太阳能光热发电.docx

《太阳能光热发电.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《太阳能光热发电.docx（8页珍藏版）》请在课桌文档上搜索。

1、太阳能光热发电IR述：光伏发电技术一般以多晶硅为一代技术，薄膜为二代技术，聚光技术为三代技术。光伏发电就是采用光电子照耀在半导体上产生直流电,直接并入电网或通过逆变器把电能放在蓄电池中。太阳能光热发电也称为聚光太阳能热发电（ConcentratingSolarPower,CSP）,又称太阳能聚热发电技术，是太阳能发电中不同于光伏发电的另一种技术路线，完全不同于光伏发电。光热发电技术（CSP）是指用太阳光加热介质然后推动汽轮机发电的太阳能采用形式，与通常所讲的直接将太阳光转换为电力的光伏发电不同，光热发电是太阳能热能电能的转换过程。它是依靠各式的镜面，将太阳的直接辐射（DNI）聚集并加热导热介质

2、，热交换后产生高温水蒸气，推动汽轮机发电。即通过光热管、聚光管把太阳照耀的热量通过超白玻璃、高温储热材料、吸热膜层材料等进行储存，然后接入类似火力发电厂的汽轮机系统，通过烧水蒸气的方式最终由发电机发电。主要技术分为槽式、塔式、碟式和菲涅尔式。CSP与常规化石能源在热力发电上原理相同，电能质量优良，可直接无障碍并网。同时，可储能、可调峰，实现连续发电。更为重要的是，光热发电在热发电环节与火电相同，CSP更适合建大型电站项目，可通过规模效应实现成本快速下降。光热电站的详细组成部分主要分为镜场集热系统、储能系统和发电系统。在光照强度高的时间里，其工作模式为通过镜场集热后将一部分热能通过储热系统储存，

3、另一部分热能将转移至发电系统来维持发电。在光照强度不高的时间里，镜场集热系统不进行工作，储热系统通过将储存的热能转移至发电系统来维持发电。因此，由于储能系统的存在，光热发电的年发电小时数可接近传统热电的发电小时数。在近几年建设的光热电站中，越来越多项目选用与热电站（包括火电站、自然气电站和垃圾发电站）联合建设运作，通过联合运作，不仅能够使光热电站的发电持续性更强，更能通过提高系统温度使系统效率得到提升。此外，将光热电站建在海边还能用于制备氧气和海水淡化。聚光、集热和储热是关键环节，国内企业从零部件开头切入光热产业链。聚光、集热和储热是光热发电的关键环节，是技术核心和难点所在，这三部分约占总成本

4、的60%。依据测算,在20222022年，吸热器潜在规模为174亿美元，供应商有以色列SoIel和美国SCHOTT；聚光镜的规模为4亿美元，德国Alanod和美国3M技术较为领先；储热系统规模达到306亿美元，由美国Radco垄断。国内企业为国外企业配套部分零部件,聚光和集热有试验产品，需要进一步研发突破。太阳能光热发电的不同方式：目前，比较常用的一种分类方式，是依据聚热方式即太阳能的采集方式不同，光热发电技术路线分槽式、塔式、碟式和菲涅尔聚焦4种发电系统，其中以槽式发电应用最广泛。塔式在国际上己经不怎么做了。其它的还有太阳烟囱式发电系统，由于其占地过大，将来大规模商用的可能性比较低。1 .槽

5、式系统:槽式光热发电系统是目前四种太阳能光热发电方式当中，技术成熟度和商业化验证程度最高。槽式发电使用抛物面（parabolic）长槽型（trough）的聚光器和吸热管，工作介质一般在400C,采纳合成油、熔盐等作为工作介质的双回路系统。槽式光热发电系统主要由集热管、聚热镜片、汽轮机和支架等零部件构成。与光伏发电产业基本己经实现国产化不同，光热发电的上述配套零部件产业链尚未建立，而其核心部件集热管仍被德国肖特公司与西门子两家公司垄断。应用的代表案例有从上世纪80年月到90年月在美国在加州莫哈维沙漠（MOjaVe）建筑的由9座电站组成的354MW的SEGS系列电站、西班牙Andasol1号（50

6、MW）,和美国的NevadaSoIarOne（64MW）o2022年，在全世界运行的槽式太阳能热发电占整个太阳能聚热发电装置的88%,占在建项目的97.5%o2 .塔式系统：塔式系统已经进入了商业化示范阶段塔式系统采用多面定日镜跟踪太阳光,将阳光反射并集中到接收塔的顶部的吸热器。吸热器中的工作介质的温度在500oC-IOOO0Co相对于槽式系统，由于省掉了管道传输系统，热损失小，系统效率高，也更便于存储热量。塔式的工作介质可用空气、水或者水蒸气、以及熔盐。商业化初期的电站为了降低技术风险，多用水、水蒸气作为工作介质。熔盐应当为大型商业化塔式系统的选择。美国在20世纪80-90年月建立了IOMW

7、的SolarOne,后来演化为SolarTwo2007年西班牙IIMW的PSlo电站投入运行，标志着该技术进入商业化示范阶段。目前已有多个塔式项目处于在建和规划中，并且其在CSP项目中的占比也逐步提升。3 .菲涅尔系统：菲涅尔系统就是简化了的槽式系统。菲涅尔系统其实就是用一组平板镜来取代槽式系统里的抛物面型的曲面镜聚焦。通过调整掌握平面镜的倾斜角度，将阳光反射到光热管中，实现聚焦加热。为了简化系统，一般采纳水/水蒸气作为吸热介质（油和熔盐介质在技术上也是可行的相比于抛物面式的曲面镜，平面反射镜制造难度低，因此大大降低了初始投资成本，但聚焦精度比槽式差。目前菲涅尔还在示范阶段，没有商业化运行的电

