中国国际储能大会：8月9—10日，由中国化学与物理电源行业协会储能应用分会联合中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司、西安北大科技园、中国科学院电工研究所储能技术组、深圳市科陆电子科技股份有限公司等单位联合主办“第二届全国发电侧储能技术与应用高层研讨会”在陕西西安金磐酒店举行。来自政府主管部门、能源监管部门、行业专家、设计院、新能源发电业主单位、电力公司、系统集成商、项目承包商、投融资机构等单位的260余位嘉宾出席了本次研讨会。  

主办方邀请到中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司主任工程师赵晓辉就“配置大容量储热的光热发电在提高新能源消纳中的作用”做主题报告，以下为其报告主要内容。

赵晓辉

大家好，我们公司是做电力行业工程设计和总包业务的工程公司，基于近两年在工作中的体会，结合一些电池储能电站和光热电站的的设计建设经验，今天跟大家汇报一下高温熔盐储能的一些理解。我的题目是“配置大容量储热的光热发电在提高新能源消纳中的作用。”题目中的两个关键词，一是“消纳”，二是“大容量储热”。

我的ppt大致由三个部分构成，第一部分相关背景，第二部分应用场景，第三部分结论展望。

新能源消纳的目标还是很艰巨，这第一张ppt个是2018年、2019年、2020年的国内几个典型区域风电和光伏的消纳的情况和消纳控制目标。可以看出，相对2017年，2018年、2019年弃电率有明显缓和，这个除电网优化调度外，过去两三年在西北地区，比如甘肃、宁夏火电参与辅助服务调峰的贡献不可忽视。在宁夏有一些区域燃煤电站负荷压到30%左右的水平，调峰电价将近每度1块钱人民币，这就带来了燃煤电站在低负荷下燃烧的消耗能源高很多，就是实际煤耗率较高，补贴负担也较重。虽然消纳很多的光伏，但间接的环境压力，对火电站的补贴压力都不容忽视。毕竟中国还是以燃煤电站为主要发电形式。

会议现场

第二页ppt，政策层面，我注意到会议讲到电池储能产品比较多，储热比较少一些。2017年能源局发改委有一个《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》文件，这里面摘录一些内容，其中明确提出，推进储能技术装备研发示范，重点包括高温储热技术，10MW/100MWh级超临界压缩空气储能系统、10MW/1000MJ级飞轮储能阵列机组、100MW级锂离子电池储能系统、大容量新型熔盐储热装置。可以看出，储能的概念很广，储热也是一个方向。

接下来，简单介绍一下太阳能热发电的概念，这是一个塔式光热电站的技术路线，光热发电主要包括光场、储换热区、发电单元。发电单元和火电站类似，把热能转换成电能。中间是储换热区，是将来自太阳能量以热能形式存储到储换热区里面来。槽式电站类似。我接下来的内容就是试图找一个切入点，将弃电的能量存储到光热电站既有的储热系统中，提高储热系统和发电单元的利用率，比较这种储能模式在解决清洁能源消纳中的经济性和可行性。

这张幻灯片分别给出了塔式和槽式电站的基本流程以及出力特性，看左上角这组曲线，横坐标是连续三天的小时数，纵坐标四条曲线分别是太阳能辐射随时间变化，称之为DNI，储热系统的容量状态；还有集热场输出的功率和发电机组发电量。这组曲线信息量比较多，我们关注的重点是什么？左上角蓝色曲线是代表太阳辐射变化情况，横坐标是时间，纵坐标是数值，可以看出资源波动间歇性比较突出，这个类似于光伏电站发电出力特性。但是从这根跟绿色的代表发电机出力的曲线，可以看出太阳能热发电相对于光伏发电，最大区别在于绿色的线可以平稳实现电输出，如果配置足够大的储热系统，太阳能热发电可以达到火电发电出力平稳的特性，这是太阳能热发电相当于光伏发电的特点。基于这种特点把光伏能量回收到储电系统，利用光热发电的发电单元在需要时段将电能送出，实现电网的友好性。

这张幻灯片两组柱状图分别是塔式电站和槽式电站储热系统全年利用能力的统计。当对储罐状态做8670个小时状态分析，横坐标是储热系统能力的百分比，可以看出储热系统达到额定容量10%及以下的时间点达到60%以上，槽式更高。横坐标1意味着储热系统容量用到百分之百，这个状态是很低的，大概全年8750小时的2%。意味着对于太阳能热发电电站储热很多情况下是没有用满的，没有充分利用的。针对光热发电储能这部分系统，基于对既有固定资产深度挖掘它的潜力的思路，我们有必要进一步提高光热电站的储能利用率。也就是将弃电回收进来，环节新能源消纳压力。

