日前，在由中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司、国家太阳能光热产业技术创新战略联盟、CSPPLAZA光热发电平台共同主办、首航高科能源技术股份有限公司联合主办的2022中国风光热互补新能源基地开发大会上，常州龙腾光热科技股份有限公司技术总监卢智恒就《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。

图：卢智恒作主题发言

卢智恒表示，槽式光热技术是全球范围内最成熟的光热发电技术。首先美国已有运行30多年的槽式电站，积累了非常丰富的长期运行经验；其次它的占比很高——目前全世界的光热发电装机里面有3/4都是槽式的；另外槽式集热器模块设计非常适合规模化生产，因为是标准化设计，规模化装配，特别适合大规模部署；此外，槽式光热技术成本下降的技术路径非常清晰，目前都是朝着大开口的方向去做，同时工质的温度进一步提高，包括430℃以上的硅油或者565℃的熔盐。

此间，卢智恒还指出了业界针对槽式光热技术的认识存在三大误区：1、槽式不适合高纬度地区；2、槽式发电量季节性差异非常大；3、槽式对于地形的要求很高，并结合自身的技术研究成果和实际项目运行表现就上述误区进行了一一解释说明。

关于槽式光热技术的成本下降空间，卢智恒认为，通过规模化、经验积累和技术进步三条路径后，光热电站的电价能够接近于调峰火电电力的平价价格。

更多精彩内容，请阅读下面刊出的卢智恒的演讲全文：

卢智恒：各位参会代表，各位同行，大家下午好！

我是卢智恒，今天跟大家一起分享一下槽式光热储能电站在大规模调峰场景下的设计方案与产业化降本路径。

前面很多同行更多在讲塔式，但是我可以告诉大家，在全球已建成光热电站中槽式占很大的比重，而且它的技术发展方向是非常清晰的。

接下来分享下大家比较关心的中核龙腾乌拉特100MW槽式项目的运行情况。

该项目属于国家第一批示范项目，采用龙腾光热核心技术和集热场集成装备，实现了中国槽式光热电站领域的首次国产化替代，性能指标达到国际先进水平，也成为国内同纬度下第一个满负荷发电的光热项目。圆满完成了国家主管部门的示范目标。

该项目也是全球纬度最高（北纬46°）的槽式项目，2020年1月首次实现并网发电，2020年12月底实现满负荷发电，2021年8月份储热系统全部投产，一直运行到现在。

目前项目从投产到今年7月底的累计发电量已达4.3亿度，2021年发电量是2.1亿度，今年上半年发了1.8亿度电。2022年1月份，乌拉特电站停机检修并进行了消缺改造，今年第二季度利用小时数超过1200小时，6月5日达到了单日最高发电量2192MWh，期间天气较好的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，充分展现了槽式光热电站连续高负荷的运行能力。

接下来分享下槽式技术针对大规模调峰场景的优化设计。

槽式光热技术在全世界已有30多年的发展历史，它是线聚焦技术，工作原理就是把槽式集热器进行南北向布置，跟踪太阳由东到西，这是常规的做法；然后用导热油收集到的热量一部分会进汽轮机，另一部分进储能熔盐罐。但是槽式的核心部件——集热器，真空管和反射镜是固定装配好的，而且光程很短，反射镜面离吸热管的长度平均只有2米左右，不会受到大气通透度的影响。

目前塔式电站上的很多，但是塔式电站有一个很大的问题，即针对反射镜面到吸热器之间远距离光程的衰减问题，目前没有太好的手段；我知道迪拜项目委托西班牙的一家企业在提供一套设备，就是为了实时现场测量大气通透度，在阴霾天气、浮尘天气和晴天光经过大气的衰减是不一样的，所以这种衰减也会影响电站运营，并会提升系统运行的复杂度。

而槽式光热系统光程很短，所以槽式是以管程来换光程的一种设计理念。槽式有很多优点，首先它是全球范围内最成熟的光热发电技术，比如美国已有运行30多年的槽式电站，槽式电站的长期运行经验积累的非常丰富；其次它的占比很高——目前全世界的光热发电装机里面有3/4都是槽式的，国内的情况可能反过来。

第二个优点，就是槽式集热器模块设计非常适合规模化生产，因为是标准化设计，规模化装配，特别适合大规模部署。

还有一个优点，就是成本下降的技术路径非常清晰，目前都是朝着大开口集热器的方向去做，同时工质的温度进一步提高，包括430℃以上的硅油或者565℃的熔盐，常规岛可以实现200MW以上的单机大容量。槽式光热技术路线综合集热岛、储热岛、常规岛的分块降本，通过两三轮技术迭代能较快实现调峰平价。

接下来我想纠正几个大家对槽式技术的认识误区。

第一、大家认为槽式是不适合高纬度地区的，因为它的余弦效应。

之前我在另外一个单位工作的时候，国际范围有个不成文的规则——槽式电站选址的纬度不会超过40°。大家可以去看目前Solarpaces上有统计的全世界的光热电站纬度都在40°以下。

