高海拔地区光热电站开发的路径选择
发布者：本网记者Cyrstal Jason | 来源：CSPPLAZA光热发电网 | 1评论 | 6084查看 | 2013-09-23 14:05:00
CSPPLAZA光热发电网报道：高海拔往往意味着高寒和较大的昼夜温差，高海拔地区的光热电站的项目开发和运营也因之面临更为严峻的考验。而在中国，在太阳能辐照条件较好，适合开发光热电站的广袤的西北区域，高海拔又是这些地区的共性。
中国西北地区当然也有低海拔地区，但其整体环境远不如高海拔地区。本网记者此前曾一路驱车从甘肃阿克塞县城赶往金钒阿克塞项目地，两地距离150公里左右，从海拔1600米左右到海拔3000米左右，明显可以感觉到空气逐渐清洁，天空逐渐高远，可视范围逐渐增加，太阳辐照逐渐增强。这主要是由于当地低海拔地区受西北沙尘天气影响导致空气质量下降，大大削弱了太阳辐照。
对中国的光热电站开发商来说，在高海拔地区建设光热电站成为不可选而不得不选之选择。你无法找到一个类似于西班牙那样拥有优越自然环境的选址，甚至于无法与中东北非等较为恶劣的沙漠地区的电站开发环境相比。
大唐鄂尔多斯项目、中广核德令哈项目、华能西藏山南项目、金钒阿克塞项目等诸多项目的选址都在海拔3000米左右，这也成为项目设计时让各设计方分外头疼的问题。一方面要做好保温，另一方面又不能因之增加过多成本。
高寒环境使得电站的保温等维护成本陡增，中国首个光热特许权招标项目在混乱的竞争下以超低价中标收场，待事后认真核算成本后才发现电价太低而难具收益保障。对在高海拔地区开发光热项目的困难认识不足也是其中一大原因。
保温主要指的是对电站工作介质的保温。传热介质流通的管路越长，在高寒环境下对传热介质投入的保温代价就越大。由此看来，塔式电站似乎比槽式电站更适宜在高海拔地区开发，因为同等装机规模的光热电站，塔式电站的管道长度要远远低于槽式电站。
美国可再生能源私募股权基金（SolarReserve的投资方之一）高级顾问傅可夫曾表示，“到目前为止，全球范围都尚无一座槽式光热电站在海拔超过2000米的地区建成。”这主要是由于槽式电站无论以导热油还是熔盐作为传热介质，在寒冷的夜晚，系统都很难做好保温，即便可以做到，也需要通过辅助燃料如天然气或电伴热等方式实现，而这将耗费大量资本支出，大大削减光热电站的投资收益。
傅可夫认为，在高寒环境下开发光热电站，熔盐塔式技术优势明显。一个100MW的槽式电站约需要长度超过上百公里的集热管和管道，对这些管道的保温难度很大，集热管中的导热油在夜间无法被抽出，整个光场就成为一个巨大的散热场，虽然可以采用天然气辅助，但耗能占比过高而难以保障经济性；而一个100MW的熔盐塔式电站仅需要600米长的管道，所有的管道都位于集热塔等建筑结构内部，在夜间，管道里的熔盐还可流回保温能力极强的储热罐中，甚至于无需使用天然气或其它辅助燃料来保温。
目前常用的二元熔盐的结晶点在230摄氏度左右。在高寒环境下如何维持这一温度？SolarReserve公司首席技术官Bill Gould称，对于塔式熔盐电站，这一问题可以轻松应对。一个100MW的熔盐塔式电站，从集热塔底部到热量接收器的熔盐管道的长度在200码（1码=0.9144米）左右，从集热塔底部到熔盐罐的管道长度又在200码左右，从熔盐罐到蒸汽发生器的距离也约200码，总长度约600码，而且这600码的管道都处于集热塔内部或其它建筑体内，同时还进行了管道保温处理，完全可以保证熔盐处于高温液化状态。
开发了全球首个24小时运行的Gemasolar熔盐塔式电站的Torresol能源公司的运维技术总监Santiago Arias表示，熔盐塔式电站的集热场无任何传热介质流动，熔盐被限制于一个相对封闭的空间，有很强的热惯性，更易控制，几乎不可能出现结晶事故。总的来看，熔盐塔式技术的一大优势就是工质的散热面积很小，外部环境的低温基本不会对其造成太大影响。
