这一中国人独创的光热技术体系瞄准平价上网的最终目标
发布者:wwh | 来源:CSPPLAZA光热发电网 | 1评论 | 1988查看 | 2018-01-01 12:45:00    
    ——兆阳光热创新型光热技术体系系列深度报道之二


  CSPPLAZA光热发电网报道:一切看起来都是那么地与众不同。在华强兆阳张家口一号15MW光热示范电站,这一由中国人独创的新型光热技术完成了商业化验证,彻底革新了传统的光热技术体系。

  刚刚过去的2017年,是北京兆阳光热技术有限公司(以下简称兆阳光热)为此奋斗的第12年,对兆阳光热的技术负责人李维而言,则是他个人坚持不懈致力于此的第10年。

  革故鼎新,需要智慧、勇气与坚持。10余年来,是什么在支撑着兆阳光热不忘初心的理想和信念?是什么让兆阳光热逐步构建了完整的独特的新型光热技术体系?CSPPLAZA日前对李维进行了深度采访,以寻求这一问题的答案。

  CSPPLAZA:兆阳光热为何要独辟蹊径开发如此独特的一套全新光热技术体系?
 
  李维:能够实现长时间稳定输出、可按照调度指令进行调节、能够作为基荷能源大规模发展的新能源技术中,光热发电非常具有竞争力,但必须看到的是,长期依赖补贴的能源技术路线是行不通的,除了清洁安全以外,还必须在经济性上优于燃气发电、实现平价上网。

  这是可持续的能源发展必由之路,在基于对未来能源大形势的判断下,我们坚持研发安全可靠、不需补贴的清洁能源技术,将可靠性和经济性作为核心评价标准和追求目标。

图:华强兆阳张家口一号15MW光热示范电站


  从头开发具有完整自主知识产权的独创技术体系是一项漫长、充满挑战和风险的艰巨任务,只有具备自主完整技术体系的坚实基础,才可能持续不断进行完善提高,巩固和保持核心竞争力。今天的这套全新的光热发电技术体系正是在清洁安全、可实现平价上网的最终设计目标指引下完成的,我们对其可靠性和经济性充满信心。

  CSPPLAZA:那您如何看待目前主流的槽式和塔式技术?难道这两种技术无法实现平价上网吗?

  李维:槽式技术的商业化发展已经30余年,有着数量众多的成功案例,这充分证明了槽式技术的可行性以及槽式技术的高度成熟性,因此,我们认为在中国建设槽式电站的技术风险不大。虽然由于我国特殊的地域、气候和光照资源特点会带来很多工程设计及运行维护方面的挑战,但这些应该都是可以通过强化设计、建设及运维工作解决的。

  但是,槽式技术数十年的发展形成的高成熟度恰恰证明了其进一步简化设计、降低成本的空间很小,经济性指标也基本固定,难有大幅改善,特别是在相对全球光照资源丰富地区要差很多的中国西北地区,其成本竞争力非常有限。

  塔式技术作为一大发展方向,我们也进行了多年的研发和实际测试。根据广泛调研及我们近几年的实际试验测试结果,从可靠性和经济性两方面看,我们认为塔式的聚光、集热、传热及储热系统的设计、建设、调试及运行维护管理策略等都还有非常大的改进发展空间及相当多的不确定因素,这些都需要大量的时间及资金投入,继续进行深入研究。

  在三四年的较短时间内,我们认为塔式技术迅速实现可靠、经济的商业化运行目标困难较大。国际上目前只有两个熔盐塔式电站实际运行,而其经济性尚未优于同等条件下槽式光热电站的运行指标,且在运行初期一般都出现了较多问题。这也在一定程度上说明了塔式技术尚处于发展的初期阶段。我们认为塔式技术或许能够成为较长时间段内的研发热点,但在三五年内难以担当光热发电产业化推广的主要角色。当然,我们对塔式技术的研究较少,认识还很肤浅,以上只是我们在选择技术路线时的一个判断。

  另一方面,从进化论角度看,优胜劣汰后存活下来的物种往往不是最大最强最聪明的,比如恐龙,而是最能够适应环境变化特点的。中国光热电站开发的环境有很大的特殊性,行业人士对此都有深刻认知。相比美国加州,国内的DNI资源约差30%~40%,同时面临大风频发、低至-30℃到-40℃的极寒、沙尘等恶劣自然条件。这决定了适宜于中国自然环境的光热发电技术必须能够适应这些环境特点。

