“从去年8月22日并网发电至今，系统已稳定运行299天。2017年5月份的实际发电量与软件模型的设计值（以下称设计发电量）的偏差小于2.3%，去年11月份小于1.3%。我们经过两三个月的优化，实际的发电量和设计发电量还是相当吻合。”在6月14～16日于浙江杭州召开的中国国际光热电站大会暨CSPPLAZA年会2017（CPC2017）上，浙江中控太阳能技术有限公司董事长金建祥向与会人员介绍了该司开发的中控德令哈50MW塔式示范项目进展，并深度分享了中控德令哈10MW塔式电站自去年8月份并网运行至今近一年的运营经验。
金建祥对于云层影响和吸热管堵塞等塔式电站运行过程中碰到的难题进行了针对性经验分享。据金建祥介绍，新建的光热电站并网发电不难，难的是什么时候能够达到设计发电量，这是一个经济性的最重要的影响因素。大晴天达到设计发电量不难，但是在有云的天气下，要达到DNI对应的设计发电量很难。光伏、槽式光热、塔式光热这三种相比，有云天气对光伏达到对应的DNI的发电量影响很小；槽式由于真空管保温性能比较好，也不太需要考虑预热的问题、间歇性阳光利用的问题，所以有云天气对槽式发电达到DNI对应的发电量影响不大。塔式尤其是熔盐塔式则影响非常大。【针对云层影响的解决方案详见演讲全文】
针对吸热器堵管问题，金建祥根据中控德令哈10MW项目的实际运行结果提出了解决方案。金建祥指出，在进盐的过程中，会发生吸热管堵塞，这个现象在我国的西北地区低温、大风季节不可避免会发生。发生以后怎么办？有几个办法：一个优化预热、进盐策略，降低堵管的概率；第二增加堵管自动判断和处理程序，自动识别堵管区域并针对性的调整预热方案。另外，吸热器的保温设计需要优化。第三方面优化是自动化运行，如一键启停等。
下面是金建祥的演讲全文（注：本文根据速记和录音资料整理，文章内容已经演讲者本人审阅）：
各位朋友下午好。今天是一个命题作文，会议组织方希望我介绍一下我们50MW项目进展情况，同时也向各位汇报一下我们10MW项目的运行情况。从去年8月份熔盐系统改造完毕并网发电到目前已经有10个月了，有很多新的体会可以和各位共享。
50MW的项目总体上还是按预定计划执行，汽轮机、吸热器和发电机等主要的几个需要长周期制造的设备已经定货了。从整个进度上看到2018年12月底并网发电的可能性比较大，不能说百分之百的话，至少我们还是很有信心的。我接下去的大部分时间来介绍10MW的运行情况。
10MW电站镜场63000平方米，设计点实际发电最高效率是17%，熔盐最高温度568度，汽轮机进气温度510度，进气压力9MPa，满负荷功率10MW，储能时间2小时。保温性能方面，熔盐高温储罐每天大约下降4度，低温储罐每天下降2度左右。这是整个电站的建设历程，我们还是按部就班来推进各项工作，总体上比较顺利。这个工艺流程图比较复杂，因为在前期水工质的基础上进行熔盐改造的，未来纯熔盐的系统只要右半边就可以了，流程会简单不少。
到今天有这些信息可以与大家共享，从去年8月22日并网发电至今，系统已稳定运行299天。上个月的实际发电量与软件模型的设计值（以下称设计发电量）的偏差小于2.3%，去年11月份偏差小于1.3%。这张图片显示最近10个月的实际发电量与设计发电量的差别，去年9月份达到设计值的84.7%，10月份82.5%，11月份98.7%。1月份、2月份这几个月相对比较差，主要原因是这一段时间，在德令哈有较多的下雪、沙尘暴天气，所以高原地带寒冷的冬季下雪怎么应对，这还是一个需要解决的问题。3月份之后到5月份，5月份的发电量又达到设计值的97.7%，从这些统计数据可以看出，针对不同天气，我们经过两三个月的优化，实际的发电量和设计发电量还是相当吻合的。这张图片显示我们从去年8月底开始累计的发电量，从这个曲线可以看出，发电量是持续在增长，除了中间有个别天数设备检修外，没有长时间的停修现象发生。我们体会比较深的是，对塔式光热发电来说，有云天气对发电量的影响是巨大的。前几天王志峰老师问我，新的电站什么时候能够建成并网发电，我的回答按时并网发电不难，难的是什么时候能够达到设计发电量，这是一个经济性的最重要的影响因素。如何才能达到设计发电量？从以上统计数据可以看出，大晴天达到设计发电量并不难，但是在有云天气下，要达到设定发电量就会很难。光伏、槽式光热、塔式光热这三种发电方式相比，有云天气对光伏发电达到当天DNI对应的发电量影响很小；槽式由于真空管保温性能比较好，也不太需要考虑预热的问题、间歇阳光利用的问题，所以有云天气对槽式发电达到当天DNI对应的发电量影响不大。