金建祥关于光热发电成本下降四个阶段及实现条件的思考与分析
发布者:xylona | 来源:CSPPLAZA光热发电网 | 0评论 | 11722查看 | 2018-10-17 13:26:15    

CSPPLAZA光热发电网报道:“通过不断提升效率和标准化大规模复制建设,光热电站度电成本下降空间大,预计几年后达到目前光伏和天然气平均电价水平。”10月12日,2018第三届•德令哈光热大会上,浙江中控太阳能技术有限公司董事长金建祥作题为《有关光热发电若干问题的思考》主题演讲时如是表示。


演讲中,金建祥介绍了中控德令哈10MW光热电站运行情况及中控德令哈50MW光热发电示范项目建设进展情况,提出光热电站由于储能特性带来一些“新概念”,指出光热电站环境因素需重点关注DNI、风速和多云频率,并对光热发电成本下降四个阶段及实现条件进行解析。


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图:金建祥作主题演讲


以下为金建祥演讲的主要内容:


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一、光热发电带来的“新概念”


1、光热区别于传统火电或新能源的“新概念”


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通过火电/光伏/风电与储能光热对比可以看出:


(1)光热电站的发电量、投资除了与装机容量有关,也与储能时长正相关;


(2)设计上,储能时长增加以及装机容量增加,都须相应增加镜场规模;


(3)镜场聚光面积更能反应光热电站的规模、难度,对度电成本影响最直接。


因此镜场规模更能准确反映光热项目难度、经济性和规模,而不是传统意义上的汽轮机容量。


2、影响光热电站性能的主要自然环境因素


一般认为影响光热电站性能的主要自然环境因素主要有光资源(DNI)、风速、多云频率(同样年DNI值条件)和环境温度。那么这些因素是如何影响光热电站的呢?到底影响量有多大呢?金建祥以问题的方式作了全面分析:


问题一、DNI下降100kWh/㎡a,度电成本将增加4.5%吗?


答:(1)对于已建成电站,在DNI为2000左右时,DNI比原设计值低100(低5%),度电成本将增加4.5%;


(2)实际上经过设计优化后,DNI低5%的地区,在原方案基础上增加5%镜场面积即可,总成本仅增加2.5%,度电成本仅增加约2.25%,而不是4.5%;


(3)定日镜镜面反射率的高低对经济性的影响也是类似结论。


问题二、风速对塔式光热电站效率与成本影响如何?


答:(1)大风增加吸热器对流散热,降低吸热器效率;风速每增加3米,效率下降约2.1%。


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(2)大风增加定日镜摇晃,跟踪精度降低,导致截断效率下降;风速6m/s以下影响不大,12m/s时截断效率下降4.5%,15m/s时截断效率下降13.3%。


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(3)其他影响:


超出工作风速,大风导致定日镜进入保护状态,增加弃光率;


或者,为了降低大风导致的弃风率,需增加定日镜用钢量和驱动的扭矩和刚性,导致增加成本;


所以,风速过大对效率和成本影响较大,不容忽视。


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问题三、多云频率对塔式熔盐电站效率和吸热器寿命的影响?


答:


(1)多云频繁,吸热器启停频繁,吸热器预热弃光和间隙弃光增多;如下图,多云天弃光率高达28%,而大晴天弃光率仅为3%;


(2)多云天气发电量估算准确性下降;


(3)多云天气工况复杂,运行策略难以标准化,操作失误增多;


(4)多云导致DNI变化快,导致吸热器受光面温度剧烈变化,对吸热器寿命有影响,易增加设备故障率。


所以,多云天气是影响寿命、弃光率和发电量达成率的重要因素。


问题四、环境温度对塔式熔盐电站效率的影响?


答:(1)环境温度降低20℃,吸热器效率下降0.3%;温度升高20℃,效率升高0.06%。


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(2)环境温度从13.5℃升高至26.5℃,汽轮机效率降低3%。


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其他影响:


环境温度降低会增加管道散热,但塔式电站管道很短,管道散热对塔式电站的效率影响很小,远小于槽式;


环境温度降低20℃,对于低温盐罐散热量增加约7%,对于高温盐罐散热量增加3.5%,而高低温盐罐总的日散热量仅为总储能量的1%,因此仅增加总散热量0.05%,可以忽略不计。


总之,环境温度降低,对吸热器、管道散热、储能盐罐散热均有负面影响,但影响很小,相反有利于汽轮机效率提升,且提升较明显;但环境温度最高温度在0℃以下时,由于不能使用水清洗镜面,会影响镜面清洁度,对效率有一定影响。


二、光热发电成本下降思考


1、光伏电站的电价下降对于光热发电成本下降具有借鉴意义


据统计:2011年至今7年时间光伏电价下降0.4元-0.6元/kWh,降幅约50%;7年时间光伏累计装机量扩大了近40倍,很明显装机规模扩大对于电价下降贡献很大。


2、光热电站成本下降的思考


据国家能源局最新统计,2017年全国光伏平均上网电价:0.94元/kWh,同比增0.18%,这说明2017年全国新并网的光伏电价高于0.94元/kWh,这个价格很让人意外,大家一直以为光伏上网电价很低,其实不低,这主要得益于东部地区地方政府的额外补贴。


从公开数据中知道,天然气综合上网电价约0.83元/kWh(电量电价0.67元+容量电价约0.16元),煤电调峰电价大于0.85元/kWh,个别省份高达1.00元/kWh。


