? 作為中國首個投運的10MW級別的商業(yè)化光熱電站,中控德令哈10MW塔式熔鹽儲能光熱電站對后續(xù)的20個首批示范項目具有很大的借鑒意義,自2016年8月21日投運以來,已運行4月有余,它的運行狀況如何?在實際運行過程中有什么值得大家借鑒和學(xué)習(xí)的經(jīng)驗?在2016年12月28日～30日在甘肅省敦煌市盛大召開的中國光熱示范電站開發(fā)領(lǐng)導(dǎo)者峰會上,浙江中控太陽能技術(shù)有限公司董事長金建祥教授與與會代表進行了分享。
金建祥首先對光熱對比其他可再生能源的優(yōu)勢進行了分析,指出了未來光熱的方向?qū)⑹谴笠?guī)模化和長時間儲能。他根據(jù)中國特殊的光資源條件,并結(jié)合中控10MW電站的實際運營情況得出:目前要想達到設(shè)計發(fā)電量目標亟待解決的問題是如何應(yīng)對有云天氣(包括多云和少云天氣)的高效運行,而關(guān)鍵是提高短時間內(nèi)的天氣預(yù)報能力。
在會上,金建祥向大家介紹了中控太陽能公司的發(fā)展歷程,展示了中控10MW電站的實際運行數(shù)據(jù),并詳細闡述了其發(fā)電量是否達標的評估標準,及影響發(fā)電量的因素。
在發(fā)言中,金建祥從金融、技術(shù)、產(chǎn)業(yè)規(guī)模及產(chǎn)業(yè)鏈四個方面分析了光熱發(fā)電到“十三五”末達到0.8元的度電成本能否實現(xiàn)、如何實現(xiàn),并在最后指出了未來光熱發(fā)展中,誰掌握了精準的短期天氣預(yù)報技術(shù)以及應(yīng)對有云天氣的運行策略,誰將在這場競爭中拔得頭籌。
更多精彩內(nèi)容,請閱讀下面刊出的金建祥的演講全文(注:本文根據(jù)速記和錄音資料整理,文章內(nèi)容未經(jīng)演講者本人審閱,僅供參考):
非常感謝會議主辦方為我提供這么一個機會。在正式報告之前首先要恭喜首航節(jié)能公司敦煌10兆瓦熔鹽塔式電站在前天晚上取得并網(wǎng)成功,這也是行業(yè)內(nèi)一件大喜事,讓各級政府和投資人對中國光熱的未來更加有信心,也讓在座的各位光熱界同行對未來更加有信心。
中控太陽能在德令哈建設(shè)光熱電站已經(jīng)有了七個年頭了,在類似活動上我也講的比較多,今天受時間的限制還是挑幾個重點匯報一下,PPT是按照一般的會議要求來準備的。
可能有一些人會有疑問,在有關(guān)媒體上介紹首航節(jié)能剛剛投運的電站是中國第一個24小時連續(xù)運行且規(guī)模最大的塔式熔鹽光熱電站,這種說法對嗎?到今天為止這個講法還是準確的,它確實是目前為止中國最大的塔式熔鹽光熱電站,它的鏡場集熱面積有15萬平方米,熔鹽有5800噸,儲能時間是15個小時,理論上可以24個小時連續(xù)發(fā)電;而我們中控德令哈電站雖然投運時間更早,但鏡場集熱面積只有6.8萬平方米,500多噸熔鹽,蓄能時間為二個小時。雖然兩個電站都是10MW的,但從鏡場規(guī)模和蓄能時間來看,這個講法沒有問題,但是有個問題,它是全球第二個可以24小時連續(xù)發(fā)電的光熱電站,不是第三個。
