随着我国第一批太阳能热发电示范项目的陆续投运，太阳能热发电的技术优势正逐渐展现。近日，在由中国电机工程学会主办，电力规划设计总院、鲁能集团有限公司和中国电机工程学会太阳能热发电专业委员会联合承办的“2019年清洁高效发电技术协作网太阳能热发电技术专题会议”上，浙江中控太阳能技术有限公司董事长兼总工程师金建祥老师作了题为《中控德令哈50MW塔式光热电站技术开发与工程实践》的主题报告。在报告中，金建祥对中控德令哈50MW熔盐塔式光热电站建设过程和运行情况进行了介绍，包括示范电站近半年来的运行记录，电站运行过程中存在的问题以及解决问题的方法等，同时也对光热发电产业发展前景进行了展望。特整理如下，以供参考。
在将于8月20-22日在杭州举行的第五届中国太阳能热发电大会上，金建祥将分享“太阳能热发电中有待进一步研究突破的核心技术探讨 ”，欢迎届时参加大会。
一、电站运行情况
2018年12月30日并网发电当天的相关数据：总发电时间为1.1个小时，最高发电功率为11.6MW。红色代表汽轮机功率，蓝色代表高压缸转速（超过3000转），紫色代表低压缸转速，绿色代表主蒸汽压力（熔盐温度400℃）。
我们针对四种发电模式做了一个试验。以6月12日为例（6月份是德令哈的雨季，仅6月12日为大晴天，其余时日或为阴雨天，或为多云天），其中，1表示充热模式（已收集太阳热量但尚未启动发电），2表示充热且发电模式，3表示纯发电模式，4表示其他辅助模式（即停机状态）。
电站在多云天气下的运行表现，以6月2日为例，当天为典型的多云天气，从上午11时到下午14时，这一时段阳光比较理想，下午14时之后为多云天气，当天DNI最高值为860W/㎡，日累计DNI为6.84kWh/㎡。熔盐液位最高到8.4m，热盐温高至550.9℃，当天发电功率最高为50MWe，发电量51万kWh，发电量达成率为106.6%。从理论模型来看，下午发电是比较困难的，但是下午仍有部分聚光集热能量，因此，实际发电量比理论发电量高一些。
以6月12日为例，当天实际发电量为86.33万kWh，理论发电量为89.41万kWh，发电量达成率为96.5%；当天90%以上的负荷（≥45MW）发电时长达16.1小时，吸热器最高温度达到570℃，热盐液位最高达9.55m，当天日累计DNI为12.03kWh/㎡。
6月15日至17日，这三天均为多云天气，DNI情况不太理想，17日当天更差一些。这三天内，机组累计连续运行56.2小时，累计发电106.23万kWh，最低负荷为15%。从6月15日18时至16日上午8时（约14个小时），从16日下午17时至17日中午13时，机组一直处于低负荷运行状态，说明低负荷到15%的运行状态没有问题。
运行记录显示：2019年5月14日至2019年6月17日累计无故障运行超过240小时，累计发电量700万度；5月26日起连续两周发电量达成率超过85%，其中三天超过100%。并从实际运行曲线中总结出，大晴天——容易达到设计值；多云天且操作得当——有可能实现大于设计值；设备无严重故障——一般达成率都比较高。
上图中可以看出：吸热器温度达650℃，接近设计极限655℃（连续运行了200多个小时，应该说吸热器没有什么问题）。
汽轮机的进汽温度和压力已经到达设计值540℃/13.2MPa时：
聚光集热系统：在满负荷运行状态下，吸热器出口熔盐温度达到565℃，最高为570℃，设计点光热转换效率达56.6%(高于设计值52%)；
储换热系统：储热系统容量7.07小时（高于设计值7小时）；
汽轮机发电系统：最高负荷达到52.1MWe（大于设计值50MWe），最小负荷为7.5MWe（优于设计值15MWe），热电效率达43.7%（大于设计值43.1%）；
光电转换效率：设计点光电效率达24.2%（大于设计值22%）。
总之，这些实际数据都是优于设计值的，每个参数都有几个百分点的余量，所有单项指标的偏差都是在5%以内（即偏保守5%以内），但累计参数会存在累计误差，如光热效率和光电效率是由多个单项参数相乘得到的，其误差会偏大一些。
二、体会与总结
1、建设期17个月，如果今后模块化复制，可以明显缩短长周期设备供货期，有望一年内建成。
2、有别于传统煤电的聚光集热系统及熔盐储换热系统调试和运行非常顺利，证明国产核心技术成熟且完全可行。
3、塔式光热电站实际运行结果与设计值非常接近，且优于设计值，证明国内设计能力和制造能力值得信赖。
4、最成熟的常规岛发电系统出现问题最多，事前未能引起充分重视，教训深刻。
5、国产化率达到95%以上，国产设备质量不亚于进口设备，服务更佳，选用优秀的国产设备商是明智的选择。
6、光热电站出力稳定可调，其调节性能远优于传统煤电：最低负荷15%，升降负荷4%-5%/min。
7、成本下降可期：0.95元/kwh（3年后），0.8元/kwh（6年后），0.65元/kwh（8年），引入超临界二氧化碳透平技术（S-CO2)后有望达到0.45元/kwh。
8、非常适合与光伏、风电实现多能互补，有助于光伏风电消纳：中午降负荷为光伏让路，后半夜降负荷为风电让路，只在早晚高峰时间发电，度电成本只增加2-4分钱。
9、通过增加天然气熔盐加热炉或后半夜低谷电熔盐加热炉，总投资增加很少（2%以内），可以明显增加光热电站接受调度的置信度，未来最有希望成为清洁的基荷电源和调峰电源。
三、思考与启示
光热发电的技术可行，设备可靠，成本下降可期，那么，光热发电产业的未来发展前景到底如何？金建祥老师从光热发电在多能互补中的作用，未来电力系统中谁来承担基荷电源，锂电池储能与熔盐储能优势比较，光热电站作为调峰电站的经济性等几方面提出思考。
1、光热发电是如何通过多能互补来满足用电的需求？
左上图是我们用电需求负荷曲线，右上图是光伏发电在各时段出力曲线，左下图是风力发电在各时段的出力曲线，右下为光热发电在各时段出力曲线图。从中可以看出，光热发电能够与光伏、风电实现多能互补，在中午降负荷为光伏让路，后半夜降负荷为风电让路，而在早晚高峰时间发电，达到电网电力平稳输出要求。
2、谁来承担未来的基荷电源？
上图可以看出：火电发电量逐年下降，光伏、风电发电量逐年上升的趋势没有改变；电力总需求保持5% 左右持续上涨趋势没有改变。那么，二、三十年后谁来担任基荷电源？光热电站是一个好选择！
3、大规模储能是采用储电还是储热？
“可再生能源+储能”是未来新能源发展的必然选择。有人说，现在光伏发电上网电价已降到这么低了，用光伏+储能是不是可以替代光热发电呢？我们从储电和储热各自的优势中寻找答案。
储热介质为：高温熔融盐、混凝土、热化学。
储热能与储电相比，其优势特征有：（1）成本低（1：10至30）、（2）效率高（99%：80%至90%）、（3）寿命长（无限期：2至10年）、（4）安全可靠（无环保和爆炸：爆炸和环保问题）。
4、光热电站调峰，在经济上可行否？
通过上表可以看出：调峰将限制发电小时数，限制发电小时数越多，对经济性影响越大；但仍一般小于5%，在经济性上并没有大的障碍。
美图欣赏：电站建设图集锦
图：从中广核德令哈50MW槽式电站远眺中控塔式电站
