CSPPLAZA光热发电网报道：近日，在由中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司、国家太阳能光热产业技术创新战略联盟、CSPPLAZA光热发电平台共同主办、首航高科能源技术股份有限公司联合主办的2022中国风光热互补新能源基地开发大会上，浙江可胜技术股份有限公司总裁徐能就《风光大基地开发，如何找到光热的定位》作了主题报告。

图：徐能作主题发言

徐能指出，从去年9月份开始，国家发改委开始在我国西部沙漠、戈壁、荒漠地区重点推广大型风光基地，而在基地推广过程中，光热迎来了第二拨很好的发展机会。

对于业界普遍关注的光热系统可靠性、国产化等问题，徐能以青海中控德令哈50MW塔式光热电站为例进行了介绍。徐能表示，经过近4年的运行验证，已充分证明可胜技术自主研发的熔盐塔式技术及核心设备是成熟的、可靠的，青海中控德令哈50MW塔式光热电站最近11个月（2021.8.6-2022.7.5）累计实际发电量超过设计值（1.46亿kWh），成为全球首个年度实际发电量完全达到并超过设计发电量的塔式熔盐储能光热电站。同时，该电站国产化率已经达到95%，预计在目前正在开发的甘肃等第一批大基地项目里，光热项目的国产化率会进一步提高。

此外，徐能还结合当前在建的甘肃金塔项目对风光热案例进行了分析，该项目主要有如下亮点：

1）100%清洁能源，含高比例装机可调度电源；清洁能源占比为100%，设计提供100%零碳低成本电量16亿KWh；项目光热装机100MW，占光伏装机600MW的16.67%，可提供高比例装机的可调度电源。

2）光伏光热深度耦合设计，充分发挥电源侧灵活调节作用；采用光储一体化运行模式及光热调峰模式设计；优化储能系统设计，合理配置储能规模——配置长时间大容量储能系统，覆盖早晚用电高峰，能够为光伏提供足够的负荷空间，储能容量大，调节能力强；灵活的电加热系统设计——设计30MW电加热器，预留储罐及电加热接口，可配置大规模电加热器，消纳弃电。

更多精彩内容，请阅读下面刊出的徐能的演讲全文：

徐能：各位尊敬的领导，各位专家，各位同仁，下午好！

我的报告分三个部分：

第一、围绕实现2020年9月份习主席提出的双碳目标，首要课题就是如何构建以新能源为主体的新型电力系统。要构建以新能源为主体的新型电力系统，其中很重要的一个技术问题是储能问题，储能问题不解决，新能源比例不可能大幅度上升，而如果不解决储能问题而只提高新能源比例，电网的安全性很难保证。根据这个大的目标，从去年9月份开始，国家发改委开始在国家西部沙漠、戈壁、荒漠地区重点推广大型风光基地，而在基地推广过程中，光热迎来了第二拨很好的发展机会。

首先，我们讲一下储能。最近关注股市的朋友也了解这个话题很热门，储能的各个板块在股价上体现的都比较明显。目前储能有几种主流的技术路线：抽水蓄能、电化学储能以及逐步在发展的压缩空气储能等。

其中抽水蓄能发展时间最长，技术最成熟，但抽水蓄能有三个主要问题：一是抽水蓄能成本较高，而且是逐年升高；抽水蓄能主要成本来源于土建，土石方、人力成本，人工成本，甚至还有拆迁成本，而这些成本随着社会的发展是逐步提高的，基于上述情况，抽水蓄能储一度电的成本就要达到7毛钱左右。其次是建设周期，在国家30.60的目标指导下新能源将快速发展，而建一个抽水蓄能电站，从可研到最后全容量并网一般要7年左右，快的6年晚的8年，远水解不了近渴。另外一个很主要的问题是需要有地理条件的支持，最好有上下游水库，而国内具备这样条件的区域非常有限。