这是全球储能背景情况，数据统计口径不太一样可能结论有一定区别，这是美国能源局官网上的数据。柱状图显示，堆积柱状图中，最顶部的青色部分是电化学储能，绿色是电能-机械能的储能，比如抽水寻，紫色是储热。可以看出从2011年以后储热市场总容量呈现出比较明显的增长趋势，这里面储热是全口径的储热，存储温度水平不太一样，还有民用储热，洗澡、生活用水等等。可以看出，除了电化学储能，还有一些其他的储能型式，包括我们讲的储热。我们想介绍的观点，国外也有研究过，这是一个诺贝尔得奖主，他是项目带头人，罗伯特罗琳，谷歌等主导的马尔他（英文）能量存储项目也是研究高温熔盐储热在新能源消纳方面的可行性。

刚才谈了一些热发电的情况，还有解决新能源消纳的背景。现在看第二部分应用场景。这个观点思路也很简单，通过电加热器的设备，在低谷时段内回收利用，将电能转化为热能，电网需要负荷的时候，利用蒸汽发生器设备将高温熔盐转化成水蒸气的热能，然后去汽轮发电机发电。这个图里面除了左侧的变压器和电加热器设备之外，其他都是光热电站固有的投资，和太阳能结合需要建立附属配电系统，如果储热系统做的比较大，可以做一套独立的高低温罐储热系统以及它配套的辅助设备，包括熔盐输送泵，电加热器等。

储能在光伏风电系统的作用都说了很多了，我这里提到一个更大的作用，不完全是移峰填谷，峰到底有多高？一个山头，尖削掉峰顶填到坑里也算移峰填谷，把整座山移平填到神坑也算移峰填谷。那么我们这里说的弃电回收已储热形式存储，后续发电，这种应用场景经济可行性和价值在于大容量解决清洁能源消纳的问题，不是短期的调频，平滑出力这个范畴。说到这里大家应该知道这几个数字，2018年年底中国全口径装机电力19亿千瓦，相应光伏和风电总装机是3.6亿千瓦，其中风力1.84亿，光伏是1.75亿；2020年的目标比去年也就是2018年增长33%，达到总装机容量4.8亿千瓦，风电和光伏几乎对半。国家更宏伟的目标2030年实现光伏和风电的总装机容量较2018年增长333%，达到12亿千瓦。现在装机容量3.6亿，2030年达到12亿千瓦风电和光伏，有个问题比较突出，我们社会用电是否能保持高效增长？所以风电光伏的消纳是很严肃的问题。

这个幻灯片看看主要的设备，也就是电加热器。应用场景刚才图里面也跟大家说了，很简单的设备，熔盐电加热器有两种形式：一个是高温储灌底部布置的浸没式加热器。还有一个是布置在管道上的熔盐流过的循环式加热器。浸没式加热器的机理不是强制对流换热，后面这种形式换热系数比较高，是强制对流换热。所以在回收弃电至熔盐储热的场景中，使用的电加热器应该是后一种，有图这个。前一段时间也在国内项目上有所应用，总的容量大概25兆瓦的功率，也是低谷用电时段弃电回收，通过换热向外提供蒸汽的热负荷需求。

前面老师讲过高压储能，我是搞工艺背景的，我第一反应是压力也就是压强，单位是帕斯卡，后来听下来高压储能是电压，单位是伏特。这张幻灯片简单对比了一下电加热器的电压等级，关系到上游变压器的成本，比较认为，目前国产的低压等级加热器国产较成熟，配备成熟的变压器，较进口的高压电加热器还是便宜。电加热器成本很高，1千瓦成本大概200块钱人民币。这里面也有一个概念，储能最终推向市场应用关键问题还是成本，在行业内老说储能有很多关键要素，比如效率、安全性、成本，寿命等，我认为从工程应用来讲只有一个因素最重要，就是成本，这个成本要站在同一个边界条件下，比如25年综合成本，而不是简单的初投资，这里面包含了可靠性问题，还有储能系统使用寿命等。

如果新增储罐，不利用光热电站的既有储热系统，成本也是比较可接受的。这个饼状图是基于工程实施的统计是基于我们做过几个工程时间，这是一个一万六千吨熔盐等级的储热系统投资构成饼状图，包括储罐基础、安装工程费、硝酸钠、硝酸钾储热材料，还有熔盐泵。综合下来评估，大概是80到90人民币每千瓦时热能，这个数据后边经济比较时会用到，注意是80-90元每千瓦时热能存储成本，不是电能。

