日前，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，中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司新能源工程院总工程师周治就《西北地区新能源大基地建设实施技术要点》作了主题报告。

图：周治作主题发言

周治指出，风光热多能互补基地模式可充分利用光伏、风电等的低度电成本补贴光热，用光热发电的可调度性补充光伏、风电的不可调度性，既可在一定程度上缓解电网调峰压力，也可使目前度电成本较高的光热发电技术仍有机会保持一定的规模增量，从而带动产业链上下游协同发展，通过规模化、市场化建设加速技术迭代，迅速降低成本，使光热发电在未来新型电力系统中发挥应有的作用。

周治认为，大基地建设实施要重点注意如下几方面：

1、具备经济性是项目落地实施的前提；如果希望光热发电能够更好的发挥调峰作用，首先就要想方设法通过技术创新、规模化建设、整体系统集成优化、建设管理和运维水平提升等多方位、多角度降低风电、光伏的度电成本，为光热电站的建设创造更大的补贴空间。

同时，应将整个风光热多能互补项目作为一个有机整体来考虑，统一规划公用设施、统一测算经济指标、统一进行运维管理，降低项目整体成本。

2、规划设计阶段需要：注重太阳能资源（DNI）的准确测量和评估、注重对当地建设条件的调查和落实、注重光热发电技术路线的研究和选择；

3、施工建造阶段需要：注重选择适合自身的光热电站建设管理模式、注重国产化关键设备的选择、注重光热发电项目特有设施设备的建设质量管控；

4、运行维护阶段需要：注重光热发电专业运维团队建立和培养、注重镜面清洁度的保持、注重熔盐泵阀等特殊设备的精细化巡检和维护、注重多云工况下运行策略优化和操作水平提升、注重前端聚光集热系统和后端汽轮发电系统的耦合匹配、注重整体系统自动化、数字化、智能化水平提升。

更多精彩内容，请阅读下面刊出的周治的演讲全文：

周治：尊敬的各位领导，各位专家，朋友们，大家下午好！

今天我非常荣幸能够在这个大会上和大家共同探讨一下西北地区新能源大基地建设实施的技术要点。

第一、企业简介。

中国电建西北勘测设计院成立于1950年，为中国电建集团核心成员企业之一。

主营业务方向为水电与抽水蓄能、新能源与电力、水利与生态环境、城乡建设与基础设施四大领域，是集勘测设计、工程总承包、投资运营于一体的科技型工程公司。

公司持有工程勘察、工程设计、工程监理、工程咨询资信评价“四综甲”资质资信。

公司拥有“国家级企业技术中心”、“国家能源水电工程技术研发中心高边坡与地质灾害研究治理分中心”、“国家水能风能研究中心西北分中心”、“博士后科研工作站”、“陕西省企业技术中心”、“陕西省水生态环境工程技术研究中心”、“院士专家工作站”、“中国电建太阳能热发电工程研究中心”、“国家储能技术产教融合创新中心（共建）”等创新平台，是“西北旱区生态水利国家重点实验室”“中国电建水环境治理研究（实验）中心”共建单位。

第二、政策背景及建设目标。

政策背景这块前面各位专家都讲的比较多了，建设目标方面按照我们自己的一些理解，风电、光伏配套储能的大基地发展模式应该是西北地区新能源发展的一条重要路径，在新能源整体无补贴发展的政策背景下，国家和地方的能源主管部门创新性地提出了光伏+光热，风电+光伏+光热一体化的发展模式。

我认为这样做的目的应该是充分利用光伏、风电低度电成本来补贴光热，用光热发电的可调度性补充风电、光伏的不可调度性，既可以在一定程度上缓解电网调峰压力，也可使目前度电成本较高的光热发电技术仍有机会保持一定的规模增量，从而带动产业链上下游协同发展，通过规模化、市场化建设加速技术迭代，迅速降低成本，使光热发电在未来新型电力系统中发挥应有的作用。

第三、大基地建设实施技术要点。

目前已经有相当多的项目正在实施，我们认为首先具备经济性是项目落地实施的前提。鉴于以上的建设目标，如果希望光热发电能够发挥更好地发挥调峰作用，首先就是要想方设法通过技术创新，规模化建设、整体系统集成优化、建设管理和运维水平提升等多方位、多角度降低风电、光伏的度电成本，为光热电站的建设创造更大的补贴空间。

