太阳能光热发电技术特点及应用前景

太阳能光热发电特点及应用前景一太阳能光热发电技术经济特性二太阳能光热发电国内外发展现状三2太阳能光热发电发展前景（一）太阳能光热发电技术的战略地位3光热发电是通过“光-热-功”的转化过程实现发电的一种技术。光热发电在原理上和传统的化石燃料电站类似，两者最大的区别在于输入的能源不同。光热发电利用能源为太阳能，通过聚光器将低密度的太阳能聚集成高密度的能量，经由传热介质将太阳能转化为热能，通过热力循环做功实现到电能的转换。太阳能热发电实质是太阳能热利用方式之一。从其发电原理上来看，是一种绿色能源的绿色利用方式，且太阳能资源是世界上分布最广泛的取之不尽、用之不竭的可再生能源。从这个意义上看，太阳能光热发电技术的发展对于人类经济社会可持续发展具有重要意义。（二）太阳能光热发电技术的技术类型4聚光太阳能热发电（CSP）太阳能半导体温差发电太阳能烟囱发电太阳池发电太阳能热声发电聚光光热发电是现今最具商业化利用前景的技术形式。根据聚光方式的不同，聚光光热发电可进一步分为点聚焦和线聚焦两大系统。其中，点聚焦系统主要包括塔式光热发电和碟式光热发电；线聚焦系统主要包括槽式光热发电和线性菲涅尔式光热发电。槽式电站的关键设备主要包括聚光器、吸热管和储热器。槽式光热发电是最早实现商业化运行，也是目前全球商业化运行电站中占比最大的技术形式。51.槽式光热发电太阳能抛物面槽式发电（图片：内华达1号电站，2007年）槽式光热发电系统的特点：一是结构简单、成本较低；二是可通过多个聚光-吸热装置的串、并联组合，构成较大容量的光热发电系统；三是聚光比不高，一般在50-80，传热介质温度也难以提高，一般在400℃左右；四是槽式系统热传递回路长、热损耗大，系统综合效率较低，约为11%-15%。塔式电站主要包括定日镜、太阳塔、吸热器和储热器等。根据吸热器内传热介质的不同，塔式电站主要包括水/蒸汽、熔融盐和空气三种。62.塔式光热发电太阳能塔式发电（图片：GemaSolar电站，2011年）塔式光热发电系统的主要特点：一是聚光比较高，一般在300-1000之间，容易实现较高的系统运行温度（500-1400℃）；二是塔式光热发电系统的热传递路程短、热损耗少，综合效率高，目前可达到14%左右；三是太阳能塔式发电适合于大规模、大容量商业化应用；四是塔式光热发电系统一次性投入大，装置结构和控制系统复杂，成本较高。太阳能碟式-斯特林发电系统的关键部件包括碟式聚光器、斯特林机和传动系统。73.碟式光热发电太阳能碟式-斯特林发电（图片：SES电站，2010年）碟式光热发电系统的主要特点：一是聚光比高，一般为1000-3000，运行温度可接近1000℃，峰值光电转换净效率可达到30%；二是碟式发电系统功率较小，一般为5-50kW，单位造价昂贵；三是发电成本不依赖于工程规模，既可以作为分布式发电系统使用，也可以建成MW级的电站并网发电。线性菲涅尔式发电系统是简化的槽式发电系统，主要部件包括菲涅尔式反射镜、吸热管和传动系统等。84.线性菲涅尔式光热发电线性菲涅尔式光热发电（图片：皇明太阳能股份有限公司，2010年）线性菲涅尔式光热发电系统的特点：一是聚光器采用平面反射镜代替抛物面槽式反射镜，聚光器离地面近、风载荷低、结构简单，布置紧密，用地效率更高；二是由于吸热管无需进行真空处理，降低了技术难度和成本，系统总成本相对较低；三是系统聚光比较低、运行温度不高、系统效率不高。