许继刚:我国光热迎来发展机遇 示范项目促进技术百花齐放
来源:中电新闻网 | 0评论 | 2689查看 | 2016-09-26 09:05:31    
  9月23日,2016年首届德令哈国际光热大会进入第二天的紧张日程,会议对光热发电相关的讨论也达到了新的高度。毋庸置疑,近期出台的光热电价及示范项目名单对光热发展具有里程碑意义,那么具体到技术层面又有着怎样的影响?我国与国际上的光热技术究竟有多大差距?储热规模与电网调度的关联度又如何?针对这些问题,中国能源建设集团有限公司工程研究院党委书记、副院长许继刚接受了本报记者的专访。

  示范项目将促进技术百花齐放

  记者:9月,我国光热发电相继迎来了标杆上网电价及示范项目名单的出台,这对今后光热发电的发展具有怎样的意义?

  许继刚:从社会层面讲,在中国经济步入新常态,国内传统电厂运行小时数低迷,新能源电厂存在大量弃光、弃风,产能严重过剩的大环境下,国家能够出台光热发电标杆电价,并适时推出20个示范项目,说明国家对光热发电的高度重视以及大力发展光热发电的决心,同时也预示着光热发电在我国能源转型升级中将占据重要的地位。

  从产业层面讲,光热产业迎来了前所未有的发展机遇。虽然在“十二五”期间国内建设了十几个示范回路,建设了1兆瓦的塔式光热示范试验电站,但真正投入商业运行的只有青海德令哈50兆瓦塔式电站的10兆瓦。光热电价和示范项目的出台,无疑会掀起一轮光热发电建设的高潮,不仅20个示范项目将在2018年底前建成投产,而且还会带动其他一批项目的规划与建设,推动我国光热产业迅速发展。

  记者:那么从技术层面看呢?

  许继刚:从技术层面讲,示范项目锁定了塔式、槽式、菲涅尔式3种主流的发电技术,大多采用国际上已得到实践验证的熔盐塔式、水工质塔式、导热油槽式等相对较成熟的技术,但也有采用相对不够成熟的熔盐槽式和熔盐菲涅尔式。20个示范项目的具体技术型式分别是7个熔盐塔式,2个水工质塔式,,5个导热油槽式,2个熔盐槽式,3个导热油菲涅尔式,1个熔盐菲涅尔式。从入选的项目看,对于较为成熟的熔盐塔式、水工质塔式、导热油槽式必定会在技术上得到进一步提升;而对于熔盐槽式、熔盐菲涅尔式等项目,则期望会有技术上的突破。同时,未能入选的技术也会在这轮光热建设浪潮中得到大力推动,促进光热发电技术的百花齐放。比如,目前正在开展的空气工质塔式光热发电技术、碟式与塔式的混合发电技术等,虽然还处于研发阶段,也必定会借助这一东风,加快取得核心技术,尽快形成竞争力。

  记者:您刚刚也谈到光热技术,在技术方面,国内与国际究竟有着怎样的差距?

  许继刚:不可否认,中国与先进国家在光热发电技术上确实存在不小差距。可以将光热发电技术的发展进程划分为研发、中试、示范、商业化、规模化5个不同阶段,然后针对国内发展阶段与国外先进光热发电技术的发展阶段进行简单的对比。

  对于塔式,国外这两年已经开始进入规模化阶段,如美国Ivanpah项目3台机组分别已达到126兆瓦、133兆瓦、133兆瓦,总容量达到392兆瓦;美国新月沙丘项目单机也已达到110兆瓦。而国内唯一投运的德令哈项目一期2个塔的总装机容量也只有10兆瓦。公布的9个塔式示范项目当中,最大项目的装机总容量也只有135兆瓦。国内与国外的差距是示范阶段到规模化阶段的差距。

  对于槽式,先进国家数年前就已经规模化,西班牙、美国等国家都有运行多年的槽式电站,比如美国2013年投产的Solana项目总容量达到280兆瓦。而我国目前只有试验回路,仍然处于中试阶段。国内与国外的差距是中试阶段到规模化阶段的差距。

  对于菲涅尔式,先进国家已经到了商业化阶段,比如西班牙30兆瓦的PuertoErrado2项目和印度信实电力的100兆瓦项目。而我国目前也只有试验回路,还处于中试阶段。国内与国外的差距是中试阶段到商业化阶段的差距。

  国家下定决心出台1.15元/千瓦时的标杆电价,并定出20个示范项目,无疑为光热发电国产化奠定了良好的基础,为致力于开发光热发电的相关各方提供了政策上的保障。光热发电要实现国产化,赶超世界先进水平,虽然还有一些问题需要解决,但并非遥不可及。以塔式为例,目前投产的德令哈项目,只有吸热器的高温材料和熔盐泵采用进口,其余全部达到国产化。随着20个示范项目的建设,相信光热发电国产化进程会加速,中国光热发电技术进入世界先进行列的梦想一定会实现。

  储热规模由电网定位决定

  记者:从示范项目名单可以看出,上报的储热时长有较大差别。储热规模与电网调度有何关联?

  许继刚:相对于光伏发电方式,光热发电最大的优势是可以通过储热而实现连续稳定发电,从而与现有电网良好匹配。光热发电之所以受电网调度欢迎的一个重要原因就是储热。采用熔融盐或其他类型的储热设施,可以实现热能的大规模、低成本、长寿命储存,解决了可再生能源能量储存这一挑战和难题,目前在技术层面已经相对较为成熟。因此,讨论光热发电系统储热规模和电网调度的关系,已经不再单纯是技术性问题,更多的是经济性问题。

  谈到储热规模与电网调度的关系,主要要看光热电站在电网中的定位。由于光热电站在储热的配合下既可以达到不间断发电,又具有比燃煤电厂更广的负荷调节范围,而且汽轮机启动速度也比燃煤电厂快,因此,光热电站在电网中发挥的作用比燃煤机组还要好,既可以承担基本负荷,又可以参与调峰。

  记者:不同的定位,又有着怎样的不同?

  许继刚:如果电站定位是基本负荷电站,则储热规模要大,储热时间要长,以保证24小时连续发电,具体储热时间小时数应根据电厂所在区域天气情况,还要考虑吸热功率与发电功率的匹配等因素综合确定。若定位为调峰电站,则储热规模、储热时长能符合调峰要求即可,即能保证在调峰时间段连续发电即可。此时储热时间一般在1小时到数小时不等,甚至像美国Ivanpah项目都没有设置储热装置,具体要根据当地气象条件等综合因素确定。
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