太阳能光热与热电耦合发电技术综述（下）

2014-01-12吴鸣南京凯盛开能环保能源有限公司

节能与环保 2014年3期

文_ 吴鸣南京凯盛开能环保能源有限公司

3 太阳能光热发电与热电耦合系统（双能源循环发电系统）

3.1 太阳能光热发电与热电耦合发电系统概念

按照太阳能与热电的主辅关系，太阳能与热电耦合发电系统可以分为两大类：太阳能辅助热电系统和热电辅助太阳能发电系统。太阳能辅助热电系统是在常规化石燃料发电机组的设计基础上，利用太阳能集热系统吸收太阳能热量合理集成的耦合热发电系统。热电辅助太阳能发电系统，是在单纯太阳能发电机组的设计基础上，投入合适的化石燃料辅助太阳能发电的热发电系统。该系统以太阳能发电为主，化石燃料补充发电为辅，可以实现大规模利用太阳能持续发电。还可以充分利用热电机组的可调整性来弥补太阳能的间歇性，降低独立太阳能热发电的投资成本。美国加州运行的9座SEGS电站就是属于化石燃料辅助太阳能热发电系统的典型。

太阳能光热-热电耦合系统（双能源循环系统）相对于集中式光热电站而言，可以不设置储热子系统，无需增加汽轮发电机组，光热系统造价比独立集中式光热电站要低的多，大约只有其55%～60%，采用槽式光热系统，单位功率建造成本约为1.1万～1.5万元/kW。

国外越来越多的项目选用太阳能光热与热电站（包括火电站、天然气电站、垃圾发电站和工业余热电站）联合建设、联合运作。一来可提高光热电站的发电持续性，二是通过提高工质运行温度可提高电站系统效率。目前，在国外已经有这方面的工程应用，太阳能在联合循环发电系统中的热能贡献率约为15%～40%。

另外，联合电站投入使用后还有望改善当地生态环境，因为集热器可吸收遮挡阳光，可降低电站地区的地表温度和蒸发量，同时聚光镜的冲洗水漏入地面，有利于植物生长。

3.2 太阳能光热发电与热电耦合发电系统类别

目前，根据我国工业产业布局实际情况，光热与热电（火电、余热发电）耦合构成双能源发电系统，概括起来不外乎如下几大类：

3.2.1 光热系统与水泥窑余热电站构成联合循环发电

目前，水泥余热发电市场将近饱和，但实际上由于各种原因，很多水泥余热发电装机容量没有得到充分利用。可在太阳能和土地资源条件适合的地区，将光热发电与水泥余热发电结合起来，挖掘水泥余热发电潜力。国内外目前还没有在水泥余热发电领域商业化应用的先例。

利用槽式光热技术，聚光镜将太阳光线性聚焦到吸热管上，加热管内传热工质，直接或间接地产生一定参数的中压/低压过热水蒸气，与水泥余热发电系统中AQC锅炉中压/低压过热器的蒸汽汇合，增加汽轮机主蒸汽/补蒸汽流量，从而增加发电量。阴雨天和晚上则关闭光热系统，切换到原来的系统运行。

以4500t/d水泥余热发电项目为例，如在晴天用光热增产主蒸汽10t/h，则可增加进入汽轮机的蒸汽热量18%，增加发电功率1500kW；增发电量450万kWh/a，节省标准煤1800t/a；减排CO24500t/a；增加经济效益324万元/a；光热初投资成本1800万元,投资回收期6年（未考虑土地成本）。

3.2.2 光热系统与烧结余热电站构成联合循环发电

钢铁行业有大量的烧结冷却机余热电站，很多因为设计原因或者工艺波动原因而不能达到额定的发电量，汽轮发电机组还有很大的挖潜空间。

在有空闲土地资源和太阳能资源的钢铁厂，可以增加光热系统，与烧结余热电站耦合起来构成双能源联合发电系统。利用光热直接预热锅炉给水，或者产生蒸汽补充到汽轮发电机组去发电，均可提高余热电站的系统效率，增加余热发电量。

3.2.3 光热系统与小型燃煤热电厂构成联合循环发电

由于小型燃煤发电机组热经济性较差，已属于淘汰机组，在太阳能与其集成进行联合发电时，原有燃煤发电机组不必重复投资，这部分成本可以不考虑，从而使这种太阳能辅助燃煤热发电机组的单位热经济学成本大大下降。

