中控金建祥：光热电站用作调峰电源技术上可行且经济性良好
浙江中控太阳能公司董事长兼总工程师金建祥教授是全国劳动模范，享受国务院特殊津贴，入选国家百千万人才计划，浙江省特级专家，也是中控德令哈太阳能热发电示范项目的主要推动者。
在上周召开的CSP Focus光热发电创新大会上，金教授发表了题为“用作调峰电源的光热电站技术及经济性分析”的专题报告。
金教授首先向大家介绍了中控光热发电项目的最新情况：中控德令哈50MW项目进展顺利，预计12月并网发电，争取明年四月份左右当月发电量达到80%到90%左右；中控德令哈10MW电站2018年1到9月份发电量达成率96.6%，最近两个月都是超过100%。
随后，对将来光热电站作为调峰电源的技术及经济可行性进行了详细分析，认为这非常有利于发挥光热电站的比较优势，在技术上可行且经济性良好。
非常感谢大会主办方邀请我介绍一下最近我们的一些思考。半个月之前德令哈会议上关于这一个话题已经有所提到，但是没有展开，今天想稍微花点时间对作为调峰电源光热电站的技术可行性和经济可行性做一个分析。
刚才前面赵博士讲了很多，他讲的都很好，跟我前面几次会上的报告结论应该是一样的，这里我补充一点，他报告中讲的是光学效率，而不是光热效率。就光学效率而言，确实槽式比塔式有比较优势，尤其是当镜场规模大的时候这个优势更明显。但是这里面还应该考虑光热效率，就是光到热的效率，相对来说塔式光热效率更高一些，尤其在纬度更高的地方或冬季的时候，因为它聚光倍数更高、吸热面积更少所致。
今天由于时间关系，我前面花两三分钟时间把大家关注的德令哈10MW电站运作情况及50MW进展给大家报告一下，但其实是讲第二个话题，作为调峰电站的技术可行性和经济可行性。
10MW DSG电站是2013年7月并网发电的，2016年8月份熔盐储能改造完成，正式并网发电。这里统计的是2017年1月份到上个月9月份为止，每个月发电量与理论值的比较。这里有几个数据，第一个，去年一个完整年度达成率是86.5%，这个达成率还是比较高的，还有点差距的根本原因是设备的小故障比较多，小毛病比较多。今年以来有比较大的进步，主要是去年10、11月份对设备存在的问题进行了整改，所以从去年12月份以后发电量达成率还是十分好的。
今年1到9月份达成率已达到了96.6%，8月份和9月份两个月都超过了100%。从实际发电量也可以看的出来，2017年8月份和今年8月份DNI几乎一样，但是今年8月的发电量增加了18.2%。
这是几个时间段，当然这一段时间不是均分的，2016年8月份到2016年的12月份四个月达成率是76%，熔盐刚调试成功所以发电量比较低。第二个柱状图是去年一整年达成率86.5%，第三个柱状图是今年1月份到6月份上半年达成率是94.2%，最后一个是7到8月份，9月份没有统计进去，达成率超过了100%。
这是我们10MW电站的工艺流程图，很复杂，既有水工质DSG，也有熔盐工质，能够正常的看到没用天然气，社会上有各种传言。之前用水工质的时候，天然气是用来给饱和蒸汽过热用的，这样在将来使用熔盐的时候不用去改动汽轮机等设备。现在完全用熔盐过热，不会再使用天然气了。所以这个工艺流程比较复杂。
这个是50MW的工艺流程图，刚才赵博士也介绍了，应该说塔式熔盐的流程最简单。比较两个图目的是想说明一点，我们10MW工艺很复杂，操作起来非常麻烦的，天气对于发电站的影响非常大的，因为毕竟储能时间相对来说比较短。应该说我们有理由相信，50MW的发电量达成率会在比较短的时间达到一个比较理想的程度，只想说明这一点。
这是50MW正在建设的电站，镜场已经差不多了。还有最外围的少量定日镜没有完成。
立柱已完成了97%，安装定日镜完成90.3%，10月份可以全部完成安装。11月中旬能够实现镜场的调试，这个调试比较快，是全自动完成的。
吸热器共32片上个月已经全部完成，入口和出口的缓冲罐吊装也已完成，10月底完成吸热塔内管道安装，这个稍微有一点耽搁。
已经完成了储换热平台施工，储换热设备和管道的安装，计划10月底开始化盐，现场已经有近40%的盐到达了现场，10月底完成主换热系统的整体调试。
汽轮机和辅机已经安装好，10月底完成空冷系统、化水系统、电气系统、仪控系统等的安装，11月底完成汽轮机机组的调试，12月初冲转，到年底并网发电。时间是比较紧的。