光伏和风电是制造业属性非常重的两个行业，风电光伏的成本主要取决于组件和风机的价格，在系统集成能做的事情也有。

比如在光伏方面，可以使用更高效的组件、创新的支架形式（实现更低的成本、更高的发电量）、精细化设计、标准化建设管理等。

风电方面，可能主要还是单机容量的大型化，主要材料的轻量化，以及智慧风电厂相关的措施。

还有应该统筹考虑，把整个风光热多能互补的项目作为一个有机的整体来考虑，统一规划公用设施，统一测算经济指标，统一进行运维管理，通过这些来降低项目的整体成本。

在规划设计阶段，可能要注意以下几点。

第一、注重太阳能资源DNI的准确测量和评估。目前我们国家的气象站基本上没有DNI的实测数据，目前DNI的数据来源主要来源于卫星反演数据和一些商业化软件提供的数据。

这样的话多数据源比较或者建立自己的测光站就非常重要了，右边的图是我们自己在西北地区的一些DNI比较好的地区做了一些测量；不过它的点的密度还是比较稀疏，空间代表性有待于进一步提升，测量时间也比较短，最长的数据有3年多，在时间序列上的代表性可能也要和反演数据，卫星数据，包括商业化的数据结合进行使用。

在已有的数据分析阶段，我们的法向直接辐射和光伏所用的总辐射应该采用同一时段的同一套数据，不能是光伏去评估光伏的8760小时的发电量，光热用另外一套DNI的数据来评估光热的数据，最后有可能发生什么情况呢？光伏的数据显示今天是晴天，但是DNI的数据显示今天是多云或者阴天，这样光伏光热的互补性最后结论可能会出现问题。

第二个，应该注重对当地建设条件的调查和落实，比如常规的要素，像用地，用水，防洪等等。对光热来说影响比较大的因素也要关注，比如多云的天气，另外大风的情况，沙尘的情况，镜面结霜以后，光热系统也无法集热，上述因素都会对聚光集热系统收集热量产生影响。

还有一个就是注重光热发电技术路线的研究和选择，今天下午各个技术路线大家都已经有所了解。四种技术路线的优缺点和应用场景不一样，塔式、槽式、线性菲涅尔式在技术经济性方面的主要差异，在当前熔盐价格较高的背景下，降低储热系统成本使得三种技术路线优缺点鲜明。如果用导热油来作为传热介质（熔盐作为储热介质），导热油的上限400℃左右，熔盐的上限可以到580℃，整个（储热介质）的显热热量没有用到，这样会使储热系统的成本——熔盐量大幅的增加，所以这是和我们第一个关注经济性的初衷会有一些冲突。

导热油槽和导热油线菲应用都比较成熟，但储热系统投资较高；熔盐槽系统成熟度有待提升，熔盐线菲已有规模化运行业绩，但二者在高温时均存在集热损失较大的问题。由于他们两者都采用真空集热管，集热管外围玻璃管需要通过抽真空防止热量散失；热量散失有传导、对流和辐射三种途径，对于前两种途径真空完全可以解决，但辐射跟温度的四次方成比例关系，它在高温的时候，都会存在集热损失比较大的问题。熔盐塔式技术难度比较高，目前有些吸热器材料尚不能完全国产化，但是在其他很多方面我们目前已经做的非常好了。

在具体的项目实践中，各种新技术，新思路在不断的涌现，因此，应该根据具体的项目位置，资源特点，还有应用场景选用合适的技术路线。

在施工建造阶段，首先要注重选择适合自身的光热电站的建设管理模式，传统的设计采购施工模式，在面对光热发电技术门槛比较高、建设周期要求非常短（原来说两年，目前可能在两年的基础上进一步压缩）、施工路径交叉多，系统构造复杂的光热发电项目建设中，对建设管理的能力提出了比较高的要求，EPC模式比较好的发挥了总承包商的技术管理优势，能够达到比较好的保质量，防风险，降成本的目的，比较适合现阶段光热发电电站的建设，当然可以根据具体的情况，采取其他的建设模式。

还有注重国产化关键设备的选择，熔盐泵阀在第一批示范项目里都是采用进口，通过首批示范项目，有一些示范项目大胆的使用了国产的熔盐泵阀，目前整个的应用情况看，已经能够证明它的质量和使用效果其实不逊于国外的品牌，同时其价格相较国外品牌大幅降低、售后服务响应非常及时。尤其在疫情的情况下，很多国外的品牌一旦发生问题，相关的服务人员无法及时到位，导致整个项目就得停产等着，还有其它各种各样的问题；另外它的备品备件，经济性也比较好，国外的备品备件的成本非常高，这个应该大家可能各自都有各自的体会。建议后续项目中，大力推进国产化关键设备的应用。

此外，还要注重光热发电项目特有的设备设施的建设质量的管控，比如说在塔式光热发电项目中，吸热塔的施工，因为它属于高层结构，属于危险性比较大的分部分项工程，要对它的施工特别关注。还有吸热器的安装和吊装，熔盐储罐以及熔盐系统的施工，这些都是相对于常规系统比较新的东西，另外还有系统的整体调试，特别要注重如上这些方面。