中控在原來水工質(zhì)基礎(chǔ)上進行了熔鹽改造,歷時一年半時間,于2016年8月21日達到滿負荷的發(fā)電,其它各項指標均達到了設(shè)計值。其實我們公司內(nèi)部考核時間是7月底熔鹽改造結(jié)束,就是因為各種各樣的原因拖延了三個禮拜時間,因此首航項目拖延半年之后完成并網(wǎng)發(fā)電也屬不易,估計未來還需要一段時間去不斷完善和優(yōu)化之后才能正常發(fā)電運行。
如圖,基本的東西跳過了,講了太陽能光熱和光伏發(fā)電的特點,光伏是太陽能直接轉(zhuǎn)變成直流電,然后直流電再逆變成交流電并網(wǎng),光伏產(chǎn)業(yè)已經(jīng)很成熟,成本也很低,我今天特別強調(diào)一點:光伏的間隙陽光資源利用率(即有云天氣的間隙性光照的利用程度)很高,光照無論強弱和時間長短都可以發(fā)電,這相對于塔式光熱發(fā)電來說是一大優(yōu)點。當然問題是光伏比較任性一些,有光就發(fā)電,沒光就不發(fā)電,對電網(wǎng)很不友好。光熱是由光變成熱、熱儲存變成交流電,優(yōu)勢是非常穩(wěn)定,快速可調(diào)。前面專家也提到目前火電調(diào)峰的負荷變化范圍是50%,如果調(diào)峰范圍要增加調(diào)到70%,還需要進行技術(shù)攻關(guān)和技術(shù)改造,另外火電的調(diào)峰響應(yīng)比較慢,時間比較長。光熱從負荷10%調(diào)到100%十幾分鐘時間就足夠了。但是光熱也有問題,之所以這幾年光熱發(fā)展沒有光伏快也是由這些問題導(dǎo)致的。系統(tǒng)太復(fù)雜,太陽島、熔鹽島、常規(guī)島系統(tǒng)很復(fù)雜,成本還很高。上午國務(wù)院參事石定寰老先生的講話既有高度還有深度,很受啟發(fā),獲益匪淺。上午石參事講話中對光熱地位做了很好的總結(jié)和肯定,最后講話中對于目前光熱形勢越來越好的背景下,特別提醒我們要保持頭腦清醒,還有很多問題要進一步解決,其中最后一個問題就是多云天氣等復(fù)雜工況對發(fā)電量的影響,也就是光熱發(fā)電對于間隙性陽光的資源利用率比較低,這對發(fā)電量影響比較大。
光熱也分帶有儲能和不帶儲能的,儲能使得光熱轉(zhuǎn)換、熱電轉(zhuǎn)換進行了解耦,發(fā)電可以不受陽光的影響,容易成為基荷電源。不帶儲能系統(tǒng)比較的簡單,初期投資比較低,但是度電成本會比較高。儲能是光熱發(fā)電區(qū)別于其他清潔能源最大的優(yōu)勢,對于光熱來說,規(guī)模一定情況下儲能時間越長度電成本越低,度電成本最多可以降低三毛錢左右。儲能時間一般大于15個小時就可以成為基荷電源了,可以實現(xiàn)24小時連續(xù)發(fā)電。
搞光熱的人也應(yīng)該看看光伏對我們光熱有怎樣的挑戰(zhàn),很多人不斷提醒我,這方面要做了一些研究。光伏+儲能跟目前的光熱+儲能,誰的未來更好一些?光伏儲能用常規(guī)的技術(shù)路線,使用鉛酸電池和鋰電池等等,規(guī)?；膬δ艹杀鞠鄬碚f比較高,譬如說儲能4到6小時,目前的電池成本和逆變器成本下我們做了比較精確的計算,大概每千瓦時要增加六毛錢的成本,目前光伏直接發(fā)電(即不儲能)的成本是六毛錢左右,加在一起就是一塊二,比目前的光熱還要貴。