这张幻灯片曲线是仿真计算的结果，目的是确定电加热器功率和储能容量，是基于既有光热电站的，不新增储能模块，可以认为是弃电回收与光热电站耦合的。

接下来，基于如下场景背景，800MW风电，400MW光伏，同时有50兆瓦的光热发电机组，要建设一个独立的储能系统，不是利用光热机组配置的储能，那么什么样的储能容量和电加热器配置合适呢？横坐标配置组合，功率兆瓦是指电加热器的功率，小时h是能量存储容量，。纵坐标是弃风和弃光的百分比。这两条线分别是弃风率和弃光率变化情况。随着横坐标的推移不同电加热器和储能容量，可以看出，近似的，变压器容量增大且储能部分容量增大，10小时、12小时，弃风率和弃光率有较好改善，其中在200MW加热器和12个小时储热（这是对应汽轮机50MW电功率的时间），弃光率达到最低程度，弃风率达到较低程度不是最低。这是基于整个西北某地区电网的运行真实模式，包含了火电和抽水蓄能等等，是一个真实模拟。右边曲线是相应输出电量增加情况。可以看出随着配置储热和电加热容量的增大，对于解决风电和光伏弃光，提高清洁能源的消纳是有明显缓和的。

接下来做一个成本分析，横坐标是刚才的场景，我的配置达到200兆瓦时电加热器功率，储热10h，项目净现值是正值，这一财务指标表明项目盈利。还有一些边界条件说明一下，这个分析是基于弃电回收电价大概0.23元每千瓦时，售电参照国家光热发电电价1.15元每千瓦时。当然了，国家会不会给这么高的电价，政策层面还存在一些争议。如果弃电回收的电价低一些，盈利的售电电价会低。

这张幻灯片是和50兆瓦磷酸铁锂电池，2小时容量也就是100MWh容量做的比较。这是真实的案例。这个项目总工程费用折合到每千瓦时储热存储是2000多块钱，我们做了两三年的技术革新预测会成本会降低，按2000元/kWh吧。这个投资包含了所有工程费用。右边这一块是按照刚才分析的热能转化电加热器和高温熔盐储热的费用，有变压器、电加热器控制柜，电加热器和独立新建的熔盐储热系统。注意这里的比较时独立新建熔盐储能系统，没有利用光热电站的储热系统。那么弃电回收已高温熔盐储热形式储能，这个成本是250元每千瓦时+240元每千瓦时，250元每千瓦时，意思是和前面的50MW*2h比较，也就是我按照前面提到的电加热器及电气设备千瓦投资500元，50MW就是2500万元，平摊到500MW*2h=100MWh，每千瓦时就是250元，意味着吸收弃电的功率和左边电池储能相当，都是50MW，240元是将单位kWh的热能按照热电转换效率0.33，折合到存储100MWh电能，也就是前面80元/kWh大概乘以3得到240元/kWh电。和左边拉平了。实际中汽轮发电机热电转换效率可以达到0.4，保守期间，按0.33计算。我的目的是跟50MW*2h储电比较，把所有的都拉齐。同样的道理，不考虑发电系统投资。这样比较下来，储能部分和光热机组结合吸收弃电再发电，单位投资只有490元/kWh，不到五百元！提高新能源消纳比例，这是一个很有经济竞争力的选择。

结论与展望部分，关键点是清洁能源消纳，国家有宏伟的清洁能源发展目标，2020年光伏风电总装机4.8亿千瓦，2030年12亿千瓦。不论做储能技术集成也好，相关电池等设备也好，储能市场需求非常大，有电源侧、用户侧等等，有调频，平滑出力等，也有有真正解决消纳的目标，不依靠牺牲主体火电的效益和环保指标为代价，我相信这个清洁能源消纳解决手段应该也是多元化的。大概做了分析，在新疆和甘肃地区仅需要建设两座100兆瓦级的储能电站，同时承担一部分的储热，即刻减少弃风弃光率60%，风电和光伏弃电率15%+10%等于25%，这个弃电率的60%，15个百分点。还有一个场景，100兆瓦熔盐储能电站核算，在满足资本金IRR为8%和10%情况下，不收取过网费时储能消纳清洁能源的电价在0.5-0.52元每千瓦时，在满足资本金8%和10%的情况下，过网费8分钱的时候电价在0.75-0.78元千瓦时。这个应该是比较合理的，我们增加了一套系统电加热器和熔盐储热，如此明显地提高了新能源消纳。

总结一下，高参数熔盐储热提高光伏风电的消纳比例，与既有光热机组结合，可以实现较低的储能投资。同时最后一条抽水蓄电进行比较，抽水蓄能是目前全球范围内最认可的，成本比最低的，而且寿命比较长的，五六十年都没有问题。当然我提到的起点回收和抽水蓄能没法比经济性，但是抽水蓄能的建设条件有限。

我的汇报就是这些，谢谢大家。

相关线下活动：

第三届光热发电创新大会（2019.10.24-25，中国北京）

第十届光热发电中国聚焦大会（2020.3，中国北京）

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