃煤机组来调峰，这张表显示的是燃煤机组与馆热发电机组的特性对比，光热机组的负荷调节范围是20—100%，比燃煤机组50—100%要宽很多;再看启动性能，燃煤锅炉的点火初期升温速度1.5度，运行以后是5度，光热发电是每分钟10度;燃煤机组汽轮机热态启动需要60分钟，而光热机组汽轮机只需要25分钟，燃煤机组汽轮机冷态启动240分钟，光热机组汽轮机只需要60分钟。
所以通过前面的分析我们可以得出这样的结论，通过配置储热系统，光热发电机组能保持稳定的电力输出，不受光照强度变化的影响，如果储热系统的容量足够大，机组可以实现24小时连续发电，同时，可以根据电网用电负荷的需要，快速的调节汽轮发电机组的出力，即参与电网一次调频和二次调频;另外，光热发电机组比燃煤机组负荷调节范围宽、启停时间短、最低运行负荷低，具有更好的调峰性能。因此，光热发电机组可以作为电力系统中的主力机组承担基本负荷，作为调峰机组承担高峰负荷。此外，光热发电对电力系统中可再生能源发电比重的贡献是装机容量的1.5倍。
[pagebreak]二、储热系统容量的优化配置
光热机组要达到这样上述的功能，我们在系统上怎么样配置才能实现呢?不是说所有光热机组就能实现这样的功能，它的必备条件是配置储热系统，如果没有储热系统，它的电力输出和光伏是差不多的，虽然配置了储热系统，但储热系统容量较小，运行时间很短，只有一两个小时，它也没有办法承担晚高峰的负荷，就不能替代燃煤机组。首先看储热系统容量和汽轮机功率以及集热系统容量的关系，通过这一框图可以看出：汽轮机额定功率要增加，集热规模随之要增大，储热系统容量增加，集热系统规模也是要增加。但是集热系统不是可以无限地增加，主要是两个限制：第一个技术上的制约，集热系统规模大到一定程度以后，它的效率和可靠性会下降;还有一个是用地的制约，集热系统规模增大，用地要增加。反向看，如果当集热系统规模一定的情况下，储热系统容量要增加，汽轮机发电功率就要往下调，反之，汽轮机功率要增大，储热系统容量就要下降。这三者之间如何匹配，这不是直观上能看得清楚得的，需要进行大量的优化工作。
从框图中可以看出，储热的容量增加，会导致集热系统规模的增加，那么这两个系统的容量增加会导致工程投资的增加，这会导致上网电价的增加，但同时，由于储热系统增加，年发电量是增加的，年发电量增加是使上网电价下降的，最终两个综合作用，到底上网电价是上涨还是下降?如果不做深入的计算，是无法知晓的。
这张图显示的是在汽轮机功率一定的情况下，发电成本与储热系统容量的关系。横坐标是储热系统的容量(折算成汽轮机额定功率下的运行时间)，纵坐标是上网电价，这些不同颜色的曲线是不同的太阳倍数，太阳倍数是集热场的集热容量与汽轮机额定功率输入热量的比值，所以简单地理解就是集热场的规模。我们先看这条深蓝色的线，它的太阳倍数是1，就是说集热系统规模与汽轮机额定容量热量输入相等，这种情况下，增加储热系统容量，只是增加了投资，而发电量没有增加，所以电价一直是在上涨的。再看浅蓝色的曲线，它的太阳倍数是3.5，也就是说集热系统的规模是汽轮机额定功率输入热量的3.5倍，在没有储热系统的时候，因为集热系统投资增大，而发电量并没有增加，所以电价是很高，但是随着储热系统容量的增长，它的电价一路下行，最后到11个小时的时候，基本上达到了最低点。所以每个项目都要进行这样的计算来找出电价最低的系统配置是什么，对应的储热系统规模和集热系统的规模是多大。