在运行维护阶段，应该注重光热发电专业运维团队的建立和培养，尽管说我们光热发电和火电的后端的常规岛大部分相同，但是前端系统的运维理念有很大的不同；因为太阳辐射资源是转瞬即逝的，必须按照“抢”阳光的模式，首先想方设法的把太阳能量收集到储热系统，只有到了储热系统，刚才（其它专家）说到的调峰等等一系列的，当（电力）系统需要光热发电来响应的时候，才有可能做出相应的动作。

整个运维团队必须要熟悉光热发电的系统特点，转变运维理念和操作习惯，时刻保持设备的良好状态，把集热、储热、换热、发电合理调度配合，才能尽快渡过光热发电的性能爬升期。

比较重要的一点是要注重镜面清洁度的保持，西北沙漠、荒漠、戈壁地区一大特点就是风沙大，日间气温变化剧烈，镜场的清洁度和故障率是影响系统整体运行和发电量的首要因素。比如初始清洁度是0.85左右，定制镜在野外环境放置8天以后，清洁度大约会降到0.67，因此连续、不间断的清洗对于光热电站发电量的影响非常大。

注重熔盐泵阀等特殊设备的精细化巡检和维护，在这个系统中，最容易出故障出问题的地方主要在泵阀部件，泵阀部件应该是进行有计划的定期保养维护，确保人牵着设备走。比如不要等到白天正在发电，突然某一个关键阀门出了问题，这时所有发电前端都得卸盐，要处理故障，但是这个时候白天的资源已经走掉了，所以需要时刻保持设备的良好状态，为聚光集热系统抢太阳能资源创造条件。

注重多云工况下运行策略优化和操作水平的提升，在多云天气下，太阳能资源的间歇性和波动性比较强，对于塔式在保证吸热器安全的前提下，应尽可能多的收集太阳辐射能量，减少设备启停及疏盐次数。加强镜场与吸热器耦合，有效利用资源预测和云预测的工具，最大限度收集资源提供合格品质的熔盐，高效发电。

这是我们自主研发的一套仿真系统对整个电站在多云情况下的运行状况做的仿真的分析，可以看到，在多云天气的时候，资源波动比较剧烈，左边是明显的多云天气，锯齿状的快速的波动，如果要维持吸热器出口熔盐温度稳定，熔盐的流量就需要随时的跟着调整，但是这个资源波动的速度非常快，熔盐流量的调整上限和下限还有调节的速率均受到设备的限制，并且人工难以预测后续资源的变化，因此出口盐温往往是难以保证的。

还要注重前端聚光集热系统和后端汽轮发电系统的耦合匹配。首批示范项目大多数是按照日间发电来设计的，当前端镜场开机以后，后端的汽轮发电机组应该及时的启动，否则到了下午的时段，有可能熔盐罐已经储满了，冷盐罐没有盐，从而引起集热系统被迫停机引起弃光。在保障熔盐泵工作安全和储罐散热损失维持在合理水平的前提下，设置合理的储罐最低液位（尽量把熔盐罐的液位尽量降低，充分发挥它的可用的盐的盐量），充分发挥设计储热能力，避免或尽量减少储罐弃光问题；储罐的弃光问题主要是指明明有光但是储罐已经存满了。

还有就是光热汽轮机宜尽量减少系统启动和停机次数，减少无谓的热量消耗。目前第一批项示范项目的汽轮机还没有完全按照调峰的工况来运行，所以在我们第二批大基地的里面，可能光热汽轮机就得按照频繁的启停运行了。这样一来，首先热耗肯定会有增加，对汽轮机来说也是一个考验。

最后一点，注重系统的自动化，数字化和智能化的水平提升，光热发电系统需要通过高水平的运行，实现多变复杂的太阳辐射资源与具有一定热惯性的热力系统设备之间的耦合。人工手动操作的方式难以应对光热电站中各种复杂运行工况，亟需提升电站自动化水平，充分利用项目的实际运行数据，选择合理的运行策略，并通过DCS系统实时做出动作。

最后，简单做个小结，通过首批光热示范项目的建设运行，产业链上下游企业均在各自领域内积累了相当多的经验，“看不到的风险是最大的风险”，只要在项目建设的前期，充分、细致的评估整个系统各个环节可能出现的问题，充分吸收和借鉴已建项目的建设运行经验并加以改进，新一批新能源大基地的建设完全能够实现既定的建设目标。太阳能热发电在构建以新能源为主体的新型电力系统中的作用和价值也将不断凸显，必会在“碳达峰、碳中和”目标的实现过程中发挥应有的作用！

谢谢！