赵俊屹：探讨高利用率高调节型光热发电技术

　　光热发电技术和工艺具有的绿色清洁、可再生天然属性以及同步发电机、光热电解耦特性，决定了其在“以新能源为主的新型电力系统”中不可替代的地位和作用。

　　随着新型电力系统的不断发展深化，高利用率和高调节性的光热电站的需求和作用愈发显著，研发和提升长时间全天候的高利用率、真正具备系统调节能力的光热电站技术，既可以提高光热电站安全性、经济性和灵活性，也可以为电力系统提供替代燃煤火电机组的解决方案。

　　此外，光热发电技术长寿命、环境和电网友好，便于电热联供。

——赵俊屹

　　9月27日，在由国家太阳能光热产业技术创新战略联盟、中国工程热物理学会、中国可再生能源学会、中国电机工程学会、全国太阳能光热发电标准化技术委员会共同主办; 浙江省湖州市吴兴区人民政府、浙江高晟光热发电技术研究院有限公司、中关村新源太阳能热利用技术服务中心、中国大唐集团新能源科学技术研究院有限公司和中国科学院电工研究所共同承办；北京天瑞星光热技术有限公司、首航高科能源技术股份有限公司、浙江久立特材科技股份有限公司、内蒙古工业大学能源与动力工程学院、浙江可胜技术股份有限公司、常州龙腾光热科技股份有限公司、中国可再生能源学会太阳能热发电专委会和中国电机工程学会太阳能热发电专委会、河北道荣新能源科技有限公司等单位协办的“2021中国太阳能热发电大会”上，国家太阳能光热产业技术创新战略联盟会员、国网山西省电力公司调控中心赵俊屹作了题为《探讨高利用率高调节型光热发电技术》的报告。

　　报告认为：光热发电技术是目前已知最适应清洁、低碳、环境友好的可再生利用电力能源技术。

　　随着“双碳目标”实施，电力系统作为减碳主战场，向清洁低碳目标发展深度和速度，将不断刷新历史和可预测的高度，电力系统的“新型”特质日益凸显。光热发电技术作为电力系统中最适应电力能源发展前景的清洁、低碳、环境友好，且极具系统稳定特性的电力生产技术，极具发展潜力和应用需求。

　　光热发电同时具备以下优良品质：一是清洁、低碳的可再生能源；二是同步发电技术，生产有“质量”的电能；三是热电能量流天生解耦，可配备储热系统提升调节性；四是相对其他风光资源利用技术寿命长；五是全生命周期无稀缺资源消耗、少不可逆公害。

　　光热发电具有优良的品质，但发展迟缓的主要因素有：一是技术及工艺处于发展初期，有待持续提质增效；二是调节性能优势未体现，获利受阻；三是发电设备利用率低、局限于低水平应用；四是规模化效益未体现。

据太阳能光热产业技术创新战略联盟CSTA统计信息显示，截至2020年底，全国规模以上（10MW及以上）光热项目合计装机容量538MW，共13家光热电站投入商业运行，其中年发电利用小时数3000～4000小时6家，3000小时以下1家，只占总家数的一半，合计发电容量450MW，容量占比83.6%，整体发电设备年均利用小时数只有3314小时。

　　以某50MW光热项目测算：建设投资超12亿，高居常规火电近5倍，光热电站设计年利用小时数3000小时，为常规火电设计年利用率的55%，吸热及储热系统容量不足，致使常规岛发电机组设备利用率低，设备资源，大量闲置。尽管充分享受“不弃绿电”的优先发电待遇，在高光时间保持高发电率甚至满发水平，仍存在日常光照工况下储热量不足，难以形成全天候稳定运行条件，甚至经常启停机组，一方面经济性难以体现；另一方面导致机组冷热态变化频繁、设备安全稳定性差，故障和运维压力大。

　　按照设计工况：以年有效利用小时数3000小时分析，与常规火电投资合理回报小时数5,500小时相去甚远。折合每天全额利用发电6小时，折合全年全时长利用率只有34%，在可利用有效时长中（7300小时）的利用率也不足40%。如此，光热发电技术经济性指标及投资回报较为落后。

　　光热电站工艺属性具有光热与电的天然解耦特质，光热吸收环节与热力发电环节没有强关联，可以通过配置一定容量的储热、换热环节实现光热电站的能量存储与功率调节功能，其调节性取决于各环节系统之间容量匹配。既可以实现超容量存储，增加发电站整体能量存量提高发电能力；也应该实现发电侧的削峰填谷的调节性。在新能源为主的新型电力系统中，就是要实现电力系统电力有功功率的实时平衡调节。前者增加电站电度电量的收益，后者可促进电站参与电力市场调峰、备用等辅助服务，获取辅助服务收益。

　　目前，全国已投产的首批核定示范光热项目，大多配置了一定容量的储热系统，实现了超容量存储，即增加了发电站整体能量存量提高了全场发电能力，获得了电度电量高电价收益；而极少有满足电力系统的“削峰填谷”调节作用，未获取参与电力市场的主体身份，不提供调峰备用等辅助服务，放弃功能的同时，也就丢掉了市场收益份额，将其调节性的巨大优势埋没于电度电量收益中了。

