金建祥:有待进一步研究突破的光热发电核心技术探讨

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  青海中控德令哈50MW塔式熔盐储能光热电站是国家首批光热发电示范项目之一,由浙江中控太阳能技术有限公司(简称中控太阳能)和浙江中光新能源科技有限公司联合投资。电站于2018年12月30日并网发电,2019年4月17日14点19分实现满负荷运行;从7月17日至8月16日累计发电量为1258.23万度,月发电量达成率为90.76%;8月9日至8月15日发电量为500.48万度,周理论发电量为512.48万度,达成率达到97.65%。尤其令人骄傲的是,该电站采用由中控太阳能自主研发并完全拥有知识产权的核心技术,95%以上的设备实现了国产化。中控太阳能为首批太阳能热发电示范项目交出了一份满意的答卷,并以此为起点,持续研究太阳能热发电中有待进一步突破的核心技术,近日,在2019第五届中国太阳能热发电大会上,中控太阳能董事长兼总工程师金建祥对青海中控德令哈50MW光热电站的运行情况进行了解读与分享,并对塔式熔盐太阳能热发电中有待进一步研究和突破的核心技术提出了自己思考与探索。


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图:金建祥董事长作主题报告


报告中,金建祥从电站集成商以及运营者的角度,围绕提高电站发电效率、降低发电成本的目标,指出了塔式熔盐光热发电技术路线中需要迫切解决的问题,主要包括:云的预测技术、定日镜清洗技术、设备可靠性模型研究、全场优化运营技术、全自动操作运行技术、仿真培训技术等;同时,他也分析了下一代光热发电技术中值得重点研究的核心技术,主要包括:高温、高效吸热技术,大规模、低成本高温热储能技术,超临界二氧化碳布雷顿循环技术等;此外,他认为,光热发电的定位与调峰作用、多能互补技术都有待进一步研究突破。


1、云预测技术

(1)研究必要性:

德令哈全年只有1/7是晴天,大部分是多云天,现有天气预报精度难以满足要求;

云带来的冷热冲击严重影响吸热器寿命,需提前干预;

长时间的云影响电站操作运营,从而影响电站的发电量。


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(2)研究内容:

0-30分钟云预测:采用全天空成像仪等设备实现0-30分钟云预测,提前干预吸热器流量和镜场能量,在保证吸热器的安全下尽可能少弃光。

30分钟-5小时短时云预测:采用卫星云图数据实现30分钟-5小时的云预测功能,解决是否及时疏盐和熔盐二次上塔困难,提高光资源利用率,优化电伴热系统起停等方案,提高发电量。

5小时-72小时云预测:采用数值气象预报系统实现5小时-72小时的云预测功能,优化电站发电功率控制策略,提升电站经济性和调峰的置信度。

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2、定日镜清洗技术

(1)研究必要性

定日镜清洁度对发电量影响很大,晴天、多云天影响量不同;

塔式CSP的反射镜的焦距(即从定日镜到吸热器的距离)远大于与槽式和碟式,清洁度的影响比光伏发电、槽式CSP更大;

在西北地区,每年冬季有4-5个月气温低于0℃,不适合水洗。


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(2)研究内容:

冬天可采用无水干洗,优化清洗方案,提高清洗效果;

冬季仍然使用水洗,水中添加防冻剂,相比干洗可提高7%清洁度。配合回收和过滤设备,降低防冻剂和水使用成本;

优化清洗策略,例如镜场高效率区域对应清洗频率更高。夏季减少清洗频率,冬季增加清洗频率。


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图:定日镜清洗车

3、设备的可靠性模型研究

1)研究必要性:

在影响发电量的各种因素中(包括设备可靠性、极端天气、清洗效果、运营水平等),设备可靠性对发电量影响最大;

艺流程中不同设备的故障率和影响程度(严重性)不同。


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(2)研究内容:

根据系统工艺和运行情况分析设备的故障模型和故障概率;

定日镜故障率极低,个别定日镜故障几乎不影响电站运行,但要预防镜场全局性故障;

储罐、换热器、泵等可以采用双重化设计方案,提高可用性,降低对发电量的影响;

吸热器等难以双重化设计,需要重点研究快速修复方案。


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4、全场优化运营技术

(1)研究必要性:

白天不同天气情况下运行策略选择;

夜间运行策略选择:满负荷运行后停机or 降负荷24小时连续运行。德令哈50MW汽轮机不同负荷效率比较:


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(2)研究内容:

白天结合云预测系统,如预测后续晴天时,尽快提升负荷,减少由于热盐罐满罐导致的弃光;

白天如预测后续多云,维持50%以上负荷,高效发电同时进行储能;

  夜间需根据储热容量和第二天天气情况,比较降负荷连续运行还是满负荷运行后停机?选择合理运行方式,尽可能提高发电量。


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5、全自动操作运行技术

(1)研究必要性:

电站所在西北高原荒漠地区高学历运行人员缺乏;

镜场和吸热系统联动过程复杂,操作风险大;

熔盐系统作为新生事物,缺少熟练操作员。


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图:全自动操作运营技术主要内容


(2)研究内容:

光热电站多选址在光资源好的荒漠或戈壁,条件艰苦甚至恶劣,人才难以引进,更多地依赖自动化运行,实现一键启停,降低对运维人才的要求。


光热电站系统比较复杂,镜场自动校正、自动预备、自动能量调度、自动堵管处理、自动过热处理、自动云处理等绝大部分内容都可以通过自动操作来实现。

6、仿真培训技术

(1)问题:

在真实系统上做培训的风险高、代价大;

聚光集热系统新工艺,需要模拟大规模镜场及变化的气象条件,暂无成熟的仿真培训系统。

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(2)解决方案:

结合聚光集热仿真系统与常规火电的仿真培训系统开发塔式太阳能热发电仿真培训系统;

重点解决气象模拟、吸热器运行模拟、镜场能量投射模拟、储换热系统模拟等技术问题。

培训分三个方面进行:

1)运行模拟:

电站运行、启动、关机全流程仿真;

运营数据输出功能仿真平台加速、暂停功能。

2)故障模拟:

事故情况下设备运行状态;

故障发生后的操作模拟和联锁保护。

3)演示培训:

演示塔式熔盐电站全流程;

培训电站操作人员。

仿真培训技术比较成熟,但塔式熔盐的光热电站运行很复杂,培训时应该先在仿真模型上进行培训,目前这方面还是比较缺乏的。

7、光热发电定位

问题1:光热能否取代风电?

答案:不能,成本要低于风电可能性很小。


问题2:光热能否取代光伏?

答案:不能,成本要低于光伏可能性很小。


问题3:能被光伏、风电取代?

答案:不能,储电的成本远高于熔盐储热;寿命远低于熔盐储热;环境成本远高于熔盐储能。


问题4:光热电站能取代火电?

答案:能!光热是理想的基荷电源和调峰电源;尤其是取代与光伏和风电配套建设的火电!


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(1)      光伏、风电、光热的出力特征:

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(2)多能互补实现零碳发电:

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(3)光热电站作为灵活调节电站的可行性分析:

1)适应于调峰需求的运行模式:

a 白天中午前后2-6小时低负荷运行或停机,为光伏让路;

b 用电高峰过后的夜间低负荷运行或停机,为风电或火电让路;

c 配合光伏和风电发电,成为一种稳定的清洁电源。


2)技术上:

利用大容量、低成本储热,出力容易实现稳定可调,15分钟左右,可实现20%-110%发电负荷的快速调节。


3)经济性:

为了适应于调峰需求,系统设计需调整:

a 同等发电量的条件下,增加储能时长,或:

b 同等发电量的条件下,增加汽轮机额定功率;

c 度电成本大约会增加2-3分钱。

8、下一代塔式太阳能热发电技术

下一代塔式太阳能热发电技术核心问题有三:一是更高的吸热温度:筛选使用温度更高的吸热介质。二是寻找适应高温储热材料和设备,且设备和储热材料成本较低:实现更大规模的储热,提高电网调度的置信度。三是采用高效率的超临界二氧化碳透平技术。


要使透平循环净效率达到55%以上,透平入口的介质温度要达到700℃以上。受吸热和储换热设备材料的限制,还得分两步走:第一步是透平入口的介质温度达到630℃左右,争取净效率达到51%;第二步是透平入口温度达到700℃以上,净效率争取达到55%。


这三项技术应用需同时解决、缺一不可。比如高温吸热技术或高温储热技术没有解决,就算解决了超临界二氧化碳透平技术,也无法明显提升光电转换效率,因此在光热发电领域,仅仅解决单一某项技术并没有实际意义。真正有实际价值的新一代光热电站,必须同时解决这三项技术才有意义。


因此,在熔盐塔式技术路线不变的情况下,通过不断的技术进步和优化,通过规模化的生产,我们认为到2028年光热发电上网电价可降至0.65元/kWh是完全有可能的。基于光电转化效率提高12%(这还是比较容易的,现在实际测试出来的光电效率已经比设计值高了10%),整个电站投资降低20%,再辅以土地成本降低、融资成本下降、税收优惠、建设期缩短等,是完全有可能实现0.65元/kWh上网电价的。如果下一代光热发电技术(高温吸热、高温储热和超临界二氧化碳)全面应用后,有可能光电效率提高40%左右,投资下降10%左右,这样成本可降至0.35-0.45元/kWh。最终实现平价上网,取代部分火电,成为基荷电源和调峰电源。期待这一天早一点到来。


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