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CSPPLAZA光熱發電網報道：近日，在由中國電力工程顧問集團西北電力設計院有限公司、國家太陽能光熱產業技術創新戰略聯盟、CSPPLAZA光熱發電平臺共同主辦、首航高科能源技術股份有限公司聯合主辦的2022中國風光熱互補新能源基地開發大會上，浙江可勝技術股份有限公司總裁徐能就《風光大基地開發，如何找到光熱的定位》作了主題報告。

圖：徐能作主題發言

徐能指出，從去年9月份開始，國家發改委開始在我國西部沙漠、戈壁、荒漠地區重點推廣大型風光基地，而在基地推廣過程中，光熱迎來了第二撥很好的發展機會。

對于業界普遍關注的光熱系統可靠性、國產化等問題，徐能以青海中控德令哈50MW塔式光熱電站為例進行了介紹。徐能表示，經過近4年的運行驗證，已充分證明可勝技術自主研發的熔鹽塔式技術及核心設備是成熟的、可靠的，青海中控德令哈50MW塔式光熱電站最近11個月（2021.8.6-2022.7.5）累計實際發電量超過設計值（1.46億kWh），成為全球首個年度實際發電量完全達到并超過設計發電量的塔式熔鹽儲能光熱電站。同時，該電站國產化率已經達到95%，預計在目前正在開發的甘肅等第一批大基地項目里，光熱項目的國產化率會進一步提高。

此外，徐能還結合當前在建的甘肅金塔項目對風光熱案例進行了分析，該項目主要有如下亮點：

1）100%清潔能源，含高比例裝機可調度電源；清潔能源占比為100%，設計提供100%零碳低成本電量16億KWh；項目光熱裝機100MW，占光伏裝機600MW的16.67%，可提供高比例裝機的可調度電源。

2）光伏光熱深度耦合設計，充分發揮電源側靈活調節作用；采用光儲一體化運行模式及光熱調峰模式設計；優化儲能系統設計，合理配置儲能規模——配置長時間大容量儲能系統，覆蓋早晚用電高峰，能夠為光伏提供足夠的負荷空間，儲能容量大，調節能力強；靈活的電加熱系統設計——設計30MW電加熱器，預留儲罐及電加熱接口，可配置大規模電加熱器，消納棄電。

更多精彩內容，請閱讀下面刊出的徐能的演講全文：

徐能：各位尊敬的領導，各位專家，各位同仁，下午好！

我的報告分三個部分：

第一、圍繞實現2020年9月份習主席提出的雙碳目標，首要課題就是如何構建以新能源為主體的新型電力系統。要構建以新能源為主體的新型電力系統，其中很重要的一個技術問題是儲能問題，儲能問題不解決，新能源比例不可能大幅度上升，而如果不解決儲能問題而只提高新能源比例，電網的安全性很難保證。根據這個大的目標，從去年9月份開始，國家發改委開始在國家西部沙漠、戈壁、荒漠地區重點推廣大型風光基地，而在基地推廣過程中，光熱迎來了第二撥很好的發展機會。

首先，我們講一下儲能。最近關注股市的朋友也了解這個話題很熱門，儲能的各個板塊在股價上體現的都比較明顯。目前儲能有幾種主流的技術路線：抽水蓄能、電化學儲能以及逐步在發展的壓縮空氣儲能等。

其中抽水蓄能發展時間最長，技術最成熟，但抽水蓄能有三個主要問題：一是抽水蓄能成本較高，而且是逐年升高；抽水蓄能主要成本來源于土建，土石方、人力成本，人工成本，甚至還有拆遷成本，而這些成本隨著社會的發展是逐步提高的，基于上述情況，抽水蓄能儲一度電的成本就要達到7毛錢左右。其次是建設周期，在國家30.60的目標指導下新能源將快速發展，而建一個抽水蓄能電站，從可研到最后全容量并網一般要7年左右，快的6年晚的8年，遠水解不了近渴。另外一個很主要的問題是需要有地理條件的支持，最好有上下游水庫，而國內具備這樣條件的區域非常有限。

