中控太阳能:只有实现国产化 中国光热产业才有未来

德令哈，西行10公里，巍峨的祁连山脉横亘在太阳能产业园的北部，见证着正在这里发生的一场新能源产业革命。

2013年7月5日，中控太阳能德令哈10MW水工质塔式光热电站正式并网发电，作为国内第一座并网发电的光热电站，当时被视为中国光热发电技术的第一次重大突破。

2016年8月20日，中控太阳能德令哈10MW熔盐塔式光热电站一次性打通全流程并成功并网发电，实现了熔盐塔式光热发电全流程技术的完全国产化，彻底打破了国外技术壁垒，实现了中国光热发电技术的又一次重大突破，创造了光热发电行业新的里程碑。

63000平方米定日镜在镜场集群控制系统的自动调节下，将低密度太阳能聚焦至92米高的熔盐吸热器上，将熔盐加热至565℃的高温，进入高温熔盐罐储存，再由高温熔盐与水换热，产出510℃/9MPa的高压过热蒸汽，驱动一台10MW的汽轮发电机组，输出高品质的绿色电能，由于配置了储能系统，可实现阴雨天或夜间连续稳定发电。

3017米海拔的青藏高原腹地，年均气温4℃，我国首座成功投运的熔盐塔式光热电站就诞生于这样的自然环境下，其成功证明了熔盐塔式光热技术在中国特殊自然气候环境下运行的可行性。

　　图：正在运行的中控德令哈熔盐塔电站

　　来之不易的“顺利”

8月26日17:00，DNI950W/㎡，CSPPLAZA记者在中控德令哈10MW熔盐塔式电站的控制室看到，汽轮机输出功率达到8.04MW，转速8512rpm，运行情况良好。事实上，当天德令哈的上空依然阴云笼罩，导致电站未能运行，直到15：30，天气突然放晴，到16：00电站即实现正常运行。

“由于该项目临时接入当地农网系统，可用负荷较小，目前只允许上网8MW，实际上在现在的辐照条件下，满功率输出是没有任何问题的。”中控太阳能公司副总裁徐能如是表示。

该电站是在原10MW水工质光热电站的基础上进行的熔盐系统改造工程，于2014年底正式启动相关的设计、专项设备采购工作，2015年中期开始镜场安装和土建施工工作，总计历时约一年零8个月、直接耗资约8000万元完成改造。

“项目在7月初进入调试阶段，7月20日开始化盐，8月12日启动系统调试，8月16日顺利完成熔盐上塔以及熔盐回收实验，经过几天的消缺工作，8月20日正式并网发电，至21日15：45各项指标达到设计值。”徐能告诉记者。

熔盐上塔以及熔盐回收是熔盐塔式光热发电技术的关键，更是难点。对采用二元盐为工质的熔盐塔式光热电站而言，由于二元盐的凝固点为220℃，管路中的熔盐若低于该温度，就很容易发生冻堵管路事故;另外，如果镜场反射至吸热器的能量控制不均，吸热器上的吸热管局部受热过强，导致熔盐气化，也极易发生重大事故。

对此问题，徐能表示，“对熔盐上塔及熔盐回收的试验我们非常谨慎，在8月16日的上午和下午分别进行了试验，各设备运行没有发现问题，熔盐吸热器的表面温升达到设计要求。当天进行的熔盐上塔试验的温度监测显示这些指标均在控制范围之内，这说明我们对镜场能量的控制达到了设计要求，可以保证系统是安全的，于是我们在8月20日才启动全流程发电运行，并取得了成功。”

“我也没有想到会如此顺利。”在回忆起获悉该项目成功并网发电的消息后，中控太阳能董事长金建祥如是描述了当时的心情，“很难用一句话来表达，在整个调试过程中没有出现大的问题，我感到很幸运，这个项目能够这么快就达到各项设计技术参数，也让我很意外。”

