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深度 | 光热发电迎接平价时代

2021.05.13 来自:

一、前言


2021年4月30日,中共中央总书记习近平指出,实现碳达峰、碳中和是我国向世界作出的庄严承诺,也是一场广泛而深刻的经济社会变革,绝不是轻轻松松就能实现的。各级党委和政府要拿出抓铁有痕、踏石留印的劲头,明确时间表、路线图、施工图,推动经济社会发展建立在资源高效利用和绿色低碳发展的基础之上。不符合要求的高耗能、高排放项目要坚决拿下来。


2021年4月8日,国家发展改革委发布《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》,其中第六条,国家能源局组织实施的首批太阳能热发电示范项目于2019年和2020年全容量并网的,上网电价按照每千瓦时1.10元执行;2021年全容量并网的,上网电价按照每千瓦时1.05元执行。2022年1月1日后并网的首批太阳能热发电示范项目中央财政不再补贴。


预示光热发电将进入平价发电时代,面临严峻的技术竞争和挑战。


二、国外光热发电技术近况


1、美国第三代太阳能热发电路线图


2017年1月美国NREL发布“聚光太阳能Gen3示范路线图”,明确目标:工况温度必须达700度(以适应超临界CO2发电);发电成本目标为每度6美分;分三种技术路线实验。


1)熔盐技术,要求工作温度更高,直接涉及高汽化点熔盐,更耐用的密封材料、管道、储罐和泵。


2)气体技术,使用二氧化碳和氦相对更容易管理,以尽量减少气体循环能量消耗。


3)固体颗粒技术,三种技术中最接近建造原型;所使用的颗粒由氧化铝和氧化铁组成,桑迪亚实现900度高温。


2018年5月美国能源部宣布:提供奖励资金7200万支持11个涉及第三代CSP研发项目


https://www.energy.gov/eere/solar/generation-3-concentrating-solar-power-systems-gen3-csp

https://www.energy.gov/eere/solar/goals-solar-energy-technologies-office


图:美国桑迪亚实验室承担的固体粒子光热发电接收和储热技术


图:美国桑迪亚的固体粒子实验装置


图:美国可再生能源实验室承担的熔盐流体实验装置


图:美国布雷顿能源承担的气体传热实验装置


2、美国光热发电技术路线


2021年3月25日美国能源部(DOE)宣布了一项雄心勃勃的新目标,即在未来十年内将太阳能成本降低60%,即到2025年将目前每千瓦时4.6美分的成本降低到3美分/千瓦时,到2030年降低2美分/千瓦时。


此外还将投入近1.28亿美元资金,以降低成本、提高性能和加快太阳能技术的部署。同日美国能源部太阳能技术办公室公布2021财年光伏和集中太阳能热电(FY21光伏和CSP)资助计划,该计划将进一步推进光伏和CSP研发(R&D),朝着2030年CSP电厂5美分/千瓦时的成本目标迈进。


2021年3月25日,美国能源部在对Gen3计划前两个阶段的工作进行广泛审查后,决定选择固体粒子传热技术作为主要技术选项。并提供2500万元资金来建立一个新的实验装置。


其理由是:


1)传热途径的技术成熟和关键部件的开发。这项研究是由领导每个路径设计的竞争团队与工业界合作完成的,以及由Gen3资助计划第2主题和更广泛的CSP研发资助项目完成情况。


2)传热通道的潜力,可通过商业工厂设计实现成本目标,即到2030年0.05美元/千瓦时;CSP基本负荷配置12小时或更长时间的热能存储。


3)建议的三期建设和全面集成传热通道兆瓦级试验设施的质量和成功可能性。


https://www.energy.gov/eere/solar/generation-3-concentrating-solar-power-systems-gen3-csp-phase-3-project-selection


美国能源部认为,与液体和气体传热系统相比,粒子系统需要的组件更少,操作更简单,需要相对较少的高成本材料来收集和传输热能,这些因素提高工厂的可用性和可靠性,并实现更简单的工厂建设和调试。审查意见还认为,与其他两种途径不同,陶瓷、砂状颗粒可以承受超过800°摄氏度的温度,因此它们可用于电力生产和其他太阳能热热应用,包括工业过程热、热化学储能和太阳能燃料生产。