以C50-8.82／0.294型供热机组为例，如果将光热产蒸汽取代1段高压加热器的抽汽，当不考虑原有燃煤发电机组部分投资成本时，其发电成本为0.16元／kWh,远低于纯燃煤发电机组的发电成本0.25元／kWh。这为我国的小型火电机组升级改造提供了可能的方向。

3.2.4 光热系统与大型燃煤热电厂构成联合循环发电

目前大型燃煤热电厂的主力机组为300MW、600MW凝汽式汽轮发电机组，它们都是八级抽汽加热，将锅炉给水温度加热到278℃左右。以300MW机组为例，从第一级到第七级，各级的抽汽加热温度范围从386～95℃，这样的温度范围，一般的中高温太阳能光热系统都是可以达到的。

根据太阳能光热系统的参数，选择某一级或者几级参数比较匹配的给水加热器，利用光热直接加热给水代替汽轮机抽汽加热，构成太阳能-常规能源联合循环发电系统。这种系统具有如下特点：

光热系统只作为联合循环电站的给水预热系统，系统投资小而太阳能利用率高。

可以很方便地用于现有燃煤热力发电厂的节能减排技术改造。

国外已有成功应用实例。如澳大利亚的太阳热动力工程公司利用条形菲涅尔式光热装置，产生265℃的湿蒸汽，对Liddell燃煤热力发电厂的锅炉给水进行加热。

利用光热系统直接产生中高温参数的过热蒸汽，与汽轮机高压缸的排汽汇合，再进入中压缸，太阳集热器入口接自锅炉的除氧器出口，锅炉、光热统一供水，构成联合循环发电系统。这种系统具有如下特点：

无需独立光热电站的储热子系统，大大简化了总系统，节省了大量设备投资。

夏季电网负荷高峰期，正好是太阳辐射最强的季节，充分利用了光热发电的天然调峰功能。

主要适用于新建燃煤热力发电厂，增加光热系统，组成太阳能-常规能源联合循环发电。

以国产N600-16.7/537/537型凝气式汽轮发电机组为例，若以光热直接产汽代替除氧器从汽轮机抽汽，可节省汽轮机抽汽35t/h，则可增加发电功率7600kW，按年2800h计算，每年可增加发电量约2130万kWh，电费按0.6元/kWh计算，年增发电效益约1280万元。节约标煤8520t/a，减排CO221300t/a，年节省标煤量可得国家财政补贴255万元，合计年增效益1535万元。光热设备初投资约9120万元，设备投资回收期约6年（未考虑土地成本）。

3.2.5 光热系统与燃气-蒸汽热电厂构成联合循环发电

将槽式太阳能光热发电系统与燃气轮机发电系统相结合，利用燃气轮发电机组发电，燃气轮机尾气排入余热锅炉，加热水工质，产生蒸汽，推动汽轮发电机组发电。光热系统直接产蒸汽，与汽轮机高压缸排汽汇合，进入中压缸。这种系统具有如下特点：

(1)无需独立光热电站的储热子系统，简化了总系统，节省了设备投资。

(2)对天然气燃烧尾气作了充分的余热利用。

(3)主要适用于新建燃气-蒸汽热力发电厂，增加光热系统，组成太阳能-常规能源联合循环发电。

太阳能联合循环系统（ISCC发电系统）,可避免因自然条件造成的发电设施闲置问题，较常规单一太阳能热发电厂和常规单一燃气－蒸汽联合循环发电厂而言,总体热效率可提高。同时，“联合循环”能保证电站长时间稳定供电，可增加电网的安全性。

自20世纪90年代ISCC系统研发成功投入使用以来，已在埃及、美国等国成功运营。该系统适用于光热和油气资源都较丰富的地区，在中国西北部地区有着广泛的应用前景。

亚洲首个槽式太阳能－燃气联合循环（ISCC）发电站建设于宁夏回族自治区盐池县高沙窝毛乌素沙漠边缘。该项目由宁夏哈纳斯新能源集团投资22.5亿元建设，规划容量92.5MW，2013年10月建成投产。项目建成后年发电量相当于节约标准煤10.4万t/a，减排CO221万t。