Gould还称，对于槽式电站，要克服这一问题要难的多，比如阿本戈正在开发的280MW的Solana光热电站，其整体的管路长度约达250英里，这么长的管路暴露于外部环境下，在冬天的寒冷夜晚下，将造成大量的热量损失。
但一些独立性的行业专家也指出，槽式电站采用导热油作为传热介质，在寒冷的环境下完全可以稳定运行，不会出现导热油结晶的问题。
德国CSP Services（DLR的衍生公司）的Eckhart Lupfert博士曾担任过多个槽式电站和塔式电站的设计顾问，他对槽式技术有20余年的研究历史。他认为，目前来看，寒冷环境对槽式电站已经不是一个多大的问题。
他表示，防冻保温是上述两种光热电站都必须考虑的问题。槽式电站的导热油结晶点远低于熔盐的结晶点，虽然塔式电站的管道更集中，保温做起来更为简单，但其采用的熔盐的结晶点过高。导热油12摄氏度和熔盐230摄氏度的结晶点相比，一个在户外做保温，一个在室内做保温，其实际操作难度大体相当。在高海拔地区，昼夜温差很大，临近晚上，温度下降很快，每个电站都需要一个具体的保温方案，区别主要是耗能多少和成本多少的问题。
NREL高温太阳能热利用研究团队的带头人Mark Mehos也认为，采用导热油作传热介质应对寒冷的环境并不是一个太大的问题。目前的槽式集热管的热损很小，在夜间也可以轻松维持管内的油温在结晶点以上。
国内也有业内人士认同此观点，从夜间保温的角度出发，利用现有的集热管和配置防凝泵和辅助锅炉等保温方案完全可以保障管内的导热油不会凝固，即便在中国西部的高海拔高寒环境下，整个电站也可维持正常运行，主要问题是如果夜间导热油的保持温度过低，即保温措施做得不够好，会造成第二天的电站启动时间增加，造成运营成本增加。
但必须看到的是，银行等金融机构考量一个项目是否可以给予融资的主要指标是项目的投资风险系数，没有融资，项目就难以启动，在此前提下讨论的一切都将归于空谈。当前，槽式技术在全球范围内有多项实践证明案例，对中国光热发电项目开发来说，在项目融资方面可能更易说服银行。因此，即便在中国西部的高寒环境下开发槽式电站将面临更多的保温成本投入，槽式技术依然最可能成为国内光热发电项目开发的突破口。塔式熔盐技术虽然在理论上拥有更适宜高寒环境的开发优势，但整体的塔式技术成熟度难以与槽式相比，即便某一开发商坚信自身的能力，但想要说服银行，迈出第一步还是要面临更大的困难。
整体来看，不论增加多少保温成本，业主衡量一个光热电站的投资收益最终都要折算到度电成本上来。目前在中国的特殊自然环境下，还没有实际数据可以核算建设一个同样发电能力的槽式和塔式熔盐电站的度电成本。最终的整体度电成本将决定哪种技术更适合在中国开发，而不能单从保温成本这一点来考量。
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最新评论
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zjchuaran
本文作者分析的很透彻，西班牙吉玛索电站是目前塔式熔盐技术实际运行的唯一电站，但至今没有看到运行数据，而其他厂商大都在做商业宣传，并未实际操作过。槽式技术只要有一定技术措施完全可稳定运行，在这方面我们做过冬季实验，也积累了经验。西门子曾有专利设想利用传输管道储热，以替代电伴热，我认为这是个不错的技术措施。塔式热发电是否一定用熔盐作传热介质待商榷，可否采用其他更适应高寒地区的替代技术和介质。
2013-09-24 16:28:30
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