金建祥:中控德令哈10MW塔式熔盐光热电站运行经验
来源:CSPPLAZA光热发电网 | 2评论 | 7407查看 | 2017-01-08 16:35:00    
  CSPPLAZA光热发电网讯:作为中国首个投运的10MW级别的商业化光热电站,中控德令哈10MW塔式熔盐储能光热电站对后续的20个首批示范项目具有很大的借鉴意义,自2016年8月21日投运以来,已运行4月有余,它的运行状况如何?在实际运行过程中有什么值得大家借鉴和学习的经验?在2016年12月28日~30日在甘肃省敦煌市盛大召开的中国光热示范电站开发领导者峰会暨CSPPLAZA2017新年汇上,浙江中控太阳能技术有限公司董事长金建祥教授与与会代表进行了分享。

  金建祥首先对光热对比其他可再生能源的优势进行了分析,指出了未来光热的方向将是大规模化和长时间储能。他根据中国特殊的光资源条件,并结合中控10MW电站的实际运营情况得出:目前要想达到设计发电量目标亟待解决的问题是如何应对有云天气(包括多云和少云天气)的高效运行,而关键是提高短时间内的天气预报能力。

  在会上,金建祥向大家介绍了中控太阳能公司的发展历程,展示了中控10MW电站的实际运行数据,并详细阐述了其发电量是否达标的评估标准,及影响发电量的因素。

  在发言中,金建祥从金融、技术、产业规模及产业链四个方面分析了光热发电到“十三五”末达到0.8元的度电成本能否实现、如何实现,并在最后指出了未来光热发展中,谁掌握了精准的短期天气预报技术以及应对有云天气的运行策略,谁将在这场竞争中拔得头筹。


更多精彩内容,请阅读下面刊出的金建祥的演讲全文:

  非常感谢会议主办方为我提供这么一个机会。在正式报告之前首先要恭喜首航节能公司敦煌10兆瓦熔盐塔式电站在前天晚上取得并网成功,这也是行业内一件大喜事,让各级政府和投资人对中国光热的未来更加有信心,也让在座的各位光热界同行对未来更加有信心。

  中控太阳能在德令哈建设光热电站已经有了七个年头了,在类似活动上我也讲的比较多,今天受时间的限制还是挑几个重点汇报一下,PPT是按照一般的会议要求来准备的。

  可能有一些人会有疑问,在有关媒体上介绍首航节能刚刚投运的电站是中国第一个24小时连续运行且规模最大的塔式熔盐光热电站,这种说法对吗?到今天为止这个讲法还是准确的,它确实是目前为止中国最大的塔式熔盐光热电站,它的镜场集热面积有15万平方米,熔盐有5800吨,储能时间是15个小时,理论上可以24个小时连续发电;而我们中控德令哈电站虽然投运时间更早,但镜场集热面积只有6.8万平方米,500多吨熔盐,蓄能时间为二个小时。虽然两个电站都是10MW的,但从镜场规模和蓄能时间来看,这个讲法没有问题,但是有个问题,它是全球第二个可以24小时连续发电的光热电站,不是第三个。

  中控在原来水工质基础上进行了熔盐改造,历时一年半时间,于2016年8月21日达到满负荷的发电,其它各项指标均达到了设计值。其实我们公司内部考核时间是7月底熔盐改造结束,就是因为各种各样的原因拖延了三个礼拜时间,因此首航项目拖延半年之后完成并网发电也属不易,估计未来还需要一段时间去不断完善和优化之后才能正常发电运行。

  如图,基本的东西跳过了,讲了太阳能光热和光伏发电的特点,光伏是太阳能直接转变成直流电,然后直流电再逆变成交流电并网,光伏产业已经很成熟,成本也很低,我今天特别强调一点:光伏的间隙阳光资源利用率(即有云天气的间隙性光照的利用程度)很高,光照无论强弱和时间长短都可以发电,这相对于塔式光热发电来说是一大优点。当然问题是光伏比较任性一些,有光就发电,没光就不发电,对电网很不友好。光热是由光变成热、热储存变成交流电,优势是非常稳定,快速可调。前面专家也提到目前火电调峰的负荷变化范围是50%,如果调峰范围要增加调到70%,还需要进行技术攻关和技术改造,另外火电的调峰响应比较慢,时间比较长。光热从负荷10%调到100%十几分钟时间就足够了。但是光热也有问题,之所以这几年光热发展没有光伏快也是由这些问题导致的。系统太复杂,太阳岛、熔盐岛、常规岛系统很复杂,成本还很高。上午国务院参事石定寰老先生的讲话既有高度还有深度,很受启发,获益匪浅。上午石参事讲话中对光热地位做了很好的总结和肯定,最后讲话中对于目前光热形势越来越好的背景下,特别提醒我们要保持头脑清醒,还有很多问题要进一步解决,其中最后一个问题就是多云天气等复杂工况对发电量的影响,也就是光热发电对于间隙性阳光的资源利用率比较低,这对发电量影响比较大。

