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中控德令哈10MW塔式熔盐光热电站运行经验

作者:中国储能网新闻中心  来源:CSPPLAZA  发布时间:2017-1-10 10:20:27

中国储能网讯: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(注:本文根据速记和录音资料整理,文章内容未经演讲者本人审阅,仅供参考):

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,两者相乘会达到24%。

熔盐吸热器出口最高温度是568度,设计是565度,适当的波动也没问题,过热器出口蒸汽参数是9MPa,510度,过热器设计的热交换面积比较小,所以熔盐与过热蒸汽的温差稍微大一些,储能时间是两小时。我们认为10兆瓦的储能时间长短没有技术性的障碍,现有技术已经足够支撑。但是如果单塔规模100兆瓦的时候,15个小时储能跟两个小时储能技术难度是很不一样的,因为15小时储能所需的镜场规模差不多比2小时储能大一倍,我们知道15小时储能的100MW电站需要150万平方米以上的集热面积,如此庞大的镜场,对于定日镜的跟踪精度和吸热器设计制造就会提出很高的要求。而15个小时储能的10兆瓦电站也只有15万平米的集热面积,对于定日镜的跟踪精度和吸热器设计制造的要求就会低得多,相对容易满足要求。

这是熔盐电站主要设备和主要工作的一些承担单位,定日镜是太阳能公司自己做的,镜场控制系统25000多台镜子的控制系统也是自己做的,吸热器是第二大股东杭锅集团做的,包括水工质的吸热器、熔盐吸热器,储罐是北京化工机械厂做的,汽轮机是第三大股东杭汽轮集团做的反动式汽轮机,全厂DCS是中控最新的ECS700控制系统,境场设计是太阳能公司自己做的,后面几个工作都是太阳能公司自己做的。

有几个新的信息通过这个机会向各位介绍一下,熔盐储能电站已经从8月21日正式并网发电后,累计发电天数一百天,中间还有一些阴雨天不能发电,到目前为止还没有因为设备故障而停运的,总体上各设备运行状况是相当良好的,这是今天需要特别向各位报告的。

我们以11月份为例,这个月实际发电量比中控发电量计算软件算出来的理论发电量小了5%以内,比美国能源部的SAM软件小了12%。SAM软件我个人认为不太适合中国的国情,计算发电量的时候往往会偏大8%到10%,原因是中国的光资源比美国的加州要差很多,至少差35%,换句话说大晴天的比例,美国的加州比中国要高得多。从今年5月算到10月共计160天时间里,德令哈有云天气占了64%,差不多三分之二,对于塔式熔盐光热发电站来说,由于其间隙阳光资源利用率比较低,导致了SAM软件计算结果是偏乐观的。我们自己开发的发电量计算软件考虑到了中国光资源实际情况,并做了一些修正,其计算结果会更准确一些。有两个数据要向各位报告,德令哈也有大晴天的时候,大晴天实际发电量与模型算出来的结果几乎没有差别,误差在1%左右,这是非常理想的。但是对于有云天气,其误差是相当大的。譬如有云天气光资源(DNI)比大晴天少了20%,如果是光伏其发电量也就下降20%,几乎是同比例的,但是对于塔式熔盐光热电站来说,其发电量可能要下降30%到40%,甚至更多!如果不考虑这个因素,达不到承诺的发电量,由此带来的赔偿将是一个巨大的数额,这是特别要提醒的。

对于塔式熔盐光热电站来说,有云天气对发电量的影响是非常巨大的,光伏发电量几乎与DNI同步下降,槽式发电量下降略大于DNI的下降幅度(无论是导热油槽式还是熔盐槽式),对于塔式熔盐电站来说其发电量的下降幅度是远大于DNI的下降幅度。这个问题不能很好的解决,要达到设计的发电量难上加难!上午石参事讲到的,很多国外公司对于多云天气也感到很棘手,只有真正运营过电站的人才能够意识到这个问题的严重性!我们已经对云的轨迹和天气短时间的精确预报投入比较多的精力,只有解决这个问题,有云天气发电量的提升才是有指望的。

这是熔盐吸热器的照片,东南西北四组照,总体上说,聚光的效果还是相当不错的,光斑溢出很少,也是比较均匀的,这种情况下熔盐吸热器的温度基本上能够控制到565度,波动范围在正负5度内。

这是8月27日,投入运行后第六天的运行曲线(图片),早上天气不太好,下午两点钟左右太阳出来了,橘黄色是DNI曲线,很快上升到了920,这是比较好的阳光,还有一条深红色曲线是热盐罐的液位,蓝颜色是发电的功率,从图中可以看到:第一发电功率非常稳定,五点之后是多云,DNI波动很大,但是发出来的电可以非常的稳定,第二调节负荷范围很大、速度很快。这里可以看出15分钟以内可以发电负荷从10%调到90%。比传统的火电调峰的响应要快得多,负荷的变化幅度也大得多。

如图,这是整个项目这几年来的总结,趁此机会向各位汇报,花了七年时间做研发,累计投入资金5亿,其中包括了国家863和两地(青海和浙江)各级政府资金资助,我们知道青海各级政府财政是比较困难的,但它给的钱也不亚于浙江省的各级政府,确实不容易。也获得了青海省政府一等奖,核心装备国产化率达到95%,熔盐泵、熔盐流量计,以及太阳能吸热器的钢材和涂料是进口的,其他基本上都是国产的。

