光熱發電可擔當電力系統主力 高參數、大容量與連續發電或是未來發展方向
發布者:lzx | 來源: 高科技與產業化 | 0評論 | 826查看 | 2019-09-12 17:13:22    

雖然光熱發電在全球范圍內已發展逾40年,但對該領域以外的大眾而言,這仍只是一個陌生的名詞。事實上,包括中國在內,全世界目前有幾十個光熱發電的商業化電站已投入運行。


電力規劃設計總院副主任工程師鄭韞哲于近日對記者表示,塔式光熱發電機組將成為光熱發電技術的主流,高參數、大容量與連續發電是光熱發電的發展方向。隨著光熱發電的規模化發展以及成本的下降,未來它將成為替代常規化石能源的重要清潔電能。


發展迅速的光熱發電


光熱發電原理為先利用反射鏡,將太陽的直接輻射能聚集在吸熱器上,加熱吸熱器中的吸熱介質后將光能轉化成熱能;再利用吸熱介質的熱能,通過蒸汽發生系統產生高溫高壓蒸汽,之后利用高溫高壓蒸汽通過汽輪發電機組,實現熱能到機械能再到電能的轉換。


鄭韞哲指出,光熱發電中后段部分的過程與燃煤發電基本相似。“但光熱發電配備了一個典型的儲熱系統,可以在白天吸收多余的太陽能資源,到了晚上再發電。這樣保證太陽能熱發電項目能夠實現連續全天24小時的發電。整個太陽能發電系統相對于燃煤電站來說更加復雜,它的復雜點在于各個系統之間的集成以及控制。”


根據光熱發電技術按照聚光集熱方式的不同,分為槽式、塔式、線性菲涅爾式與碟式。


槽式和塔式是光熱發電采用的兩種主流發電形式。在已投運的光熱發電機組中,槽式機組占60%~70%的比例,而在建光熱發電機組中塔式光熱發電機組則占據比較高的比例。


“這也說明,未來塔式光熱發電機組可能成為光熱發電技術的主流。”鄭韞哲說。


目前,全球光熱發電機組建成最多的兩個國家分別為西班牙和美國,同時摩洛哥、南非、印度、中國等國發展也很迅速——這與上述國家光熱資源條件較好有著直接關聯。


光熱發電可擔當電力系統主力


研究顯示,與燃煤機組相比,光熱發電機組具有更好的調節性能。它的負荷條件范圍更寬,最小的負荷可以達到20%,蒸汽發熱系統升溫速率最高可達到每分鐘10度,大大縮短了汽輪機啟動時間,在冷態情況下可以達到60分鐘,熱態情況下20分鐘便能啟動。


以西班牙Gemasolar電廠19.9兆瓦機組(儲熱15小時)為例。該電廠無論是全天24小時亦或一周7天里,出力均相當穩定。


鄭韞哲分析道:“光熱發電為什么能產生連續穩定的出力曲線?這多虧了它的儲熱系統。光熱發電通過配置儲熱系統,能夠保持穩定的電力輸出,并不受光照強度變化的影響。如果儲熱系統的容量足夠大,機組可實現24小時連續發電。同時,可以根據電網用電負荷的需要,快速地調節汽輪發電機組的出力,即參與電網一次調頻和二次調頻。另外,光熱發電機組比燃煤機組的啟停時間短、最低運行負荷低,具有更好的調峰性能。”


他認為,在電力系統中,光熱發電機組可以作為主力機組承擔基本負荷,以及作為電力系統中的調峰機組承擔高峰負荷。而且裝設光熱發電機組的電力系統,還可以提高系統接納風電或光伏發電的比重。


數據顯示,2018年全球光熱發電建成裝機容量新增936兆瓦,總裝機在2017年5133兆瓦的基礎上增至約6069兆瓦,增幅為18.23%。


其中,中國光熱發電市場新增裝機215兆瓦,占全球總新增裝機量的23%。換言之,中國對全球光熱發電的貢獻非常巨大。


他介紹道,裝機200兆瓦的摩洛哥NoorII光熱電站,是目前世界上槽式單機容量最的大商業化光熱發電項目,于2018年1月10日首次并網成功。


NoorII電站裝機200兆瓦,采用SenerTrough2大開口槽式集熱器,建設425個集熱回路,熔鹽儲熱時長7小時。


目前,全球正在實施的最大光熱發電項目為阿聯酋迪拜MohammedbinRashidAlMaktoum太陽能園區第四期的700兆瓦光熱發電項目。該項目由3個裝機200兆瓦的槽式電站,以及1個裝機100兆瓦的塔式電站組成。2018年3月19日該項目舉行了動工儀式,4月13日在上海舉行了總包合同簽約儀式,5月17日國家發改委通過絲路基金關于投資迪拜光熱電站項目的備案。


沙特ACWA電力公司和上海電氣集團組成的聯合體將共同建設該項目。預計電價為7.3美分每千瓦時,PPA執行年限高達35年,項目的第一階段預計將于2020年建成。中國能建華東院在發電導設計中參與了工作。


