下一步我们准备做什么事情？第一、研究单塔大规模、长时间储能和高参数发电技术。单塔规模要大,储能时间尽可能长一些,这样度电成本更低,同时要提高汽轮机的热电转化效率,这样进气压力和温度要高,现在50兆瓦带再热的高参数汽轮机热电转化效率已经比10兆瓦的汽轮机要高50%,如果采用西门子的汽轮机效率还可以提高两个百分点,但是西门子的设备也很贵。上次报告中特地讲到对于光热发电领域,汽轮机厂家应该花更多精力来提升效率,成本可以适当提高一些,但现在西门子汽轮机的价格太高了,也会影响整个行业的发展。
第二、快速大幅度负荷调整和装备的优化。将来光热跟光伏、风电去比较,如果纯粹从成本出发,肯定是竞争不过光伏和风电的,光热更多的优势是作为基荷电源和调峰电源,因此快速的负荷调整、大幅度的调整就显得很重要。现在光伏和风电的弃风、弃光问题比较的严重,光热原则上不存在弃光,因为光热拥有廉价的大规模储能能力,而且储能的热量损失也比较少,实际上高温熔盐罐一天也就下降5-6度,低温熔盐罐更低,大约2.5度,因此储能的损耗是很小的。另外光热发电对光伏和风电的电站投资方来说也是非常有吸引力的,可以比较好解决弃风、弃光问题,因为弃光和弃风的这部分能量可以用来加热熔盐,而所需的额外增加的投资是非常低的。
最后前面已经提到的,短期的天气精确预报技术,以及有云天气的运行策略研究。我们搞了七年的塔式光热发电,我个人认为,这批示范项目按期建成问题不大,达到设计效率指标也没有问题,投资成本也可以降低,唯一没有保障的是年发电量,原因是多云天气影响比较大。我们做了160天的测试,对玉门和德令哈做了比较,其中光照时间在3个小时到7个小时的天数(即少云和多云的天气),玉门占整个测试天数的29%,德令哈占64%。无论是29%还是64%,有云天气的比例已经很高了,如果有云天气的间隙阳光资源利用率不能有效的提升,要达到设计发电量困难就很大。国华电力玉门100MW项目的标书中提出的处罚条款,其它条款我们都敢答应,唯一不敢轻易答应的是发电量不达标要处罚这一条,而且少发一度电要扣罚11.5元,也就是把未来十年的可能损失一次性扣罚了。我们希望把它修改成一年一罚,即当年少发的电按照每度电1.15元扣罚。我们相信经过一两年的努力,通过改进和优化,使得发电量逼近设计发电量的可能性还是很大的。趁此机会也再次提醒一下:我们认为最大的问题在于有云天气如何运行,大家知道电站运行的人员不可能是气象专家,我们只能依靠人工智能来自动识别,才有可能精确预报短期天气,希望未来多做一些这方面工作。
个人感觉在中国这样的阳光资源环境下,哪家的塔式熔盐技术有没有竞争力,就看谁解决了有云天气照样有很高的间隙阳光资源利用率,谁解决了这个问题谁就获得了比较优势!时间关系我就不多说了,谢谢各位!
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