（三）不同聚光太阳能热发电方式的技术特点比较9槽式塔式碟式线性菲涅尔式对光照资源要求高高高低聚光比50-80300-10001000-300025-100运行温度（℃）350-550500-1400700-900270-550传热介质水、合成油水、合成油空气水，空气、熔融盐储能可储热可储热否可储热机组类型蒸汽轮机蒸汽轮机、燃气轮机斯特林机蒸汽轮机动力循环模式朗肯循环朗肯循环布雷顿循环斯特林循环朗肯循环联合运行可可视具体情况可峰值系统效率21%23%31%20%系统年平均效率10%-15%10%-16%16%-18%9%-11%适宜规模（MW）30–20030–4000.005–0.530-150用地（Ha/MW）2.5–32–2.522.5–3.5水耗（m3/MWh）水冷3.03空冷0.30水冷1.89-2.84空冷0.34基本不需要水冷3.8商业化程度已商业化已商业化已商业化示范项目（四）光热发电技术特性10由于发电原理不同，聚光太阳能热发电出力特性优于光伏发电出力特性。通过增加储热单元能够显著平滑发电出力，显著减小小时级出力波动。根据不同储热模式，可不同程度提高电站利用小时数和发电量，提高电站调节性能。研究显示，一座带有储热系统的光热发电站，年利用率可以从无储热的25%提高到65%。因此，相对经济的储热技术是光热发电与光伏发电等其它可再生能源发电竞争的一个关键要素。利用长时间储热系统，光热发电可以更好的满足系统负荷需求。1.通过储热改善出力特性美国加州50MWCSP/50MWPV实测带储热装置的槽式热发电系统11不同于其他波动电源，是一种电网友好型电源。带有储热和补燃装置的太阳能热发电站可提高电网的灵活性，提高电网消纳波动电源的能力。带有储热和补燃装置的太阳能热发电站具有较好的调峰性能，可替代化石燃料调峰电站。由于太阳能热发电站的最优规模为20万千瓦左右，且多位于远离负荷中心的荒漠或人烟稀少地区，处于网架相对薄弱的电网末端，大规模远距离外送的经济性成为其规模化开发利用的制约因素。长距离输电是提高CSP利用规模的重要途径。特别对于美国、南非、印度、中国、巴西等大国。2.具有电网友好性12美国能源部研究项目：未来光热发电愿景。采用长距离高压直流（HVDC）输电线路将西南太阳能资源丰富地区的太阳能热发电电站的电能送至美国其他地区。欧洲-中东北非沙漠行动计划（DESERTECconcepttoEU-MENA）通过建设跨国、长距离高电压等级输电线路将北非太阳能热发电电站的电能送至欧洲。13光热发电系统通过常规机组并网，可按照电网要求输出有功和无功，在运行技术和管理经验等方面较为成熟，具有较好的电网友好性。电能质量问题：光热发电通过传统电机并网，能够很好的解决谐波、三相电流不平衡和直流分量等问题。电网调度与经济运行问题：由于光热电站通常配置大容量储热装置，或与其他常规火电机组联合运行，克服了光伏发电的间歇性和波动性，可实现光热电站发电出力的平稳可控，接近常规机组性能，更易接受电网调度，并具备一定的调峰调频能力，减轻电网调峰调频压力。大电网稳定控制问题：光热电站通过常规汽轮机或燃气轮机并网，具有一定的转动惯量和阻尼特性，具备按照电网要求向其提供有功和无功功率的能力，同时电网调度有较为丰富的常规机组运行控制和管理经验，有助于电网安全稳定运行。光热发电的规模化发展不仅能够作为调峰电源，为风电等间歇性电源提供辅助服务，而且随着未来技术的优化提升，大型光热电站完全有可能承担电力系统基础负荷。（五）光热发电经济成本14初始投资。根据电站规模、储热系统规模、光照条件、土地和人工费用的不同，电站造价不同。一般来说，碟式光热电站单位造价最高，约为塔式光热电站的两倍；槽式光热电站单位造价略低于塔式光热电站，略高于菲涅尔式光热电站。发电量。光热发电系统的发电量主要取决于配置储热装置的容量，根据目前实际投运的带储热的光热电站的运行情况来看，其年有效利用小时数基本可达4000小时以上。槽式及塔式光热初投资槽式光热电站投资构成槽式塔式美元/kW美元/kW无储热4000-45004500-4800混合5000-5600--热储存6000-80008000-16000光场,51%储能,8%发电系统,22%土地,2%间接成本,17%光场,39%吸热器,13%吸热塔,5%储能,4%发电系统,20%土地,2%间接成本,17%塔式光热电站投资构成15度电成本。考虑汇率折算后，槽式电站的度电成本为1.2-2.4元/kWh；塔式电站的度电成本为1.3-2.4元/kWh。