國家政策推動光熱發電發展


2016年9月14日,能源局發布《國家能源局關于建設太陽能熱發電示范項目的通知》(國能新能[2016]223號),確定第一批太陽能熱發電示范項目名單及電價。


2016年12月,國家能源局發布《電力發展“十三五”規劃(2016~2020年)》,提出到2020年底,要實現太陽能熱發電總裝機容量達到500萬千瓦。


2018年5月22日,國家能源局下發《關于推進太陽能熱發電示范項目建設有關事項的通知》,重點明確要建立電價退坡機制、建設內容調整機制、項目退出機制和失信懲戒等制度,確保發揮首批項目的行業示范引領作用。


目前,我國投運的光熱發電電站包括八達嶺1兆瓦塔式試驗電站、中廣核德令哈50兆瓦槽式商業電站、首航節能敦煌100兆瓦塔式商業電站、中控青海德令哈50兆瓦塔式商業電站、天津濱海甘肅熔鹽槽式發電項目、常州龍騰烏拉特導熱油槽式集熱回路及鹽城300kWt二次反射示范項目。


在目前中國20個光熱發電的示范項目中,共有7個槽式電站、9個塔式電站以及4個線性菲涅爾電站。


鄭韞哲認為,提及光熱發電時不能忽略其另外一個重要功能,即目前已經實施的、包含光熱發電在內的多能互補項目。


如在青海海西州的魯能多能互補電站項目。在該項目中,魯能打算建設50兆瓦的光熱發電項目,并通過配備可以產生連續穩定電力輸出的光熱發電機組。該項目可大大提高電網對于光伏、風電等可再生能源的消納接受的能力。


光熱發電未來將占據高比例


關于光熱發電在我國的發展前景,鄭韞哲指出,2018年全國一次能源消費總量為46.4億噸標煤,非化石能源占比14.3%。到2020年,非化石能源在一次能源消費中的比重計劃達到15%,2030年計劃達到20%、2050年達到50%。


而且,我國在《能源生產和消費革命戰略(2016~2030)》中提到,非化石能源發電量在2030年占到全部發電量的50%、所對應的發電裝機占總量的55%。鄭韞哲說:“這其中,光熱發電會占據相當高的比例”。


法向直射太陽輻射(DNI)值是當前光熱發電技術方案選擇及經濟評價的重要依據。國際上光熱發電廠址的DNI通常在1800kWh/m2a以上,我國首批示范項目申報時要求1600kWh/m2a以上,建議在1700kWh/m2a以上。


鄭韞哲預計:“據初步估算,中國擁有可利用的年DNI>1700kWh/m2的土地約94萬km2,分布于西北的新疆、甘肅、內蒙古、青海以及西藏等地區。”


以10萬平方公里面積計算為例,其年發電量為54000×108kWh。按配置儲熱系統機組的利用小時數為3500計算,10萬平方公里土地可裝機容量約為15億千瓦。


“這已是一個相當巨大的數字。”鄭韞哲說。


他指出,全國很多地區尤其西北部的地方政府非常重視發展光熱發電,并紛紛制訂了很多建設基地的規劃,“電力規劃設計總院也曾經參與評審過一些光熱發電基地的規劃,比如甘肅玉門花海百萬千瓦級光熱發電基地規劃、內蒙古阿拉善盟左旗光熱發電示范基地規劃、青海省光熱發電開發規劃等”。


高參數、大容量與連續發電是發展方向


隨著中國光熱發電示范項目的建設,也陸續帶動了一批后續項目的前期工作的開展。


鄭韞哲介紹道,去年5月18日,電力規劃設計總院發布了《中國電力發展報告2017》,以塔式光熱發電機組、12小時儲熱時間為例,分析出電價的各項成本構成。


如電價構成中占比較大的項目有初始投資、財務費用、修理費、銷售稅金及附加和所得稅;主要影響因素包括初始投資、系統效率,年法向直接輻射照度(DNI)、儲熱時長、融資成本、稅收政策等。


“預計到2020年,光熱發電的工程造價會從現在的每千瓦2.5~3萬元降低到2.1萬左右,電價降低至0.87元每度電。之所以有這么樂觀的估計,是基于中國風電和光伏新能源已有的發展經驗,光熱發電成本下降的速度一定要比國外更快。”鄭韞哲說。


高參數、大容量、連續發電是光熱發電未來的發展趨勢。鄭韞哲認為,高參數即為聚光比高、運行溫度高和熱電轉換效率高。“為此,必須在高反射率高精度反射鏡、高精密度跟蹤控制系統、高熱流密度下的傳熱、光熱電轉換等核心技術和關鍵設備的研制中,加大研發力度。”


大容量則主要指發電規模大,要形成吉瓦級的發電能力,主要需降低投資成本和單位發電成本,逐步具備與火力發電成本相當的競爭能力。


“連續發電則主要是提高儲熱效能。我相信隨著光熱發電的規模化發展以及成本的下降,未來它一定會成為替代常規化石能源的重要清潔電能。”鄭韞哲總結道。

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