CSPPLAZA光热发电网报道：电力规划设计总院副院长孙锐日前出席2016中国国际光热电站大会暨CSPPLAZA年会，并就如何通过优化工程设计方案，提高光热发电机组的运行经济性这一主题发表了专业演讲，得到了广大参会者的普遍认可。

　　孙锐认为，目前我国的光热处于工程示范和规模化发展的初期阶段。如果现在说光热发电还处在试验阶段，肯定定位是不准确的。国际上已经到了规模化发展的阶段，我国经过十几年的研究开发，已经初步形成了完整产业链，并建立了众多的实验装置和试验回路。第一批示范项目的容量要达到1GW，机组数量将接近20台，这显然已经不是单纯的进行工程示范，而是要通过这一批项目，在工程示范的同时，使产业走向规模化发展的道路，从而降低工程造价。因此说我国光热发电已处在规模化发展的初级阶段是不为过的。

　　对于光热的成本下降潜力，孙锐认为，如果马上启动第一批项目100万千瓦左右，到2020年电价可以降到0.75元左右，这是经过国内的权威机构做出来的，但这个电价不是等来的，不是等到2020年就可以达到这个价，因为电价下降的基础是要实现设备的规模化生产，从而降低工程投资。没有工程项目的拉动，设备生产哪谈得上规模化，怎么降低成本呢？因此，现在尽快出台合理的上网电价对我们光热发电的发展至关重要。

　　孙锐：尊敬的各位领导和专家大家上午好，我今天介绍的内容是怎么样通过优化工程设计方案，提高光热发电机组的运行经济性。对于设计工作而言，优化设计是永恒的主题，不同的设计阶段有不同的优化重点，越在前面的设计阶段，方案优化对机组运行的经济性影响就越大。目前，我们国内第一批示范项目都基本上处在可行性研究阶段，根据我们最近对几个项目的评审情况看，有一些优化工作还是很不到位的，在有限的时间里只能讲几个重点的问题。

　　首先要把方案优化好，一定要正确认识光热机组在电力系统中究竟要发挥什么样的作用，电网希望我们发挥什么样的作用；要发挥这样的作用，我们机组在哪些系统里要做优化配置。首先储热系统优化配置对光热发电来讲是非常重要的，因为光热发电机组的优势就在于它能够储能。第二，关于汽轮机额定功率定义的选择，这方面我们一直沿用火电的长期的做法，对光热发电项目，这一问题值得探讨。最后，有一些需要关注的其他事项我简要地说一下。

　　这几年我们国家可再生能源发电取得了辉煌的成就，无论是光伏发电还是风电的装机容量已经位居世界第一。但同时遇到了前所未有的困境，主要是弃风、弃光问题。这张图显示的是2015年我们国家主要的一些弃风、弃光的情况，具体电站可能比图上显示的更加严重。我们要分析到底是什么原因造成的弃风、弃光，只有找对了原因才能根本解决这些问题。我想通过这张示意图把由于电源结构问题造成的弃风、弃光的原因解释清楚。这是一个区域电网的日负荷曲线，可以看出来电负荷有早晚高峰，各区域电力系统基本上是这种特征。晚高峰要比早高峰的负荷高一点，晚高峰这一点决定了电力系统里投入运转的可靠机组的总容量，为了保证供电的可靠性，这一容量中通常是不包含风电和光伏的，因为风电和光伏存在不确定性。如果光伏发电和风电此时可以发电，为接纳这些电力，系统调度会将其他电源的实际出力降低。图中下面还有一条虚的红线，这条线是什么？这条是运转发电机组最低的技术出力，这是根据什么确定的？是根据电网最高负荷时投入运行的所有机组的特征确定的，比如说浅蓝色的抽水蓄能是可以停掉的，黄色的燃机也是何以停掉的，所以在最小技术出力里并没有占有份额。水电机组有一个最小的技术出力，最主要是燃煤机组，按照现的运行方式，燃煤机组最小出力是机组额定容量的50%。这些因素决定了系统中最小技术出力这条线。这个最小出力的大小，决定了电力系统内接纳光伏和风电的能力，如果说，整个运转机组的实际出力已经达到最小出力了，这时候的风电和光伏发电出力如果高于电力负荷与最小出力之间差值，这样的弃风和弃光是不可避免的。大家可以看，弃风出现在这里，燃煤已经到最小技术出力，水电已经到最小技术出力，这时候如果出力再超过这个负荷是不可避免的，靠任何的行政手段和其他的管理方式是无法解决的，弃光也是同样的，因为其他的机组已经达到最小出力，没有下降的空间了。要解决这样的问题，只有调整电源结构，增大抽水蓄能、燃机、水电这样的可调机组的比重。如果不是这个原因造成的弃风、弃光，就要看是电网薄弱的原因还是调度管理的问题，可以采取相应的措施加以解决。

