调峰可行,成本下降路径清晰!中控太阳能金建祥多角度谈太阳能热发电发展

时间:2019-03-20 18:30来源:国家光热联盟
  金建祥是浙江中控太阳能技术有限公司(简称中控太阳能)董事长兼总工程师,但熟悉他的人都以“金老师”呼之。金建祥早年毕业于浙江大学,分别在1995年和1999年破格晋升为浙江大学副教授和研究员,多年来一直从事工业自动化领域的研究开发以及产业化工作;2010年初,开始致力于塔式太阳能热发电相关技术的研究开发工作,已获得发明专利13项,并在工程化和产业化方面做了大量工作,取得了令人瞩目的成绩。近日,国家太阳能光热产业技术创新战略联盟(简称国家光热联盟)记者对金建祥进行了专访,请他从多角度谈谈在当前环境下太阳能热发电的发展,探索更多关于中国太阳能热发电前行的思路。
图:中控太阳能董事长兼总工程师金建祥
  国家光热联盟:金老师,您好!目前我国光伏发电行业走向平价上网的步伐在不断加快,那太阳能热发电该如何发展?
  金建祥:首先我们应该从客观的角度来看光伏迈向平价上网的发展路径,这是经历了十余年的发展,2017年我国光伏发电装机新增容量就达到53GW,在这种大规模发展的情况下,对于成本下降的拉动作用是非常显著的。此外,目前很多人都认为光伏电价很低,但实际情况并非如此,根据国家能源局公布的数据,2017年全国光伏发电的平均上网电价为0.94元/kWh,东部沿海地区光伏并网电价达到1.05元/kWh以上。太阳能热发电产业化刚刚起步,我国也只有3个太阳能热发电示范项目投产,总装机容量才200MW,光伏发电经历了十余年的发展,上网电价基本还在1元/kWh左右,太阳能热发电示范项目的起步电价仅为1.15元/kWh。
  现阶段太阳能热发电当然很难达到和风电、光伏同样低的成本,在当前其他可再生能源发电成本较低的情况下,太阳能热发电如何发展?我想首先要找准太阳能热发电的定位,然后再找出路。与光伏和风电相比,太阳能光热电站配置大容量、低成本的储能(热)系统,这是我们显著的优势,只是目前由于总体装机容量较小,储能的优势没有凸显出来。储能系统使得太阳能光热电站既可以作为灵活调节电源,同时也可以逐步取代煤电成为新的基荷电源和调峰电源。如果光伏和风电配上大容量电池进行储能,那么其成本还是要比光热发电高出不少的。当然,降低成本才是发展的基础,只有逐步降低成本,减少对补贴的依赖,才是长久发展之计。
  国家光热联盟:目前有专家提出太阳能热发电作为调峰电源,这种思路是否可行?投资经济性如何?
  金建祥:太阳能热发电作为电网系统的调峰电源我认为是完全可行的,而且随着太阳能热发电成本的下降,用于调峰电源的光热电站将具有技术优势和较好的经济性。在技术层面上可以利用大容量、低成本的储热系统以更好地进行快速、深度的出力调节;光热电站在15分钟以内就可以实现20%-100%的电力调节,其速度比火电更快,其深度比火电更深,未进行改造的火电的调节深度只能达到50%(完成改造后可达到70%),每次深度调节大约需要花费一个多小时,因此光热电站是一种理想的灵活调节电源。概括来说,光热电站进行调峰的技术优势主要包括:(1)深度:20%至100%负荷调节范围;(2)速度:5-20min的快速负荷变化;(3)设备寿命:347H高品质换热器材质保证设备可承受快速负荷变化冲击。
  太阳能光热电站作为调峰电源,我们需要研究适应于调峰需求的运行模式,配合光伏和风力发电,并通过技术层面的努力和系统设计的调整,最大程度地发挥太阳能光热电站的储能优势。针对光热电站的运营场景,中控太阳能也做了相应的研究。按照电网的需求,光热电站在中午前后的2-6小时内低负荷运行或者停机,为光伏让路(光伏电站在中午前后的4-5个小时内发电量占比最高,几乎达到55%,在此时间段内,光热不应该与光伏竞争上网,毕竟光伏发电的储电成本很高);后半夜是风电出力的高峰期间,光热电站也要为风电让路。按照这种假设进行设计,经过研究计算,相应增加的成本还是可以接受的。如果光热电站中午4小时不发电,为光伏让路,同时后半夜4小时不发电,为风电让路,那在现有方案的度电成本上将增加4.7分钱;如果仅仅是中午4小时不发电,作为调峰电源,在现有度电成本上将增加2分钱 ,在经济性上并没有大的障碍。