塔式尤其是熔盐塔式则影响非常大，据我们初步统计，德令哈的有云天气占了64%，玉门也占了32%，两地平均有云天气差不多占一半了。也就是说1/3-2/3的天气都是有云的，凡是光资源不是很好的地方，有云天气占比都是比较高的，如何提升有云天气的发电量，是我们熔盐塔式发电要考虑的最重要问题。总体上说，经过一段时间的跟踪研究，不断优化，现在对于提升有云天气发电量有了明显的进步。另外一个青海高原现场恶劣天气也是比较大的问题，高原有好处：它的空气通透度比较高，坏处就是气温很低，容易结冰，清洗不易。根据实际测试，在大风沙尘天气下，我们项目的定日镜跟踪精度仍达到设计要求，定日镜工作风速每秒16米。这里展示了5月4日14：00，现场风速达到了18.7米每秒，整个聚光系统运行平稳，这也可能与我们的镜面比较小、受力面比较小有关系。另外一个优化的问题，吸热器的预热光斑如果不均匀的话，将导致部分吸热管无法达到预热的设定温度，熔盐进去热冲击太大，还有可能熔盐凝固。能不能达到设定温度，就取决于你的控制水平：光斑是否均匀，如果光斑不均匀的话吸热器不同区域的温差会很大。图上比较黑的这个地方温度只有72度，显然离设定温度很远，如果这个时候进盐就很容易凝固了，对吸热管的热冲击也很大。右边这个图是经过优化之后的图，整个吸热器的温差不大。
第二个问题是吸热器在进盐的过程中，会发生吸热管堵塞，这个现象在我国的西北地区低温、大风季节不可避免发生。发生以后怎么办？有几个办法：一个优化预热、进送盐策略，降低堵管的概率；第二增加堵管自动判断和处理程序，自动识别堵管区域并针对性的调整预热方案。另外，吸热器的保温设计需要优化。第三方面优化是自动化运行，如一键启停等。
前边提到了，塔式光热系统无论是镜场还是熔盐储热系统都比较复杂，如果完全依靠现场的操作人员去做很多需要临时分析判断的工作，往往会出现很多问题。如何降低对现场人员的技术要求，这是我们面临的一个比较大的问题，这方面我们做了大量的工作，这里包括吸热器和储换热系统等的启停、运行以及连锁保护等等。实现聚光系统、储换热系统和发电系统的一键启停及自动运行，以及各子系统之间的协同控制，整个系统连锁保护达到了80项。因为熔盐系统比较麻烦，控制温度低了容易凝固，温度高了又会气化，都会导致生产事故，虽然事故不大，但也不小。另外一项是厂用电的优化，熔盐塔式电站中厂用电还是比较高的（一般在10%以上），降低厂用电是提升效益的有效手段。我们去年在没有优化之前，厂用电还是偏高的，经过一段时间的总结摸索，厂用电有了明显的下降，下降幅度相当可观，降低了35%。另外与发电效率有很大关系的是弃光率，这个弃光跟光伏的弃光是两个概念，光伏是有阳光能发电，但上不了网；而这里说的弃光是指有太阳，但不能用来发电。去年9月份弃光率达到35%，为什么会弃光？前面讲到了光热发电设备需要预热的时间，无论是吸热器或者是管道都需要预热，这部分的阳光就浪费掉了；太阳下山之前熔盐系统需要提前关场，以防止熔盐出现凝固，这部分的太阳光也不能用来发电。另外DNI在每天午后最强，早晚稍微差一些，为了提高整天的吸热器工作效率，午后阳光最强的时候不得不考虑一部分弃光，以保证整天的吸热器平均效率最高。有云的时候，光伏的话云一过去立刻可以发电，而光热不行，需要有一个预热的过程，设备升温速率有一定限制，比如每分钟升温不得超过20度，因此预热需要一定的时间，所以这部分阳光也浪费了。经过优化之后，到去年12月份弃光率已经从35%下降到9%，优化效果还是非常明显的。我们做了一个统计，把弃光分成四段：开场之前、进入运行、预热和关场后，每一阶段的弃光比例多少。对于多云天气来说，这个弃光率比较大，有28%，这是由塔式光热电站的特性所决定的。这里做了一个统计，开场前3.8%，预热9.2%，运行当中5.4%，关场9.5%。但是在大晴天的时候，它的弃光率只有3%，这时候实际发电量跟设计发电量就相当接近了，3%当中的2.7个百分点主要用于预热，其它弃光发生在运行和关场等环节。从这个统计数据可以看出，有云天气因为弃光率的增加，直接影响了发电量。另外我们做了一个研究，DNI与发电量的关系，对于光伏来说几乎是一个线性的关系，对于塔式光热来说，DNI越好发电越多，不是线性的增加，而是开口向上的抛物线式增加。所以每天连续的光资源足够长对发电量很有意义的。右边展示了两个典型的天气，这两个天气DNI是一样的，都是5.2，一个连续几个小时的阳光，另一个是间隙阳光，这两种天气情况下日发电量的差距是很大的。上面这个图是上午天气不错，下午是一个阴天或者是一个多云天，下面这个图全天是一个多云天，两个光资源是一样的，发电量有巨大的差异。