光热发电技术应用前景

光热发电技术应用前景2015年3月10日1国内外光热发电发展形势2光热发电技术特性分析32光热发电项目经济性分析4光热发电技术市场应用前景主要内容3（一）世界光热发电发展现状自2008年以来，全球光热发电发展开始提速。截至2013年底，全球累计光热发电装机容量达到3425MW，同比增长36%，2013年当年新增光热发电接近90万千瓦。2008—2013年年均增长率约为50%。光热发电项目数量总计超过120个。2006-2013年全球太阳能热发电装机容量数据来源：REN211、发展现状槽式100%1983年-1990年投产355MW槽式95%塔式4%线-菲1%碟式0%2006年-2010年投产989.4MW槽式83%塔式14%线-菲3%碟式0%2011年-至今投产及在建2793MW4已建成的太阳能热发电站以槽式电站为主，所占比例接近90%。2013年新增光热发电项目仍主要以槽式电站为主。塔式电站市场份额继续增长。线性菲涅尔式技术和碟式技术仍处于商业化应用的前期。美国100%1983年-1990年投产355MW西班牙79%美国16%摩洛哥2%伊朗2%意大利1%2006年-2010年投产989.4MW西班牙55%美国35%中东及北非6%印度2%澳大利亚2%中国0%2011年-至今投产及在建2793MW世界光热发电仍主要集中在西班牙和美国。截至2013年底，西班牙光热发电装机容量230万kW，占全球光热发电装机容量的67%；美国光热发电装机容量约为90万kW，占总装机容量的26%；其他在运的光热电站分布在阿尔及利亚（2.5万kW）、埃及（2万kW）、摩洛哥（2万kW）、澳大利亚（1.3万kW）、泰国（0.5万kW）、等国家。规划建设的光热电站主要位于非洲、中东、亚洲和拉美地区。502000400060008000CSP发电装机容量预测(单位：MW)年初总装机容量2010年预测2012年预测美国继续引领全球光热发电市场的发展，新兴光热发电市场正在形成。2013年美国建成世界上最大的槽式电站，世界最大的塔式电站于2014年投运；阿联酋成功投运100MW槽式电站，印度累计在运光热电站达到55MM，西班牙则受政策调整的影响，光热发电发展减缓，没有新增在建项目。2、发展趋势槽式62%塔式38%拟建CSP项目类型塔式技术竞争力增加。随着技术进步，塔式发电技术凭借其高效率，发展加快。拟建项目中，塔式比例提高到38%。电站名称：ANDASOL1&2电站拥有者：ACS/CobraGroup(75%)SolarMillenniumGroup(25%)投入运行时间:1号（2008）2号（2009）发电功率：每个50MW，共100MW熔盐蓄热技术已在太阳能热发电中得到广泛应用。采用大规模熔盐蓄热的商业化运行太阳能热发电站已有4个，总发电容量20万千瓦，总熔盐用量达12万吨。另外在建的和计划建的有10座槽式、3座塔式总共104.9万千瓦的电站采用熔盐大规模蓄热技术。电站名称：EXTRESOL1电站拥有者：ACS/Cobra投入运行时间:2010发电功率：50MW电站名称：LaFlorida电站拥有者：RenovablesSAMCA投入运行时间:2010发电功率：50MW截至2013年底，中国已建成实验示范性太阳能光热发电站（系统）6座，装机规模约13.9MW；国家已核准在建的太阳能光热发电站10座，装机规模约403.6MW；正式开展前期工作的太阳能光热发电站14座，装机规模约661MW。青海中控德令哈50MW发电项目一期10MW工程投运。我国已明确技术路线的项目大部分拟采用塔式技术开发，占比约为47%。已开始开展前期工作项目以西藏项目容量最多，其次为青海省，容量分别为301MW和300MW。（1）发展现状（二）我国光热发电现状北京八达岭塔式光热电站中控德令哈塔式光热电站根据国家能源局《可再生能源发展“十二五”规划》，2015年光热发电的装机目标为100万kW，逐步通过示范项目建立健全我国太阳能热发电产业；至2020年装机目标300万kW。