3、欧盟光热发电技术路线


2020年初,欧盟委员会提出启动“绿色协议”的建议,为此,Next-CSP欧盟太阳能产业联合倡议:“从绿色交易到绿色复苏,认为欧洲的太阳能产业不能局限于光伏行业而抛弃大量的光热发电CSP资产。”


欧盟资助“CSP2计划”,也即由法国承担的塔式固体粒子实验项目。该项目采用橄榄石即镁硅酸盐陶瓷颗粒作为传热储热流体,接收器采用并排的金属管道来传输橄榄石颗粒,其中包括对固体颗粒换热装置的实验和超临界二氧化碳发电。实验项目现已结题。


下一步拟建立150兆瓦塔式光热发电装置。


图:由法国承担的固体颗粒金属管道传热流体示意图


图:由法国承担的固体颗粒金属管道传热流体接收器


图:由法国承担的固体颗粒金属管道传热流体接收器


图:由法国承担的固体颗粒金属管道传热流体接收器


3、塔式光热发电尝试PV和CSP互补



摩洛哥Noor Midelt的800兆瓦太阳能混合发电项目,拟充分利用PV白天的电力加热CSP存储介质,以保证夜间发电。首个混合互补存储项目计划以每千瓦时7美分的价格提供可调度的太阳能电力。


4、槽式光热发电尝试电储热途径



Abengoa计划将光伏或风电电加热存储技术“嫁接”到西班牙早期没有存储设备的槽式CSP工厂中。该电加热器采用串联模式,光热发电为第一级换热,光伏电力加热为第二级换热,将熔盐温度由370度提升至560度,为避免光照连续不足还需要配置电网辅助电加热系统,或配置燃气补热装置。


三、光热发电技术在我国面临竞争和挑战


1、光热发电面临光伏技术竞争


光伏采购和投资成本逐年下降。


4月29日,华电公布2021年第一批7GW单晶硅光伏组件及组串式逆变器集采情况。


按照7GW投标总容量计算,入围5家企业最低折合单价1.553元/W,最高折合单价1.731元/W。


5月7日,广东省能源集团2021光伏组件集中采购项目公布,最低折合单价1.71元/W。


2019年,全国光伏的年均利用小时数为1169小时,光伏电站建设成本4.5元/W,度电成本在0.4元至0.5元之间。


2、光热发电面临风电技术竞争


风电投资成本下降明显。


2019年陆上风电平均造价是7000元/千瓦,部分地区达到5500元/千瓦。预计2025陆上风电投资可降至5000至7000元/千瓦。


2019年海上风电平均造价15000元/千瓦。


2021年大唐云南三个风电场共6个风电项目,规模共计1980MW,风电主机最低报价每千瓦2252元,最高每千瓦2768元。


3、政策推动,鼓励多能互补


国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》,国家能源局印发《关于报送“十四五”电力源网荷储一体化和多能互补发展工作方案的通知》,明确“坚持清洁低碳、坚定安全为本,强化主动调节、减轻系统压力,明确清晰界面、统筹运行调节,均等权利义务、实现共享共赢”的总基调,以系统性、多元化的思维统筹推进源网荷储深度融合和多能互补协调发展,为确保安全前提下提升电力工业清洁低碳水平和系统总体效率指明了方向。


光热发电具有低成本多能互补储热优势,可实现源网荷储一体化,通过延长发电时数,实现平价发电。


4、光热发电技术应对挑战途径


时不我待,应对挑战。


1)降低初始投资,单位投资力争降低至每千瓦1.2万元以内,与核电和海上风电持平。


2)增加发电时数,设计值应大于5000小时/年。


3)力争单位发电成本在0.4-0.5元/千瓦时。


技术路线选择:


1)光热发电与光伏和风电进行一体化设计,实现多能互补,同时降低初始投资。


2)借助自主创新的电储热技术,将不稳定的风电和光伏电力作为光热发电储热来源。


3)选择与纯氧燃气发电互补,实现零碳发电。


4)与氢化工技术相结合,延长太阳能、风能产业链。


推荐燃气、风电互补储热技术


适用塔式、槽式、菲涅尔光热电站


推荐光热电站配置风电、光伏设备



2016年国家发改委能源局公布《能源技术革命创新行动计划》和路线图,提出“50MW级储热光伏、光热、风电互补的混合发电示范应用”,但未见国内实施。


自主设计塔式电站陶瓷接收器



设计要点:采用耐高温选择性热吸收技术;借助热惰性发挥陶瓷接收器墙体和固体粒子传热储热优势,提高热吸收率,降低热损失。


建议接收器采用陶瓷材料制作,以模块方式组装,模块外表层涂敷耐高温的选择性热吸收涂料,模块中心为固体粒子或粉煤灰的热辐照通道,在密闭通道经辐射热获得高温。电站镜场选择三面体设计,避免和减少镜场无效投资。


