CSPPLAZA光热发电网讯：“本工程暂定于2017年7月太阳能集热场开工，2017年7月动力中心汽机房开工，本工程计划从浇筑第一灌混凝土至机组投产工期为17个月，保证2018年11月并网发电。当然这个过程中还需要很多的建设条件和一些边界条件确定以后，才能把这些节点落实。光热不像常规的火电，模块化、规范化，积累了多年的建设经验，干起来比较顺手。光热发电项目开发没有标准，也没有依据，在这个过程当中，我们还需要进行很多的探索，困难也多，所以还需我们继续去努力。”在6月14～16日于浙江杭州召开的中国国际光热电站大会暨CSPPLAZA年会2017（CPC2017）上，常州龙腾光热发电工程有限公司总经理李怀普向与会人员分享了该司开发的玉门龙腾50MW槽式光热示范电站的开发进展及取得的经验。

　　值得一提的是，龙腾玉门50MW槽式光热示范电站将采用新一代硅油作为传热介质。李怀普结合龙腾在内蒙建设的600米试验回路的运行数据来为大家介绍了采用硅油的一系列好处和优势。李怀普指出，硅油最大的特点是相比常规的导热油使用温度可以更低，运行温度可以更高，热稳定性也更好。它的三个特点，第一关于环境温度低的情况，无需防凝系统，更低的初期投入以及运维成本。因为我们国家光热资源比较好的地区都是西北，这些地区的极端温度有在零下30度左右的。而在高温情况下，它的效率是很高的，更高的支持我们发电量，再一个在温差同样储热的时间，更少的熔盐量，更少的初期投入，更少的电伴热维温。

　　此外，李怀普认为推进光热示范电站建设的意义主要有以下四个方面，一个是示范太阳能热发电设计、产品、技术和标准规范；第二积累建设、运营和管理经验；第三促进国产技术、设备和材料的自主研发和产业化；第四促进消化钢铁、玻璃、水泥等传统行业消化过剩产能，助力国家产业升级。

　　大家下午好。我代表常州龙腾公司，就我们公司槽式50MW光热项目在玉门开发、进展和所取得的经验在此给大家做一个汇报。

　　我这里分四个内容，第一个就是项目介绍，第二是项目开发的进度，第三是项目开发经验的总结，第四是项目开发经验交流。

　　第一项目介绍。这是槽式电站的原理图，它主要分三个主要的岛（集热岛、储热岛和常规岛），我们这个项目几个主要的指标，装机50MW，项目的地点在甘肃玉门，纬度是北纬39.8°，经度东经97.82°，采用抛物线槽式技术路线，传热介质是硅油，集热面积627840平方米，储热介质是熔盐，储热时长是9小时，项目投资规模约15亿元，单位造价3万元。我们公司在内蒙做了一个600米的实验回路，这个示范的回路建于2012年，权威检验机构也认证，三年的运维经验符合要求，也符合国际的一些检测标准，这为我们公司未来的槽式光热项目开发、应用以及技术储备奠定了技术基础。这是我们采用新一代的导热油循环技术，这个硅油最大的特点是相比常规的导热油使用温度可以更低，运行温度可以更高，热稳定性也更好。它的三个特点，第一关于环境温度低的情况，无需防凝系统，更低的初期投入以及运维成本。因为我们国家光热资源比较好的地区都是西北，这些地区的极端温度有在零下30度左右的。而在高温情况下，它的效率是很高的，更高的支持我们发电量，再一个在温差同样储热的时间，更少的熔盐量，更少的初期投入，更少的电伴热维温。另外一个HelisolR5a导热油无毒，无害，不易燃，安全通过了TUV的测试。

