太阳能光热发电技术特点及应用前景课件.ppt

太阳能光热发电特点及应用前景,1,一,太阳能光热发电技术经济特性,二,太阳能光热发电国内外发展现状,三,2,太阳能光热发电发展前景,2,（一）太阳能光热发电技术的战略地位,3,光热发电是通过“光-热-功”的转化过程实现发电的一种技术。光热发电在原理上和传统的化石燃料电站类似，两者最大的区别在于输入的能源不同。光热发电利用能源为太阳能，通过聚光器将低密度的太阳能聚集成高密度的能量，经由传热介质将太阳能转化为热能，通过热力循环做功实现到电能的转换。太阳能热发电实质是太阳能热利用方式之一。从其发电原理上来看，是一种绿色能源的绿色利用方式，且太阳能资源是世界上分布最广泛的取之不尽、用之不竭的可再生能源。从这个意义上看，太阳能光热发电技术的发展对于人类经济社会可持续发展具有重要意义。,3,（二）太阳能光热发电技术的技术类型,4,聚光太阳能热发电（CSP）太阳能半导体温差发电太阳能烟囱发电太阳池发电太阳能热声发电,聚光光热发电是现今最具商业化利用前景的技术形式。根据聚光方式的不同，聚光光热发电可进一步分为点聚焦和线聚焦两大系统。其中，点聚焦系统主要包括塔式光热发电和碟式光热发电；线聚焦系统主要包括槽式光热发电和线性菲涅尔式光热发电。,4,槽式电站的关键设备主要包括聚光器、吸热管和储热器。槽式光热发电是最早实现商业化运行，也是目前全球商业化运行电站中占比最大的技术形式。,5,1.槽式光热发电,太阳能抛物面槽式发电（图片：内华达1号电站，2007年）,槽式光热发电系统的特点：一是结构简单、成本较低；二是可通过多个聚光-吸热装置的串、并联组合，构成较大容量的光热发电系统；三是聚光比不高，一般在50-80，传热介质温度也难以提高，一般在400左右；四是槽式系统热传递回路长、热损耗大，系统综合效率较低，约为11%-15%。,5,塔式电站主要包括定日镜、太阳塔、吸热器和储热器等。根据吸热器内传热介质的不同，塔式电站主要包括水/蒸汽、熔融盐和空气三种。,6,2.塔式光热发电,太阳能塔式发电（图片：GemaSolar 电站，2011年）,塔式光热发电系统的主要特点：一是聚光比较高，一般在300-1000之间，容易实现较高的系统运行温度（500-1400）；二是塔式光热发电系统的热传递路程短、热损耗少，综合效率高，目前可达到14%左右；三是太阳能塔式发电适合于大规模、大容量商业化应用；四是塔式光热发电系统一次性投入大，装置结构和控制系统复杂，成本较高。,6,太阳能碟式-斯特林发电系统的关键部件包括碟式聚光器、斯特林机和传动系统。,7,3.碟式光热发电,太阳能碟式-斯特林发电（图片：SES 电站，2010年）,碟式光热发电系统的主要特点：一是聚光比高，一般为1000-3000，运行温度可接近1000，峰值光电转换净效率可达到30%；二是碟式发电系统功率较小，一般为5-50kW，单位造价昂贵；三是发电成本不依赖于工程规模，既可以作为分布式发电系统使用，也可以建成MW级的电站并网发电。,7,线性菲涅尔式发电系统是简化的槽式发电系统，主要部件包括菲涅尔式反射镜、吸热管和传动系统等。,8,4.线性菲涅尔式光热发电,线性菲涅尔式光热发电（图片：皇明太阳能股份有限公司，2010年）,线性菲涅尔式光热发电系统的特点：一是聚光器采用平面反射镜代替抛物面槽式反射镜，聚光器离地面近、风载荷低、结构简单，布置紧密，用地效率更高；二是由于吸热管无需进行真空处理，降低了技术难度和成本，系统总成本相对较低；三是系统聚光比较低、运行温度不高、系统效率不高。