    所以说，在没有解决储能问题的前提下，现在集中建设的风电和光伏发电基地，要离不火电，建设风电和光伏就要建设火电，按照这种模式，我们的电源结构永远改变不了，我们的减排目标也难以实现，环境也得不到改善。以甘肃九泉到湖南正负800的输电线路为例，输送的可再生能源电力是700万千瓦的风电、280万千瓦的光伏，但是要配套火电机组600万千瓦，火电的发电量占整个输电量的60%以上。如果没有这样的配比，一方面风电和光伏的波动特性，受电地区无法承受；另一方面，单位电量输电成本太高，无法收回这条输电线路的投资。这是不得已的方式，储能的问题不解决，大规模集中发展光伏和风电的就要面临这样的困境。    

　　下面我们看一下光热发电能不能解决这样的问题，这条曲线是西班牙的Gemasolar电站，可以从曲线上看出，尽管太阳能的日照强度是变化的，可是因为储热系统使这台机组能维持稳定的电力输出，这是2012年7月17日的电力输出，下一张图是一周时间内，机组保持连续的电力输出，这是光热发电的最大的优势。

　　下面通过一张图，了解一下电网最终希望光热机组发挥什么样的作用。目前我国的光热处于工程示范和规模化发展的初期阶段。如果现在说光热发电还处在试验阶段，肯定定位是不准确的。国际上已经到了规模化发展的阶段，我国经过十几年的研究开发，已经初步形成了完整产业链，并建立了众多的实验装置何试验回路。第一批示范项目的容量要达到1GW，机组数量将接近20台，这显然已经不是单纯的进行工程示范，而是要通过这一批项目，在工程示范的同时，使产业走向规模化发展的道路，从而降低工程造价。因此说我国光热发电已处在规模化发展的初级阶段是不为过的。现在既然是工程示范和规模化发展的初级阶段，不可能要求光热发电机组连续24小时发电，比较理想的发电模式是上午当太阳辐射强度达到一定的程度时，希望光热发电机组能承担电网的早高峰；中午时段希望光热电机组保持较低出力，这样能给光伏让出空间；晚高峰到来时，希望光热发电能够达到最大出力。过了晚高峰以后机组可以停机。这是目前光热发电机组比较理想的运行方式。

　　请看这张图，如果光热发电机组的容量是A的话，除了自己是可再生能源以外，还会对电网有什么样的影响呢？这一条红色的虚线就是原来没有光热发电机组的时候，电网运转机组的最小的技术出力，有了光热机组以后，这条线会发生什么变化呢？因为光热机组容量A替代了等量的燃煤机组，这就使整个电网里的发电机组的最小技术出力降低了0.5A，这0.5A对接纳风电和光伏是非常有利的，使电网给光伏和风电留下了更多的接纳的空间。因此，应该说光热发电对电网里可再生能源发电的贡献应该是装机容量的1.5倍。

　　下面再看一下光热发电机组与燃煤发电机组相比有哪些性能山的差别。现在主要是靠燃煤机组来调峰，这张表显示的是燃煤机组与馆热发电机组的特性对比，光热机组的负荷调节范围是20—100%，比燃煤机组50—100%要宽很多；再看启动性能，燃煤锅炉的点火初期升温速度1.5度，运行以后是5度，光热发电是每分钟10度；燃煤机组汽轮机热态启动需要60分钟，而光热机组汽轮机只需要25分钟，燃煤机组汽轮机冷态启动240分钟