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中广核大规模商业化槽式光热电站建设经验分享

2018-6-22 16:15| 发布者: cecilia| 查看: 342| 评论: 0|来自: CSPPLAZA光热发电网

       CSPPLAZA光热发电网报道:“目前常规岛土建施工已经完成,设备安装、单体调试已经完成,管道吹扫完成,通过机组整套启动前的质检,计划近期首次并网;传热岛已于2017年底投入运行,储热岛在2018年6月15日已经开始化盐,目前化盐进度约15%;太阳岛2017年底整个基建工作已经完成,目前导热油已经投入循环。在进行管道蒸汽吹扫过程中投运了太阳岛集热器,实际验证集热效果良好。” 

  2018年6月20~22日,在北京召开的第五届中国国际光热电站大会暨CSPPLAZA年会2018(CPC2018)上,中广核太阳能德令哈有限公司总经理王志刚分享了中广核德令哈50MW光热电站的最新建设进展与相关建设经验。

     针对项目投资方面,王志刚给出了几点宝贵建议:第一,制定完善的项目计划并落实;第二,选择技术路线要慎重;第三,项目管理方面还要做好关键设备的调研工作;第四,做好设计方面的沉淀。针对技术方面,王志刚也指出了几个关键点:1、集热器支架基础与安装;2、集热器聚焦精度;3、融盐罐基础;4、油盐防凝防火;5、流量平衡与模式切换。

     王志刚表示,得益于光热发电的储能优势、成本优势与创新优势,加之可再生能源相关政策的支持,光热行业发展前景广阔,投资者应坚定信心,同时业内人士应协力抓住宝贵机遇,将光热规模化和国产化做到位。

     此外,王志刚指出,发展初期加大政策支持是保障光热行业快速发展的基础,而配套政策,如土地、限电、补贴发放时间等会对项目财务测算产生巨大影响。


更多精彩内容,请阅读下面刊出的王志刚的演讲全文:

  大家下午好!

  借着2018年中国国际光热电站大会召开的计划,我跟大家分享一下中广核德令哈50兆瓦槽式光热项目的建设经验。我的分享主要分四个部分:第一,项目概况;第二,项目进展;第三,项目管理建议;第四,项目投资建议。

  一、项目概况

  中广核德令哈光热项目装机规模50兆瓦,总共投资17亿元。上网电价1.15元,主要技术路线是槽式+熔盐储热,2015年8月主体开工。

  该项目采用一套储热系统,可供发电系统满负荷9小时连续运行。主要储热介质是二元硝酸盐,传热介质温度393℃。全厂集热面积为62万平方米,主汽温度381℃。该项目年发电量1.975亿度电。

  我们中广核新能源德令哈公司作为投资公司、电力生产的运营商,除了做好项目建设、生产运营以外,也希望通过首个光热项目培养一支人才队伍,形成我们在光热领域的核心能力。同时,中广核新能源公司在青海德令哈成立了首个国家能源太阳能热发电技术研发中心,我们希望利用这个平台搭建一个产业联盟,建立一套标准体系,打造一种核心能力,为后续大规模的光热发展奠定基础。我们将和各位光热同仁一起为我国后续光热大规模的发展共同努力。

  二、项目进展

  目前,常规岛土建施工已经完成,设备安装、单体调试已经完成,管道吹扫完成,已通过机组整套启动前的质检,计划近期并网。

  传储热岛已于2017年底投入运行,从2018年6月15日开始化盐,目前化盐进度约15%。太阳岛2017年底整个基建已经完工,导热油已经投入循环,在进行主蒸汽管道吹扫过程中,我们投用了部分太阳岛集热器回路,实际验证了集热器良好的集热效果。

  因为中广核严格的安全管理标准,中广核新能源德令哈公司的安全管理工作获得肯定,被评为2017年度海西州安全标准化建设标杆企业、安全生产监督管理先进单位和安全生产先进企业。

  三、项目管理建议

  第一,制定完善的项目计划并落实。实际上整个光热系统比较复杂,外部影响因素也比较多。在项目计划过程中,一定要给出足够的时间裕度,尤其是国外设备采购、设计等方面,还有三岛之间的联调部分,要留出足够的时间。因为项目推进过程中由于经验不足变化非常多,计划一定要做完善。

  第二,技术路线的选择要慎重。技术路线确定以后不能轻易地改变。首批20个光热示范项目中有一部分在技术路线选择上出现了一些问题,由于各种原因,包括可研不够深入,技术路线产生变化。因为光热技术路线选择较多,如果改变路线,那么前期所做的工作可能全部白费了,这对项目整个进度包括项目的成败影响比较大。