相比光伏,光热产业标准化和规模化空间大,但难度也大。


光伏:电子部件占比高,标准化程度高;


光热:机械部件占比高,大量设备需要定制;光热的标准化不仅有利于降低装备造价,还可缩短设计和建设工期,光热电站中的降价空间不大的玻璃、钢材、熔盐和水泥等材料占总投资不到18%,其余均可通过规模化实现降价。


光热发电成本下降可能的四个阶段:


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3、光热电站成本下降四个阶段的实现条件


◆第一阶段,2-3年后,0.95元/kWh:每年新装3-5GW,补贴不拖欠,不弃光。


首批示范项目技术路线和装备得到验证,成熟可靠,故障率低。


“十三五”光热发电余下的4GW建成,并进一步优化,完成可大批量复制的标准化解决方案。


发电量达成率达到95%。造价控制较好,比可研设计概算低10%。


此时已经达到目前全国平均光伏上网电价水平,可以取代部分煤电调峰电源。


◆第二阶段,5-6年后,0.8元/kWh:每年新装5-10GW,补贴不拖欠,不弃光。


单一供应商年装机规模达1GW,标准化推动批量复制,造价下降12%。


标准化程度大幅提升,设计、建设周期明显缩短。


技术进步,光电效率提升6%以上,发电量达成率达到98%以上。


可实现的目标是:光热发电如果作为调峰电源,此时已经具备平价上网条件,完全可取代天然气调峰电源和煤电调峰电源。


◆第三阶段,7-9年后,0.65元/kWh:每年新装10GW以上,补贴不拖欠,不弃光。


现有技术不断进步,光电效率再提升6%,发电量达成率达到100%。


土地成本、融资成本有所下降和税收有一定优惠。


单一供应商年装机量2GW以上,规模化复制,造价再下降12%。


◆第四阶段,10年后,0.35-0.45元/kWh。


前沿新技术全面应用:如粒子吸热器、超临界二氧化碳循环发电、PETE等。


技术突破带来发电效率再提高50%-80%。


国内规模扩大,全球化产业成熟,造价下降10%。碳排放交易收益,增值税、土地、贷款利率等优惠政策全面实施。


此时,平价上网取代部分火电,成为基荷电源和调峰电源。


4、税费、土地费用及金融成本对度电成本的影响


以1元/kWh的光热度电成本为例:


增值税减半(8%),度电成本:0.94元/kW,下降6分


土地费用构成(德令哈为例):100MW,牧民补偿款、牧民养老金、草原恢复费、耕地占用税、土地使用税(按年缴),一次性总计11750元/亩


若土地费用为0,度电成本:0.946元,下降约5.4分(光伏领跑者土地税费为1分/kWh)


贷款利息下降1个百分点(3.9%),度电成本0.95元,下降5分


以上三项合计:下降15.4分。国家和地方政府政策对电价影响巨大。


三、光热发电的未来定位思考


现阶段:如果白天与光伏和风电一样尽可能多发电,因此白天光热只是一种电量补充电源;当然利用储能晚高峰继续发电,则有别于光伏成为电力补充。


下阶段:应该成为清洁的调峰电源,与光伏、风电混合发电,取代部分火电和天然气调峰电源,按照调峰电价平价上网。


未来:逐步替代煤电,成为清洁的基荷电源和调峰电源。


5、光热电站作为调峰电站的可行性


(1)适应于调峰需求的运行模式:


白天中午前后2-6小时低负荷运行或停机,为光伏让路,以便让光伏满发。


或者,用电高峰过后的夜间低负荷运行或停机,为火电让路,以增加火电发电小时数。


或者,配合光伏和风力发电,使之成为一种稳定的清洁电源。


(2)技术上:利用光热电站大容量、低成本储热,出力容易实现稳定可调。已经得到实践验证,光热电站只需要花15分钟左右时间,可实现20%-100%发电负荷的快速变化,其调峰的深度和速度远优于煤电。在调峰期间汽轮机低负荷运行仅对效率有一点影响,另外在4个小时内有序停机后再快速启动,也不存在技术障碍,因此在技术上可以完全满足适应于调峰需求的运行模式。


(3)经济性:为了适应于调峰需求,系统设计需调整:


在现有方案基础上,可以通过适当增加储能时长,或增加汽轮机额定功率,或两者并用,可以实现满足调峰需求的情况,照样有比较好的经济性。


6、光热电站作为调峰电站的经济性:按照中午前后4小时不发电测算


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由上表可以看出:


(1)因调峰需求导致弃光或镜场面积减少,度电成本明显上升,会较多影响经济性;


(2)通过延长储能时长或提升汽轮机额定功率,对度电成本影响很小,因此作为调峰电源,在经济性上并没有大的障碍。


7、光热电站成为清洁基荷电源的展望


在火电发电量占比逐年下降,而光伏、风电发电量占比逐年上升的趋势无法改变;国内电力总需求保持5%(国际上3%)左右持续上涨趋势没有改变的前提下,二、三十年后继续由火电作为基荷电源已经无法满足需求,那么由光热电站担任清洁的基荷电源就是一个好的选择。


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所以,光热电站应定位于调峰电源和基荷电源,有利于发挥光热电站的比较优势,我们应该对光热发电的未来充满希望。

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