5月28日，2026第十三届中国国际光热大会暨CSPPLAZA年会在四川成都盛大召开，中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司（简称：中国电建西北院）新能源工程院副院长、副总工程师段杨龙出席会议并发表《大容量光热电站系统集成关键技术及工程实践》主题演讲，从产业趋势、核心技术、发展方向三大维度，深度解读光热电站从10万千瓦级向35万千瓦级迭代的底层逻辑与技术路径。

图：段杨龙

一、大容量是光热规模化的必然选择

段杨龙指出，光热电站从10万千瓦级向35万千瓦级大容量迭代，是经济性、电网需求、国家政策三重导向下的必然选择，规模化发展正在从根本上改变光热产业的发展格局。

（一）推动建设与度电成本双下降

规模化建设带动设备价格下行：单台定日镜成本降低约20%；汽轮机单位千瓦造价从50万元下降至29万元，降幅约42%；熔盐价格从7500元/吨下降至6000元/吨。在设备创新+规模化建设的双重作用下，光热电站单位千瓦建设成本实现大幅回落：从首批示范项目的3万元，降至当前1.4万元～1.5万元。

度电成本呈现阶梯式下降：2016年首批50MW示范项目上网电价高达1.15元/kWh；2024年青海350MW大容量试点项目，度电成本已降至0.55~0.6元/kWh，整体降幅超50%。

行业预测，2026年度电成本有望进一步下探至0.5元/kWh，平价化进程持续提速。

（二）赋予电站真正的电网调峰能力

容量大小决定了光热电站在电网调度体系中的“话语权”层级。

10万千瓦级小型光热电站体量有限，仅归属地方调度，运行以跟随电网指令为主，调度灵活性不足。而35万千瓦级大容量电站，正式迈入省级调度门槛，可全面参与全省电力平衡，拥有独立发电计划申报权限，成为电网可调可控的主力调峰电源。

目前大容量光热电站普遍配置14小时长时储热系统，可在电网指令下达后15分钟内完成从最低负荷到满负荷的爬升，具备与火电相当的调节能力。

（三）政策明确，大容量成为主流方向

依据国家发改委、国家能源局印发的《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》，2030年全国光热总装机要力争达到1500万千瓦、度电成本对标煤电的目标。

文件明确要求发挥光热对新型电力系统的支撑与调节作用，提升电站调度响应能力，加快高参数大容量技术推广、突破核心技术、推动产业降本增效。目前青海等新能源重点省份，均按照该政策规划推进光热项目布局。

二、系统重构：大容量光热电站的三大核心技术突破

段杨龙强调，光热电站装机容量翻三倍绝非简单的设备放大，而是整套系统逻辑的全面重构，技术难点集中在资源预测、聚光集热、熔盐储换热三大领域。

（一）资源预测：从“整体估算”到“分区精准预报”

从10万千瓦到35万千瓦，光热电站的资源预测发生了根本性的升级。

在10万千瓦级单塔单镜场时代，资源预测相对简单，本质上是一个“监测”问题。电站仅需依靠气象站数据获取全镜场整体DNI值，时间颗粒度为15-30分钟级。

当云团遮挡时，系统通常采取“看到即响应”的策略——云遮住了，镜场才动作，全厂统一减速或待机。风速考量也仅限于判断是否超过定日镜运行上限（通常15m/s）。这个阶段，资源预测的核心作用是判断“今天能不能发电”。

而35万千瓦级电站镜场面积镜场面积可达300万平方米，一个DNI数据无法代表全场，预测必须实现分区网格化，空间颗粒度细化至百平方米级，时间颗粒度压缩到秒-分钟级滚动更新。

更关键的是，多云处理能力成为核心差异——云团可能只遮挡1/3镜场，被遮区域的定日镜需提前切出以避免对吸热器产生“冷冲击”，而未遮区域继续正常工作。这要求系统具备“预测到再响应”的能力：

结合全天空成像仪、地基云雷达和AI短临模型，在云团到达前数秒至数十秒就完成定日镜策略调整。风速的影响也不再只是停机判断，还需预测云团移动速度以及沙尘沉积分布。

据段杨龙介绍，依托自主研发的地基云图系统、全天空成像仪、地基云雷达及AI短临预测模型，系统可提前数秒至数十秒预判云团位置、移动速度与沙尘分布，结合图像识别技术预测地面阴影范围，再通过前馈控制算法调节熔盐泵与定日镜运行状态，最大化提升多云天气下的发电量。

（二）聚光集热：从“单塔单机”到“多塔一机”的技术革命

大容量光热电站的聚光系统，核心问题是“一个机组配多大镜场最经济”。

段杨龙表示，中国电建西北院自主开发的镜场优化分析工具，可进行目前已知的各种镜场优化布置分析、各种晴天及云遮工况吸热器瞄准策略及能流密度分析、多种规格类型定日镜混合镜场分析以及镜场内任意定日镜多吸热器瞄准分析。

以西北地区为例，段杨龙对比了两塔一机、三塔一机两种方案：

从对比结果可以清晰看出，三塔一机方案综合优势显著：

单塔镜场面积更小，有效减少远端定日镜的效率损耗，镜场光学效率提升近8%；吸热塔高度降低20米，施工难度与建设风险同步下降；单台吸热器功率、尺寸更小，设备制造与安装难度更低。综合技术、造价、施工等因素，目前大容量光热项目建议优先采用三塔一机技术路线。

