光热发电可担当电力系统主力 高参数、大容量与连续发电或是未来发展方向
发布者:lzx | 来源: 高科技与产业化 | 0评论 | 603查看 | 2019-09-12 17:13:22    

虽然光热发电在全球范围内已发展逾40年,但对该领域以外的大众而言,这仍只是一个陌生的名词。事实上,包括中国在内,全世界目前有几十个光热发电的商业化电站已投入运行。


电力规划设计总院副主任工程师郑韫哲于近日对记者表示,塔式光热发电机组将成为光热发电技术的主流,高参数、大容量与连续发电是光热发电的发展方向。随着光热发电的规模化发展以及成本的下降,未来它将成为替代常规化石能源的重要清洁电能。


发展迅速的光热发电


光热发电原理为先利用反射镜,将太阳的直接辐射能聚集在吸热器上,加热吸热器中的吸热介质后将光能转化成热能;再利用吸热介质的热能,通过蒸汽发生系统产生高温高压蒸汽,之后利用高温高压蒸汽通过汽轮发电机组,实现热能到机械能再到电能的转换。


郑韫哲指出,光热发电中后段部分的过程与燃煤发电基本相似。“但光热发电配备了一个典型的储热系统,可以在白天吸收多余的太阳能资源,到了晚上再发电。这样保证太阳能热发电项目能够实现连续全天24小时的发电。整个太阳能发电系统相对于燃煤电站来说更加复杂,它的复杂点在于各个系统之间的集成以及控制。”


根据光热发电技术按照聚光集热方式的不同,分为槽式、塔式、线性菲涅尔式与碟式。


槽式和塔式是光热发电采用的两种主流发电形式。在已投运的光热发电机组中,槽式机组占60%~70%的比例,而在建光热发电机组中塔式光热发电机组则占据比较高的比例。


“这也说明,未来塔式光热发电机组可能成为光热发电技术的主流。”郑韫哲说。


目前,全球光热发电机组建成最多的两个国家分别为西班牙和美国,同时摩洛哥、南非、印度、中国等国发展也很迅速——这与上述国家光热资源条件较好有着直接关联。


光热发电可担当电力系统主力


研究显示,与燃煤机组相比,光热发电机组具有更好的调节性能。它的负荷条件范围更宽,最小的负荷可以达到20%,蒸汽发热系统升温速率最高可达到每分钟10度,大大缩短了汽轮机启动时间,在冷态情况下可以达到60分钟,热态情况下20分钟便能启动。


以西班牙Gemasolar电厂19.9兆瓦机组(储热15小时)为例。该电厂无论是全天24小时亦或一周7天里,出力均相当稳定。


郑韫哲分析道:“光热发电为什么能产生连续稳定的出力曲线?这多亏了它的储热系统。光热发电通过配置储热系统,能够保持稳定的电力输出,并不受光照强度变化的影响。如果储热系统的容量足够大,机组可实现24小时连续发电。同时,可以根据电网用电负荷的需要,快速地调节汽轮发电机组的出力,即参与电网一次调频和二次调频。另外,光热发电机组比燃煤机组的启停时间短、最低运行负荷低,具有更好的调峰性能。”


他认为,在电力系统中,光热发电机组可以作为主力机组承担基本负荷,以及作为电力系统中的调峰机组承担高峰负荷。而且装设光热发电机组的电力系统,还可以提高系统接纳风电或光伏发电的比重。


数据显示,2018年全球光热发电建成装机容量新增936兆瓦,总装机在2017年5133兆瓦的基础上增至约6069兆瓦,增幅为18.23%。


其中,中国光热发电市场新增装机215兆瓦,占全球总新增装机量的23%。换言之,中国对全球光热发电的贡献非常巨大。


他介绍道,装机200兆瓦的摩洛哥NoorII光热电站,是目前世界上槽式单机容量最的大商业化光热发电项目,于2018年1月10日首次并网成功。


NoorII电站装机200兆瓦,采用SenerTrough2大开口槽式集热器,建设425个集热回路,熔盐储热时长7小时。


目前,全球正在实施的最大光热发电项目为阿联酋迪拜MohammedbinRashidAlMaktoum太阳能园区第四期的700兆瓦光热发电项目。该项目由3个装机200兆瓦的槽式电站,以及1个装机100兆瓦的塔式电站组成。2018年3月19日该项目举行了动工仪式,4月13日在上海举行了总包合同签约仪式,5月17日国家发改委通过丝路基金关于投资迪拜光热电站项目的备案。


沙特ACWA电力公司和上海电气集团组成的联合体将共同建设该项目。预计电价为7.3美分每千瓦时,PPA执行年限高达35年,项目的第一阶段预计将于2020年建成。中国能建华东院在发电导设计中参与了工作。