電化學儲能很適合分布式、短時間的儲能應用，但對于大規模，大容量，長時間儲能，目前在電池技術沒有革命性的突破之前是不合適的。因為首先要考慮安全性問題，電池尤其是鋰電池，正負極之間的隔膜擊穿問題是不可回避的，從控制角度來講是不安全的，這是一個很大的挑戰。另外也是成本問題，儲存一度電要7毛錢，而且近兩年電化學的成本也在逐步升高，因為鋰的成本由于產能等原因在逐步升高。

壓縮空氣目前投資成本是1800元/kWh【來源金壇鹽穴壓縮空氣儲能示范項目，按一次充放電有效容量計算】，如果不用鹽穴而是純粹用儲罐來做壓縮工具存儲，成本應該要翻倍了。所以目前主流的幾個儲能方式，發展上還是有不少的提高空間，這其實也給光熱的發展帶來了很好的契機。

這里總結了上述幾種儲能方式的一些主要特性，對于儲能型光熱發電，首先塔式光熱發電的碳排放應是所有新能源里面最低的，一度電15.3克的排放；這個排放不僅是指發電過程，新能源發電過程都是零排放，還包括發電的前端和后端、整個生命周期的碳排放。綜合考慮，塔式光熱發電的碳排放是最低的，跟燃煤發電的碳排放量相比接近1：6的關系。

儲能成本方面，熔鹽儲能成本也是比較低的，同時熔鹽儲能本質是安全的，因為熔鹽是硝酸鈉和硝酸鉀（6:4）配比，最多會有一些泄露問題，但泄露之后就會凝固，而其本身是農用化肥的一種成份，對土地也沒有任何污染。另外熔鹽儲熱技術非常適合大規模、長時間的、GW級的儲能應用。

調節能力方面，光熱發電比火電調節能力、調節速度更優，火電若不做另外的改造，受鍋爐的影響，其調節范圍只有50%-100%，而光熱發電可以達到15%-100%，且很容易實現。

基于這些優勢，在后續大基地開發中，光熱發電必然會有很好的定位和優勢，逐步可以承擔起基荷。當然實現這個目標的前提是將天然氣作為補充的燃料，使整個系統的可靠性更高，而且光熱發電系統加天然氣性價比高，只要加一個天然氣爐來加熱熔鹽即可，后端的換熱、發電和光熱系統是共用的，可以實現在投入非常有限的情況下，大幅提高整個光熱發電系統的電源可靠性，為未來光熱發電系統承擔基荷提供保障。

第二、光熱發電的技術發展情況。

我簡單介紹一下浙江可勝技術股份有限公司，公司2010年年底成立，12年只做了一件事情就是塔式熔鹽光熱發電技術，其他的光熱發電形式我們沒有去做研究，我們投入了7億多的研發成本，擁有200多項的專利，發明專利180項，通過示范項目的投運，已掌握了整套技術的核心以及從設計到設備選型、項目建設、項目運維等全流程工藝。

以青海中控德令哈50MW光熱電站為例，該電站的整套技術都是可勝技術自主研發的，電站國產化率已經達到了95%。同時，該技術也已經過4年示范項目的驗證。今年我們不少新項目開始建設，很多項目也對一些設備提出了要求，比如一些環節要求進口設備，當然這個沒有問題，但我想借這個機會講一下我們的經驗。

我先講下德令哈電站中非國產化的5%是什么：吸熱器的管屏材質鎳基625，這個采用了進口材料，但現在寶鋼也已經在開發并且已有相應產品；吸熱器表面黑色的高溫涂層采用進口；熔鹽泵采用進口的；另外有兩三個高壓差熔鹽閥采用進口，其它80%以上的熔鹽閥全是國產的；除了上述幾種設備以外其他設備全都是國產的。預計正在開發的甘肅等第一批大基地項目里面，光熱項目的國產化率會進一步提高，比如金塔項目的冷鹽泵是我們與江蘇飛躍一起合作的，沒有采用一臺進口設備，這也是我們經過多年的共同研發、實驗后達成的目標，對成本起到相當大的下降作用；當然我們在使用國產冷鹽泵的同時也對儲換熱整體工藝做了優化，盡可能使系統對泵的要求難度降低，并且已經申請專利。

