当前，风光热互补新能源大基地开发如火如荼，开发商在确定配置光热电站为调节电源后面临的第一个关键问题就是，到底该选择哪种技术路线？

槽式技术是其中的关键可选项，在全球已投运光热电站的总装机中，槽式电站占比约75%，技术发展最为成熟、项目实证效果最为稳定可靠。

在中国，经过自2009年至今十多年的发展，今天，我们一提到槽式光热公司，大家第一时间想到的就是常州龙腾光热科技股份有限公司。

十多年来，龙腾光热深度植根于槽式光热技术领域，建立了国内最为完整的槽式集热场系统集成和装备制造的产业链。

槽式技术的降本空间如何？槽式电站冬季出力低的问题是否能够解决？近期，CSPPLAZA专访了龙腾光热总经理俞科，聊了聊业内关心的几个关于槽式技术的关键问题。

▲内蒙古乌拉特中旗100MW槽式电站

CSPPLAZA：对当前的光热发电产业，你有什么看法？

俞科：当前，光热储能发电技术路径在提升电力系统调节能力，保障风电光伏的高比例消纳方面的价值正在愈加凸显，正在得到国家主管部门的持续关注并获得政策上的不断支持。

通过国家首批光热示范项目的建设和投产，中国自主的光热发电产业链已经初步建立，勘察设计及工程建设经验得到积累，一批光热发电领域的国家标准和IEC标准已经发布，目前投产的9个光热发电项目也积累了数年的运行维护经验，已经具备大规模开发建设光热储能电站的能力。

当然，由于近两年国内光热发电市场有些停滞，整个行业在装备制造产业规模化发展、新技术迭代应用等领域也面临一些困难。

但困难只是暂时的，双碳战略的发布给了光热发电产业一个大的契机，在大规模储能调峰和规模化替代燃煤锅炉等应用场景给出了广阔的市场空间，风光大基地配套光热项目规划的不断推进，也大大增强了整个行业的发展信心和业内企业加大投入的决心。

▲内蒙古乌拉特中旗100MW槽式电站

CSPPLAZA：你们参建的内蒙古乌拉特中旗100MW槽式项目的运行情况如何？

俞科：中核龙腾内蒙古乌拉特100MW槽式光热示范电站于2021年6月完成化盐工作，7月底完成多岛联合调试后实现了全面投运。

2021年，在上半年镜场单独发电和下半年多岛联合调试的试运行年度，全年利用小时数达到了2107.9小时。

2022年1月份，乌拉特电站停机检修并进行了消缺改造，据悉今年第二季度利用小时数超过1200小时，其中6月5日达到了单日最高发电量2192MWh，6月5日-6月14日的连续不停机发电期间10天累计发电量达到19464MWh。

从全面投运到目前为止的运行情况看，龙腾光热的国产化槽式集热场的运行效率超出当初70%的设计点指标，项目使用的单缸再热汽轮机的运行效率也超出38.23%的设计点效率，整个电站的运行数据表明，实际光电效率已经大幅突破当初设计点26.76%的指标。

同时值得强调的是，龙腾光热在该项目中实现了高温真空集热管、集热器、反射镜、跟踪驱动系统、旋转接头保温外壳等关键部件的100%国产化，带动了一批产业链上下游合作企业，圆满完成了当初国家主管部门“通过示范项目建设，形成国内光热设备制造产业链”的示范目标。

▲内蒙古乌拉特中旗100MW槽式电站储热系统

CSPPLAZA：业内有言论称，槽式电站的冬季出力低，对此你怎么看？

俞科：我们也注意到了业内人士反应槽式电站在冬季出力较低的情况。

确实，此前全球的光热电站建设都在较低的纬度，通常集热场都采用南北轴布置，在低纬度情况下，季节差异还不是太大。

但中核龙腾100MW槽式电站是全球最高纬度的槽式电站，采用南北轴布置虽然总发电量较高，但确实存在冬季出力较低的情况，也造成储热系统全年平均利用率较低，集热场在高出力季节弃热较多的现象。

首批示范项目当时主要考虑验证技术路线，验证国产化装备性能，确实没考虑到平衡季节出力差异的问题。

而在我们最新设计的电站方案中，我们会根据项目纬度、当地DNI和风力玫瑰图的情况，对集热场的布置进行优化设计，采用以东西轴为主的布置方式，以此平衡各月度热输出差异，同时可以优化储热罐容量和利用率，且采用东西轴布置后回路的遮挡减少，回路间距得以缩减并减少母管长度，槽式集热场的占地面积将减少20%以上，从而降低电站初投资。

同时，对应电网不同月度的实际需求，我们还可以采用南北轴和东西轴配比布置的方案，对电网在枯风期、枯水期的发电量需求进行定向优化。所以冬季出力低只是槽式电站采用南北轴布置在高纬度地区带来的一个现象，我们的技术部门在设计过程中完全可以解决冬季设计出力低的问题。