中国太阳能资源虽然跟美国加州、智利、北非、中东比起来差一些,大约差30%到50%,但总体上可作为太阳能光热发电的土地面积还是很大的。经过这几年各位同行的努力,太阳能光热产业链已经建立起来了。最近几年光伏和风电发展很快,这些不稳定电源大规模的装机对电网的冲击是比较大的,对于可储能、可作为调峰电源、可作为基荷电源的光热需求日益迫切,光热未来也要快速的增长才有可能达到电网平衡不稳定光伏和风电的要求。

上午也有一位嘉宾提到了关于国家能源局要求“十三五”末光热发电上网电价降低到八毛钱,行不行?上午没有回答这个问题,我花一分钟时间来回答这个问题,我觉得完全可以。第一,中国的经济增速不断下滑,中国GDP规模越来越大,全球无论哪个国家都不例外,GDP增长越慢一定利息越低,最近一年多,基准利率有一定幅度下降,可以相信未来四五年银行利率还会下降,我们测算如果利率下降两个百分点,度电成本就会下降一毛钱,利率下降一个百分点,度电成本就下降五分钱。第二,通过技术的进步,总的效率就能提高两个百分点,相当于10%效率的提升,也就多发10%的电,意味着度电成本又可以下降一毛钱。第三,单塔规模从50兆瓦提高到100兆瓦,度电成本可以下降一毛钱,第四,未来几年通过广大光热发电供应商的努力,单位千瓦造价下降15%肯定没有问题,甚至更大。15%的成本下降对电价至少有一毛五分钱的下降。粗粗一算,到那时候上网电价也就是0.8元左右。

所以中国只要启动这件事,成本的下降不是问题,我个人觉得十年之后用电侧平价上网是完全可能的,但是“十三五”期间降到八毛钱肯定有难度,因为前面四个方面都要有很好的进展,度电成本才会降到八毛钱以下,万一某一方面没有进展,则难度会更大。我个人觉得“十三五”期间只要大家努力,尤其是在座各位的努力,做到八毛钱的成本是很有希望的。

下一步我们准备做什么事情?第一、研究单塔大规模、长时间储能和高参数发电技术。单塔规模要大,储能时间尽可能长一些,这样度电成本更低,同时要提高汽轮机的热电转化效率,这样进气压力和温度要高,现在50兆瓦带再热的高参数汽轮机热电转化效率已经比10兆瓦的汽轮机要高50%,如果采用西门子的汽轮机效率还可以提高两个百分点,但是西门子的设备也很贵。上次报告中特地讲到对于光热发电领域,汽轮机厂家应该花更多精力来提升效率,成本可以适当提高一些,但现在西门子汽轮机的价格太高了,也会影响整个行业的发展。

第二、快速大幅度负荷调整和装备的优化。将来光热跟光伏、风电去比较,如果纯粹从成本出发,肯定是竞争不过光伏和风电的,光热更多的优势是作为基荷电源和调峰电源,因此快速的负荷调整、大幅度的调整就显得很重要。现在光伏和风电的弃风、弃光问题比较的严重,光热原则上不存在弃光,因为光热拥有廉价的大规模储能能力,而且储能的热量损失也比较少,实际上高温熔盐罐一天也就下降5-6度,低温熔盐罐更低,大约2.5度,因此储能的损耗是很小的。另外光热发电对光伏和风电的电站投资方来说也是非常有吸引力的,可以比较好解决弃风、弃光问题,因为弃光和弃风的这部分能量可以用来加热熔盐,而所需的额外增加的投资是非常低的。

最后前面已经提到的,短期的天气精确预报技术,以及有云天气的运行策略研究。我们搞了七年的塔式光热发电,我个人认为,这批示范项目按期建成问题不大,达到设计效率指标也没有问题,投资成本也可以降低,唯一没有保障的是年发电量,原因是多云天气影响比较大。我们做了160天的测试,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%。无论是29%还是64%,有云天气的比例已经很高了,如果有云天气的间隙阳光资源利用率不能有效的提升,要达到设计发电量困难就很大。国华电力玉门100MW项目的标书中提出的处罚条款,其它条款我们都敢答应,唯一不敢轻易答应的是发电量不达标要处罚这一条,而且少发一度电要扣罚11.5元,也就是把未来十年的可能损失一次性扣罚了。我们希望把它修改成一年一罚,即当年少发的电按照每度电1.15元扣罚。我们相信经过一两年的努力,通过改进和优化,使得发电量逼近设计发电量的可能性还是很大的。趁此机会也再次提醒一下:我们认为最大的问题在于有云天气如何运行,大家知道电站运行的人员不可能是气象专家,我们只能依靠人工智能来自动识别,才有可能精确预报短期天气,希望未来多做一些这方面工作。

个人感觉在中国这样的阳光资源环境下,哪家的塔式熔盐技术有没有竞争力,就看谁解决了有云天气照样有很高的间隙阳光资源利用率,谁解决了这个问题谁就获得了比较优势!时间关系我就不多说了,谢谢各位!

关键字:塔式熔盐光热电站

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