电化学储能很适合分布式、短时间的储能应用，但对于大规模，大容量，长时间储能，目前在电池技术没有革命性的突破之前是不合适的。因为首先要考虑安全性问题，电池尤其是锂电池，正负极之间的隔膜击穿问题是不可回避的，从控制角度来讲是不安全的，这是一个很大的挑战。另外也是成本问题，储存一度电要7毛钱，而且近两年电化学的成本也在逐步升高，因为锂的成本由于产能等原因在逐步升高。

压缩空气目前投资成本是1800元/kWh【来源金坛盐穴压缩空气储能示范项目，按一次充放电有效容量计算】，如果不用盐穴而是纯粹用储罐来做压缩工具存储，成本应该要翻倍了。所以目前主流的几个储能方式，发展上还是有不少的提高空间，这其实也给光热的发展带来了很好的契机。

这里总结了上述几种储能方式的一些主要特性，对于储能型光热发电，首先塔式光热发电的碳排放应是所有新能源里面最低的，一度电15.3克的排放；这个排放不仅是指发电过程，新能源发电过程都是零排放，还包括发电的前端和后端、整个生命周期的碳排放。综合考虑，塔式光热发电的碳排放是最低的，跟燃煤发电的碳排放量相比接近1：6的关系。

储能成本方面，熔盐储能成本也是比较低的，同时熔盐储能本质是安全的，因为熔盐是硝酸钠和硝酸钾（6:4）配比，最多会有一些泄露问题，但泄露之后就会凝固，而其本身是农用化肥的一种成份，对土地也没有任何污染。另外熔盐储热技术非常适合大规模、长时间的、GW级的储能应用。

调节能力方面，光热发电比火电调节能力、调节速度更优，火电若不做另外的改造，受锅炉的影响，其调节范围只有50%-100%，而光热发电可以达到15%-100%，且很容易实现。

基于这些优势，在后续大基地开发中，光热发电必然会有很好的定位和优势，逐步可以承担起基荷。当然实现这个目标的前提是将天然气作为补充的燃料，使整个系统的可靠性更高，而且光热发电系统加天然气性价比高，只要加一个天然气炉来加热熔盐即可，后端的换热、发电和光热系统是共用的，可以实现在投入非常有限的情况下，大幅提高整个光热发电系统的电源可靠性，为未来光热发电系统承担基荷提供保障。

第二、光热发电的技术发展情况。

我简单介绍一下浙江可胜技术股份有限公司，公司2010年年底成立，12年只做了一件事情就是塔式熔盐光热发电技术，其他的光热发电形式我们没有去做研究，我们投入了7亿多的研发成本，拥有200多项的专利，发明专利180项，通过示范项目的投运，已掌握了整套技术的核心以及从设计到设备选型、项目建设、项目运维等全流程工艺。

以青海中控德令哈50MW光热电站为例，该电站的整套技术都是可胜技术自主研发的，电站国产化率已经达到了95%。同时，该技术也已经过4年示范项目的验证。今年我们不少新项目开始建设，很多项目也对一些设备提出了要求，比如一些环节要求进口设备，当然这个没有问题，但我想借这个机会讲一下我们的经验。

我先讲下德令哈电站中非国产化的5%是什么：吸热器的管屏材质镍基625，这个采用了进口材料，但现在宝钢也已经在开发并且已有相应产品；吸热器表面黑色的高温涂层采用进口；熔盐泵采用进口的；另外有两三个高压差熔盐阀采用进口，其它80%以上的熔盐阀全是国产的；除了上述几种设备以外其他设备全都是国产的。预计正在开发的甘肃等第一批大基地项目里面，光热项目的国产化率会进一步提高，比如金塔项目的冷盐泵是我们与江苏飞跃一起合作的，没有采用一台进口设备，这也是我们经过多年的共同研发、实验后达成的目标，对成本起到相当大的下降作用；当然我们在使用国产冷盐泵的同时也对储换热整体工艺做了优化，尽可能使系统对泵的要求难度降低，并且已经申请专利。