4 太阳能光热发电市场前景展望

至2010 年底，全球已实现并网运行的光热电站总装机容量为110 万kW，在建项目总装机容量约1200 万kW。欧盟、美国等发达国家或经济体都将太阳能光热发电作为可再生能源重要领域，制定了2020 年乃至更长远的发展目标。欧盟启动了“欧洲沙漠行动”计划，计划在撒哈拉沙漠建设大规模太阳能电站向欧洲电力负荷中心输电。欧洲太阳能光热协会2005年发布的一份报告中预计，到2040年，光热发电将满足世界上5%的电力需求。

中国通过863、973计划对光热发电进行了基础研究和示范项目建设，光热发电已被列入《产业结构调整指导目录2011版》。根据规划，2011～2015年主要为技术验证和商业化起步阶段；2015～2020年为商业化规模化建设阶段；2020年后进入飞速发展阶段。预计造价将降低至1万元/kW，光热发电成本将低至6美分/kWh，届时光热发电将如同现在的风电。

2012年10月26日，国家电网出台太阳能发电免费并网的相关政策。五大发电集团的新能源公司纷纷投入光热领域，在内蒙古、甘肃武威、新疆吐鲁番、青海格尔木、西藏等地开始光热的前期工作。

大唐电力和皇明联合体中标国内首个光热发电项目——内蒙古鄂尔多斯50MW槽式光热电站；华电集团与澳大利亚雄狮国际正在青海省格尔木合作开发100万kW光热发电项目。

国内企业从零部件开始切入光热产业链，部分公司开始涉入光热发电。首航节能、航空动力、三花股份、杭锅股份、金晶科技、湘电股份、华仪电气、天威保变、亚玛顿等均进入该产业。一类是光热发电系统研发和系统集成商,如天威保变和三花股份均已着手光热电站的项目规划工作；另一类是光热发电相关核心设备制造商,包括研制斯特林太阳能发动机的航空动力和规模生产太阳能玻璃的金晶科技等。相关机构预计至2020年，国内光热发电的装机有望突破1000万kW，市场规模可达千亿元以上。

我国多处于中低纬度，每年接收太阳辐射总量在3300～8300MJ／m2之间，相当于2.4×104亿t标准煤，太阳能资源十分丰富。其中西北地区尤其是青藏高原，空气稀薄、日照时数长，是我国太阳能资源最丰富的地区。因此，我国具备开发太阳能热发电的先天优势。

在我国辽阔的西北部地区，如内蒙、新疆、青海、宁夏、西藏等地区以及河北北部、山西北部、四川高原地区、辽宁西北部、吉林西部、黑龙江西部和山东部分地区，有丰富的太阳能资源和良好的地质环境，在这些地区开发利用太阳能光热资源具有得天独厚的自然条件。我们可以根据当地的能源具体分布情况，采取不同的光热利用措施。

（1）可建设大型光热电站，发电并网，满足本地区的工业和生活用电或者输送到其它缺乏电力的地区。可结合当地的风力资源条件，建设风、光互补型的电站，发电并网。

（2）在有闲置空地的水泥厂，可利用光热与水泥余热发电结合起来，形成双能源联合循环发电，从而可提高水泥余热电站的发电功率，创造更大的节能效益。

（3）在有闲置空地的钢铁厂，可利用光热与烧结余热发电结合起来，形成双能源联合循环发电，从而可提高烧结余热电站的发电功率，创造更大的节能效益。

（4）在条件合适的火电厂，可将光热系统与之有机结合起来，形成双能源发电系统，节约化石能源，增加发电量，节能减排、创造经济效益。

（5）光热系统与油田燃气锅炉组成双能源联合循环发电/采油系统。油田有很多旧油井，经过多年开采，地下储油的浓度越来越高，从而开采难度也越来越高。为了提高采油率，传统的做法是用燃气锅炉产生的蒸汽注入废旧油井，稀释浓油，需要消耗大量的一次化石能源。可以利用光热与原来的燃气锅炉耦合构成双能源联合循环发电/采油系统，与燃气锅炉有机组合和切换，光热可以预热锅炉给水或者直接产生高压蒸汽，用于发电或采油，充分利用太阳能，节省化石能源。