所以我在這里想闡述的第一個觀點是，整個光熱發電技術通過我們示范項目的運行，已經是一項成熟的技術了；第二個觀點是，大部分設備可以國產化。客觀來講，目前國產化設備也要選擇合適的，并不是所有的國內廠家、所有的國產化設備都能很好的運用，這需要一定的過程，但是選擇合適的設備是沒問題的，我們已經過現場的實際驗證。

這里看一下電站運行的典型數據，前面提到了光熱發電的優勢就是穩定可靠，在天氣條件比較好的情況，如2020年2月份，約半個月沒有停機，德令哈電站的儲能時間是7個小時，在不停機的情況下，半夜2點以后把負荷適當的壓低，保證連續運行發電。連續不間斷運行時長接近300個小時，其中發電量8.39GWh，達成率超過100%，創下了機組連續不間斷運行時長、連續發電量及發電量達成率三項最高記錄。

另外去年9月10日單日發電量再次突破記錄，單日接近23小時的滿負荷運行，當天是全晴天，發電量超過了110萬度。

發電量數據方面，我們是2018年底并網的，整個電站在第四次并網發電的時候就實現了滿負荷發電，這個速度在全球所有的塔式光熱發電里是最快的，因為我是這個項目的項目經理，整個項目的現場建設、調試以及前期的消缺是全程參與的，體會很深刻。在2019年滿負荷發電以后，經歷了水規總院的驗收，在驗收期間做了各種各樣的實驗，驗收完成以后，我們在7月份達到正常的商業化運行標準；從2019年7月到2020年7月份，發電量已經接近設計值了，設計值是1.46億度電，而那一年發電量是1.21億度，達成率是88.6%；同時這里還有限電因素，如果把這些去除，首年商業化運行發電量達成率可以達到94.35%。

到第二年其實運行不理想，主要是電站汽輪機出現了問題，由于汽輪機返廠檢修了三次，導致第二年的數據不是很理想。這個問題目前看來也很簡單，主要是汽輪機的受力和管道推力的匹配性問題，重視之后對于設計院和汽機廠家來講都不算是一個問題；但前期確實也有一些疏忽，雖然不是技術難題，但導致發電量損失很大。我們把汽輪機問題解決以后，自去年的8月6號汽輪機第三次返修完成后，現場正常投運，截至2022年7月5號，11個月累計發電量已經達到了設計值1.46億度電，這一年電站運行相當穩定，這個數據在全球已投運塔式光熱電站里面也是最高的。

大家看柱狀圖可以發現，塔式光熱發電還有一個特點，它全年的發電量差異跟其他發電方式相比是比較小的。尤其在冬季，大西北雖然有很多水電，但冬季是缺水的，水電的負荷會下降，恰恰塔式光熱發電在冬季的發電量還有所提高，這對整個電網調峰和電量的平衡能發揮重要的作用。因為在西部冬天雖然日照時間短，但是晴天多，幾乎沒有雨天，而夏季日照時間長，但是雨季、陰天、云多天較多，綜合來看，冬季比夏季的發電量反而要好，我認為塔式光熱發電這個特性對西北現有的水電是很好的補充，這個特性也是塔式光熱發電比較有優勢的一個特性。

總體來看，經過3年半的運行，我們認為整個塔式熔鹽技術是成熟的，目前不存在解決不了的問題。

同時，國產化率也是可以做到很高，但是要有針對性的做一些選擇、論證。在接下來很多項目的實施過程當中，如果和大家有幸合作，我們可以提供全方位的支持，讓業主利用最少的投資選到最合適的設備，保證最好的投資回報，這點我們很有信心。

針對電站的運行效果我們也請了國際權威第三方做認證，委托了業界知名的、參與了全球多座光熱電站第三方咨詢的工程公司——德國fichtner，當時外方工程師在現場持續工作兩個月左右，把電站建設過程中的所有資料，包括運行過程中出現的問題，運行的曲線都做了相當完整地分析，基于這么多數據的分析得出幾個結論：

1，該電站的整體設計達到了全球同類技術最先進的水平，主要設備運行狀態良好，且具有多項設計亮點，如定日鏡及其控制系統設計、熔鹽泵數量最小化設計、蒸汽循環系統設計等；