国家政策推动光热发电发展


2016年9月14日,能源局发布《国家能源局关于建设太阳能热发电示范项目的通知》(国能新能[2016]223号),确定第一批太阳能热发电示范项目名单及电价。


2016年12月,国家能源局发布《电力发展“十三五”规划(2016~2020年)》,提出到2020年底,要实现太阳能热发电总装机容量达到500万千瓦。


2018年5月22日,国家能源局下发《关于推进太阳能热发电示范项目建设有关事项的通知》,重点明确要建立电价退坡机制、建设内容调整机制、项目退出机制和失信惩戒等制度,确保发挥首批项目的行业示范引领作用。


目前,我国投运的光热发电电站包括八达岭1兆瓦塔式试验电站、中广核德令哈50兆瓦槽式商业电站、首航节能敦煌100兆瓦塔式商业电站、中控青海德令哈50兆瓦塔式商业电站、天津滨海甘肃熔盐槽式发电项目、常州龙腾乌拉特导热油槽式集热回路及盐城300kWt二次反射示范项目。


在目前中国20个光热发电的示范项目中,共有7个槽式电站、9个塔式电站以及4个线性菲涅尔电站。


郑韫哲认为,提及光热发电时不能忽略其另外一个重要功能,即目前已经实施的、包含光热发电在内的多能互补项目。


如在青海海西州的鲁能多能互补电站项目。在该项目中,鲁能打算建设50兆瓦的光热发电项目,并通过配备可以产生连续稳定电力输出的光热发电机组。该项目可大大提高电网对于光伏、风电等可再生能源的消纳接受的能力。


光热发电未来将占据高比例


关于光热发电在我国的发展前景,郑韫哲指出,2018年全国一次能源消费总量为46.4亿吨标煤,非化石能源占比14.3%。到2020年,非化石能源在一次能源消费中的比重计划达到15%,2030年计划达到20%、2050年达到50%。


而且,我国在《能源生产和消费革命战略(2016~2030)》中提到,非化石能源发电量在2030年占到全部发电量的50%、所对应的发电装机占总量的55%。郑韫哲说:“这其中,光热发电会占据相当高的比例”。


法向直射太阳辐射(DNI)值是当前光热发电技术方案选择及经济评价的重要依据。国际上光热发电厂址的DNI通常在1800kWh/m2a以上,我国首批示范项目申报时要求1600kWh/m2a以上,建议在1700kWh/m2a以上。


郑韫哲预计:“据初步估算,中国拥有可利用的年DNI>1700kWh/m2的土地约94万km2,分布于西北的新疆、甘肃、内蒙古、青海以及西藏等地区。”


以10万平方公里面积计算为例,其年发电量为54000×108kWh。按配置储热系统机组的利用小时数为3500计算,10万平方公里土地可装机容量约为15亿千瓦。


“这已是一个相当巨大的数字。”郑韫哲说。


他指出,全国很多地区尤其西北部的地方政府非常重视发展光热发电,并纷纷制订了很多建设基地的规划,“电力规划设计总院也曾经参与评审过一些光热发电基地的规划,比如甘肃玉门花海百万千瓦级光热发电基地规划、内蒙古阿拉善盟左旗光热发电示范基地规划、青海省光热发电开发规划等”。


高参数、大容量与连续发电是发展方向


随着中国光热发电示范项目的建设,也陆续带动了一批后续项目的前期工作的开展。


郑韫哲介绍道,去年5月18日,电力规划设计总院发布了《中国电力发展报告2017》,以塔式光热发电机组、12小时储热时间为例,分析出电价的各项成本构成。


如电价构成中占比较大的项目有初始投资、财务费用、修理费、销售税金及附加和所得税;主要影响因素包括初始投资、系统效率,年法向直接辐射照度(DNI)、储热时长、融资成本、税收政策等。


“预计到2020年,光热发电的工程造价会从现在的每千瓦2.5~3万元降低到2.1万左右,电价降低至0.87元每度电。之所以有这么乐观的估计,是基于中国风电和光伏新能源已有的发展经验,光热发电成本下降的速度一定要比国外更快。”郑韫哲说。


高参数、大容量、连续发电是光热发电未来的发展趋势。郑韫哲认为,高参数即为聚光比高、运行温度高和热电转换效率高。“为此,必须在高反射率高精度反射镜、高精密度跟踪控制系统、高热流密度下的传热、光热电转换等核心技术和关键设备的研制中,加大研发力度。”


大容量则主要指发电规模大,要形成吉瓦级的发电能力,主要需降低投资成本和单位发电成本,逐步具备与火力发电成本相当的竞争能力。


“连续发电则主要是提高储热效能。我相信随着光热发电的规模化发展以及成本的下降,未来它一定会成为替代常规化石能源的重要清洁电能。”郑韫哲总结道。

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