1、国家能源局关于印发太阳能发电发展“十二五”规划的通知（国能新能[2012]194号）——推动光热进入实质性发展阶段；

5、国家能源局关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知国能新能〔2015〕355号——开展示范项目的投标工作；

DNI年法向直接辐射量（kwh/m2.a）；

　　

3、反光镜

图7反射镜结构图

表5反射镜技术参数参考表

4、吸热传热介质（导热油）

其特性主要有：工作温度高；热稳定性强；传热性佳；热传递损失小；低蒸汽压；低凝固点；材料相容性好；经济性好。

表6吸热传热介质（导热油）技术参数参考表

 5、蒸汽发生装置

（1）蒸汽发生系统主要由预热器、蒸汽发生器、过热器和再热器组成。

（2）单套系统具有管系简单、设备占地小、阀门少、运行调节简单等特点。

（3）而两套系统具有低负荷调节性能强的特点，但整体占地较大。

表7蒸汽发生装置参数参考表

6、储热方式

太阳能储热主要有三种形式:A.显热储热B.潜热储热C.化学反应储热。

储热材料应满足以下要求：

储热密度大；稳定性好；无毒、无腐蚀、不易燃易爆，且价格低廉；导热系数大，能量可以及时地储存或取出；不同状态间转化时，材料体积变化要小；合适的使用温度。

7、汽轮发电机组容量和型式

合理选择机组容量：

（1）单机容量的增大，有利于降低工程单位造价，但需要技术成熟度作为支撑，同时，还要考虑储热系统的容量和机组的整体经济性。

（2）对于槽式电站，集热场规模增大，传热介质的流动距离更长，阻力也将更大，会使厂用电消耗增加。

（3）机组容量应综合技术成熟度、储热系统容量和机组的整体经济性进行多方案比选后确定。

汽轮机型式的主要特点有：启动迅速、频繁启停、高效可靠，应具有快速响应进汽参数变化及低负荷连续运行的能力。其型式有：高温高压或中温高压、一次中间再热、双缸、双轴、双转速（高压缸转速6000rpm，低压缸转速3000rpm）、凝汽式汽轮机。额定功率背压：在缺水地区，采用空冷机组。为提高机组全年运行的经济性，建议按照额定背压（冷却介质全年平均计算温度对应的背压）作为汽轮机额定功率背压。

图8槽式太阳能热电项目汽轮发电机组外形图

与常规火电机组的不同点是：

（1）发电机布置在高压缸与低压缸之间，高压缸通过变速箱与发电机连接。高低压缸可单独运行也可以联合运行；

（2）采用再热设计可显著提高汽轮发电机组效率，最高效率可达40%以上；

（3）可长时间低负荷运行（20%负荷），冷态启动时间仅需1～2小时（0%～100%负荷），温态启动时间仅需20～30分钟（0%～100%负荷）。

8、主变压器选择

（1）主变压器容量应按照发电机的额定容量扣除本机组的厂用负荷后，留有10%的裕度。

（2）主变压器额定电压根据发电机出口电压，以及并网电压选择。

（3）主变主要技术参数注意事项请见表8（数据为参考值）。

表8主变主要技术参数表

9、导体选型

导体及设备选择遵照《导体和电器选择设计技术规定》DL/T5222-2005，并考虑以下特殊条件。

（1）项目所在区域室内外环境温度。

（2）当地的污秽等级。

（3）敷设方式。

（4）直埋式要考虑土壤腐蚀度和地下水位。

（5）地震裂度，地震加速度值等。

（6）导体及电气设备均根据海拔高度选择，并做修正。

（三）土建工程

光热电站选址应根据国家可再生能源中长期发展规划、地区自然条件、太阳能资源、交通运输、接入系统、地区经济发展规划、其它设施等因素全面考虑，综合规划。选址过程中应考虑以下因素：①不宜占用耕地。②光照时间长，提高发电量。③地势高差小，减少土石方工程量（场地平整度要求严格）。④应避开严重污染区、地质灾害易发区、气候灾害严重区、影响人类居住或受人类活动影响区。⑤水资源相对丰富（100MW-17.6万吨）。

总平面布置原则：

1、满足各场地和设施功能要求，为生产过程创造有利条件。

2、符合当地规划要求。

3、充分利用占地，紧凑布置总平面。节省投资，加快本期建设的进度。

4、尽量缩短运输距离和管线长度。

5、利用风向减少相互干扰，改善环境。

6、满足各种防护距离的要求。

表9太阳能热发电站选址一般性条件

建筑物主要类型有汽机房、化学水处理站、换热站、综合水泵房、补给水泵房、生活污水处理站、办公楼、HTF泵房、启动与防凝锅炉房、空冷配电间、原水预处理。

建筑物布置原则：厂区内建筑物的布置在结合厂区的总体规划、满足生产工艺要求及方便管理的前提下，尽可能创造较好的工作环境。除办公楼用于人员生活外，其他建筑均用于生产，故最好都采用单层结构。建筑材料尽量就地取材，节约成本。