是不是所有的工程系统配置一定在这个点上?不一定，还要考虑下面的综合的因素。首先是电力系统对机组的要求：第一种情况，机组需要承担晚高峰的负荷，就要分析这个电网晚高峰负荷的持续时间，而且不同季节是不一样的;第二种情况，机组既承担早高峰负荷又承担晚高峰负荷，机组运行的时间又会加长;第三种情况，机组需要连续24小时发电，目前没有这样的要求，但以后如果光热发电机组大规模地替代燃煤机组，这个要求是会有的。要结合电力系统对机组的要求，同时要考虑不同季节日照强度的变化，机组每天运行的时间是相应变化的，夏天机组可已满出力8个小时，到了冬季就可能只有4个小时。如果储热系统容量不足，就要研究集热系统容量的限制因素能否被突破，比如说这个用地拿少了，还能不能增加用地。还有汽轮发电机的功率能不能调整，如果你的集热系统容量已经确定不能再增加了，你为了增加储热的时间，是可以减少汽轮机的功率的。在第一批示范项目申报中有这样的项目，把汽轮机的功率定得很大，但储热容量较小，只有3到4个小时，原因是集热系统规模受到了技术限制。那么为什么不把汽轮机发电功率调下来，为什么一定得上130 MW机组呢?这是设计院在具体项目要进行深入研究的工作。首先要找到电价最低点所对应的系统配置，如果说系统要求你储热时间比最低点还要长，怎么样来权衡这件事?从目前电价最低的角度看，机组的储热容量已经定了，但如果储热时间再继续加长，会给机组的运行带来很多的便利。如果机组由于储热时间短不能承担系统的晚高峰负荷，意味着你没有替代燃煤机组，整个电网里面运转机组的最小技术出力没有降低，白天就有可能限制机组的出力。现在算的电价可能便宜，一旦机组出力受到限制，就不是现在计算的投资回报了。所以，一定要有权衡考量上述各项因素后，最终确定合理的储热系统容量和集热系统规模，使其达到最佳的系统容量配置，为机组的经济运行奠定基础。
三、汽轮机额定功率定义的选择
首先看上面这张图，汽轮机的额定功率正比进汽参数、进汽流量，反比排汽压力。额定功率对应的是额定的进汽参数、额定的进汽流量，可是对于排汽压力的选取，就有两种做法：一种是对应的额定背压，一种是对应的是夏季背压，这两个就产生了差别，不同的标准定义不同，我们国家标准《固定式发电用汽轮机规范》(GB/T 5578-2007)是按照夏季背压来确定额定功率，而国际电工委员会(IEC)相关标准则采用额定背压。请看这个图，横坐标就是汽轮机的排汽压力，纵坐标是汽轮机的功率，图中的两条线是不同的进汽流量，红色的线是按照IEC标准来确定额定功率的额定进气量。图中的A点就是在汽轮机额定功率的情况下，对应的是额定背压，这个是按照IEC标准来确定的，如果到夏季背压以后，汽轮机的功率是有所下降的。按照国标的规定，汽轮机额定功率对应的是C点夏季背压，在夏季背压情况下，要达到汽轮机的额定功率进气量必须要增大，即图中黑色的曲线，这意味着汽轮机整个的通流设计都要增大。当其他季节背压低于夏季背压以后，如果进汽量不减少，机组出力是超过额定功率的，一直到额定背压达到汽轮机最大连续功率的点。但是按照国家电网的运行标准要求，汽轮发电机组的发电出力不能超过额定功率，就是图中阴影部分是不能被电网调用的。所以按照国家标准来确定额定功率的汽轮机在夏季可以达到额定功率，但在其他的季节，气温条件比较低的情况下，却不能超出额定功率，只有通过减少进汽流量的方式，保持电力输出不变，这样就造成了机组偏离设计功况，相当于在部分负荷运行，降低了机组的运行效率;同时，所有的辅机都是按照汽轮机最大连续功率来配备的，可是这些设备的能力被闲置，同时会使厂用电率增大。对太阳能热发电机组而言，采用哪一个标准来定义汽轮机的额定功率值得深入研究。按照个人的观点，采用IEC标准定义汽轮机的额定功率可以获得如下的好处：第一可以降低汽轮发电机组和相关辅机的设备造价;第二可以提高机组全年的运行效率;第三在夏季高温时段可以通过停运给水高压加压器的方式提高机组的出力，此种方式可以更好地发挥集热系统在夏季的能力;第四是与国际接轨，有利于光热发电机组成套设备的出口。