所以我在这里想阐述的第一个观点是，整个光热发电技术通过我们示范项目的运行，已经是一项成熟的技术了；第二个观点是，大部分设备可以国产化。客观来讲，目前国产化设备也要选择合适的，并不是所有的国内厂家、所有的国产化设备都能很好的运用，这需要一定的过程，但是选择合适的设备是没问题的，我们已经过现场的实际验证。

这里看一下电站运行的典型数据，前面提到了光热发电的优势就是稳定可靠，在天气条件比较好的情况，如2020年2月份，约半个月没有停机，德令哈电站的储能时间是7个小时，在不停机的情况下，半夜2点以后把负荷适当的压低，保证连续运行发电。连续不间断运行时长接近300个小时，其中发电量8.39GWh，达成率超过100%，创下了机组连续不间断运行时长、连续发电量及发电量达成率三项最高记录。

另外去年9月10日单日发电量再次突破记录，单日接近23小时的满负荷运行，当天是全晴天，发电量超过了110万度。

发电量数据方面，我们是2018年底并网的，整个电站在第四次并网发电的时候就实现了满负荷发电，这个速度在全球所有的塔式光热发电里是最快的，因为我是这个项目的项目经理，整个项目的现场建设、调试以及前期的消缺是全程参与的，体会很深刻。在2019年满负荷发电以后，经历了水规总院的验收，在验收期间做了各种各样的实验，验收完成以后，我们在7月份达到正常的商业化运行标准；从2019年7月到2020年7月份，发电量已经接近设计值了，设计值是1.46亿度电，而那一年发电量是1.21亿度，达成率是88.6%；同时这里还有限电因素，如果把这些去除，首年商业化运行发电量达成率可以达到94.35%。

到第二年其实运行不理想，主要是电站汽轮机出现了问题，由于汽轮机返厂检修了三次，导致第二年的数据不是很理想。这个问题目前看来也很简单，主要是汽轮机的受力和管道推力的匹配性问题，重视之后对于设计院和汽机厂家来讲都不算是一个问题；但前期确实也有一些疏忽，虽然不是技术难题，但导致发电量损失很大。我们把汽轮机问题解决以后，自去年的8月6号汽轮机第三次返修完成后，现场正常投运，截至2022年7月5号，11个月累计发电量已经达到了设计值1.46亿度电，这一年电站运行相当稳定，这个数据在全球已投运塔式光热电站里面也是最高的。

大家看柱状图可以发现，塔式光热发电还有一个特点，它全年的发电量差异跟其他发电方式相比是比较小的。尤其在冬季，大西北虽然有很多水电，但冬季是缺水的，水电的负荷会下降，恰恰塔式光热发电在冬季的发电量还有所提高，这对整个电网调峰和电量的平衡能发挥重要的作用。因为在西部冬天虽然日照时间短，但是晴天多，几乎没有雨天，而夏季日照时间长，但是雨季、阴天、云多天较多，综合来看，冬季比夏季的发电量反而要好，我认为塔式光热发电这个特性对西北现有的水电是很好的补充，这个特性也是塔式光热发电比较有优势的一个特性。

总体来看，经过3年半的运行，我们认为整个塔式熔盐技术是成熟的，目前不存在解决不了的问题。

同时，国产化率也是可以做到很高，但是要有针对性的做一些选择、论证。在接下来很多项目的实施过程当中，如果和大家有幸合作，我们可以提供全方位的支持，让业主利用最少的投资选到最合适的设备，保证最好的投资回报，这点我们很有信心。

针对电站的运行效果我们也请了国际权威第三方做认证，委托了业界知名的、参与了全球多座光热电站第三方咨询的工程公司——德国fichtner，当时外方工程师在现场持续工作两个月左右，把电站建设过程中的所有资料，包括运行过程中出现的问题，运行的曲线都做了相当完整地分析，基于这么多数据的分析得出几个结论：

1，该电站的整体设计达到了全球同类技术最先进的水平，主要设备运行状态良好，且具有多项设计亮点，如定日镜及其控制系统设计、熔盐泵数量最小化设计、蒸汽循环系统设计等；

