涨姿势！细数几种“光热发电+”电站开发模式

电力18讯：

 光热发电技术主要分塔式、槽式、碟式、菲涅尔式四大类，这其中又因传储热介质、储热方式、聚光方式的差异而呈现多元化。

 

就入选中国首批示范的20个项目来说，均采用单一的塔式、槽式或菲涅尔式技术。而同样由国家能源局发布的23个首批多能互补集成优化示范工程中也包含一定的光热发电装机，其中由山东电力建设第三工程有限公司担任EPC的鲁能海西州格尔木多能互补集成优化示范项目目前也在积极推进建设。

 

虽然装机50MW的光热发电系统相对于总装机700MW的鲁能项目只能作为配角，但这种“光热发电+”的电站开发模式也提供了一种光热发电项目开发的新思路。

 

目前，鉴于光热发电依然面临着投资成本较大、度电成本较高的现状，采用“光热发电+”的电站开发模式在一定程度上可有助于削减光热发电项目的投资成本，降低投资风险。

 

从理论上来讲，光热发电四种主要技术路线之间、光热发电与传统火电以及与其它可在生能源之间都有可能碰撞出“火花”，并实现互补多赢的理想效果。

 

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光热发电+光热发电

 

首先来看看不同光热发电技术路线之间可以进行哪些“光热发电+”组合以及目前业界已经进行了哪些尝试。

 

1）槽式+塔式

 

代表项目：摩洛哥Noor Ouarzazate太阳能综合体项目、迪拜700MW光热电站

 

2017年9月，一则新闻大大鼓舞了中国光热发电行业：沙特ACWA电力公司(ACWA Power)和上海电气集团股份有限公司联合体以7.3美分/kWh的超低电价中标迪拜700MW项目EPC总承包合同。

 

迪拜700MW光热项目位于迪拜阿勒马克图姆太阳能园，由3个装机为200MW的槽式电站（世界上单体装机最大的槽式电站）以及1个装机为100MW的塔式电站组成，是目前全球规模最大光热电站项目。该项目是迪拜“清洁能源战略”的重要组成部分，每年能够为迪拜270000多家住户提供清洁电力，每年可减少140万吨碳排放量。

 

该超低电价的诞生在一定程度上归功于该项目一塔三槽的设计方案。槽式与塔式发电技术相结合的技术方案可以集合槽式的成熟和塔式的高效，还能提高项目整体的储能能力并降低储能成本。从技术层面来看，槽式技术相对更加成熟，商业化验证程度也更高，其装机量在目前已建成光热发电项目装机量中占比最大。但塔式光热技术正凭借其较高的工作运行温度和因此带来的整体系统效率提升而逐步开始发力，在全球范围内开始得到大规模部署。

 

ACWA Power业务发展执行总监Andrea Lovato表示：“按照我们的技术方案，塔式光热系统将配置15小时的储热系统，而槽式系统将配置11个小时的储热系统，这两种技术的有机结合使系统可以根据需求随时提供电力，同时又有助于降低总发电成本。槽式技术是一种更成熟、风险更低的技术路线，而塔式技术的加入将助力储能成本下降。”

 

此外，即将全面投运、也由山东电力建设第三工程有限公司参建的摩洛哥Noor Ouarzazate太阳能综合体项目也已体现出槽式与塔式技术结合的优势，其中一期NOORI（160MW）、二期NOORII（200MW）采用槽式太阳能热发电技术，三期NOORIII(150MW)采用塔式太阳能热发电技术，而NOORII和NOORIII项目此前的平均中标价15.67美分/kWh代表了当时光热发电项目的最低电价水平。

 

▲ NOOR光热发电项目综合体全景

 

2）菲涅尔+塔式

 

代表项目：日本三菱菲涅尔塔式混合光热发电系统

 

由日本三菱日立电力系统（MHPS）建设的菲涅尔塔式混合光热发电系统由低温菲涅尔集热蒸发系统、塔式过热器和收集太阳光线的定日镜等部分组成。与传统的光热发电系统相比，这一混合型系统能够以更低成本生产温度更高的蒸汽。

 

在该系统中，菲涅尔集热器将收集70%的太阳光线，通过与水换热产生温度300摄氏度左右的蒸汽。之后，蒸汽会被送到位于塔顶的吸热器，通过定日镜的聚焦，进一步加热到550摄氏度左右。由于蒸汽已经被预热过，其所需的定日镜阵列规模也要小得多，因此成本远低于常规的CSP系统。MHPS表示，这套测试中的混合光热发电系统，能够产生等效300千瓦的电能。

 

据了解，该项目占地面积约为10000m²，包括菲涅尔集热蒸发系统、塔式吸热器和150面塔式定日镜，这些配置有跟踪系统的定日镜可以跟踪太阳以将更多太阳光线反射到过热器的焦点上。