（三）熔盐储换热：优化熔盐管道回路设计与储能架构

1、熔盐管道回路由单路调整为多路设计

从10万千瓦到35万千瓦，熔盐管道系统呈现“四升”特征：流量升、管径升、长度升、温降压损升。

熔盐循环流量从原先2000~2500t/h提升至7000~9000t/h，增幅约3.5倍；厂区管道长度从500~1000米延长至800~2000米。随之而来的是全场温降从5~10℃升至15~25℃，管道压降从300~600kPa升至800~1500kPa，温降和压损成倍增加，对保温设计和泵选型提出更高要求。

对此，中电建西北院将传统单/双回路设计，升级为三至四路多路并联回路，有效分担流量负荷、降低热应力；同时依据行业规范采用热经济厚度法核算保温层厚度，将管道温降控制在5~8℃以内，既满足汽轮机540℃的进口温度要求，也符合设备防烫伤标准。多路设计还提升了系统冗余，单路故障时设备仍可正常运行，也便于分段检修。

2、“三塔+分布式储能”架构

段杨龙表示，高温熔盐储罐集中在发电岛布置，储热岛下塔管道经过大压差阀后高温熔盐直接输送至发电岛高温熔盐储罐，中间可减少多台高温输送泵，系统简单化。

同时，考虑到熔盐从发电岛至储热岛需9分钟左右，为了保障吸热塔的安全运行，在每座储热岛设置一台低温熔盐储罐，及时向吸热塔提供低温盐保障吸热塔的安全运行。

3、多罐群协同智能调度

多储罐并联运行易出现局部过充、局部空置、温度分层、热力失衡等问题。中国电建西北院搭建了专属调度算法，以实时辐照强度、集热功率、电网负荷为决策依据，日间根据储罐剩余容量差异化充热，夜间按照运行效率协同放热。

系统可以全程实时监测各储罐温度、液位、压降，动态微调支路熔盐流量，实现集热、储热、换热、发电全流程热力参数最优匹配，保障机组稳定高效运行。

三、未来趋势：三大方向推动技术持续升级

段杨龙指出，未来光热产业将围绕储热介质、换热设备、机组参数三大方向持续突破。

（一）攻克储热介质温度瓶颈

目前主流熔盐的运行温度上限约565℃，继续升温会出现介质分解，成为制约高参数机组发展的核心瓶颈。

针对这一“卡脖子”问题，中国电建西北院联合高校开展技术攻关，开展“基于多孔基体的高温太阳能热化学载能体储放热特技术，形成高能量密度、高反应温度、长循环寿命的大规模太阳能热化学转化储能的创新理论与方法，为稳定连续太阳能热利用提供关键性研究”，以高通量太阳能高效热化学转化储能为目标，开发颗粒载能体烧结和团聚的高效抑制支撑。

（二）换热设备向高效、紧凑、耐高温迭代

未来换热设备的发展方向是：高效化、紧凑化、耐高温化，绕管式、薄片式、高效换热器协同发展，共同支撑光热发电效率提升与成本下降。

·绕管式换热器：耐疲劳性能优异，可承受700℃、30MPa极端工况，100MW规模项目可降低30%~50%投资，内置电伴热可有效解决熔盐冻堵问题。

·薄片式换热器：壁厚低至1.5mm，流道短、阻力小、热惯性低，适配光热机组频繁启停的运行特点，薄壁结构可有效降低热应力，减少设备疲劳失效。

·泡沫金属高效换热器：采用多孔泡沫金属等结构，利用高热导率及高比表面积显著改善冷却效率；强化传热技术提升换热系数，单位体积换热面积可达170-200㎡/m³；传热强度大，传热系数较传统方案提升30%-50%；结构紧凑，占地面积大幅缩减。

（三）机组从亚临界迈向超超临界

当前国内大容量光热电站以亚临界机组为主，技术成熟、供应链完善，但效率提升空间有限，超临界/超超临界是效率提升的必然方向。

·超临界机组：火电已有成熟应用，技术可移植性强，要求吸热器出口温度达到560℃，与现有熔盐工况基本匹配，整体风险可控。

·超超临界机组：热效率最优，要求吸热器出口温度突破600℃，需要储热介质、吸热器、换热设备同步迭代，未来还可搭配超临界CO₂布雷顿循环进一步提效，是光热技术未来的制高点。

多年深耕：中国电建西北院正领跑大容量光热技术落地

中国电建西北院深耕光热领域多年，是集科研研发、标准编制、勘察设计、EPC工程于一体的全产业链服务商，截至目前，光热可研总装机容量突破510万千瓦，勘察设计装机达180万千瓦，EPC工程装机85万千瓦，稳居国内光热勘察设计企业第一梯队。

公司搭建了多个国家级、省级科研平台，牵头及参编行业标准30余项，拥有专利60余项、高水平论文30余篇，凭借硬核技术在全国多地打造标杆项目，持续攻克大容量、高参数、智能化光热技术难题。

立足双碳目标与新型电力系统建设大局，大容量是光热产业降本增效、规模化发展的必由之路。未来，中国电建西北院将持续发挥技术与工程优势，携手行业同仁深耕技术创新、共建产业生态，共同推动光热产业高质量发展。