8、站。4 .碟式系统：斯特林（碟式）系统适合小型的分布式发电和其它太阳能光热发电系统不同，斯特林（碟式）系统是由斯特林发动机实现由热能到机械能的转化，而不是汽轮机。它形状类似一个卫星接收器，是采用旋转抛物面反射镜，将入射阳光聚集在焦点上，放置在焦点处的太阳能接收器收光热能，加热工质，从而驱动斯特林发电机组发电。这种系统规模较小，高效、模块化，可以敏捷单独使用或者集成使用。单机功率在5-5Okw,但聚焦温度可达750C-800oC,光电转化率高，可达29%,主要缺点是单位投资高，多用于在边远地区或者野外单体或多体串联分布式发电。假如用于大规模集中式发电的话，其初始投资成本高的问题则更为显著。碟式发

9、电从前处于试验状态，但现今在美国已进入商业化运营阶段，且占地面积更小，一度电只需1.4升水，远小于槽式和塔式发一度电需要3785.4升水的需求。无论是哪种技术，光热发电的稳定性的确不是很好，在并网中会产生一些困难。但这并不是光热发电本身的问题，而是由于我们的技术水平还不够，所以我们在光热技术上还需提高。光热发电与光伏发电的比较：太阳能光热发电是继光伏发电后的一种新的太阳能发电方式。太阳能热动力(CSP)发电将放量增长。1.装机容量：光伏(PV)发电技术较成熟,装机数量较高,太阳能热动力(CSP)目前装机容量在600-1000MW；2.发电成本：太阳能热动力(CSP)发电成本在3000美元kW左

10、右，光伏(PV)发电成本在5000美元kW左右，太阳能热动力(CSP)相比成本下降较困难，可通过规模效应降低成本，光伏(PV)发电成本下降较简单；3 .污染源：太阳能热动力(CSP)不会有污染源，光伏(PV)有污染；4 .转换效率：太阳能热动力(CSP)转换效率15-35%,光伏(PV)转换效率为10-30%,将来聚光光伏有可能会达到光热的转换效率；5 .其他要求：太阳能热动力(CSP)除斯特林之外需要水，光伏无需水，而且光热对光线强度要求较高，但电流稳定性更高。优势之一：规模大。光热发电的优势在于可以建设大型核心支撑电站，目前方案中的光热电站有的已经超过60万KW,相当于一台大型火电机组；优

11、势之二：连续供电。光热电站可以通过储能实现24小时持续电力供应，这是光伏发电目前无法做到的，这使得太阳能有望成为现有火电站的有力竞争者；问题之一：技术成熟度。目前的CSP电站技术路线并未完全确定，塔式电站是目前较为成熟的选择，但碟式方案的效率看来更高，而管式电站的成本掌握相对要简单，因此技术路线面临选择与变化；问题之二：成本偏高。目前由于产业链不完善、规模偏小、技术路线不成熟等缘由，光热电站的成本仍旧偏高，假如再考虑储能的成本，光热发电成本仍旧处于较高水平；过去，国内光热发电产业进展由于缺乏政策扶持和企业的有效商业实践，市场几乎空白，这也导致目前光热发电的每度电成本为1.5元左右，高于其他可再

12、生能源发电形式。问题之三：光照资源要求高。光热发电要求日照条件特别苛刻，日照资源稍差的地方光热发电的成本将大幅提升，目前国内也只有西部部分地区符合日照时间要求；此外，塔式电站对地面平整度的要求也较高。我们国家进呈现状:光热发电已被印证是成熟牢靠的发电技术，光热电站是很有前途的太阳能采用形式，将来有望在整个能源结构中占据一席之地,我们国家也已将太阳能光热发电作为重点进展的战略性新兴产业之一。但目前看大规模铺开还需要解决技术路线、产业链、成本、储能方式等问题，其进展将是个渐渐完善的过程。中国的热发电还没有很好的科研基础和产业基础。目前中国光热发电面临的瓶颈主要有三个:一是技术瓶颈。在太阳能光热发电

13、系统核心装备的技术水平上，中国与国外差距较大，导致国内光热发电的转换效率低，阻碍了光热发电的大规模推广运用。二是成本瓶颈。能够大幅度降低光热发电成本是其能否实现商业化的关键，而我们国家目前光热发电尚处于启动期，成本高，投资收益低，导致光热发电进展缓慢。三是政策瓶颈。光热发电处于进展初期，成本较高，依靠于政府补贴和政策鼓舞，而中国在这方面尚无完善的补贴政策出台，无法提高企业投资光热发电的乐观性。包括皇明太阳能、力诺瑞特、中海阳、湘电股份等企业目前均已加大了对光热发电领域的投资。与光伏完整的产业链相比，国内光热发电产业由于产业链不完善，目前仍处于规模偏小、技术路线不成熟等小打小闹状态，同时对技术路线方面也有所争议。这将很可能成为制约光热进展的羁绊。光热产业链上的核心技术，如系统集成，集热管、聚光镜等，仍把握在国外企业手中，若不能解决将严峻阻碍光热市场规模化进展。初步拟定的四个重点光热发电试点地区是鄂尔多斯高地沿黄河平坦沙漠、甘肃河西走廊平坦沙漠、新疆吐鲁番盆地、塔里木盆地和西藏拉萨等。