从这个统计当中告诉我们一个道理，选厂址的时候，不仅仅要看DNI，更要看四个小时以上光照时间的累计数，也就是说一个小时、两个小时间隙阳光利用率很低，大部分是浪费掉了。这里还有一个比较大问题，也与有云天气带来有关。现在很多专家都在用国外的某个软件来计算发电量多少，我们也用过，我们发现跟中国的国情有比较大的差距，后来我们自己开发了一个软件，按照我们自己软件来预测德令哈项目的发电量，这两个软件误差在8.5%以上，所以国外这个软件尤其是在云比较多的地方可能会超过10%误差。主要这几个原因，一个是镜面清洁度，像中国这样的环境下，尽管德令哈的空气质量不错的，但镜面的反射率每天大约下降1%，也就是说清洗的间隔对镜面反射率有很大影响。如果说不根据中国的实际情况，仅这个因素可能带来好几个百分点的误差。第二个吸热器的预热，国外这个软件仅仅考虑了预热所需要的最小的能量和最短的时间，实际上如果预热时有云的话，预热过程不能一次完成，会不断反复几次，反复就意味着预热能量的浪费。另外一点是主汽温度，未考虑主汽温度对汽轮机效率的修正。还有一点未考虑吸热器温升速率的限制，吸热器升温的时候会受到一些限制，不允许升温太快，而预热时部分镜子是不能投射上去的，这部分时间也是浪费了。所以我们对上述几项进行修正之后可以得出一个相对准确的模型计算发电量（我们称之为设计发电量），会比国外软件低10%左右。我们做了一个全年的统计，利用我们自己开发的软件计算发电量比国外的软件少8.3%，当然我们相信在阳光资源很好且空气质量很好的情况下，这两个软件计算结果可能是一样的，误差可能会很小。
再讲一下储能光热和储能光伏成本电价趋势对比。早上有个专家也提到这个问题，按照现阶段的成本，光伏配锂电池储能的度电成本和塔式储能光热发电的度电成本相比，我们经过计算认为储能时间大于6小时时，光热具有明显的竞争优势，10-12小时优势非常明显。我们做了一个预期，几年之后光热和光伏成本都会快速下降，电池也会有比较大的下降，在这种情况下，储能时间超过5个小时塔式储能光热电站更具竞争力，而5小时之内光伏竞争力则比较强。
我总结一下。光热电站的储能成本优势突出，尤其是长时间长周期的储能优势比较明显，发展潜力巨大。我们已经掌握了规模化高精度聚光及高可靠性熔盐储换热两大塔式光热核心技术，并经过了高原地区长时间的现场验证（水工质运行了4年，熔盐工质已经运行了10个月）。核心装备已经实现了国产化，但国产汽轮机效率还有较大提升的空间，与国际领先汽轮机相比还差1.5个百分点左右，折算到整体效率就差3.3%左右，汽轮机效率直接影响着电站的整体经济性，希望国产汽轮机厂家能迎头赶上。我们中控德令哈电站在运行几个月后，实际发电量已经非常接近设计发电量，运行安全稳定，无重大故障和长时间停机，也说明我们土生土长的技术在德令哈高原得到了长时间的验证，4年来镜场非常稳定可靠，故障率很低。当然有云天气是影响塔式光热电站发电量主要因素，在此也再次强调一下。
好，谢谢各位。
提问阶段：
主持人：谢谢金总精彩的分享，我相信大家会有很多问题要问，现在留一点时间可以提几个问题。
提问1：金总您好，第一个你讲了厂用电10%，是50MW还是10MW的？
金建祥：我讲的是50MW。
提问2：为了提高效率，降低弃光率，减少厂用电，是靠技术手段来实现而不是改变设备？
金建祥：没错。
提问3：刚才您讲到了规模对度电成本的影响，您认为哪一种规模度电成本会更低一些？
金建祥：我们做过研究，100MW和50MW相比，度电成本大概会下降5-8%。
提问4：金总您好，厂用电的优化，重点是从哪几个方面来优化的，具体是怎么做的？
金建祥：厂用电有很多方面可以优化，比如说电伴热开启时间可以优化，泵的流量大小与能耗紧密相关，如果选择一个合适的流量也是可以节能的，这是一个非常专业性的问题，我们可以私下来做具体的交流。总之途径很多，方方面面都有机会改进，今天由于时间关系，PPT上没有展示出来。
提问5：您好，您介绍说中控的发电量计算软件，和国外某发电量计算软件相比，计算结果要低8.5%左右，就您了解现阶段很多示范项目在做可研的时候，他们用的是国外的软件还是类似于你们的软件，如果用国外的软件这个结果是不是非常可怕的？
金建祥：我们用自己的软件做测算的，计算结果相对保守一些；据我所知大部分示范项目应该使用SAM软件，计算结果就会乐观一些。
提问6：你们50MW项目的造价是多少？
金建祥：我们50MW项目造价预算是10.8亿。
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