,8,（三）不同聚光太阳能热发电方式的技术特点比较,9,9,（四）光热发电技术特性,10,由于发电原理不同，聚光太阳能热发电出力特性优于光伏发电出力特性。通过增加储热单元能够显著平滑发电出力，显著减小小时级出力波动。根据不同储热模式，可不同程度提高电站利用小时数和发电量，提高电站调节性能。研究显示，一座带有储热系统的光热发电站，年利用率可以从无储热的25%提高到65%。因此，相对经济的储热技术是光热发电与光伏发电等其它可再生能源发电竞争的一个关键要素。利用长时间储热系统，光热发电可以更好的满足系统负荷需求。,1.通过储热改善出力特性,美国加州50MWCSP/50MWPV实测,带储热装置的槽式热发电系统,10,11,不同于其他波动电源，是一种电网友好型电源。带有储热和补燃装置的太阳能热发电站可提高电网的灵活性，提高电网消纳波动电源的能力。带有储热和补燃装置的太阳能热发电站具有较好的调峰性能，可替代化石燃料调峰电站。由于太阳能热发电站的最优规模为20万千瓦左右，且多位于远离负荷中心的荒漠或人烟稀少地区，处于网架相对薄弱的电网末端，大规模远距离外送的经济性成为其规模化开发利用的制约因素。长距离输电是提高CSP利用规模的重要途径。特别对于美国、南非、印度、中国、巴西等大国。,2.具有电网友好性,11,12,美国能源部研究项目：未来光热发电愿景。采用长距离高压直流（HVDC）输电线路将西南太阳能资源丰富地区的太阳能热发电电站的电能送至美国其他地区。,欧洲-中东北非沙漠行动计划（DESERTEC concept to EU-MENA）通过建设跨国、长距离高电压等级输电线路将北非太阳能热发电电站的电能送至欧洲。,12,13,光热发电系统通过常规机组并网，可按照电网要求输出有功和无功，在运行技术和管理经验等方面较为成熟，具有较好的电网友好性。电能质量问题：光热发电通过传统电机并网，能够很好的解决谐波、三相电流不平衡和直流分量等问题。电网调度与经济运行问题：由于光热电站通常配置大容量储热装置，或与其他常规火电机组联合运行，克服了光伏发电的间歇性和波动性，可实现光热电站发电出力的平稳可控，接近常规机组性能，更易接受电网调度，并具备一定的调峰调频能力，减轻电网调峰调频压力。大电网稳定控制问题：光热电站通过常规汽轮机或燃气轮机并网，具有一定的转动惯量和阻尼特性，具备按照电网要求向其提供有功和无功功率的能力，同时电网调度有较为丰富的常规机组运行控制和管理经验，有助于电网安全稳定运行。光热发电的规模化发展不仅能够作为调峰电源，为风电等间歇性电源提供辅助服务，而且随着未来技术的优化提升，大型光热电站完全有可能承担电力系统基础负荷。,13,（五）光热发电经济成本,14,初始投资。根据电站规模、储热系统规模、光照条件、土地和人工费用的不同，电站造价不同。一般来说，碟式光热电站单位造价最高，约为塔式光热电站的两倍；槽式光热电站单位造价略低于塔式光热电站，略高于菲涅尔式光热电站。发电量。光热发电系统的发电量主要取决于配置储热装置的容量，根据目前实际投运的带储热的光热电站的运行情况来看，其年有效利用小时数基本可达4000小时以上。,槽式及塔式光热初投资,槽式光热电站投资构成,塔式光热电站投资构成,14,15,度电成本。考虑汇率折算后，槽式电站的度电成本为1.2-2.4元/kWh；塔式电站的度电成本为1.3-2.4元/kWh。碟式/斯特林光热发电系统的成本不随系统容量的增加而降低，适合于分布式发电；槽式光热发电和塔式光热发电的成本随系统容量的增加而下降，适合于发展大容量电站。