但是中国比较特殊，乌拉特，哈密等一些适宜光热电站开发地区的纬度都在40°以上，怎么办？是不是不适合呢？我们做了一些分析，同一个电站，同样的集热面积，什么都不改变，就改变它的布置方向，刚才我说过常规的槽式是一个南北方向布置，由东向西跟着太阳转的，现在我就把方向转一转，把南北向的布置变成东西向的布置，这个时候跟踪的是太阳的高度角，由东到西的方位角，这个表述不严谨，但是跟踪的是高度角，由东向西的方位角会产生余弦，这样的话电站每天的余弦效应在一年内都是差不多的。

我们为了排除其他因素的影响，我们就对比光能够到达吸热管的量，一年8760个小时有多少，可以看我们有一列南北向的集热量，还有东西向的集热量，可以看到在40°以下的地区，确实是南北向布置的集热量多一点，但是到了哈密（43.7°）等更高纬度地区，东西向布置的集热量要多。而乌拉特是一个位于中间的地方，从这个对比，我们可以看出，越是纬度低的地方，南北向的布置越有利，越是纬度高的地方，我们要把它变成东西向布置，并不是说这种技术不适用于高纬度的地区。

第二个误区：槽式季节性差异非常大，意思是夏天发的电很多，但是到了冬天不行，这也是一个认识的误区。

前面一句话说的对的前提是南北向布置，南北向布置可以看左上角的图是一年365天出力功率的情况，可以看出来夏天的时候确实很高，镜场每天接收到的太阳能量能达到5000MWh，但到了冬天只有1500 MWh，季节性差异非常大；但是同样把它变成东西向布置后，整个曲线就平滑下来了，基本上每个季度最高的一天的数值都在3000 MWh左右。如果说左边两张图看不清楚，看右边的图，这是每个月发电量的统计，可以看到蓝色的图是南北向布置，橙色是东西向布置，可以看出变成东西向布置之后，全年的季节性差异变的很小了。

这一点在设计上有什么优点呢，这三张图都画了红色虚线，对于设计电站来讲是很大的问题，如果电站一年的出力比较平均，无论在设计换热系统的大小或者储热时长、容量的时候，按照东西向布置我们可以设计一个比较好的值，全年不会说冬天充不满，而到夏天弃掉很多，这对设计电站来讲是有好处的，因为弃热弃的越多，证明你扔掉的钱越多。

同时，南北向换成东西向布置之后可以节省土地。如图，上面是南北向布置，下面是东西向布置，他们的间距都用L来表示，通过计算改变行间距的距离，我们可以看下边的图，一般南北向布置的乌拉特项目用了17米左右的行间距。

通过计算可以知道，因为有阴影阻挡关系，所以无限长的距离都会有损失，我们就以20米的间距为起点，看蓝色的线是南北向布置的，17米的行间距意味着要牺牲1%的能量，如果进一步缩小行间距，那弃掉的热量就会越多，但是能越节省土地。橙色线比蓝色线更平滑，这意味着我可以把行间距缩的更短，但是弃掉的热量更少，换句话说即收集相同的热量，我可以将这个行间距缩的更短。对于节省土地来说，这是立竿见影的效果，因为光热项目大部分都是镜场的占地，如果行间距从17米缩到14米，能省20%的占地。

这是两个不同厂址的风玫瑰图，风的荷载对槽式集热器来说是一个重要影响因素，它决定了集热器设计的强度，而设计强度意味着钢材的用量；如果我们把这个布置的方向和风的玫瑰图结合起来，可以减少迎风面时的设计荷载，为什么？因为槽式集热器正对风吹的时候所受到的力是最大的，当风从两行之间过去的时候，受到的负荷是最小的，这也是一个我们在优化布置里面可以考虑的因素。

这样的话，钢材用量减少下来了，整个项目的造价也就降低了。

第三个认识误区是地形。我们都说槽式对地形的影响很高，需要场地非常平整，这句话说对了一半，为什么？槽式集热器是对轴线方向上的坡度要求很高，但是在垂直于轴线方向上的可以沿着自然的坡度。我们知道，场地的平整土方量是组成造价的很大的一部分，如果我们能把这个布置的方向和场地的自然地形结合起来，场平的土方量就能够减少。

槽式集热器的布置，不是只有南北东西两个方向，其实可以任意的角度来布置，但布置的目的第一个当然是为了得到更多的能量，第二个是能够减少整个系统的造价。所以后续无论在分析或者考虑设计槽式项目的时候，这一步是需要做的。

上面的对比都是只到了吸热管集热量的那一步，但实际上影响最后发电的还有很多。最简单的大家可以想，在夏天的时候，如果到达集热管的量很多的时候，就要弃光了，就要弃掉一部分，那进入储热系统和汽机的能量就会少了。所以即使集热器南北布置和东西布置集热量相差不大的情况下，最终的发电量肯定也是有区别的。计算表明，其实在更低的纬度下，东西向的布置已经显现出这样的优势。

槽式集热器技术的发展是朝着大开口的方向，所以大开口的集热器有助于进一步降低造价，降低度电成本。目前常用开口5.7米的欧槽，大开口的新疆现在有8.6米开口的项目，长度可能有变化，单个集热器集热量输出已经超过原来。还有更大的14米的超大槽的设计，包括槽式集热器的设计点，设计点的功率和长度，这些都会有变化。