  第三,做好关键设备的调研。比如导热油泵、盐泵、加热炉、旋转接头等等关键设备、部件出现问题以后,带来的是系统的风险,对项目影响非常大,有些甚至是致命的。

  第四,建议做好设计方面的沉淀。在建设中广核德令哈50兆瓦光热项目之前,中国广核集团于2012年进行了一个国家能源局支撑的科研项目,建设了一条槽式集热回路,一条菲涅耳式集热回路,包括固体储热,2015年试验完成形成结论。正是这个试验结论,为中广核后续大规模商业化项目的投资奠定了基础,所以在设计尤其在基础设计方面,建议积累相应的经验,这样项目推动过程中才能按计划完成。

  技术方面的建议,由于光热技术引进到国内得有一个适应的过程,我们在施工过程中,可能关注有些技术要点,第一,控制集热器支架土建基础施工过程中的精密度。众所周知,整个槽式集热器的支架属于刚性连接,如果土建基础误差过大,整个集热器支架受力将不均匀,长此以往,支架就会遭到变形、破坏。因为土建施工误差是厘米级的、支架安装精度要求是毫米级的,所以土建施工的实际难度比较大。第二,防止导热油跟熔融盐的凝固和燃烧、爆炸。熔融盐属于危化品,导热油在温度低于12℃时就会凝固,都需要针对各自的风险点制定措施。如果按国外经验导热油注油的温度条件,在德令哈地区注油的适宜时间只能在7月份到8月份,我们经过严密的技术论证和措施准备,在2017年冬天成功注油,这是我们项目建设团队在进行技术论证后的一个创新之举。这一项创新,让工期提前了9个月。如果按发电量计算的话,能提前创收1.5亿,同时为国内光热在高寒地区的工程建设提供了非常有价值的经验。

  四、项目投资方面建议

  中广核新能源是综合实力排名国内同行业前列的发电企业,2006年开始建设风电项目,目前中广核新能源风电装机容量已经超过1134万千瓦。2009年中广核建设了第一个国内示范性的敦煌光伏项目,当时光伏电价是1.09元,现在最便宜的光伏电价是0.31元。只有八、九年的时间,光伏电价从我们最早投标时的1.09元降至目前的0.31元,每千瓦造价从2万降至现在的5千左右。年市场规模突破5000万千瓦,光伏行业发展迅猛。通过前面风电和光伏的发展经验,可以为光热后续发展提供良好的实践经验。

  希望通过今天经验分享,我有几个建议:第一,要坚定信心,光热行业发展前景广阔,主要有以下几个原因:

  第一,国家的可再生能源战略政策没有变。青海省去年开展“7天绿电”,今年也在进行。从6月19日到28日开展“9天绿电”——9天全部靠可再生能源发电。这也是一个发展趋势,不管是国家层面,还是青海省,对可再生能源的战略政策是没有变的,所以,我们这个行业战略方向上还是国家支持的项目。

  第二,储能、分布式、大电网是支撑可再生能源发展的三个重要基础。新能源行业的人都知道,可再生能源最大弊端是对电网的冲击较大大。可再生能源后续要发展的话,储能、分布式、大电网这三个基础必不可少。分布式是国家支持的主力,不管是分布式光伏,还是分散式风电,包括国外的经验——德国的百万屋顶实际上都是分布式,就地发电、就地消纳。之前跟几位专家讨论过,跨省、甚至跨国、跨州的大电网实施起来,难度比较大,但也是可再生能源发展的一个方向。储能,从目前形式来看可再生能源健康发展的是必经之路。

  第三,光热发电的储热方式在储能中成本优势比较明显。现在很多省份都在“煤改气”或者“煤改电”——烧电锅炉。相对来说电能是比较贵的一种能源形式,储热成本比较低,从未来的竞争角度考虑,光热储热是比较先进的方式。

  第四,光热发电技术创新和造价的下降空间巨大。2009年的组件是多晶硅,现在也是多晶硅,只是通过微小技术进步和量产使得组件成本下降非常快。目前光热核心技术在国外,从国外到国内国产化的空间有多大?以现有的导热油槽式和熔融盐塔式两个技术路线的创新步伐来说,技术进步的空间也是可想而知的。

  根据以上投资角度四个方面,我们认为光热行业的发展前景还是广阔的,光热事业是国家政策鼓励发展的,企业紧跟着国家战略步伐一定没错。

  第二,规模化、国产化。首先,从风电和光伏行业的发展情况来分析,市场是引领行业发展的第一要素。为什么光热发展这么艰难?就是因为没有市场。2009年的时候,国内光伏行业也没有市场,但是光伏有跟光热不一样的地方:当时国外光伏市场非常大,带动了国内组件设备生产和创新。只要把组件生产出来,卖到国外就能赚钱,风电也同样。光热现在最大问题是国内没有市场,国外也没有完全走不出去。由于各方面原因,国内目前的市场不是很通畅。就这么几个光热项目,“蛋糕”太小不够吃。所以无论如何要把国内市场这块“蛋糕”做大,否则这个行业是无法健康发展的。