光热如果要跟光伏去简单的比较成本，我能这么下一个结论，在光热新的技术没有成熟之前这个可能性不存在。光热也要自己找一个定位，找一个出路，简单跟光伏比成本高低，光热是没有出路。但是光伏也有它致命的问题，就是储能成本很高，不储能只能作为电量的补充，这个刚才孙院长已经强调了。光热要找自己的出路，这个出路在哪里，我们大家都认为可能作为调峰电源是一个比较好的出路。
目前我们新能源面临两大问题，第一个是发电量能不能全部上网，第二个是国家补贴何时能拿到，这两大问题是影响光伏和光热投资的积极性。有没有什么办法能解决这两大问题？
在现阶段光热如果采用DSG技术，也就没有储能，白天就是电量的补充，要用蒸汽来储能的话成本很高，储能时间也不长，不太现实。所以它跟光伏竞争成本的高低显然竞争不过，所以光热如果不搞储能前途比较暗淡。
第二个是采用熔盐储能或者用水泥储能等具备储能能力的光热电站，白天如果和光伏和风电一样尽可能多发电，这时候仍旧是电量的补充。如果它有足够长的储能时间，晚高峰就能够继续发电，这样一个时间段就成为电力保障。当然如果白天尽可能多发电，有利于减少相关成本，提高发电小时数，对于提高经济性有帮助。
下阶段光热的真正出路在于储能，如果把储能的优势用好了，我们始终相信光热还是有很好的未来，将来能成为一种清洁的调峰电源。目前水电肯定是清洁的调峰电源，但是在西北水电建设是很困难的，水电还有季节差异，雨季可以充当很好的电源，冬季雨水少的时候就指望不到了。
光热可以与光伏、风电混合发电，比如目前最流行的多能互补，取代部分火电和天然气的调峰电源，可逐步实现按照调峰电价平价上网。我们大家都知道调峰电价是比较高的。光热也能成为调峰电源，纯粹的调峰电源，接下来看技术可行性怎么样，经济上是否可行，未来光热可以替代煤电，成为清洁的基荷电源和调峰电源。
前一段时间青海电网有领导对我们提出来，能不能中午给光伏让路两个小时，让青海德令哈的光伏有更多的上网机会。这里我做了一个方案，德令哈白天中午（这是太阳时间，不是北京时间）一点半太阳正当中，如果前后两到六个小时低负荷、或者停机为光伏让路，这时候光热作为配角不跟光伏直接的正面竞争。另外是晚高峰之后，比如晚上11点或者12点之后，把光热机组低负荷运行或者停机，为风电和存量的煤电让路。现阶段煤电的装机量很大，发电小时数每年降低，后半夜让煤电有一个发电机会。另外很遗憾的是风电出力和用电负荷刚好相反，晚上出力更大，白天出力小一些，所以也让风电有更大的发电机会，这是两种模式也能结合起来。
像山东鲁能在格尔木就是这样一个电源。光伏早晚三个小时发电量占比很低，只有全天的25%，中午6个小时发电量占了75%，中午4个小时发电量超过55%，当然这个跟季节有关系。夏天早晚发电量占比会高一点点，冬季会更少一些。光热电站还能够给大家提供早晚高峰和短暂阴云时段的出力，可以跟光伏配合起来。
这是风电的出力，前面已经提到了，显然是深夜的发电量更大一些，白天用电高峰的时候反而少，晚高峰的时候发电量也比较少。
光伏和风电已经经过将近十年的大规模发展，成本已经大幅度下降，产业也很成熟了，风电基本上四毛多钱，光伏德令哈也就3毛5分钱，标杆电价最低的也是才5毛5、6毛5、7毛5，已经比较低了。不管怎么样，光伏和风电目前为止第一轮发展的定位还是清洁能源的电量补充。光伏和风电遇到了高弃光、高弃风的问题，第一轮发展已达到瓶颈，目前甘肃、新疆要新建大规模的风场和光伏电站已经不批了，这就说明第一轮发展达到了瓶颈。假如它跟储能光热相结合，我们始终相信可以带动光伏风电进入第二轮的发展。与储能光热相结合能够在一定程度上促进清洁能源的消纳，提升清洁能源的比例，真正使清洁能源变为可以替代煤电的主力电源。
现在储能应该说是很热门的话题，大多数讨论的都是储电，储能另外一种方式是储热，对于光热来说储热与储电相比有很大的优势：
第二，效率高。电池的充放电效率大概是81%到85%左右，充电90%，放电90%，算下来81%。我们用熔盐储热的线%的损失，实际也就不到1.5%。
第四，安全可靠。最近经常听说电池爆炸了，熔盐就算出现渗透很快就凝固了，低于220摄氏度迅速凝固为稳定固态，最不幸的情况，也就是一种钾肥而已。
光热有一个先天的调峰优势，与煤电相比，调峰的深度和速度远远领先，光热幅度能够达到20%到100%，煤电一般只有50%到100%，改造之后也能够达到30%到100%，但是改造的推动力度不是特别大。另外光热的机组也可以降到更低的负荷，只是效率低一点，达到10%也没问题，停机也可以。