对此“意外”，徐能表示：“我们从2011年即开始研究塔式熔盐系统的核心技术，前期调研了国内大量化工熔盐系统的使用单位，在杭州建设了一套完整的塔式熔盐系统聚光、吸热、储热、换热全流程试验平台，在这个平台上对塔式熔盐系统的各个环节进行了长时间、系统性的试验，对运行过程中如熔盐冻堵、泄漏以及吸热器的堵管等等可能出现的问题进行了深入研究，并对各种应对策略进行了反复验证，对各项关键设备的性能进行了详尽的测试与改进。光是熔盐管道的电伴热系统，就进行了数十次改进。”正是基于这些细琐、扎实的基础性工作，才有了项目实施过程的“如此顺利”。

事实上，在“没有想到”的背后，项目技术团队同样付出了他人“想象不到”的努力，承受了非常大的压力。在进行上述各项调试工作的几天内，徐能的心情和当天接受采访时的轻松完全相反，“那几天我基本都睡不好觉，每天只能睡三四个小时，睡不着，精神压力很大。”这种压力在20日项目实现并网发电后得到了释放，当天徐能在他的朋友圈留下了一句话，“今天应该能稍微睡个好觉了。”

100%纯太阳能发电

时间回溯至2013年7月，中控德令哈10MW水工质电站并网发电为中控带来了诸多声誉，但也引来了少数人的质疑，这种质疑集中于此电站并非一个真正的纯太阳能电站。理由是其吸热器仅能产出约313℃的饱和蒸汽，还需利用天然气将其过热至510℃再进入汽轮机发电，这一观点在一段时间内成为行业内私下议论的话题。

金建祥说：“其实国外不少光热电站也是采用天然气补燃的，一般不超过总能量的15%，我们补燃量设计值也不超过15%，国内的垃圾发电也是允许添加少量燃煤的，实际上这个问题不是我们关注的焦点，也不在意同行的议论。其实我们一开始就计划要上熔盐蓄能系统，只是第一步优先解决镜场聚光控制问题，而这个产生饱和蒸汽的水工质电站完全可以达到这个目的，因此我们也没有必要再去花精力在水工质吸热器上直接产生过热蒸汽”。

也有一些专家能理性看待这一问题：这是中控推进熔盐塔式光热发电技术应用的第一步，在水工质技术实践的基础上，实现熔盐技术的成功应用，可以最大限度的降低技术风险。“中控太阳能是一家稳健又低调的研发型公司，做任何事都要有八成以上的把握才会去干。”有业内人士如是评论道，这也是中控太阳能选择先从水工质做起的原因。

金建祥强调：“其实，中控太阳能从成立伊始，就对技术路线有着清晰的规划，明确以熔盐塔式光热发电作为其技术研发方向。尽管有中控、杭锅、杭汽等股东在各自领域多年的积累作为技术支撑，对于熔盐塔式光热发电这一涉及专业领域众多、系统高度复杂的全新发电方式，仍然面临着非常大的挑战。所以我们选择先从最擅长的控制入手，通过建设10MW水工质电站，目的在于重点解决塔式光热发电最大的难题——镜场聚光控制，取得成功之后，再集中精力突破熔盐吸热、储热和换热等技术难关，最终实现熔盐塔式光热发电技术的全流程贯通”。

在此次完成熔盐系统改造后，在电站主机厂房一侧矗立着的燃气锅炉已经停运。徐能指着眼前的燃气锅炉对记者说，“目前我们已经完全不需要这个燃气锅炉了，现在我们用熔盐换热系统就可以将2号塔输出的饱和蒸汽过热为510℃的过热蒸汽。”

中控德令哈电站共建有1号和2号两个塔，中控此次主要对1号塔进行了整体熔盐系统改造，将其水工质吸热器更换为熔盐吸热器，并新安装整套熔盐储热、换热系统，经改造后的1号塔采用直接熔盐吸热、储热和换热技术，可作为一个独立的熔盐塔式光热电站运行。2号塔在太阳岛方面未做改动，产出的饱和蒸汽通过1号塔的熔盐过热器成为过热蒸汽。与此前的水工质塔相比，经改造后的电站实现了100%纯太阳能发电。