在查明场区地质条件的情况下，需对场区内构筑物进行结构设计。主要包括：

1、集热区：槽式集热阵列基础及结构设计。

2、储热区：事故油坑、HTF溢流罐、HTF膨胀箱、HTF泵房、熔盐储热罐、导热油熔盐换热器和熔盐熔化炉（熔盐初始融化系统）等基础及结构设计。

3、发电区：空冷平台、换热站、架构和设备支架等。

（四）安装工程

1、场地平整：对场区平整度要求较高，土方量较大，应结合地形，合理布局，在满足要求的前提下做到减少土方工程量，降低造价。

2、防洪防涝：场区占地面积较大，大雨天容易积水形成冲涮和洪涝，应做好排水措施。

3、施工难度：高海拔，温度低，要考虑工程防冻及冬季施工要求。

4、水资源：高海拔地区，水资源不足，需要提前做好相关准备，若条件允许，尽量使用地表水资源及处理后的污水。

5、占地面积：占地面积与太阳直接辐射强度、机组容量、聚光集热方式和储热系统容量等均有关系，故申请用地面积前，一定要根据收集到的基础数据进行计算分析确定。

6、安装：安装精度会影响聚光镜跟踪的命中率和精准度，从而影响发电量，需要严格控制。

占地面积包括：

a、集热场安装施工区（安装车间和仓库）

b、换热安装施工区

c、汽机机力塔安装施工区（汽机施工区和机力塔施工区）

d、其它安装区（电气施工区、设备堆放区、修配铆焊区、机械站区）

e、土建施工区（钢筋加工、混凝土搅拌站、木工模板区）

f、辅助生产及施工管理区（施工管理区和仓库）、宿舍及其它生活设施占地等。

g、100MW工程占地面积约4.50hm2，其中施工区用地3.7hm2，施工生活区占地0.8hm2

四、光热电站经济性分析

（一）投资

1、测算基本条件

以槽式光热项目为例，其各类投资投产比例见图9所示

图9槽式光热项目静态投资投产比例图

表10主辅生产工程投资构成与占比分析（槽式）

（二）经济性分析

1、基本收益情况

（1）测算条件

槽式100MW光热项目，储能7小时，运行25年，建设期2年，投资按前述测算投资。电价按1.15元/kW(示范项目电价),年发电量暂按3000h;

年耗水量15×104t，水价3元/t，发电场用电率10%，发电标准气耗0.015Nm3/kWh，气价2元/Nm3，外购电量2700MWh，工业电价0.75元/kWh;材料费8元/MWh；其他费用12元/MWh;

资本金20%，80%的银行贷款，长期贷款利率4.90%;

（2）收益情况

表11测算投资收益汇总表

（3）敏感性分析

表12测算敏感性分析表

图10敏感性图

从图10中可以看出，收益对电价最为敏感，其次是投资，再次是利率。

2、投资变化的影响

表13主要成本构成表

各设备随着降价幅度的不同，都收益的影响也不同，但随着技术进步和创新，设备价格的持续下降，在现有电价条件下，光热电站是可以实现8-10%的收益率。

表14主要设备成本变化对应收益及相当的电价变化表

3、发电量变化的影响

发电量增长和降低的变化趋势有所不同，下降时都收益影响会大一些。发电量每变化100h，资本金内部收益率约调整1.2%，相当于电价调整0.042元/kWh。详见表13

表15发电量变化对收益和相当的电价变化表

４、预期电价的调整趋势

在2020年电价降到0.75元/kWh，下降幅度为34.78%；

成本下降到15000元/kW左右，下降幅度约为40%。

图11数据来源于《中国太阳能发展路线图》

2020年电价0.75元/kWh，仍以发电量3000h,厂用电率10%，2700h进行测算，以资本金税后IRR8%对投资进行测算：

投资下降37%，财务内部收益率可达到8%，下降41%资本金税后IRR可达到10%。具体见表所示

表16电价变化后的收益变化分析

我国常规能源储采比远低于世界平均水平，目前已成为世界第一大能源消费国、原煤进口国、电力装机国，原油和天然气对外依存度高达60%和30%，中国大范围持续雾霾等大气污染已成为“心肺大患”。

光热的发展未来并非一条阳光坦途，从技术研发、方案设计、设备制造、到系统集成、运营维护，需要整个行业，全产业链齐心协力共同努力，十三五是光热发展的关键时期！