  从经济性角度来看,为了满足上述应用场景的要求,我们提出了两个方案:第一,在同等发电量的情况下,增加储能时长;第二,在同等发电量的情况下,提高汽轮机功率。天然气、煤电参与调峰时,可以享受调峰电价;2017年,某地用于调峰的天然气电站综合上网电价为0.83元/kWh(电量电价每度0.67元+容量电价每度0.16元);煤电调峰电价则大于0.85元/kWh,个别省份甚至达到1元/kWh。与天然气发电、煤电相比,光热发电是完全不产生任何排放的绿色清洁能源,若能享受与天然气、煤电相当的调峰电价,则可以在3到5年内实现“调峰平价”上网。
  国家光热联盟:我们注意到您经常提及“发电量达成率”这个词,我们也获悉2018年8月中控德令哈10MW塔式光热电站发电量达成率首次超过100%。请您具体介绍一下达成率,以及如何达到满产?
  金建祥:我们认为,建成一座光热电站并不难,而让光热电站在较短时间内快速达到设计发电量从而实现预期收益才是最难之处,也最能体现一家公司的综合能力。发电量达成率是指的实际发电量与理论发电量之比,计算公式:发电量达成率=统计时间内实际发电量/统计时间内实际的DNI数据输入发电量计算模型得到的发电量*100%。
  中控德令哈10MW塔式光热电站自2016年8月底并网发电以来,发电量达成率迅速上升。在并网发电后三个多月的时间内,发电量达成率为76%。2017年全年发电量达成率为86.5%,2018年上半年发电量达成率上升到94.2%,2018年下半年发电量达成率达到了99%。2018年8月份实际发电量107.75万kWh,月度发电量达成率为103.8%。电站典型年设计发电量为1040万kWh,2018年年总实测DNI为1961.47kWh/㎡(典型年DNI为2043),2018年总实际发电量为1051.4万kWh,发电量达成率为96.75%,年总上网电量934.1万kWh。
  通过10MW塔式光热电站的运行,我发现光热电站的发电量达成率与设备可靠性、气象条件和运营策略等因素密切相关。影响2017年发电量达成率的因素主要有:设备故障占8.9%,运营操作占3%,极端天气占1.5%;影响2018年发电量达成率的因素主要有:运营操作占0.55%,极端天气占0.75%,设备故障占1.2%(该因素2019年可以下降到0.5%以内)。投产初期,主要通过设备消缺来实现达成率的快速提升;随着设备性能的逐步稳定,因设备故障导致的发电量损失已经非常少,为实现较高的达成率打下了良好的基础。在此基础上进一步提升达成率,则要依赖于运营策略的优化。自熔盐储能系统投运开始,中控太阳能公司与青海中控公司技术团队就从设备消缺、系统流程优化、运营模式优化等多方面下手,从而实现了发电量达成率的快速、稳步提升。塔式光热电站在无云的大晴天达到或超过理论发电量(即达成率≥100%)并非难事,相反,在多云天气条件下既要保证设备安全,又要尽可能多发电,才是光热电站运营的最大难点所在。2018年,10MW电站总运行天数为261天,其中晴天只有73天,多云天为188天;通过两年多的不断优化与积累,技术专家和运营团队现已摸索出了一整套针对多云等不利气象条件的运营策略,因此,我们也对50MW塔式示范电站在较短时间内达到设计发电量也充满信心。
  发电量达成率应该成为未来关注的重点,以及出台后续政策的主要依据之一。只有尽早达到发电量设计值后,投资人才有信心,政府有关部门才会下决心来支持。
  国家光热联盟:降成本是每一种技术产业化发展的必然目标,您认为太阳能热发电成本下降的手段主要有哪些?