昨天晚上也做了前瞻性的預(yù)估,未來電池成本也許會明顯降低,如果五年或十年之后電池和逆變器只有目前成本的一半會怎么樣?我們也做了計算:度電成本會從1.2元降低到1.0元。光伏儲能時間越長,成本越高,最多增加六到七毛錢,電池的壽命比較短,一般壽命也就是三五年,電池要使用十五、二十年,現(xiàn)在技術(shù)上還不行。光伏+儲能更適合小規(guī)模分布式應(yīng)用,這是光熱儲能做不到的。光熱正好倒過來,適合長時間儲能和大規(guī)模的集中開發(fā),這樣有利于電站經(jīng)濟性的提升,即較長時間的儲能可以使得度電成本降低三毛錢左右,單塔規(guī)模100兆瓦比50兆瓦規(guī)模度電成本便宜一毛到一毛五分錢。
這是不同的規(guī)模,塔式熔鹽電站的度電成本(如圖),儲能時間越長度電成本越低、單塔規(guī)模越大成本越低,100兆瓦儲能8小時以上成本下降不明顯了,但是50兆瓦的時候到儲能12個小時還會繼續(xù)下降。這是我們計算的曲線,對于目前的電池成本和逆變器成本情況下,光伏儲能時間和度電成本的關(guān)系,6個小時基本上每度電成本上升到1.2元,如果電池成本降低一半,6個小時的儲能時候大概度電成本是一塊錢,因此光熱還是有很強的競爭力,現(xiàn)在光熱電價是1.15元,相信第二批光熱示范項目電價是一塊錢左右了。
中控太陽能2010年成立,是由杭鍋集團、杭汽輪集團、基金和公司員工等組成的股份制企業(yè),到目前為止塔式熔鹽光熱關(guān)鍵技術(shù)已經(jīng)全部掌握了,鏡場的聚光、集熱、熔鹽、儲能、換熱和整個電站的運行,中控太陽能公司都已經(jīng)比較好的掌握了。我們中控很好地繼承了浙大的求是精神,一步一個腳印,踏踏實實做事情。我們花了七年時間,投入近五個億,先后解決了鏡場聚光、水工質(zhì)發(fā)電、熔鹽儲能以及全廠優(yōu)化運行等核心技術(shù)和工業(yè)化驗證。
2010年公司成立,2012年初鏡場開始施工,到2013年7月份并網(wǎng)發(fā)電,經(jīng)過一年半運行的優(yōu)化和總結(jié),到2014年底啟動熔鹽改造,到2016年8月份中旬熔鹽改造成功。期間也花大量的精力到50兆瓦示范項目中去。目前公司已經(jīng)擁有108項專利(其中大部分是發(fā)明專利),20項軟件著作權(quán),這些知識產(chǎn)權(quán)涵蓋了塔式熔鹽光熱發(fā)電相關(guān)的所有核心技術(shù),這里不贅述了。
這是熔鹽改造的系統(tǒng)圖,相對比較復(fù)雜,是因為在水工質(zhì)基礎(chǔ)上進行改造的。熔鹽儲能項目的主要參數(shù),土地25萬平方米,鏡場集熱面積68000平米,有兩種鏡子,一個2平方米24400臺,一種是20平方米1000臺,我們是采用中小型定日鏡(首航節(jié)能是115平米的大型定日鏡),發(fā)電效率設(shè)計點達到17%。對于50MW或100MW來說,這個效率可能會達到24%,規(guī)模大一些,汽輪機效率提高至44%,鏡場達到55%效率,兩者相乘會達到24%。
熔鹽吸熱器出口最高溫度是568度,設(shè)計是565度,適當?shù)牟▌右矝]問題,過熱器出口蒸汽參數(shù)是9MPa,510度,過熱器設(shè)計的熱交換面積比較小,所以熔鹽與過熱蒸汽的溫差稍微大一些,儲能時間是兩小時。我們認為10兆瓦的儲能時間長短沒有技術(shù)性的障礙,現(xiàn)有技術(shù)已經(jīng)足夠支撐。但是如果單塔規(guī)模100兆瓦的時候,15個小時儲能跟兩個小時儲能技術(shù)難度是很不一樣的,因為15小時儲能所需的鏡場規(guī)模差不多比2小時儲能大一倍,我們知道15小時儲能的100MW電站需要150萬平方米以上的集熱面積,如此龐大的鏡場,對于定日鏡的跟蹤精度和吸熱器設(shè)計制造就會提出很高的要求。而15個小時儲能的10兆瓦電站也只有15萬平米的集熱面積,對于定日鏡的跟蹤精度和吸熱器設(shè)計制造的要求就會低得多,相對容易滿足要求。