接下来我们再想一想，一个光热电站究竟能做到多大，单机的电站，全世界最大的槽式电站是美国装机280兆瓦的Solana电站，目前已经投产的摩洛哥NOOR2槽式项目是200兆瓦，在建迪拜槽式项目也是200兆瓦。

单机槽式电站其实非常适合规模化的部署，那最大的槽式电站能做到多大？当然我们回答这个问题的时候要先设一些边际条件，第一个是如何调度。是像目前已建成的示范电站那样每天任何时候都可以发，还是要适应大基地的调度。如果现在考虑设计超大电站的时候，考虑适应大规模的调峰方式设计的——意思就是顶晚高峰，下午大概4点开始，一直到晚上这个电站发完电为止，可能覆盖6-7个小时，每天不一样。

刚才我说了很多包括布置方式，新的技术，我们都应用在这个超大电站的设计里面，包括开口8.6米的集热器，集热管内径从原来的70mm变成90mm（全厂流阻就会降低），用东西向的布置（希望全年每个季度每天都是差不多的，同时在高纬度地区可以获得更多的能量）、采用新一代的硅油（好处是在于它的凝固点非常低，零下40℃，非常适合国内的气候条件，不需要防凝系统）；还有我要纠正的是刚才有同行说槽式不能解耦，其实槽式可以解耦，如右上图槽式的解耦工艺方式：把导热油全部进熔盐罐和熔盐换热，要产生蒸汽的时候，是熔盐和水来换热，这样它的前面集热和后面放热部分完全可以解耦了；而且用的硅油的好处，前面导热油系统不管到晚上多少度，我不需要防凝，一直让它循环就行了，我只要做好熔盐管路和熔盐系统的保温就可以了，所以这种解耦流程是可以满足调峰电站的白天集热，晚上（或晚高峰）发电的调度方式的。

还有这种单体超大的槽式项目需要用到平行镜场的设计理念，为什么？请看右下角图片，因为所有的槽式管路每个回路是并联的，最后要汇集到最粗的管道里面，而这个最粗的管道按照当前的工业生产的工艺是有尺寸限制的，为了避开这个尺寸限制（即使汇集成母管道，到了油盐换热器还是要分成不同级路的，那为什么要汇成一路呢？）这样就能突破最大管径的限制。相当于我们要把镜场分成上下两半，如图每一套镜场进一个油盐换热器，最后把热量储存到熔盐罐里。同时罐子也是分成8个或10个，发电的时候把熔盐从熔盐罐里泵出来，再汇集到母管，然后再进蒸汽发生器。因为熔盐的密度要比导热油要高很多，所以它的管径能够在目前工艺能够生产的范围内。

刚才也说了，就是电站的设计目标是年利用1500-2000小时，尽量覆盖晚高峰，设计的结果怎么样呢？我们拿乌拉特这个位置进行概念设计，参数如下：北纬41.5°，汽机装机量600兆瓦，这个规模在火电里面不算大；整个电站采用东西向布置，一共有700多个回路，占地1.5万亩地，相当于已建成乌拉特100MW槽式电站占地面积的两倍多；集热面积是385万㎡；储热时长8小时；最后计算的结果是每年能够覆盖1700个小时，就是晚高峰的时候，如果按每天晚高峰6.5小时来算，覆盖率能达到72%。

最后讲一讲降本路径。

刚才我说过，降本有三种不同的槽型，同时降本也是三条路径：第一、规模化，第二、经验积累，第三、技术进步。

第一阶段，我们认为降本有三个阶段，第一阶段是现有成熟技术的规模化；我们要把现在的100兆瓦装机（目前已经投产，各方面都已经证实）容量做大，无论是多个的，还是你做一个超大型的槽式电站，只有通过规模化的效应，才能让更多的供应商进来，实现更多的市场竞争，这样才能带动产品造价的下降。

第二阶段，要通过大开口槽式集热器+硅基导热油来实现，比如8.6米集热器+硅油，度电成本在此条件下我们预计相比上一个阶段可以下降20%-30%。因为采用这种大开口槽可以减少回路设备，减少防凝系统，同时工作温度提高到420-430℃，熔盐的使用量也能相应减少。

第三阶段，我们要用到超大开口槽和熔盐。使用熔盐作为传储热工质可以减少油盐换热器，这是非常好的一个优点；当然还会有一些反射镜工艺上面的改进，现在反射镜面反射率一般为94%左右，目前正在做的技术研发计划把反射率再提升2-3%。

这个阶段度电成本预计还可以在上一阶段基础上再下降15-20%，经过这三个阶段之后，光热电站的电价能够接近于调峰火电电力的平价价格。

最后罗嗦几句，光热发电技术其实在国际上已经存在了很多年，也不是我们国内自创的技术，但是我们在把国际上的技术拿到国内来用的时候，不能说简单复制粘贴，因为国内有很多特殊要求，比如说纬度的要求。我们必须得改变思路，而不是别人怎么干我们就怎么干，专业技术方面，要做到知其然而且要知其所以然。我今天就分享到这里。

谢谢！