碟式/斯特林光热发电系统的成本不随系统容量的增加而降低，适合于分布式发电；槽式光热发电和塔式光热发电的成本随系统容量的增加而下降，适合于发展大容量电站。美国SEGS电站相关数据美国昆士兰塔式电站相关数据电站名称单位SEGSⅠ-ⅡSEGSⅢ-ⅦSEGSⅧ-Ⅸ地点CaliforniaCaliforniaCalifornia电站类型槽式槽式槽式投运时间1984-19851986-19881989-1990装机容量MW13.8、3030×580×2年发电效率%9.5-10.511.0-12.513.8单位造价美元/kW3800-50003200-38002890度电成本美元/kWh0.18-0.270.12-0.180.11-0.14单位塔式装机容量MW100单位投资成本美元/kW7906年运维成本美元/kW71容量因子%40.9折现率%7运行年限年202010年度电成本美元/kWh0.226一太阳能光热发电技术经济特性二太阳能光热发电国内外发展现状三16太阳能光热发电发展前景截至2011年7月，全球在运的光热发电站共42座，装机容量总计139.4万kW，主要集中在西班牙和美国。其中，西班牙境内共有21座，约占总装机容量的61.1%，总占地面积约3002万平方米（西班牙光热发电产业协会数据）；美国境内共有17座光热发电站，约占总装机容量的36.5%。另外，德国、以色列、意大利和埃及境内分别各有一座。截至2010年底，全球规划建设的光热发电装机容量约为3000万kW，分别位于美国、西班牙、澳大利亚、印度、意大利、摩洛哥、阿尔及利亚、埃及、阿联酋、法国和中国等国家。（一）全球光热发电现状全球光热发电装机容量1734334248537111013902040608010012014016019901995200020072008200920102011.7装机容量（万千瓦）年份在已经运行的光热发电站中，抛物面槽式技术是应用最多的技术形式，约占总装机容量的87.9%。槽式光热发电技术是目前世界上最成熟的光热发电技术，投资风险系数相对较小。截至2010年底，全球在建的光热发电站的装机容量约为274.7万kW，其中大部分位于美国和西班牙，分别为140万kW和130万kW，其他主要分布在北非和中东地区。从所采用的发电技术来看，槽式和塔式分别占49.2%和42.5%，塔式系统的应用比例有所提高。18已运行光热发电站中不同技术形式的应用比例在建光热发电站中不同技术形式的应用比例槽式,87.9%塔式,4.5%混合,7.0%其它,0.6%槽式,49.2%塔式,42.5%混合,7.0%菲涅耳式,1.3%根据国家能源局《可再生能源发展“十二五”规划》征求意见稿，光热发电至2015年的装机目标为100万kW，至2020年装机目标300万kW。目前，我国仅有1个获得上网电价批准的光热发电项目，即首个特许权项目—内蒙古鄂尔多斯50MW项目。此外有9个处于建设和筹备阶段的光热发电项目。总装机容量约450MW。19（二）我国光热发电现状开发商规模地点说明大唐新能源股份有限公司50MW内蒙古鄂尔多斯国内首个商业化光热发电示范项目，特许权招标电价0.9399元/kWh（含税）。电站建设周期为30个月，电站运行期25年，预计最初年发电量为1.2亿度，投资总成本约在16亿元左右。中国电力投资集团公司100MW青海省格尔木项目由中电投下属的黄河上游水电开发责任有限公司与上海工电能源科技公司的合资公司——黄河工电光能发电有限公司负责开发建设，西北电力设计院参与了电站项目设计。项目采用塔式技术，太阳岛共设5个镜场，每个镜场设计一座太阳塔和1700台定日镜，共5座太阳塔和8500台定日镜。整个项目占地东西向4.2公里，南北向2.3公里。目前已启动太阳塔的土建、预埋件及设备安装工程招标。天威（成都）光热发电开发有限公司1.5MW甘肃嘉峪关市2010年12月举行开工奠基仪式，项目位于甘肃矿区大唐803电厂。由中国大唐集团