　　自主化技术+高国产化率

早在2010年中控太阳能成立之初，就确立了熔盐塔式光热发电技术这一研发方向，当时在全球范围内尚无任何商业化熔盐塔项目运行。在德令哈项目投运之前，全球范围内在运行的熔盐塔式光热电站仅2011年投运的西班牙GemaSolar电站，装机19.9MW，以及2016年2月投运的美国新月沙丘电站，装机110MW，这两个项目的技术供应方西班牙Sener和美国SolarReserve被认为是掌握熔盐塔式光热发电技术的两大公司，但中国公司若要引入这项技术，往往需要付出很高的成本，且几乎不可能获得其核心技术。

是通过引入海外技术直接为我所用还是坚持自主创新?在国内光热发电行业，一直以来就存在对此问题的争论，持不同观点的公司也选择了不同的策略路线，以中控太阳能为代表的部分企业选择了坚持自主创新，金建祥认为，“真正核心的技术是买不来的，国外企业愿意跟你合作，其实是看上你的市场和廉价劳动力，最核心的技术是不可能给你的。”

中控太阳能选择了自主创新，同时坚信最终必能获得成功。这种自信源自中控在DCS领域成功打破国际公司垄断这一成功案例。金建祥对记者表示，“当年我们在DCS领域的竞争对手是霍尼韦尔、西门子、横河这样的国际巨头，他们完全垄断了国内市场，中控最终成功打破了这种垄断，并成为国内最大的控制系统供应商，对比来看，应该说当年在DCS领域的突破难度比今天我们在光热发电领域更大。”

而今天的结果证明，中控太阳能已经完全掌握了熔盐塔式光热发电全流程技术，实现了中国光热发电行业的技术突破。

事实上，全球的两大代表性塔式电站Ivanpah和新月沙丘电站从宣布投运到达到设计发电量分别设置了4年和1年的过渡期，就此问题，徐能表示，“我们只花了一天时间各项核心技术参数就达到了设计值，经实测光电转换效率比原DSG系统有所提高，我们有信心再通过3个月左右时间的优化运营，电站就可以达到设计发电量。”

那么，对于10MW的中控太阳能德令哈项目和110MW的美国新月沙丘项目，其技术难度是否在同一级别?中控是否能够证明也有能力开发更大规模的熔盐塔式光热发电项目?金建祥表示，“熔盐塔电站的工艺流程和核心技术都是一样的，大电站和小电站相比，无非是采用的设备更大一些，镜场聚光面积更大一些，使用的熔盐量更多一些，需要投入更多的资金，仅此而已，只要我们认真面对，我认为不存在任何问题。其实国外公司大多也在10MW级别取得成功之后直接进行100MW级的大规模电站开发，至今并无失败的案例，也说明规模大小并非核心问题。”

中控太阳能德令哈项目的另一特点是最大程度上实现了熔盐塔式光热电站装备的高国产化率，除了熔盐泵、熔盐流量计与熔盐液位计采用了进口产品外，其它装备均实现了国产化，装备国产化率达到95%以上。

徐能表示，“我们尽可能采用国产设备，一方面是为了降低成本，另一方面也是为了培育国内设备供应商。只有实现国产化，中国的光热产业才有未来。”

徐能进一步表示，“很多关键设备在国内都找不到有应用业绩的供应商。为此，我们选择在类似行业有一定经验并有较强制造能力的供应商，与供应商紧密合作，联合设计、制造。通过这种方式，也为行业培养了一批国产设备供应商。从目前的电站运行情况来看，国产设备的运行稳定、可靠。”

在该电站成功投运的10余天后，9月1日，我国首批光热发电示范项目的上网电价正式出台，但要享受1.15元/kwh的电价政策，相关示范项目需于2018年12月31日前建成投产，不足28个月的建设时间，对国内光热发电产业无疑是一个巨大的挑战。首座熔盐塔光热电站的成功投运，正为本轮示范电站如期完成建设奠定了良好基础。

同时，该熔盐塔电站的成功投运也赋予了中国光热发电未来更大的想象空间，熔盐塔式光热发电作为一项行业普遍推崇的技术难度较高、具有较大成本下降潜力的技术，借力于中国的低成本制造和人力成本等优势，依托国产自主化技术，有望实现光热发电成本的更快削减，并将为国产技术和装备尽快走出国门创造无限可能。