  二,技术成熟。为什么说要技术成熟呢,因为从投资角度出发,除了技术进步以外,投资者关注的就是财务收益率。作为投资单位,首先确定的技术一定要成熟,一个光热项目的投资十几个亿,如果最后达不到项目的设计要求,比如有些项目因为技术路线选择问题而失败,这对投资者来说是不能容忍的。技术成熟度也是光热融资困难的最大问题,就是技术成熟还没有得到投资方甚至融资方的认可。甚至国内光热市场没有发展起来也跟技术成熟度息息相关,国家对技术成熟问题抱着“走着瞧”的态度。

  三,成本下降。技术进步包括技术创新是成本下降的最大因素,技术进步跟规模化、国产化同等重要,甚至规模化、国产化更容易实现。因为目前光热市场就这么小,成功一个项目不容易,但凡有一个失败的项目,实际对后续国家光热政策出台都会产生一些不利的影响。从投资角度来说,在技术进步的同时更要关注规模化和国产化,因为这更容易实现。

  四,竞争优势。刚才提到光热前景广阔,储能优势明显。光伏电价已经低至0.31元,电池技术现在很成熟,成本在大幅度下降,暂且不考虑出现替代石墨烯的新物质。如果没有抓住以后行业发展的机会,等光热快速发展进入良性通道,成本降低以后,留给我们的赢利时间有多久?!也有可能过几年,光热发展还没成熟壮大就被其他储能形式代替,所以还是要有危机感的。虽然储能很重要,但是将来储能的形式肯定是多种多样的,作为光热行业人士,如果我们不抓住这个历史机遇,再干三五年出现其他储能形式,那光热储能就不占优势了,所以这段储能形式单一的窗口期很重要。设备制造方、投资开发方,EPC总包方,大家共同合作,短时间内把光热的规模化和国产化做到位,否则留给我们的窗口期没有多少。

  第三,投资边界条件和政策支持。首先,发展初期加大政策支持是保障光热行业快速发展的基础。一方面,行业内部各方要共同努力;另一方面,从国家机构角度、从光热协会的角度、从行业平台的角度,需要向国家相关政府多呼吁,一定要加大政府的政策支持力度。光热才刚刚起步,而且它的复杂程度很高,是以前能源类型远不能相比的,所以尽可能地给光热行业多留一点窗口期。这是保证光热行业快速发展的基础。其次,初期电价必须有一定的盈利空间,目前还是解决有和无的问题。目前来说,初期电价有盈利,而且电站路线图要明朗,如果建设期加上前面酝酿期、技术论证期,目前来看光热项目至少需要三年建设期,如果用一年时间明确技术路线,招投标完成后开始工程建设,进度就会较快。国家应该规划一个战略路线图,布置一个明确的市场环境,这是必不可少的。否则首批示范项目建设完成,第二批示范项目还未确定,电价也不明确,投资者心里没底,所以这个政策期不能太短。再次,配套政策,比如土地、限电、补贴发放时间等对项目财务测算影响巨大。对于光热来说,每度电1.15元的电价,基本上补贴在0.8元左右。如果0.8元的补贴延后两年发放的话,企业运营将难以为继。建议行业同仁一起呼吁,尤其首批光热示范项目的电价补贴要及时下发。

  可能在进行投资模型分析时没考虑限电因素,光热电站集中的西北几个地方尤其严重,目前稍有缓和。如果要建设很多光热电站,限电可能是不可避免的,要通过行业的力量在国家层面出台切实的措施,确保首批光热示范项目全额上网。

  之前已经讨论过,土地成本对项目建设的影响确实很大。确实,从国家层面,土地成本过高的问题可能很难扭转解决。现在环保形势很严峻,我们判断,未来光热项目建设的土地成本只会增加,不会减少。现在土地成本基本占比5%,而且“免三减三”的政策下,前三年土地使用税尚未开始征收。三年后,每年需要缴纳一笔不菲的土地税。应通过行业推动在国内实行针对光热项目开发用地的优惠政策。

  因此说土地成本、限电、补贴发放时间等因素对项目投资的财务测算影响巨大,我们应发挥全行业的力量请求国家出台能够促进光热行业发展的政策。

  可预见的电价和投资规模是加速国产设备等配套行业良性发展的重要一环。电价和规模两者互相是“先有鸡还是先有蛋”的问题,国家在等整个光热行业发展成熟、成本下降,设备商、投资商在等国家的规模增大、电价明确,互相在彼此观望。希望通过首批这几个项目能够快速的并网发电,首先还是要在国家层面有一个中长期的路线图和投资规模。如何推动第二批示范项目甚至后续的光热发展计划,这是推动设备国产化的必要一环。我们应该两条腿走路,第一条是进行技术研发。毕竟有硬性条件约束,要求技术成熟、稳定。建议先行投资开展创新技术研发,借由试验平台来进行验证,比如中试、小试,否则作为投资方来说,确实风险较大。另外一条,设备厂商可以通过设备出租方式,与建设方合力推动设备的国产化进程,以求更快地参建大规模光热项目,取得良好业绩。

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