,美国SEGS电站相关数据,美国昆士兰塔式电站相关数据,15,一,太阳能光热发电技术经济特性,二,太阳能光热发电国内外发展现状,三,16,太阳能光热发电发展前景,16,截至2011年7月，全球在运的光热发电站共42座，装机容量总计139.4万kW，主要集中在西班牙和美国。其中，西班牙境内共有21座，约占总装机容量的61.1%，总占地面积约3002万平方米（西班牙光热发电产业协会数据）；美国境内共有17座光热发电站，约占总装机容量的36.5%。另外，德国、以色列、意大利和埃及境内分别各有一座。截至2010年底，全球规划建设的光热发电装机容量约为3000万kW，分别位于美国、西班牙、澳大利亚、印度、意大利、摩洛哥、阿尔及利亚、埃及、阿联酋、法国和中国等国家。,（一）全球光热发电现状,全球光热发电装机容量,17,17,在已经运行的光热发电站中，抛物面槽式技术是应用最多的技术形式，约占总装机容量的87.9%。槽式光热发电技术是目前世界上最成熟的光热发电技术，投资风险系数相对较小。截至2010年底，全球在建的光热发电站的装机容量约为274.7万kW，其中大部分位于美国和西班牙，分别为140万kW和130万kW，其他主要分布在北非和中东地区。从所采用的发电技术来看，槽式和塔式分别占49.2%和42.5%，塔式系统的应用比例有所提高。,18,已运行光热发电站中不同技术形式的应用比例,在建光热发电站中不同技术形式的应用比例,18,根据国家能源局可再生能源发展“十二五”规划征求意见稿，光热发电至2015年的装机目标为100万kW，至2020年装机目标300万kW。目前，我国仅有1个获得上网电价批准的光热发电项目，即首个特许权项目内蒙古鄂尔多斯50MW项目。此外有9个处于建设和筹备阶段的光热发电项目。总装机容量约450MW。,19,（二）我国光热发电现状,19,20,20,主要影响因素包括太阳法向直射辐射（DNI）、地形和土地、水资源等。（1）太阳法向直射辐射强度根据国外的经验，DNI值在1800kWh/m2/y以上的地区适宜建设光热发电站。（2）水资源根据美国能源部研究数据（2007），采用水冷技术时，碟式/斯特林发电约为0.0757立方米/MWh，塔式电站用水约为2.27立方米/MWh，槽式电站用水约为3.02立方米/MWh。槽式和塔式高于常规燃煤电站和联合循环天然气发电站。可采用空冷技术减少用水量，约为0.299立方米/MWh，投资成本上升约7%-9%，发电量减少约5%。对塔式热发电运行成本的影响小于槽式热发电方式。为减少运行成本，通常采用水冷/空冷混合制冷方式。以槽式热发电为例，采用这种方式可减少水耗50%，而发电量损失仅为1%左右。,（三）光热发电开发建设条件,21,21,（3）地形和土地光热发电站的建设需要考虑地形的因素，最好选择平坦广阔的土地，一是由于坡地会影响入射角而导致电站效率的变化，二是坡地会增加土地平整的成本。不同的光热发电技术形式对地形的要求不尽相同。国外经验显示，槽式和线性菲涅尔式发电要求地面坡度在3%以下；塔式电站可以适合5%-7%以下的地面坡度。碟式由于单机规模较小，因此对坡度的要求更低。光热发电对土地面积要求较高，目前国际经验显示，建设一座50MW无储热的光热发电站（槽式或塔式）需要占地约1平方公里，一座30MW带6小时储热的光热发电站（槽式或塔式）电站同样需要1平方公里土地。适宜规模化发展地区多远离负荷中心。包括没有树木的大草原、矮树林、戈壁滩、荒漠地、废弃盐碱地和沙漠等。,22,22,不同光热发电站的开发建设要求全球重点开发地区：美国西南部、欧洲地中海地区国家、南北非国家、中东地区（约旦、以色列、伊朗）、印度沙漠平原、巴基斯坦、澳大利亚和我国西北部。