固体粒子接收器与镜场布局


接收器采用带固体粒子通道的陶瓷模块构筑接收器墙体,墙体外表面涂敷耐高温低发射率选择性热吸收涂层,可大大减少热辐射损失;陶瓷墙体模块包裹陶瓷管道,通过陶瓷模块借助热惰性和储热功能应对不稳定的光照和焦斑跳变。



接收塔可借鉴南非Khi Solar One 50兆瓦DSG塔式光热电站设计模式,固体粒子接收器采用三面体布置,定日镜镜场相应为三个扇形镜场,分别对应三个固体粒子接收墙体。且定日镜面积由远及近为50平米至20平米,以兼顾不同远近定日镜的辐射强度,实现均衡。通过优化镜场布局,降低初始投资。


光热发电储能技术多样化


储热蓄电相结合可提高槽式太阳能热发电作为基荷电源的能力;储热蓄电的核心是钠氯化物熔盐电池堆和单体电池的制备,有待技术突破。


借助塔式悬浮粒子高温特性结合半闭式超临界二氧化碳布雷顿纯氧燃气发电优势,利用太阳能和风能电力电解制氢,借助二氧化碳加氢甲烷化储能,可开辟光热发电储能新途径。


终极目标:用太阳能等可再生能源与高效纯氧燃气发电结合,实现零碳排放电力。


槽式太阳能储热蓄电发电


图:钠氯化物高温熔盐电池堆


适合我国自然地理环境的槽式太阳能储热蓄电发电系统简介:


1)本装置选用高温硅油做传热介质,工况温度400度,无低温冷凝结晶疑虑;


2)储热罐采用单罐固体储热介质填充技术,替代价格昂贵的熔盐;


3)蓄电装置采用钠氯化物高温熔盐电池堆,中心工况温度300度;


4)蓄电来源主要吸纳风电、光伏和电网超负荷过载电力;


5)本装置参与电网削峰填谷、调频调压任务,目标为电网基荷电源。


塔式太阳能风能与燃气互补联合制氢制甲烷循环热发电示意图


结合塔式悬浮粒子光热发电高温特性,与半闭式超临界二氧化碳燃气布雷顿热发电进行互补,并联合风电等电解制氢,辅之二氧化碳加氢甲烷化制备,甲烷纯氧燃烧混合超临界二氧化碳循环热发电,开辟光热发电储能新纪元。


利用可再生能源电力与半闭式超临界二氧化碳燃气发电互补



借助风电光伏等可再生能源以及电网超负荷过剩电能电解水制氢制氧,并与半闭式超临界二氧化碳燃气布雷顿热发电技术互补,通过二氧化碳加氢甲烷化储能发电,不仅可实现二氧化碳循环利用,也可以解我国弃风弃光燃眉之急。鉴于半闭式燃气涡轮透平出口温度在700度以上,因此可为槽式热发电储热系统提供辅助热源。


可再生能源与氢结合副产绿色化肥



全世界5%的天然气用于生产氨,大多采用哈伯法工艺,每生产一吨氨则排放三吨二氧化碳,可谓二氧化碳排放大户。如果借助太阳能或风能等可再生能源电力通过空分设备制取氧气,利用副产的氮气与电解水制取的氢气混合制备“绿色氨,”再与燃气发电系统回收的二氧化碳混合生产碳酸氢氨、尿素等化工产品。


四、结语


光热发电当务之急是制定平价发电路线图和时间表。


技术方案与经济目标相结合,重点探讨和研究以光热发电为主体的源网荷一体化互补储能可行方案。


以建立长时储能和基荷能源目标,选择实现平价发电的多种技术方案。


对于前沿性技术,建议早开题,早预研。


作者愿意为企业提供相关专利技术支持。


2021年5月11日


注:本文作者系太阳能热发电技术资深学者张建城




相关线下活动:


第十一届光热发电中国聚焦大会2021(时间待定,中国北京)

第五届光热发电中东北非大会2021(时间待定,阿联酋迪拜)


更多光热发电行业资讯欢迎关注微信公众号(cspfocus):


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