  目前,国际上成功的光热电站大都建设在DNI资源富集区、风小、全年几乎无冰冻、空气清洁,国内的自然条件是对传统光热技术路线可靠性和经济性的巨大挑战,我们认为很难通过对某种既有技术体系的局部改良达成显著效果。

  因此,要在中国实现光热电站的可靠运行、实现平价上网,我们只能尝试全新的技术路线,充分适应国情特点,寻找出路。经过10多年的潜心研发和实践,这才有了目前的兆阳光热技术体系。

  CSPPLAZA:导热油或熔盐为当前主流的传热工质,兆阳光热技术体系为何选择非主流的DSG技术? 

  李维:不用导热油或熔盐是基于安全性和成本考量,主要有以下几点原因:

  从运行风险角度来看:据商业化电站公开的信息,导热油的超温裂解、老化劣化使其需要不断进行循环处理,安全运行管理良好的情况下大约7年左右就等效更新了一遍,且时刻存在泄漏燃烧爆炸的风险;熔盐也同样可能出现超温分解、泄漏爆炸风险;而当一个电站同时含有导热油和熔盐系统时,运行风险则更大。

  这两种工质的降解、分解、泄漏、燃烧、爆炸风险都意味着高昂的设计、采购及建设运行管理成本。特别是这两类工质属于易燃易爆物品或强氧化剂管制品,光热电站领域适用的安全标准及设计规范目前还比较欠缺或较模糊,但在日益强调安全生产的背景下,估计设计、采购、施工及运行管理等各部门都将会承担巨大而又不确定的安全责任风险,这都会大幅增加成本。

  从成本角度看,水的成本要远低于导热油和熔盐的采购成本,导热油和熔盐原料均属于成熟产品,价格基本稳定,很难有较大下降空间,目前甚至还面临着价格上涨的压力;另外,导热油和熔盐在正常运行状态都有一个相对较高的最低运行温度,系统防凝保温成本高昂,而水工质的防凝方案简单且成本低廉。

  从配套产品角度看,光热电站的水工质系统使用的所有设备都类同于常规火电行业,包括泵、阀门、仪器仪表、伴热、保温、辅机系统等,有着成熟的产业链和成熟的配套产品,替代和更换成本低廉;而导热油和熔盐系统的配套产品很多需要进口,而且材料的兼容性、稳定性未经过长年的验证,存在很大问题隐患。

  从运行经验角度看,常规火电行业通用水/蒸汽工质体系,使得该行业的大量建设、调试和运行人员可以在水/蒸汽工质光热电站无缝对接,规章制度和运行条例等成功经验可以得到有效延续,具备运行能力的人员选择范围很宽,容易大规模推广。而导热油、熔盐工质的光热发电技术体系目前在国内显然属于新生事物,国内根本没有任何有实际商业化运行经验的人员,也很难长时间依靠国际人才资源进行实际商业运行,一个素质很好的学员估计最少也需要一两年的理论学习、光热电站实习过程才有可能实现独立当值操作,这在目前的光热发展阶段显然是远水不解近渴的,而未经专业系统训练就贸然运行安全风险极高的油盐类电站,后果无法想象。

  CSPPLAZA:行业内普遍认为,线聚焦DSG技术的主要困难是对集热管提出了更高的技术要求,且水蒸气系统储热难度大、经济性不足,你们现在已经完全克服了这两大难题吗?