  金建祥:太阳能热发电的成本有技术性的和非技术性的。技术性方面,我认为不断降低成本、提高效率的同时,还要花费相当一部分的财力、精力、人力来研究新技术;不但要关注眼前,还要对未来有足够的投入。
  开发新技术的风险是很大的,投资也很大,能够真正体现它的经济价值需要花费很长时间。比如,超临界二氧化碳发电技术无论在光热领域还是其它领域,都是一个热门话题,国内外有很多人都在研究,但这样一个好的新技术不可能在三年五年内实现产业化。因此科技部重点研究计划也是将其列为基础类研究项目。但并不是说新技术在短时间不能发挥作用,我们就放弃跟踪、放弃投资、放弃研究。我们要两条腿走路:一方面脚踏实地地做好眼前的工作,使现有技术路线真正能够发挥它的经济价值;同时又不断面向未来,通过新技术的研发,使新技术更加成熟,成本更低,效率更高,最终使光热发电的度电成本能够低于煤电。
  在现有的技术体系上,最快而且有效的方式是通过优化,提升发电量,从而降低成本。光热电站建设投运后,有几个月的消缺期,然后还有1-2年的学习期,光热电站约有20个环节,每个环节都有优化的可能性,通过优化增加5%甚至10%的发电量是完全有可能的。
  另外,通过光热发电设备部件的标准化和批量复制推广也可以促进成本的进一步下降。我们知道,光热电站的建设要耗费大量的玻璃、钢材、熔盐和水泥等原材料,这些大宗货物的价格约占电站总投资的18%,这部分是不可能实现大幅度降价的。但是,除此之外82%的投资都和批量生产有关系,因此,其成本下降空间较大。
  在非技术成本方面,主要有税费、土地费用及金融成本。以1元/kWh的光热发电度电成本为例计算:
  税费:增值税减半(8%),度电成本:0.94元/kWh,下降6分;
  土地(德令哈为例):100MW容量,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/kWh,下降约5.4分(光伏领跑者土地税费为1分/kWh);
  金融成本:贷款利息下降1个百分点(3.9%),度电成本0.95元/kWh,下降5分;
  以上三项合计:下降15.4分。
  关于土地成本中的草原恢复费,事实上,我们观察德令哈已建成的项目镜场下的植被可以发现,10MW电站镜场下土地已长出茂盛的植物,远比镜场外面好很多,所以说光热电站不但不会破坏当地原生态植被,还有助于帮助当地生态好转,因此征收植被恢复费实在不合适。
  因此,我们希望未来在光热发电业内人士和政府等多方面的协调和努力下,我国相对较高的光热发电项目的非技术成本可以得到较好的解决,共同助力光热产业早日实现平价上网。
  国家光热联盟:目前国家正在大力发展各种储能技术,作为已经商业化使用超过十余年的熔盐储能该如何进一步发展?
  金建祥:是的,大容量熔盐储能系统在商业化太阳能热发电站中已经成功运行十余年了。与电池蓄电相比,光热发电用大容量熔盐储能优势比较明显。首先,熔盐储热的成本非常低,其成本只有电池储能成本的十分之一到三十分之一;同时,效率非常高,损耗很低,充放热及储热效率超过98%;第三,熔盐的使用寿命较长且安全可靠,几乎不涉及环保问题,也不存在爆炸隐患。根据最新研究成果,采用锂电池的度电储存成本大致为0.45-0.65元/kWh,采用熔盐的度电储存成本为0.035-0.05元/kWh。我们相信,随着产业的不断发展,熔盐储能的成本还将不断下降。
  国家光热联盟:您认为太阳能热发电成本下降的路线图是怎样的?
