中國儲能網(wǎng)訊：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習的經驗?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)領導者峰會上,浙江中控太陽能技術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將是大規(guī)?；烷L時間儲能。他根據(jù)中國特殊的光資源條件,并結合中控10MW電站的實際運營情況得出:目前要想達到設計發(fā)電量目標亟待解決的問題是如何應對有云天氣(包括多云和少云天氣)的高效運行,而關鍵是提高短時間內的天氣預報能力。
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、產業(yè)規(guī)模及產業(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報技術以及應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,文章內容未經演講者本人審閱,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光熱電站已經有了七個年頭了,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。
中控在原來水工質基礎上進行了熔鹽改造,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計值。其實我們公司內部考核時間是7月底熔鹽改造結束,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變成直流電,然后直流電再逆變成交流電并網(wǎng),光伏產業(yè)已經很成熟,成本也很低,我今天特別強調一點: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。前面專家也提到目前火電調峰的負荷變化范圍是50%,如果調峰范圍要增加調到70%,還需要進行技術攻關和技術改造,另外火電的調峰響應比較慢,時間比較長。光熱從負荷10%調到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致的。系統(tǒng)太復雜,太陽島、熔鹽島、常規(guī)島系統(tǒng)很復雜,成本還很高。上午國務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,儲能使得光熱轉換、熱電轉換進行了解耦,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)在技術上還不行。光伏+儲能更適合小規(guī)模分布式應用,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鍵技術已經全部掌握了,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、水工質發(fā)電、熔鹽儲能以及全廠優(yōu)化運行等核心技術和工業(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,經過一年半運行的優(yōu)化和總結,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。目前公司已經擁有108項專利(其中大部分是發(fā)明專利),20項軟件著作權,這些知識產權涵蓋了塔式熔鹽光熱發(fā)電相關的所有核心技術,這里不贅述了。
這是熔鹽改造的系統(tǒng)圖,相對比較復雜,是因為在水工質基礎上進行改造的。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性的障礙,現(xiàn)有技術已經足夠支撐。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備故障而停運的,總體上各設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,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,導致了SAM軟件計算結果是偏樂觀的。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!我們已經對云的軌跡和天氣短時間的精確預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。
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,第二調節(jié)負荷范圍很大、速度很快。這里可以看出15分鐘以內可以發(fā)電負荷從10%調到90%。比傳統(tǒng)的火電調峰的響應要快得多,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,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。經過這幾年各位同行的努力,太陽能光熱產業(yè)鏈已經建立起來了。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。
下一步我們準備做什么事情？第一、研究單塔大規(guī)模、長時間儲能和高參數(shù)發(fā)電技術。單塔規(guī)模要大,儲能時間盡可能長一些,這樣度電成本更低,同時要提高汽輪機的熱電轉化效率,這樣進氣壓力和溫度要高,現(xiàn)在50兆瓦帶再熱的高參數(shù)汽輪機熱電轉化效率已經比10兆瓦的汽輪機要高50%,如果采用西門子的汽輪機效率還可以提高兩個百分點,但是西門子的設備也很貴。上次報告中特地講到對于光熱發(fā)電領域,汽輪機廠家應該花更多精力來提升效率,成本可以適當提高一些,但現(xiàn)在西門子汽輪機的價格太高了,也會影響整個行業(yè)的發(fā)展。
第二、快速大幅度負荷調整和裝備的優(yōu)化。將來光熱跟光伏、風電去比較,如果純粹從成本出發(fā),肯定是競爭不過光伏和風電的,光熱更多的優(yōu)勢是作為基荷電源和調峰電源,因此快速的負荷調整、大幅度的調整就顯得很重要。現(xiàn)在光伏和風電的棄風、棄光問題比較的嚴重,光熱原則上不存在棄光,因為光熱擁有廉價的大規(guī)模儲能能力,而且儲能的熱量損失也比較少,實際上高溫熔鹽罐一天也就下降5-6度,低溫熔鹽罐更低,大約2.5度,因此儲能的損耗是很小的。另外光熱發(fā)電對光伏和風電的電站投資方來說也是非常有吸引力的,可以比較好解決棄風、棄光問題,因為棄光和棄風的這部分能量可以用來加熱熔鹽,而所需的額外增加的投資是非常低的。
最后前面已經提到的,短期的天氣精確預報技術,以及有云天氣的運行策略研究。我們搞了七年的塔式光熱發(fā)電,我個人認為,這批示范項目按期建成問題不大,達到設計效率指標也沒有問題,投資成本也可以降低,唯一沒有保障的是年發(fā)電量,原因是多云天氣影響比較大。我們做了160天的測試,對玉門和德令哈做了比較,其中光照時間在3個小時到7個小時的天數(shù)(即少云和多云的天氣),玉門占整個測試天數(shù)的29%,德令哈占64%。無論是29%還是64%,有云天氣的比例已經很高了,如果有云天氣的間隙陽光資源利用率不能有效的提升,要達到設計發(fā)電量困難就很大。國華電力玉門100MW項目的標書中提出的處罰條款,其它條款我們都敢答應,唯一不敢輕易答應的是發(fā)電量不達標要處罰這一條,而且少發(fā)一度電要扣罰11.5元,也就是把未來十年的可能損失一次性扣罰了。我們希望把它修改成一年一罰,即當年少發(fā)的電按照每度電1.15元扣罰。我們相信經過一兩年的努力,通過改進和優(yōu)化,使得發(fā)電量逼近設計發(fā)電量的可能性還是很大的。趁此機會也再次提醒一下:我們認為最大的問題在于有云天氣如何運行,大家知道電站運行的人員不可能是氣象專家,我們只能依靠人工智能來自動識別,才有可能精確預報短期天氣,希望未來多做一些這方面工作。
個人感覺在中國這樣的陽光資源環(huán)境下,哪家的塔式熔鹽技術有沒有競爭力,就看誰解決了有云天氣照樣有很高的間隙陽光資源利用率,誰解決了這個問題誰就獲得了比較優(yōu)勢!時間關系我就不多說了,謝謝各位!