　　关于硅油的使用，我们在近几年做了一些技术储备和实验，新一代导热油我们在2016年4月份开始进入了高温运行状态，这个是我们导热油参数图，可以看出我们进口温度是250度，出口温度达到了430度，这是2016年6月10日实验的结果。另外在2016年10月份进行了测试，2017年的3月31日又进行了测试，特别在今年6月7日我们整个跟踪硅油在试验场的测试数据，为了以后我们调试和运行过程中如何把握集热岛的效率奠定一些基础。这是我们项目所在地，它的整个资源典型年的太阳能直射是1887.9KWh/m2/y，按照国家分的标准，应该是光资源最丰富的地带。这个图左边是站址处多年平均直接辐射量为1887.9kWh/m2，2004年达到直接辐射量最大值，为2033.3kWh/m2，在2014年时段直接辐射量最小，为1674.3kWh/m2，年最大、最小直接辐射量的差值为358.9kWh/m2。右边这个图说明在每一年内每个月光照平均值，站址处代表年各月平均直接辐射量为156.5kWh/m2，在5月份达到直接辐射量最大值，为215kWh/m2，在12月份达到直接辐射量最小值，为101.7kWh/m2。拟选站址处代表年年直接辐射量为1877.9kWh/m2，5月份、8月份光强度是比较高的。有了这个基础数据，可以为我们以后控制系统和控制策略如何把光资源效率更高利用起来提供依据。这是我们项目地旁边的整个太阳能辐射气象数据，这里年平均温度是7.1℃，多年极低温度是-35.1℃，最高温度是36.7℃，平均降水量是77.7mm，降雨量应该说还是比较少的；最大冻土深度是150cm。从整个项目它的接入系统的方式是这样考虑的，拟新建110kV升压站升压后，以单回110kV线路送至清泉330kV变110kV侧。项目电厂全厂年总用原水量为7.72×104m3/a。本工程拟采用玉门市酒泉循环经济产业园区附近的大红泉水库水作为电厂的水源。这是我们项目的电站布置图，地势为西南高，东北低，场地自然标高在2047～1987m之间,自然坡度约为3％，正好符合槽式光热电站的布置要求。

　　对于建设槽式电站它的主要意义，我们从四个方面考虑，一个是示范太阳能热发电设计、产品、技术和标准规范；第二积累建设、运营和管理经验；第三促进国产技术、设备和材料的自主研发和产业化；第四促进消化钢铁、玻璃、水泥等传统行业消化过剩产能，助力国家产业升级。

　　项目的开发进展。整个项目一共有大概20几个支撑性的文件，到目前为止除了初步设计和工程施工许可之外，其它文件都已经得到批准。第二个采购设备，汽轮机采购了东方汽轮机，我们已经进行了正式的排产计划，排产设计，交付计划，还有以后的售后服务，进行了一些节点的对接。发电机完成了所有合同谈判，近期就要签订合同。蒸发器、硅油采购、油盐换热器等还在进一步沟通。整个工程的物资采购应该说还是走在了前面。施工前的前期准备情况，从目前情况来看，建设的条件包括可行性已经在审批了，项目已经备案，初设到目前为止已经完成，现场施工手续已经基本具备，施工监理已完成招标。现场三通一平施工招标文件已经完成，三通一平施工用图已经完成。这是我们项目推进原则性节点计划，本工程暂定于2017年7月太阳能集热场开工，2017年7月动力中心汽机房开工，本工程计划从浇筑第一灌混凝土至机组投产工期为17个月，保证2018年11月并网发电。当然这个过程中还需要很多的建设条件和一些边界条件确定以后，才能把这些节点落实。这不像我们常规的火电，模块化、规范化，积累了多年的建设经验，干起来比较顺手。但对于光热发电来说，没有标准，也没有依据，在这个过程当中，我们还需要进行很多的探索，困难也多，所以还需我们继续去努力。

　　项目开发经验总结。第一难点和问题，我们主要说一下示范项目所处的环境，国家目前电源项目产能过剩，消纳不足。目前我们国家的电力装机到2016年底是16.64亿千瓦，产能严重过剩，今年主要任务就是去产能，从这点看光热项目在这个时期的建设也是逆势而上，我们要克服很多政策和市场不利因素。另一方面结构和布局不适应发展新常态要求，比如说现在的火电、风电、新能源等等，在全国结构上可能不太合理，东部经济发达但电源少，资源比较少；西部消纳低，但资源禀赋好，还需要很长的输电线路来外送，所以整体结构还需要进一步优化。接着是装备制造业发展不平衡；项目开发成本与电价预期集中度偏窄；以后光热电价下降是趋势，但是我们如何才能把光热项目开发的成本降下来，它降的速度能不能跟我们电价的变化同步和吻合，使我们的光热电站能够健康的发展起来，这也存在很大的不确定性。还有全寿命其价值折现不确定性较大，这一个是消纳问题，还有一个就是电网的结构，弃光等等，这些因素，还没有完全解决，特别是我们的产能过剩，到时候让谁来发，这还需要政