  金建祥:光热发电成本下降可分为四个阶段。第一阶段:装机规模达到5GW以上,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,完成可批量复制的标准化解决方案。预计成本电价可到0.95元/kWh。
  第二阶段,每年新增装机规模达到5-10GW,标准化推动批量制造,设计、建设周期明显缩短,综合造价下降;同时技术进步推动光电转换效率明显提升。预计成本电价可到0.8元/kWh。
   第三阶段,每年新增装机规模达到10GW以上,市场充分竞争,领先企业规模效应推动成本持续下降,同时现有技术不断进步,推动光电效率进一步提升。预计成本电价可到0.65元/kWh。
  第四阶段,全球装机规模达到相当体量,光热发电成为调峰与基荷主力电源,同时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大幅提升,再辅以税收、土地、贷款利率等优惠政策。预计成本电价可到0.35-0.45元/kWh,实现平价上网。
  结语
  习近平总书记指出:“市场活力来自于人,特别是来自于企业家,来自于企业家精神。”据了解,在金建祥的带领下,中控太阳能自2010年成立以来,组建了近百人的研发团队,对各项核心技术进行全面攻关,逐步掌握了塔式熔盐储能光热发电的全流程核心技术,并拥有完整的知识产权。目前中控太阳能掌握高精度智能定日镜设计与批量制造技术,大规模镜场集群控制与智能化校正技术,吸热器抗热冲击与热疲劳设计与制造技术,大型熔盐储罐设计技术,变负荷换热技术,储换热系统工艺包技术,高海拔、高寒环境下的设备耐候性设计技术,系统集成设计技术,电站高度自动化运行技术,电站优化运营技术等。在首批国家太阳能热发电示范项目中,中控太阳能公司除了完成建设青海中控德令哈50MW塔式光热电站建设,还中标中电建青海共和50MW光热发电项目聚光集热系统的设备供货、安装与相关技术服务。近期,与中国能建葛洲坝国际公司联合体签订希腊50MW光热发电项目EPC框架合同,第一次实现了中国光热发电产业以完整的“技术+设备+工程”模式走出国门。
  因为对太阳能热发电技术的热爱,而勇于创新,敢吃“螃蟹”,并勤奋执着,砥砺前行,持之以恒,以扎实的技术推动太阳能热发电产业化发展。今年8月20-22日,中控太阳能也将作为国内最具权威性和影响力的太阳能热发电技术年会——2019第五届中国太阳能热发电大会的承办单位,这个8月,我们在杭州共论如何“以科学技术创新推进太阳能热发电产业化发展”。目前大会征文正在进行中,欢迎关注!
  金建祥个人简介
  1984年毕业于浙江大学化工自动化专业。1999年晋升为浙江大学研究员。
  多年来一直从事工业自动化领域的研究开发以及产业化工作,连续多年控制系统市场占有率第一。完成了十个国家重点科技攻关项目(含863课题),获得国家技术发明二等奖一次,国家科技进步二等奖二项,中国标准创新贡献奖一等奖,浙江省科技进步一等奖三项。2005年当选全国劳动模范;2007年入选国家百千万人才;2008年评为浙江省特级专家,并享受国务院特殊津贴。自2010年初,他一直致力于塔式太阳能热发电相关技术的研究开发工作,已获得发明专利13项,并在工程化和产业化方面做了大量工作,取得了令人瞩目的成绩。
  在金建祥为核心技术带头人的带领下,中控太阳能已打造了百余人的太阳能热发电精英团队,其中技术研究、开发与试验人员比例占70%以上。现已完成太阳能聚光、光热转换、高效蓄热和系统集成等太阳能热发电全流程技术及核心装备的研究与研制。自主研发的智能定日镜、大规模集群聚光控制技术和高温熔盐储换热技术等已达到国际先进水平。
 目前中控太阳能共申请专利161项,其中发明专利104项,已授权专利97项,其中授权发明专利49项,形成了具有完全自主知识产权的塔式太阳能热发电整体解决方案。

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