  李维:我们对集热系统及DSG系统已经进行了近一年的测试运行、改进和验证,初期确实发现了常规集热管无法适用于我们的集热系统,但经过详细的测试试验后发现,并非真空集热管主体存在问题,只是集热管附件设计未考虑HLIACS聚光系统的实际使用条件而已,经过和集热管厂商的共同努力,现在这一问题已经得到很好的解决,目前可以证明在HLIACS聚光系统200倍的光强环境下,多家国产的真空集热管产品均可初步满足我们的使用要求,经过改进的集热管已经批量安装并有超过3个月的连续运行,目前没有再发现爆管现象,质量表现稳定,集热管的弯曲程度、失真空比例等指标远远优于一些槽式电站案例的披露信息。目前可以说,兆阳HLIACS聚光集热系统中的水工质传热部分已经达到了类似常规蒸汽锅炉的成熟度,能够稳定可靠地生产13MPa、450℃的高品质过热蒸汽,并且系统经济性远远优于导热油或熔盐聚光集热体系。


  对于DSG技术储热难这一问题,我们则通过独有的固态混凝土储热技术成功地予以解决。


  CSPPLAZA:当前主流的储热技术为熔盐储热,你们为何选择了固态混凝土储热技术?是否太过大胆超前?


  李维:我认为熔盐储热系统反而是一个较为大胆的技术路线选择,从建设成本和运行风险上看,并不符合我们追求的安全可靠、平价上网的长远发展目标。


  熔盐储热系统的建设成本较大受限于熔盐使用量、钢材用量及专业泵阀组件等等。钢材和熔盐均属工业基本原料,成本下降空间极为有限。一个50MW级、带有长时间储热能力的槽式电站的熔盐采购成本往往就高达上亿元,并且配套设备中如熔盐泵等目前只能进口,成本高昂。


  再者,熔盐系统的运行风险相对较大,除了每天都有一定的温度变化外,高温状态下,高温熔盐罐和低温熔盐罐的反复充满和排空会对罐体带来较大的交变应力,对罐体材料的高温抗疲劳和结构设计、焊接组装施工等各方面的要求将非常之高。一旦出现泄露,可能就要整罐甚至整个电站退出运行进行维修,时间动辄数月,损失巨大难以承受。目前国际上已经发生了多起熔盐罐泄漏事故,造成了巨大损失,给这种储热技术的产业化大规模发展蒙上阴影。


  我们也是对熔盐储热系统进行了一些研究及试验后,感到风险较大不敢冒进,才决定另辟新路,最后选择了混凝土储热。


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  图:已完工的配方混凝土储热系统


  混凝土储热系统从建设成本上看,储热工质主体为混凝土,原材料为水泥、砂石和其他少量添加材料,一体化的换热通道为普通水蒸气管道,整体成本稳定可控,较熔盐系统有很大比例的成本优势。


  从运行安全上看,混凝土储热系统不会出现冻堵或超温、超压现象;整个系统不会出现过烧现象,基本上就像是一个永远不会过温、没有烟气侵蚀的锅炉,简单又安全;换热介质中间添加增强换热结构能显著改善导热能力和匹配膨胀效果,并且实际投入运行后混凝土储热体每天工作运行温度波动范围仅仅在40℃以内,且温度变化速率极低,对混凝土来说基本属于正常工况,经过长期系统疲劳循环实验,强度指标依然良好,远远满足使用要求,并通过了权威机构测试。


  即使在长期运行后在轴向长度上出现部分裂缝,也完全不影响径向传热效果,并且混凝土储热塔的整体强度依然稳定,安全性远远超过一般建筑物标准,就算在极端的在大波动范围的高低温循环后,也不会出现坊间担心的混凝土“碎了”的情况。


  从运行稳定性上看,混凝土储热材料没有冷凝冻结风险,对多云阴雨雪天气极不敏感;且因自身基础温度高,即使连续阴雨雪天气,汽轮机仍可保持至少连续超过7日不间断运行,有非常大的安全稳定性优势;而熔盐储热系统遇到阴雨天则需要外部能源加热,以保持在最低安全运行温度之上,运维代价很大,对多变天气的适应能力不足。


  CSPPLAZA:兆阳光热技术体系中类似土地综合利用、镜面清洗及雨水收集等很有特点,这些实用化设计的出发点在哪里?