2，整个电站的建设质量已经比肩国际技术提供商的水平，而且利用了一系列新颖设计有效提升电站的性能表现及运维水平。我们基于自主研发，开发了针对塔式光热电站如何提升发电量，如何降低运维人员的工作量及技术要求的各种软件；开发了对操作人员操作技能考核的软件，可以对每个班组人员的运行水平进行监督考核，软件可以自动判断运行动作有没有超出运行规程的要求，给生产管理人员提供参考，了解班组人员的操作水平，促进电站更好的运行，目前这个软件在现场已经得到很好的运用。

另外我们开发了针对熔盐吸热器、熔盐储罐，熔盐泵，汽轮机等关键设备的故障预警系统，在设备出问题之前就会提示用户。例如虽然熔盐泵等设备还能运行，但已经有不健康的状态发生，软件可以通过各个温度的判断，第一时间提醒运行人员针对性做一些维护，不用等到设备停机检修。其实这套软件我们已经开发了五六年，通过现场大量数据的积累、算法的迭代，目前正在现场应用。这些软件的开发对降低整个光热电站运维要求，提高运维效率都可起到积极作用，接下来在后续的项目里也会进一步推广应用。

此外，针对定日镜我们也请了第三方权威组织——CSP Services与德国航空航天中心（DLR）进行检测认证，对定日镜给出了最高等级的评价。

针对国产化率问题，就塔式熔盐光热发电技术来说，国内的一些吸热器、储罐、蒸汽发生器等设备供应商所提供的产品已经超过进口产品，国内首批示范项目的应用效果已经证明这一点。恰恰在国外的同类电站，吸热器，储罐，蒸汽发生器其实都出现过问题，蒸汽发生器整套更换、熔盐储罐泄漏、吸热器吸热管变形等情况都有案例，应用的都是进口设备。

第三、风光热案例分析。

前面把德令哈电站运行的经验做一个分享，后面结合风光大基地把我们在开发的甘肃金塔项目的情况做一个简单的报告。

项目在甘肃酒泉地区金塔县，装机规模60万千瓦光伏+10万千瓦的光热，预计年发电量16亿度，上网电价是当地的火电标杆电价0.3078元/kWh，总投资47亿左右。

整个项目采用100%清洁能源，可调度能源达到17%；另外一个特点是光伏光热深度的耦合设计，一般在白天天气好的时候光热最低负荷运行15%，光伏可以满发，在太阳辐照强度减弱甚至太阳落山以后，光热的负荷逐步提高，以满足早晚高峰的用电需求。另外配比了一定容量的电加热器，把600MW里面的一些弃电收集起来，在晚高峰的时候可以使用。

项目采用了可胜技术自主研发的全套技术，并通过仿真平台进行优化设计。

运行模式方面，整个系统最大的出力是60万千瓦，如果系统出力负荷小于上限负荷时，光伏光热正常独立运行；如果系统出力大于上限负荷时，白天光热主动降低负荷，为光伏让出发电空间，光热主要是吸热储热，低负荷发电给整个电网提供转动惯量。在早晚高峰、光伏系统出力不足的时候，光热机组会增加负荷，给电网提供稳定的电力供应。如果在光照条件好的正午前后，光伏系统出现弃电现象，这时会利用电加热器把弃电用于加热熔盐并把热量存储在熔盐储罐，在早晚高峰或光伏出力不足时发电，实现最大化利用弃电。

目前配置了30MW电加热器，但在整体设计上预留了空间，可根据后续电网的要求，项目的优化、技改增加电加热器，例如可以吸纳周边电站的弃电，或者在电价比较便宜的情况下，增加电加热器的容量，以进一步提高新能源整体的消纳。

我就介绍到这里，借这个机会也感谢这么多年来给我们可胜支持帮助的各位领导，各位专家，各位合作伙伴，对你们的支持帮助表示最衷心的感谢。谢谢！