  光热也分带有储能和不带储能的,储能使得光热转换、热电转换进行了解耦,发电可以不受阳光的影响,容易成为基荷电源。不带储能系统比较的简单,初期投资比较低,但是度电成本会比较高。储能是光热发电区别于其他清洁能源最大的优势,对于光热来说,规模一定情况下储能时间越长度电成本越低,度电成本最多可以降低三毛钱左右。储能时间一般大于15个小时就可以成为基荷电源了,可以实现24小时连续发电。

  搞光热的人也应该看看光伏对我们光热有怎样的挑战,很多人不断提醒我,这方面要做了一些研究。光伏+储能跟目前的光热+储能,谁的未来更好一些?光伏储能用常规的技术路线,使用铅酸电池和锂电池等等,规模化的储能成本相对来说比较高,譬如说储能4到6小时,目前的电池成本和逆变器成本下我们做了比较精确的计算,大概每千瓦时要增加六毛钱的成本,目前光伏直接发电(即不储能)的成本是六毛钱左右,加在一起就是一块二,比目前的光热还要贵。

  昨天晚上也做了前瞻性的预估,未来电池成本也许会明显降低,如果五年或十年之后电池和逆变器只有目前成本的一半会怎么样?我们也做了计算:度电成本会从1.2元降低到1.0元。光伏储能时间越长,成本越高,最多增加六到七毛钱,电池的寿命比较短,一般寿命也就是三五年,电池要使用十五、二十年,现在技术上还不行。光伏+储能更适合小规模分布式应用,这是光热储能做不到的。光热正好倒过来,适合长时间储能和大规模的集中开发,这样有利于电站经济性的提升,即较长时间的储能可以使得度电成本降低三毛钱左右,单塔规模100兆瓦比50兆瓦规模度电成本便宜一毛到一毛五分钱。

  这是不同的规模,塔式熔盐电站的度电成本(如图),储能时间越长度电成本越低、单塔规模越大成本越低,100兆瓦储能8小时以上成本下降不明显了,但是50兆瓦的时候到储能12个小时还会继续下降。这是我们计算的曲线,对于目前的电池成本和逆变器成本情况下,光伏储能时间和度电成本的关系,6个小时基本上每度电成本上升到1.2元,如果电池成本降低一半,6个小时的储能时候大概度电成本是一块钱,因此光热还是有很强的竞争力,现在光热电价是1.15元,相信第二批光热示范项目电价是一块钱左右了。

  中控太阳能2010年成立,是由杭锅集团、杭汽轮集团、基金和公司员工等组成的股份制企业,到目前为止塔式熔盐光热关键技术已经全部掌握了,镜场的聚光、集热、熔盐、储能、换热和整个电站的运行,中控太阳能公司都已经比较好的掌握了。我们中控很好地继承了浙大的求是精神,一步一个脚印,踏踏实实做事情。我们花了七年时间,投入近五个亿,先后解决了镜场聚光、水工质发电、熔盐储能以及全厂优化运行等核心技术和工业化验证。

  2010年公司成立,2012年初镜场开始施工,到2013年7月份并网发电,经过一年半运行的优化和总结,到2014年底启动熔盐改造,到2016年8月份中旬熔盐改造成功。期间也花大量的精力到50兆瓦示范项目中去。目前公司已经拥有108项专利(其中大部分是发明专利),20项软件著作权,这些知识产权涵盖了塔式熔盐光热发电相关的所有核心技术,这里不赘述了。

  这是熔盐改造的系统图,相对比较复杂,是因为在水工质基础上进行改造的。熔盐储能项目的主要参数,土地25万平方米,镜场集热面积68000平米,有两种镜子,一个2平方米24400台,一种是20平方米1000台,我们是采用中小型定日镜(首航节能是115平米的大型定日镜),发电效率设计点达到17%。对于50MW或100MW来说,这个效率可能会达到24%,规模大一些,汽轮机效率提高至44%,镜场达到55%效率,两
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zjchuaran
对玉门和德令哈做了比较,其中光照时间在3个小时到7个小时的天数(即少云和多云的天气),玉门占整个测试天数的29%,德令哈占64%。这个数据说明业主对项目所在地的DNI数据没有精确测量,或者说选址出现问题。在我国最低不能少于1800,否则没有发电时数保证,度电成本会很高。补充一句,塔式熔盐技术尚未成功记载。
2017-01-10 17:43:29
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zjchuaran
说到底是系统商能否保证设备发电时数,而对主顾或电网而言则是接受的实际电量。美国伊万帕已经认罚,也经得起罚,我们能否保证?该发言有自己的切身体会,不是盲目抄袭,因此认可这个发言。补充一句,要尽快走出对储能时长的误区。LUZ公司最早提出建立储热装置的目的就是对付多云天气,现在被放大了。
2017-01-09 11:20:47
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