由于采用不同标准定义汽轮机额定功率对各个系统的热量平衡和质量平衡，对汽轮机和发电机的采购，对相关辅机的容量选取，对机组年发电量计算等诸多方面都会产生很大的影响。夏季高温时段采用停运给水高压加压器的运行方式来提高机组出力，在设计上也必须有相应的考虑。这些设计原则在可研阶段就要研究确定。
[pagebreak]四、工程设计需要关注的其他事项
最后说一些其他方面。首先是工程用水，这个表显示了不同机组的用水量的情况，大家可以对比湿冷机组和空冷系统，相差十倍，所以我们一定要采用空冷系统，不要盲目地攀比，有些项目在实施中采取了水冷，当时有当时的历史背景，为了充分利用当地有限的水资源，建设更多的光热发电机组，一定采用空冷机组;第二，尽可能采用干式清洗方式清洗镜面，还可以根据当地的气象条件和反射镜的具体情况设置雨水收集系统;第三，要尽可能采用地表水。
下面说下电价问题。现在国际上商业电站的上网电价已经到12到15美分，但是他们的DNI值均比我们国家高出30%以上，发电量就高出30%多，所以不能盲目地横向国外看齐，一定要和具体的DNI数值来相结合考虑这个问题。根据国际机构的预测2020年电价可以到8到9美分，根据目前我国开展的项目前期工作情况，大部分项目的电价在1.2元到1.3元之间。从这张电价结构图中可以看出，光热电价的构成里，折旧和财务费用加在一起占比要高出60%。因此，要降低电价一定要从这儿入手，一方面要尽可能降低工程投资，另一方面，要尽可能利用融资成本低的渠道来进行融资;另外增加机组的发电量，同样可以有效地降低电价，选址要选在DNI值比较高的地区。宁夏的DNI1600kWh/m2a，电价是没有办法下来的，最简单估算，1600和2000相比相差了400，相当减少于20%，年发电量降低了20%，电价就要高出20%。
这张图是《中国太阳能发展路线图2050》中的两张图，如果马上启动第一批项目100万千瓦左右，到2020年电价可以降到0.75元左右，这是经过国内的权威机构做出来的，但这个电价不是等来的，不是等到2020年就可以达到这个价，因为电价下降的基础是要实现设备的规模化生产，从而降低工程投资。没有工程项目的拉动，设备生产哪谈得上规模化，怎么降低成本呢?因此，现在尽快出台合理的上网电价对我们光热发电的发展至关重要。
最后，设计上要充分认识太阳能热发电工程的复杂性，第一，光热发电是通过聚光集热、储热换热、热功转换等复杂的过程，最终实现由光到热到电的转换，其设备、管路阀门等系统连接复杂，自动控制逻辑严格，因此机组的性能好坏取决于系统的集成性能。第二，机组的事故率是系统中所有设备事故率的叠加，因此要保证机组的可靠性，不仅对每个设备的可靠性要求高，连接系统的管路、阀门及管件的可靠性同样重要。第三，由于日照强度的季节变化和实时变化使机组的运行情况复杂多变，需要对各种运行工况进行模拟，对系统的实时检测和自动控制要求就更高了。最后，使用的导热油、辅助燃料等均是易燃易爆物质，安全设计绝不能忽视，发生一次火灾和安全事故对电厂来说都是灾难性的损失。
这个图上显示了电规总院在近几年来光热发电方面的工作。有多项课题研究成果，还有这几年我们一直连续参加IEA SOLAR PACES的年会的情况;在为政府服务方面，受国家能源局委托，2013年编写了示范项目的技术条件，进行了产业发展的调研，还为一些省份做了太阳能热发电的选址规划;，电规总院是能源局批准的行业标准管理机构，下设几个标准化技术委员会，正在组织制定光热发电的十几项设计标准。在为业主服务方面，承担了多项工程的咨询工作，为最近多个项目提供了可研评审，还为一个项目承担OE服务，我们希望在光热发电方面，竭诚为各个业主服务。