2，整個電站的建設質量已經比肩國際技術提供商的水平，而且利用了一系列新穎設計有效提升電站的性能表現及運維水平。我們基于自主研發，開發了針對塔式光熱電站如何提升發電量，如何降低運維人員的工作量及技術要求的各種軟件；開發了對操作人員操作技能考核的軟件，可以對每個班組人員的運行水平進行監督考核，軟件可以自動判斷運行動作有沒有超出運行規程的要求，給生產管理人員提供參考，了解班組人員的操作水平，促進電站更好的運行，目前這個軟件在現場已經得到很好的運用。

另外我們開發了針對熔鹽吸熱器、熔鹽儲罐，熔鹽泵，汽輪機等關鍵設備的故障預警系統，在設備出問題之前就會提示用戶。例如雖然熔鹽泵等設備還能運行，但已經有不健康的狀態發生，軟件可以通過各個溫度的判斷，第一時間提醒運行人員針對性做一些維護，不用等到設備停機檢修。其實這套軟件我們已經開發了五六年，通過現場大量數據的積累、算法的迭代，目前正在現場應用。這些軟件的開發對降低整個光熱電站運維要求，提高運維效率都可起到積極作用，接下來在后續的項目里也會進一步推廣應用。

此外，針對定日鏡我們也請了第三方權威組織——CSP Services與德國航空航天中心（DLR）進行檢測認證，對定日鏡給出了最高等級的評價。

針對國產化率問題，就塔式熔鹽光熱發電技術來說，國內的一些吸熱器、儲罐、蒸汽發生器等設備供應商所提供的產品已經超過進口產品，國內首批示范項目的應用效果已經證明這一點。恰恰在國外的同類電站，吸熱器，儲罐，蒸汽發生器其實都出現過問題，蒸汽發生器整套更換、熔鹽儲罐泄漏、吸熱器吸熱管變形等情況都有案例，應用的都是進口設備。

第三、風光熱案例分析。

前面把德令哈電站運行的經驗做一個分享，后面結合風光大基地把我們在開發的甘肅金塔項目的情況做一個簡單的報告。

項目在甘肅酒泉地區金塔縣，裝機規模60萬千瓦光伏+10萬千瓦的光熱，預計年發電量16億度，上網電價是當地的火電標桿電價0.3078元/kWh，總投資47億左右。

整個項目采用100%清潔能源，可調度能源達到17%；另外一個特點是光伏光熱深度的耦合設計，一般在白天天氣好的時候光熱最低負荷運行15%，光伏可以滿發，在太陽輻照強度減弱甚至太陽落山以后，光熱的負荷逐步提高，以滿足早晚高峰的用電需求。另外配比了一定容量的電加熱器，把600MW里面的一些棄電收集起來，在晚高峰的時候可以使用。

項目采用了可勝技術自主研發的全套技術，并通過仿真平臺進行優化設計。

運行模式方面，整個系統最大的出力是60萬千瓦，如果系統出力負荷小于上限負荷時，光伏光熱正常獨立運行；如果系統出力大于上限負荷時，白天光熱主動降低負荷，為光伏讓出發電空間，光熱主要是吸熱儲熱，低負荷發電給整個電網提供轉動慣量。在早晚高峰、光伏系統出力不足的時候，光熱機組會增加負荷，給電網提供穩定的電力供應。如果在光照條件好的正午前后，光伏系統出現棄電現象，這時會利用電加熱器把棄電用于加熱熔鹽并把熱量存儲在熔鹽儲罐，在早晚高峰或光伏出力不足時發電，實現最大化利用棄電。

目前配置了30MW電加熱器，但在整體設計上預留了空間，可根據后續電網的要求，項目的優化、技改增加電加熱器，例如可以吸納周邊電站的棄電，或者在電價比較便宜的情況下，增加電加熱器的容量，以進一步提高新能源整體的消納。

我就介紹到這里，借這個機會也感謝這么多年來給我們可勝支持幫助的各位領導，各位專家，各位合作伙伴，對你們的支持幫助表示最衷心的感謝。謝謝！