为落实《可再生能源“十二五”规划》和《太阳能发电发展“十二五”规划》，国家能源局于2013年2月启动太阳能热发电场址普查和示范项目实施方案研究工作，用于摸清我国太阳能热发电的场址资源与可能目标，结合我国太阳能热发电的场址建设条件逐步探索适合我国光热电站发展的产业政策和技术体系，并通过各重点省（区）的规划选址研究提出总规模约100万千瓦的光热电站项目储备和若干个具有典型意义的示范项目。10（2）发展规划（3）积极推进光热发电示范项目2014年4月，国家能源局召集电力规划设计总院、发电集团、研究院所等组织召开《光热发电示范项目技术要求及申请报告大纲征求意见讨论会》，确定示范工程将采用槽式和塔式两种集热方式，考虑项目规模效益以及汽轮机相关技术特点，示范工程按照单机容量50MW及以上等级建设，并对不同太阳能热发电技术的储热容量提出要求。目前，国家能源局已基本确定了我国太阳能热发电产业发展的进度表，即2014-2016年通过示范电价政策扶持完成一批商业化示范项目建设，2017年进入大规模开发建设阶段。1国内外光热发电发展形势2光热发电技术特性分析312光热发电项目经济性分析4光热发电技术市场应用前景主要内容（1）太阳法向直射辐射强度光热发电只能利用太阳直接辐射资源（DNI）。根据国外的经验，DNI值在1800kWh/m2/y以上的地区适宜建设光热发电站。13以色列SolelSolarSystems直接辐射量达到1700kWh/(m2.a)美国eSolar直接辐射量达到1800kWh/(m2.a)西班牙AbengoaSolar直接辐射量达到1800kWh/(m2.a)IEA认为，在太阳法向直接辐射（DNI）高于1900kWh/m2/年的地区，光热发电具有较好竞争力。（一）光热发电技术特性14（2）占地对地面坡度有要求。槽式和线性菲涅尔式发电要求地面坡度在3%以下；塔式电站可以适合5%-7%以下的地面坡度。碟式电站对坡度没有特殊要求根据资源条件、光场设计、储能配置等的不同，单位发电量的占地面积差异较大。从已建设项目的占地面积看，单位占地产出在45～80kWh/m2/年（3）耗水光热发电需要在热力循环中采用水制冷。根据IEA的数据，槽式电站和线性菲涅尔电站的耗水量约为3立方米/MWh（与核电站相当，燃煤电站的耗水量约为2立方米/MWh，联合循环电站约为0.8立方米/MWh）。塔式电站耗水量一般在2立方米/MWh左右。1532320.800.511.522.533.5槽式塔式菲涅尔式核电煤电燃气联合循环立方米/MWh可采用空冷技术减少用水量，但会对光热发电效率产生不利影响。以槽式电站为例，采用空冷技术会减少5%的年发电量，并使单位发电成本增加9%。为了在减少用水的同时降低成本增加幅度，可以采用空冷/水冷混合制冷的方式。以槽式电站为例，采用混合冷却方式最多可以降低耗水量87%，但年发电量下降4%，发电成本增加8%。1617光伏发电时间热发电负荷率（二）光热发电出力特性（1）电力品质较好，发电出力相对平稳可控光热发电出力特性优于光伏发电。太阳能资源具有间歇性和不稳定性的特点，光热电站可配置技术相对成熟的大容量储热装置，可显著平滑发电出力，减小小时级出力波动，实现发电功率的稳定。18白天发电+蓄热模式夜间发电模式（2）通过增加储热单元、补燃的方式，太阳能光热发电可以具备良好的调节特性通过增加储热单元，可以显著平滑发电出力，减小小时级的出力波动。例如，西班牙部分槽式光热电站使用熔盐作为储热介质，储存的热能能够保证在50MW额定功率下连续发电超过7个小时。19通过合理配置储能设备容量和容量，光热发电可以在系统中承担基荷、腰荷，甚至可以用于系统调峰。