CSPPLAZA：槽式光热技术后续的发展方向和降本空间如何？

俞科：槽式光热储能电站包括集热场系统、储换热系统、常规岛系统三大组成部分，各板块成本下降的路径都非常清晰。

▲内蒙古乌拉特中旗100MW槽式电站的集热器

首先，槽式集热场系统的成本下降类似于风电，示范电站采用的5.7米开口槽式集热器阵列的设计集热出力是2MWt，类比于当年的1.5MWe风机；后续的槽式集热器阵列的开口将大于8米，设计功率将超过4.5MWt，同等规模电站的集热器阵列数量将大幅减少，土建基础、管道阀门、控制系统、现场安装等成本均大幅下降，集热器模块反射面积更大、集热管功率更高，类似于采用高塔筒、长叶片的6MWe风电机组，千瓦造价将迅速下降。

在传储热系统方向，龙腾光热正在测试的新型硅基导热介质、低凝固点融盐等新材料新介质，将进一步提升储热系统的能量密度30%-60%，大幅降低现有储热系统和融盐的成本。

常规岛系统，由于槽式集热器阵列是模块化布置，更大的镜场部署规模不会降低光学效率，我们公司结合大功率槽式集热器和新型传热介质技术的单机600MW槽式光热储能调峰电站设计方案已经完成论证，单机600MW的常规岛可以大幅降千瓦造价并提高汽轮机参数，这个等同于火电行业的发展和降本路径。

在技术降本的同时，装备制造领域的产业化、规模化降本也很重要。槽式光热技术的高温真空集热管、抛物面反射镜、聚光器支架、液压驱动器等核心部件是标准产品，除了集热场回路数量根据各项目需求不同有所变化，全球的槽式电站也基本是标准化的设计，在规模的支撑下生产制造成本有较大的下降空间。

未来槽式核心部件产品将走向大口径长尺寸、大幅面双玻复合，槽式聚光器在分散式驱动、聚光模块载荷均化、空间结构设计等多方向的优化降本路径也很明确，需要的只是加大科研和产业化投入。

由于光热电站的建设周期要两三年，光热行业的降本会呈现阶梯式下降，并且需要有整装开发的建设规模来支撑光热产业的规模化降本，我们预计，可见的技术和产业路径完全可以推动光热发电度电成本下将到0.4元以下。

CSPPLAZA：刚你提到的单机600MW槽式光热储能调峰电站设计方案已经完成论证，能否简单介绍下这个方案？

俞科：单机600MW槽式光热储能调峰电站的设计方案是我们在探索光热电站最大单机规模可行性的一个阶段性成果。该方案设计针对大规模调峰的调度方式，即白天时段光热电站只收集太阳能储存热量，期间不出力，让峰给光伏。下午约4点开始光热机组启动并快速达到满负荷出力，一直持续至晚上约11点，满负荷运行时间约6-7小时。之后光热机组负荷逐步降至零，脱网不出力，只保持旋转备用状态，直到第二天下午4点，如此循环反复。简而言之，光热机组负责作为晚高峰时段的支撑电源。

该设计方案采用前面提到的开口大于8米的槽式集热器，以大幅降低土建、管道、控制系统和现场安装的单位功率成本；采用管径为90mm的集热管，以减少单个回路的流动压降，降低主循环泵的扬程要求；采用东西轴布置方式，以最大限度平衡全年各月度的热输出差异，并提高储能系统在各月份的设备利用率；采用新一代宽温硅油作为传热工质，免除冬季和晚间的防凝需求；采用解耦工艺流程，将集热储热和放热发电环节进行解耦，满足“白天集热、晚间发电”的调度方式；采用“平行镜场”设计理念，将集热场分为平行运行的两部分，分别换热至熔盐系统储热，在发电时再汇合进入一套SGS系统，从而避免导热油系统最大管径的限制。

以乌拉特中旗海流图的气象条件和场址条件为例，该单机600兆瓦槽式电站的集热面积约为385万平米，占地约15000亩，储热时长8小时，储热容量12000 MWh。电站设计年发电能力为1993小时，按照上述大规模调峰的调度方式运行时，电站年利用小时数约为1700小时，全年晚高峰覆盖率为72%（以平均每天晚高峰时长6.5小时计），很好地满足大规模调峰的调度方式。目前该设计方案已经完成概念设计，后续可进一步结合边界条件的细节进行初步和详细设计。

CSPPLAZA：在风光大基地项目开发的当下，你能否简洁地用几句话来阐述你建议开发商选择槽式技术的理由？

俞科：风光大基地项目开发的主力军是央企，大家都知道，央企对项目的可行性评估，特别是经济性、可靠性评估是非常审慎的。槽式技术是经过最多已投运项目（全球超5GW运行装机）实践检验的、最可靠、最成熟、最稳定的光热发电技术，我们的乌拉特100MW项目的实际表现也在国际国内市场给予了充分证明。

当前国家推进的戈壁沙漠风光大基地，普遍存在风大、沙尘的气候特点，槽式技术抗风运行精度高，反射光程损失小，光热转化效率高，电站总效率提升空间大，电站调试周期短的优势可以充分发挥。

注：7月28日，常州龙腾光热科技股份有限公司技术总监卢智恒在2022中国风光热互补新能源基地开发大会上就“槽式光热储能电站在大规模调峰场景下的设计方案与技术创新降本路径”作了主题报告，欲了解更多相关信息，可联系CSPPLAZA（微信号：cspswd）索取该演讲PPT资料。