這是熔鹽電站主要設(shè)備和主要工作的一些承擔單位,定日鏡是太陽能公司自己做的,鏡場控制系統(tǒng)25000多臺鏡子的控制系統(tǒng)也是自己做的,吸熱器是第二大股東杭鍋集團做的,包括水工質(zhì)的吸熱器、熔鹽吸熱器,儲罐是北京化工機械廠做的,汽輪機是第三大股東杭汽輪集團做的反動式汽輪機,全廠DCS是中控最新的ECS700控制系統(tǒng),境場設(shè)計是太陽能公司自己做的,后面幾個工作都是太陽能公司自己做的。
有幾個新的信息通過這個機會向各位介紹一下,熔鹽儲能電站已經(jīng)從8月21日正式并網(wǎng)發(fā)電后,累計發(fā)電天數(shù)一百天,中間還有一些陰雨天不能發(fā)電,到目前為止還沒有因為設(shè)備故障而停運的,總體上各設(shè)備運行狀況是相當良好的,這是今天需要特別向各位報告的。
我們以11月份為例,這個月實際發(fā)電量比中控發(fā)電量計算軟件算出來的理論發(fā)電量小了5%以內(nèi),比美國能源部的SAM軟件小了12%。SAM軟件我個人認為不太適合中國的國情,計算發(fā)電量的時候往往會偏大8%到10%,原因是中國的光資源比美國的加州要差很多,至少差35%,換句話說大晴天的比例,美國的加州比中國要高得多。從今年5月算到10月共計160天時間里,德令哈有云天氣占了64%,差不多三分之二,對于塔式熔鹽光熱發(fā)電站來說,由于其間隙陽光資源利用率比較低,導(dǎo)致了SAM軟件計算結(jié)果是偏樂觀的。我們自己開發(fā)的發(fā)電量計算軟件考慮到了中國光資源實際情況,并做了一些修正,其計算結(jié)果會更準確一些。有兩個數(shù)據(jù)要向各位報告,德令哈也有大晴天的時候,大晴天實際發(fā)電量與模型算出來的結(jié)果幾乎沒有差別,誤差在1%左右,這是非常理想的。但是對于有云天氣,其誤差是相當大的。譬如有云天氣光資源(DNI)比大晴天少了20%,如果是光伏其發(fā)電量也就下降20%,幾乎是同比例的,但是對于塔式熔鹽光熱電站來說,其發(fā)電量可能要下降30%到40%,甚至更多!如果不考慮這個因素,達不到承諾的發(fā)電量,由此帶來的賠償將是一個巨大的數(shù)額,這是特別要提醒的。
對于塔式熔鹽光熱電站來說,有云天氣對發(fā)電量的影響是非常巨大的,光伏發(fā)電量幾乎與DNI同步下降,槽式發(fā)電量下降略大于DNI的下降幅度(無論是導(dǎo)熱油槽式還是熔鹽槽式),對于塔式熔鹽電站來說其發(fā)電量的下降幅度是遠大于DNI的下降幅度。這個問題不能很好的解決,要達到設(shè)計的發(fā)電量難上加難!上午石參事講到的,很多國外公司對于多云天氣也感到很棘手,只有真正運營過電站的人才能夠意識到這個問題的嚴重性!我們已經(jīng)對云的軌跡和天氣短時間的精確預(yù)報投入比較多的精力,只有解決這個問題,有云天氣發(fā)電量的提升才是有指望的。