第二个是调峰速度很快。煤电调峰速度基本上一个小时为单位，光热也就是15分钟上下，这主要根据汽轮机的速度，若使用西门子的汽轮机可能速度更快一点，10分钟之内可以大幅度调整，国产的汽轮机稍微慢一点，但不管怎么样，光热调峰速度取决于汽轮机的相应速度，和换热器、蒸发器基本无关，换句话说，蒸发器响应速度会更快一些，煤电响应速度主要根据锅炉，锅炉的惯性很大。
光热电站蒸汽发生系统的调节速度差不多就5分钟时间，能看出来，很小的负荷5分钟之后可以调到百分之百的负荷，而锅炉时间就比较长了，差不多要90分钟时间。这是汽轮机的速度，前面已经提到了西门子的速度更快一些，国产的慢一些。当然负荷降下来对效率有影响，这是汽轮机的特性所决定的，50%负荷以上时效率影响不大，大概下降8%，负荷到了15%的时候效率下降27%左右。当然频繁的极热态及热态停机启动对汽轮机的寿命有所影响，到底多大的影响没有确切的数据。
很多人认为光伏很便宜，其实是一个伪命题，按照最近能源局发布的信息，去年2017年光伏平均上网电价0.94元，同比增长0.18%，天然气差不多也得0.83元，煤电的调峰电价不同省份电价不一样，南方电网0.85元，甘肃电网要1元。
关于未来成本预测，如果光热采用规模化的方式复制推广，成本下降空间还是比较大的，真正难以下降的是玻璃、钢材、盐和水泥，这个投资的比例不高，只有18%。别的部分都是能够最终靠规模化来减少相关成本，我们大家都认为未来两到三年之后上网电价可以到0.95元，5到6年之后可以到0.8元，将来可以到0.65元。我认为现有的技术，如油槽、盐槽和盐塔这三类主流技术，估计0.65元是个极限了，电价要更低需要靠新的技术，超临界二氧化碳、颗粒吸热器、PET等等。
很多人认为一旦光热电站作为配角，中午和晚上降负荷运营或停机，是不是会对经济性有很大的影响，技术上是否可行。这里对经济性做了个分析，如果在传统的设计理念下，中午为光伏让路，晚上为风电让路，经济性影响确实非常大。当然我们也能够最终靠优化设计，重新做一个新方案调整，这时候经济性影响就比较小。
最左边是现有方案一个100MW储能12小时，年发电量4亿度电，如果它的度电成本是A/kWh，那么简单的调峰，中午为光伏让路4小时，在这个情况下发电量少了7000万度，投资总额没少一分钱，这时候成本上升到1.21A。如果减少镜场，减少集热量，它的效益影响会稍微小一点，它的度电成本是1.12A，这两种是简单的方式，显然调峰对经济影响是相当大的。
另外两种方案，一种是增加汽轮机的功率，少量增加储能量，这是第三个方案。汽轮机功率增加到123MW，我们不讲它的标准化，是一种理论算式，实际上125MW或者150MW都可以。总的投资会增加2.3%，因为汽轮机功率增加了，投资会增加一点点，不是很大。当然SGS也要增大一点，换热面积也要增加一点，为减少弃光量，储能量也要增加差不多500多吨。这时候它的度电成本只是1.02A，如果1块钱的电价，增加大概2分钱，如果说中午为光伏让路时间变成2个小时，差不多也就是增加1分钱成本。另外一个方案汽轮机功率不变增加储能时间到15个小时，其他什么都不调整，投资增加2.4%，度电成本与方案三是一样的。如果单纯中午为光伏让路，它对经济性的影响是比较小的，技术上完全是可行的。
这里看一个方案，中午为光伏让路4个小时，同时晚上后半夜为风电让路4个小时，总体方案不做任何调整，其度电成本是1.64A，即本来一块钱，现在要1.64元才可能正真的保证同样的经济性，如果通过减少镜场集光面积，那么度电成本是1.28A，如果增加汽轮机的功率适当又增加储能量，增加4分钱，也就是1.047A。所以总体上对经济性的影响是有的，但是通过优化设计之后是不大的。
中控德令哈50MW项目进展顺利，预计12月并网发电，争取明年四月份左右当月发电量达到80%到90%左右。中控德令哈10MW电站2018年1到9月份发电量达成率96.6%，最近两个月都是超过100%。
将来光热电站作为调峰电源和基荷电源，非常有利于发挥光热电站的比较优势，而且技术上是可行的，经济影响也很小。
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