我国重点开发地区：内蒙古西部阿拉善盟和鄂尔多斯地区、甘肃西部河西走廊、青海、西藏、以及新疆的哈密和吐鲁番地区。,23,（四）全球和我国重点开发地区,23,一,太阳能光热发电技术经济特性,二,太阳能光热发电国内外发展现状,三,24,太阳能光热发电发展前景,24,（一）技术应用前景,25,建造大容量太阳能热发电站是降低太阳能热发电成本的重要途径。在同样技术条件下，机组容量越大，单位kW的投资成本和年运行维护费用越低，机组本身的运行效率和电站辅助设备及管道系统的效率也越高，则电站综合效率明显提高。特别是对于塔式、槽式光热发电站，其发电成本与装机容量规模密切相关。,1.机组容量趋于大容量，提高系统效率,塔式电站系统发电效率与电站容量的关系,25,26,未来聚光太阳能热发电站规模,26,27,将光热发电系统与常规火电厂联合运行，既可高效利用太阳能光热系统提供中低温和中低压的水蒸汽，又具有很高的发电系统综合效率，将成为今后较长一个时期内开发利用光热发电技术的重要发展趋势之一。槽式光热发电系统在中高温应用时成本较低，因此槽式光热发电系统与常规火电厂联合运行是今后首选发展方式。当电站规模较大或配备大容量储热系统时，塔式光热发电系统与常规火电厂联合运行也具有很好的技术经济性能。,2.通过补燃或与常规火电厂联合运行，提高技术经济性,27,28,光热发电存在“热”这种中间形式，可通过对热的综合利用提高能源利用效率，具体形式包括采暖制冷一体化、海水淡化等，进行综合利用，同时满足多种需求，对某些特殊地区，如边防海岛、沙漠等地区或灾区尤为有效。近年来一些科学家提出光热发电技术用于煤的气化与液化，形成气体或液体燃料，进行远距离的运输。,3.进行综合利用，提高能源利用效率,光热发电和海水淡化相结合的综合利用,28,（二）成本发展趋势,29,到2025年，各种光热发电技术的成本都有显著下降。为了降低成本，槽式发电将向更为简单的系统发展。从技术类型来看，由于塔式发电在技术进步和效率提升方面具有很大潜力，预计在未来5年内成本将快速下降。随着储热长达15小时的GemaSolar熔融盐塔式电站（19.9MW）投入商业化运行，预计在2013 年左右，塔式发电的度电成本有望低于槽式发电。,数据来源：Global Concentrating Solar Power Outlook 2009，2010年7月,数据来源：Solar Thermal Electricity 2025，2010年7月,29,（三）未来发展展望,30,未来光热发电的发展方向是扩大单个项目规模、提高储热温度、增加容量因子。2010-2020年：承担腰荷和峰荷。储热技术进一步发展，但是只能承担腰荷和峰荷。需要建设专用输电线路，将光热发电输送至负荷中心。到2020年，全球光热发电平均容量因子为32%。2020-2030年：承担基荷与碳减排任务。光热发电在承担基荷方面与燃煤发电相比具有竞争力。大多数国家的激励政策将逐步退出。2010年后建设的项目将在这一阶段收回投资成本，进入高盈利时期。需要建设3000公里的输电线路。到2030年，全球光热发电平均容量因子39%。2030-2050年：电力与燃料。光热发电与常规化石能源发电相比完全具备竞争力。到2050年，全球光热发电平均容量因子50%。与此同时，太阳能燃料逐渐进入世界能源供应体系。随着电力系统低碳化进程加速，沼气和太阳能燃料成为太阳能热电站主要的备用燃料。,30,31,2010-2030年太阳能发电发展路线图,31,谢 谢！,32,