承担基荷调峰承担腰荷承担腰荷20稳定出力线化石燃料补燃太阳能聚热直接发电储热储热发电带有储热及补燃系统的太阳能热发电系统运行示意图（3）运行方式灵活，可与常规火电系统进行联合热力循环通过补燃或与常规火电厂联合运行的方式，光热电站可以在晚上或连续阴天时持续发电，使光热电站最大程度利用太阳光发电，发电出力曲线更加平稳，保证光热电站设备的运行，年发电利用小时数提高到4000-5000小时左右。1国内外光热发电发展形势2光热发电技术特性分析321光热发电项目经济性分析4光热发电技术市场应用前景主要内容太阳能光热发电成本的高低，直接决定着其发展速度和应用规模，决定其未来在能源供应中的地位。光热发电度电成本主要受寿命期内发电总成本和总发电量的影响。总成本主要取决于初始投资和运行成本，总发电量主要受有效发电利用小时数（由法向直射辐射强度（DNI）决定）、储热规模等影响。初始投资成本运维成本法向直射辐射强度（DNI）度电成本（LCOE）&=lifecyclecrinvestOMlifecyclenetCostfCCLCOEEnergyEC寿命期总成本太阳能光热发电成本寿命期总发电量（一）国外光热发电项目经济性分析22（1）初始投资成本根据对目前已投入商业化运营的光热电站的统计，目前投入商业化运营的无储热槽式和塔式光热电站的初始投资成本在4500-7150美元/千瓦，带热储存的槽式和塔式光热电站初始投资成本在5000-10500美元/千瓦.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。从四种光热发电技术的初投资来看，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。热载体储能（小时）容量因子（%）投资成本（美元/千瓦，2010）槽式合成油0264600合成油0237144合成油6418000合成油6.347-488950-9810合成油6437732熔盐4.5507380-9567550-13.4679140塔式熔盐7.57280熔盐6436300熔盐9487427熔盐6417463熔盐9547720-12689060-15791052023光热电站的初投资中，光场部分所占比重最大。根据相关统计，槽式和塔式电站初始投资成本构成见下图。24槽式电站投资成本构成（50MW，3小时储能，湿冷）塔式电站投资成本构成（50MW，3小时储能，湿冷）数据来源：《CSIRO:Concentratingsolarpower—driversandopportunitiesforcost-competitiveelectricity》2011年3月25根据储热配比的不同，槽式和塔式光热电站的初始投资成本构成略有不同。最显著的差异是储热系统成本。塔式运行温度更高，储热系统吸热和放热温差更大，因此储热成本相对要低。不同储能配比下槽式光热电站投资成本构成不同储能配比下塔式光热电站投资成本构成资料来源：《IRENA：RENEWABLEENERGYTECHNOLOGIES:COSTANALYSISSERIES——ConcentratingSolarPower》2012年6月26典型地区不同结构不同建造年份的槽式和塔式电站成本构成Ecostar（2005）Turchi（2010）Developer（2011）装机容量（MW）5010050容量系数(%)28.54023光场(美元/m2)385320538HTF系统(美元/m2)9839储能（美元/kWh）588779发电系统（美元/kW）132710212885初始投资成本（美元/kW）6600（3小时储能，湿冷）8688(6小时储能，湿冷)7501（无储能，湿冷）Ecostar（2005）Sandia（2010）装机容量（MW）51100容量系数(%)3348储能（美元/kWh）2433塔和接收器（美元/kW）216217光场(美元/m2)266217发电系统（美元/kW）12981380初始投资成本（美元/kW）6494（3小时储能，湿冷）8066（9小时储能，湿冷）典型槽式电站详细成本构成典型塔式电站详细成本构成26IEA研究表明：碟式/