 

3）碟式+槽式/塔式

 

从发电原理角度来说，碟式与槽式、塔式及菲涅尔式有较大不同，在中国首批示范项目竞争中也落得下风。但在申报过程中，“碟式斯特林+槽式”、“碟式斯特林+塔式”开发模式的出现仍叫人眼前一亮。

 

虽然上述两种开发模式目前尚无大型商业化项目案例，但随着碟式光热技术的不断发展进步，未来这两种开发模式也值得期待。

 

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光热发电+其它清洁能源

 

1）光热发电+光伏

 

采用光热光伏混合开发模式的案例较多，该模式可以实现在对太阳能资源相对高效和经济性利用的同时，为人类持续稳定提供绿色电能。

 

代表项目：Ashalim太阳能综合体、Noor Midelt光热光伏混合电站、智利Cerro Dominador项目、Noor Ouarzazate太阳能综合体项目等。

 

以色列在建的总装机超300MW的Ashalim太阳能综合体项目包括两个光热发电项目（Ashalim1和Ashalim2，装机均为121MW）和一个装机70MW的光伏发电项目；Noor Midelt项目总装机规模预计为400MW，按照初步设想，该项目将建于Midelt东北方向约25公里处，总占地面积达3000公顷，其中光热发电装机将达150-190MW、储热时长可达5小时以上，而光伏电站装机量由投标人自行决定，但不能超过光热电站夜间净容量的20%；拉丁美洲首个光伏光热混合电站Cerro Dominador则由一个装机100MW的光伏电站和一个110MW的塔式光热电站组成，总投资达18亿美元；上文已经提到的Noor Quarzazate项目位于摩洛哥瓦尔扎扎特（Ouarzazate），总装机580MW，占地2000公顷，耗资27亿美元，包括510MW的光热发电装机和70MW的光伏装机。

 

 

▲ 装机121MW的Ashalim1塔式光热电站

 

光热发电与光伏发电的结合越来越受到大众的关注与认可。此前，德国航空航天中心DLR研究结果表明，在现有条件下，光热和光伏相结合是目前最具前景的太阳能发电技术路线。光伏发电厂直接向电网供电，在用电高峰期，比如夜间，光热将在夜晚通过储热发挥其优势。即使增加化石燃料补燃也将相对容易可行，成本不会过高。

 

另外，摩洛哥可持续能源署masen高级代表Adil Bouabdallah在于不久前召开的CPC2018大会上曾表示，masen认为光伏和光热的结合将会是未来太阳能发展的方向。通过不同比例的配置，可以开发出3种组合模式；高CSP低PV，此种模式中，光热昼夜运行；CSP&PV平均分配，白天光伏用于发电，光热仅在部分时间发电，夜间光热满负荷发电；高PV和低CSP的模式，光伏白天发电，光热储能用于夜间发电。这种太阳能混合发电的概念正逐渐在全球范围内被广泛认识。

 

2）光热发电+光伏+风电+储能

 

在此类项目中，光热发电往往利用其出色的调峰能力担任辅助角色，但随着光热发电技术的发展进步，有望不断提升自己的比重。

 

代表项目：鲁能海西州700MW风光热储多能互补项目

 

开篇提到的鲁能海西州700MW风光热储多能互补项目由西北电力设计院设计，位于青海省海西州格尔木市境内，总装机容量700兆瓦，其中风电400兆瓦，光伏200兆瓦，光热50兆瓦，储能50兆瓦。该项目于2017年6月开工，成为国家首个正式建设的集风光热储于一体的多能互补科技创新项目。

 

 

▲ 鲁能格尔木熔盐塔式光热项目

建设现场俯瞰

 

该项目旨在将风电、光伏、光热和储能结合起来，形成风、光、热、储多种能源的优化组合，以有效解决用电高峰期和低谷期电力输出的不平衡问题，提高能源利用效率，优化新能源电力品质，增强电力输出功率的稳定性，提升电力系统消纳风电、光伏发电等间歇性可再生能源的能力和综合效益。

 

通过多能互补联合运行后，可有效减轻电网调峰压力。考虑出力限额与青海省负荷曲线匹配，本项目通过储能和光热联合调节，将大幅降低限电比例。

 

3）光热发电+光伏+地热

 

代表项目：美国内达华州Stillwater混合电站

 

利用地热能和光热进行联合循环发电，不仅可以使焓值较低的地热能转变为焓值较高的能源加以利用，提高机组的经济性，又可以维持机组连续运行，避免了单一太阳能发电系统的缺点。

 