  李维:这类实用化设计在兆阳光热技术体系中有很多,都是在充分分析中国自然环境、资源及市场特点后进行针对性开发的成果,目的就是规避、解决甚至充分利用客观存在的外部不利条件,提高项目的可靠性和经济性,以实现经济效益、环境效益、社会效益的全面丰收。


  首先,聚光集热系统倾斜布置的架空结构除了聚光集热效果好以外,地面光照强度减弱、风速低、蒸发少,实践发现非常有利于植被生长,同时也可以实现几乎全部镜场土地的综合利用开发,例如进行种植、养殖等农业生产,镜场区域的光照减弱并不太多,可以保障一般作物生长,特别是可以充分利用汽轮机乏汽热量,搭载镜场支撑结构建设经济型温室大棚,不需燃料投入就能实现大棚内四季温暖如春,特别适合现代高效农业项目开发。这项设计使得采用这种技术体系的光热电站可以和农牧业并行发展,避免工业和农业争地的窘境出现。


  我国光热电站开发的沙尘问题严峻,我们的测算及实际测试结论是如果不能解决低成本高频次可靠的镜面清洁问题,在中国大部分区域根本无法经济性运行光热电站,清扫间隔不应超过十天,这部分投资及运行的成本折算最多不要超过0.03元/kWh,因此只有与系统结构通盘考虑、联合设计及自动运行才可能达到,经过多年多个版本的改进完善,我们研制的清洗车目前已经可以达到可靠经济的实用水平。


  镜面雨水收集系统与镜场融合设计则可以解决一定比例甚至全部的电站运行需水量,增加投资很少且基本不需增加运行成本。雨水中的杂质盐分很少,远低于一般地下水源,不但可以大大降低化水工序的成本,还可能将化水工序排出的低浓度浓水进行灌溉利用,而不会造成盐碱化,针对严重缺水的客观环境特点,雨水收集系统的投资非常有价值,这项投资使光热电站对水资源的依赖度大大降低,电站长期运行过程中对地下水的影响由负面转为中性,甚至正面。


  兆阳光热这些独特的实用性设计在国内外其它光热技术体系中很少见,经过多年的开发积累、改进完善及实际运行测试,基本上都已经达到实用化水平,在保障运行稳定安全、改善提高投资回报率、实现环境改良及资源综合开发利用、保持长期有效的扶贫就业效果等方面能够发挥非常重要的作用,是兆阳光热技术体系的亮点之一。


  CSPPLAZA:兆阳光热技术体系有如此多的创新特点,您对其未来发展和应用有何期待?


  李维:整体来看,兆阳光热深入研究中国光热发电环境的特点,将可靠、经济、可持续大规模发展作为核心目标,通过实际运行测试及一定规模的商业化项目建设验证,创造完成了一套具有完整自主知识产权的光热发电技术体系。此原创技术能够不断深入完善,达到与天然气发电相当的建设运行成本水平和技术成熟度,并且蕴含巨大的环境效益和社会效益,从而成为能源建设产业升级、环境改善及西部扶贫开发增加就业的重要选项,希望获得政府部门及相关各企业机构的关注和支持,全面广泛合作发展,为促进投资、发展经济和实现能源升级、环境改善作出贡献。


  坚持可靠性和经济性的评价标准,以实现平价上网为最终目标,这是兆阳光热技术体系构建的两大指引方针,也正是兆阳光热十余年来坚持更适应国内电站开发环境的自主化光热技术研发的初心。无论是水工质的选择,还是其HLIACS镜场集热系统、混凝土储热系统、镜面清洗、雨水收集等的独特设计,无一不以上述两大标准和最终目标为核心原则。


  方向是没有问题的,光热发电要获得大规模推广应用必须解决可靠性和经济性两大问题,本文简单说明了兆阳光热为何选择DSG技术和混凝土储热系统,但另辟蹊径的兆阳光热要回答的问题还有很多,HLIACS镜场集热系统是如何实现200倍高倍聚光的?兆阳光热技术体系是如何解决镜面清洗和冬季结霜问题的?▪▪▪▪▪▪请关注我们的后续报道。

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zjchuaran
新年伊始,预祝光热发电更进一步。在这里讲一个涉及光热发电的常识问题,如果我们的设计院将设计点确定为900W/平米,那么一个兆瓦大约需要6000平米的槽式聚光设备,50MW电站不带储能应该不低于30万平米,100MW大约需要60万平米,设计日发电时数在7小时。依据传统光热聚光面积和储能匹配理论设计,则储热时长选择7小时,也就是太阳能2设计,则镜场面积需扩大一倍。以此类推,其他类型的电站应该依据聚光设备和聚光的实际光热效率增减面积。
2018-01-02 10:54:29
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