這是熔鹽吸熱器的照片,東南西北四組照,總體上說,聚光的效果還是相當不錯的,光斑溢出很少,也是比較均勻的,這種情況下熔鹽吸熱器的溫度基本上能夠控制到565度,波動范圍在正負5度內(nèi)。
這是8月27日,投入運行后第六天的運行曲線(圖片),早上天氣不太好,下午兩點鐘左右太陽出來了,橘黃色是DNI曲線,很快上升到了920,這是比較好的陽光,還有一條深紅色曲線是熱鹽罐的液位,藍顏色是發(fā)電的功率,從圖中可以看到:第一發(fā)電功率非常穩(wěn)定,五點之后是多云,DNI波動很大,但是發(fā)出來的電可以非常的穩(wěn)定,第二調(diào)節(jié)負荷范圍很大、速度很快。這里可以看出15分鐘以內(nèi)可以發(fā)電負荷從10%調(diào)到90%。比傳統(tǒng)的火電調(diào)峰的響應(yīng)要快得多,負荷的變化幅度也大得多。
如圖,這是整個項目這幾年來的總結(jié),趁此機會向各位匯報,花了七年時間做研發(fā),累計投入資金5億,其中包括了國家863和兩地(青海和浙江)各級政府資金資助,我們知道青海各級政府財政是比較困難的,但它給的錢也不亞于浙江省的各級政府,確實不容易。也獲得了青海省政府一等獎,核心裝備國產(chǎn)化率達到95%,熔鹽泵、熔鹽流量計,以及太陽能吸熱器的鋼材和涂料是進口的,其他基本上都是國產(chǎn)的。
中國太陽能資源雖然跟美國加州、智利、北非、中東比起來差一些,大約差30%到50%,但總體上可作為太陽能光熱發(fā)電的土地面積還是很大的。經(jīng)過這幾年各位同行的努力,太陽能光熱產(chǎn)業(yè)鏈已經(jīng)建立起來了。最近幾年光伏和風電發(fā)展很快,這些不穩(wěn)定電源大規(guī)模的裝機對電網(wǎng)的沖擊是比較大的,對于可儲能、可作為調(diào)峰電源、可作為基荷電源的光熱需求日益迫切,光熱未來也要快速的增長才有可能達到電網(wǎng)平衡不穩(wěn)定光伏和風電的要求。
上午也有一位嘉賓提到了關(guān)于國家能源局要求“十三五”末光熱發(fā)電上網(wǎng)電價降低到八毛錢,行不行?上午沒有回答這個問題,我花一分鐘時間來回答這個問題,我覺得完全可以。第一,中國的經(jīng)濟增速不斷下滑,中國GDP規(guī)模越來越大,全球無論哪個國家都不例外,GDP增長越慢一定利息越低,最近一年多,基準利率有一定幅度下降,可以相信未來四五年銀行利率還會下降,我們測算如果利率下降兩個百分點,度電成本就會下降一毛錢,利率下降一個百分點,度電成本就下降五分錢。第二,通過技術(shù)的進步,總的效率就能提高兩個百分點,相當于10%效率的提升,也就多發(fā)10%的電,意味著度電成本又可以下降一毛錢。第三,單塔規(guī)模從50兆瓦提高到100兆瓦,度電成本可以下降一毛錢,第四,未來幾年通過廣大光熱發(fā)電供應(yīng)商的努力,單位千瓦造價下降15%肯定沒有問題,甚至更大。15%的成本下降對電價至少有一毛五分錢的下降。粗粗一算,到那時候上網(wǎng)電價也就是0.8元左右。
所以中國只要啟動這件事,成本的下降不是問題,我個人覺得十年之后用電側(cè)平價上網(wǎng)是完全可能的,但是“十三五”期間降到八毛錢肯定有難度,因為前面四個方面都要有很好的進展,度電成本才會降到八毛錢以下,萬一某一方面沒有進展,則難度會更大。我個人覺得“十三五”期間只要大家努力,尤其是在座各位的努力,做到八毛錢的成本是很有希望的。