光热地热联合循环发电技术目前尚无太多实际案例。2016年3月29日，位于美国内华达州的全球首个地热和光伏光热两种太阳能发电系统联合运行的Stillwater混合电站投运。Stillwater地热电站由两个双循环发电单元构成，光热发电采用水工质槽式集热技术，与原有的地热发电系统共用相同的电力岛。该混合电站将结合双循环地热发电的持续发电优势，光热集热场的热量不直接发电，仅作为前端预热热源补充进入地热发电系统。

 

 

▲ 美国Stillwater混合电站

 

4）光热发电+生物质

 

代表项目：Termosolar Borges电站

 

生物质能作为可再生能源的一个分支，其与光热发电进行混合发电建立的新型电站同样可以定义为一个绿色可再生能源电站。同时，为实现光热电站24小时全天候运行，除了通过配置储热系统这条途径外，与生物质能发电进行混合发电也可以实现。这种混合发电技术可以使光热发电在无储热的情况下充当基础负荷电力。通过生物质能发电替代光热电站的储热系统，可以在增加发电量、实现全天候运行的同时降低因建设储热设施而耗费的大量投资。

 

2012年12月，全球第一个光热发电生物质能混合发电站Termosolar Borges电站正式投运，开启了光热生物质联合循环发电项目的先河。

 

该项目投资1.53亿欧元，于2011年3月底开工建设，建设期共20个月，总装机58.5MW，其中生物质发电装机36MW，太阳能热发电装机22.5MW，由槽式光热镜场和生物质能锅炉两大部分组成，在白天太阳光照较好的时候主要采用光热发电，在晚间或太阳光照条件不佳的时候主要采用生物质能发电，采用这种互补发电的方式可实现24小时持续发电。

 

 

▲ Termosolar Borges电站

 

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光热发电+传统化石燃料电站

 

此类电站开发模式已在全球范围内有多个实际项目案例，详见下文。

 

1）光热发电+燃气

 

代表项目：Ain Beni Mathar光热燃气ISCC联合循环项目

 

太阳能和燃气进行混合发电的电站投资要高于同等功率的传统燃气电站，但却远低于纯粹的光热电站，同时在二氧化碳减排方面，这种混合型电站也有明显优势。

 

摩洛哥在2010年建成了Ain Beni Mathar这一世界上首个ISCC（Integrated Solar Combined Cycle）光热燃气联合循环电站，阿尔及利亚和埃及紧随其后分别建成了一个ISCC电站，这三个ISCC电站也是世界上最早和最为知名的三大项目。

 

Ain Beni Mathar项目位于摩洛哥东北部城市乌季达，总占地面积160公顷，其采用槽式光热发电+燃气联合循环技术路线，总装计量490MW，其中光热装机量20MW，燃气装机量470MW。

 

▲ Ain Beni Mathar ISCC电站

 

2）光热发电+煤电

 

代表项目：大唐天威嘉峪关10MW光煤互补项目

 

2014年，我国首个光煤互补示范项目——大唐天威嘉峪关10MW光煤互补项目一期1.5MW项目完成与大唐803燃煤电厂热力系统的连接工程建设，经过一个月左右的调试，实现联合运行。该项目为大唐集团新能源股份有限公司承担的国家863计划项目“槽式太阳能热与燃煤机组互补发电示范工程应用研究”重要组成部分，为我国首个槽式太阳能集热场与燃煤机组互补运行电站。

 

该示范项目位于甘肃嘉峪关大唐803燃煤电厂厂区，容量为1.5MWth，占地面积3.5万平方米，采用槽式太阳能热发电技术。在600米长的太阳能集热场内，导热油流经集热管加热至393℃，通过油水换热器将高温导热油的热量接入大唐八零三发电厂热力系统。以光煤互补发电的方式，利用太阳能资源来补充发电，可有效减少原火电机组煤耗量，降低污染排放，实现连续稳定发电。

 

海外市场方面，2016年11月4日，印度首个光热燃煤混合发电项目开工，该项目采用菲涅尔太阳能集热技术开发。印度能源环境公司Thermax和德国菲涅尔光热发电技术公司FRENELL组成的联合体中标该项目，其新建设的菲涅尔集热系统的热功率为15MWth，与其中一个210MW的水冷机组混合发电，每年为其蒸汽循环系统提供14GWh的热能。

 

 

▲ 大唐天威嘉峪关10MW光煤互补项目实景

 

3）光热发电+燃油

 

代表项目：Duba1项目

 

目前，沙特和科威特等光热市场即正在开发数个ISCC联合循环电站。沙特现正在开发50MW的Duba1项目（总装机600MW），预计2018年完成。Duba1是沙特第一个ISCC项目，也是沙特第一个开建的商业化光热发电项目。不久前，沙特50MW的WaadAl-Shamal项目（总装机1390MW）已开始投入运行，其采用光热与天然气发电进行联合循环。Duba1项目则采用光热与燃油发电进行联合循环，而非燃气。