　　根据《2020年度中国太阳能热发电及采暖行业蓝皮书》分析：我国需要进一步积累光热发电在系统设计、设备选型和运行管理各方面的经验。太阳能热发电站发电能力和经济性与前端太阳能资源输入直接相关，示范项目中多数存在现场实际光资源与设计时采用的典型年光资源数据存在较大差距现象，导致实际发电量与设计值偏差较大，也一定程度上影响了电站经济性。太阳能热发电首批示范项目中多采用了进口设备，安装、调试、运维、缺陷处理等环节工艺水平均有待提高，同时设备国产化需求迫切。此外，太阳能热发电站各热力系统点多线长，系统庞大，在环境气候条件恶劣的西北（光热聚集区）地区，季节温差、昼夜温差、启停变工况，均对大型热力系统构成较大威胁，对现场运维提出很高的要求。

　　综上，研究发展高利用率全天候运行的光热电站技术有利于电站提升整体经济性，同时避免多工况变化带来的设备系统缺陷及运维压力，可从根本上改善光热电站安全技术性。

　　结合当地风光资源和区域电力负荷特性、系统消纳条件，设计开发年利用小时数在4,000～5,000小时高利用率的全天候光热发电站，综合评估、精准测算，适配镜场吸热及储罐储热系统容量，满足常规岛全天候运行需求，提高全场设备利用水平。

　　首先，实现光热发电站全天候运行也是助力新型电力系统发展的需要，可以逐步填补燃煤燃气发电机组退出后的发电空间，实现大同步系统稳定支撑的作用。

　　其次，增大熔盐储罐容量，充分考虑“多发电”的同时，增加电站参与系统调峰的调节性，实现“优发”，即削峰填谷辅助服务，辅助电力系统增加调节性，满足更大规模间歇性的风电光伏消纳，在电力市场规则下获取合理的辅助服务或者现货交易收益。

　　那么，要如何来实现呢？报告提出的综合解决方案如下：

　　在设计阶段充分考虑所处地域负荷特性、风光资源储量，结合电力系统消纳能力，通过加大光热电站镜场面积，提高光热采集总量，保证电站发电年均利用小时数4000～5000小时目标，辅以配置满足大容量高调节性的熔盐储热系统。在同等发电机组参数情况下，提高整站发电能力和调节能力，同时发挥自身天然品质优势，参与电力市场的电量市场和辅助服务市场，提供服务获取收益。

　　（1）增加光热电站镜场投资，按照发电机组设计年有效利用小时数4000～5000小时（甚至更高5500小时，视系统供需平衡、消纳能力及系统调节能力需求综合测算评估）配置镜场光热采集容量规模。

　　（2）按照电站所在地区负荷特性、接入电力系统的发电特性综合评判全网电力平衡峰谷盈缺情况，评估全网典型日峰谷平时段分配及调节深度，依此测算光热电站典型日光热电站全场日利用率，推算电站储热系统配置容量。

　　如上表所示，如此高峰时段电站发电功率按照全容量100%运行，平峰段70%、低谷段20%，全天候运行不停机方式，全日折合利用率55%。合理设计年利用小时数达到4,037小时。

　　（3）根据电站所处电网环境典型日发供用特性分析以及市场化程度，开展电站投资体技术经济分析和优化计算，总体均可验证4000～5000小时的高利用率方案可行性。按照日调节原则，储热系统容量既能满足增量后的总量储热条件下，同时满足机组错避峰的深度调峰需求的储热能力，留有适度裕度，以适应季节和偶发极端气候影响。

　　按照电站调峰深度80%计，系统需求高峰时满负荷发电，平峰时50%～80%调节运行，风光大发系统供电盈余时深度调峰，20%低负荷运行，保证全天24小时全天候运行，为系统提供调节电源、稳定电源和应急电源。同时可以参加现货交易，参与系统实时电力平衡调节，赚取高峰甚至尖峰高额电价收益。

　　实施高利用率路线，只需增加吸热系统和储热系统投资，即可提升全场站设备利用水平，增加电度电量收益，同时避免机组频繁启停，改善机组及全场运行环境，减轻运维压力。综合收益显著提高。按照常规光热电站镜场及储热系统增容投资占全场站投资65%测算，以65%的直接投资换取100%电度电量收益，运维成本大幅下降，足以弥补储热损耗。故障缺陷率下降，计划外损失电量大幅降低。

　　实施光热电站高调节性路线，争取市场主体地位，即可主动参与各级电力市场现货交易，同时灵活参与辅助服务市场交易，赢取辅助服务补贴。据目前现货试点省份规则和量价测算收益显著。随着风光装机比例不断快速增长和常规机组逐步退减，盈利能力增加趋势显著。

　　因此，随着新型电力系统的不断发展深化，系统对同步惯量、频率电压调节和应急储备需求日益增加，光热发电技术与生俱有的多重优质属性日渐凸显，对系统的支持功能作用只会增加，需求和作用愈发显著，调频调峰、电压支撑、惯量支撑、应急备用等等优势不可替代，光热发电是替代传统常规机组的最佳选项。

　　光热电站具有生态环境友好性、弱连接电网的强支撑作用、相对便利的电热联供方式，相信在整体工艺的持续进步下，光热发电将成为新型电力系统中不可或缺的主力电源品种。

　　未来新型电力系统仍将以交流同步系统为主，随着风电、光伏为主要代表的新能源容量占比不断提升，电力系统需要一定容量的在线同步发电机组，维持系统稳定。（尤其类似西北风光自然资源优异、用电需求清淡、电网结构薄弱的地区）

　　因此，报告总结认为：一、光热发电技术是新能源高占比发展过程中，能够接替逐步退出的常规火电石化机组的最佳选择。二、提高光热电站利用率和调节性，有利于电站自身技术经济性，同时满足新型电力系统发展需要。三、光热电站许多技术亟待发展中有很大提升完善空间。