太陽能光熱與熱電耦合發電技術綜述（下）

文_ 吳鳴 南京凱盛開能環保能源有限公司

3 太陽能光熱發電與熱電耦合系統（雙能源循環發電系統）

3.1 太陽能光熱發電與熱電耦合發電系統概念

按照太陽能與熱電的主輔關系，太陽能與熱電耦合發電系統可以分為兩大類：太陽能輔助熱電系統和熱電輔助太陽能發電系統。太陽能輔助熱電系統是在常規化石燃料發電機組的設計基礎上，利用太陽能集熱系統吸收太陽能熱量合理集成的耦合熱發電系統。熱電輔助太陽能發電系統，是在單純太陽能發電機組的設計基礎上，投入合適的化石燃料輔助太陽能發電的熱發電系統。該系統以太陽能發電為主，化石燃料補充發電為輔，可以實現大規模利用太陽能持續發電。還可以充分利用熱電機組的可調整性來彌補太陽能的間歇性，降低獨立太陽能熱發電的投資成本。美國加州運行的9座SEGS電站就是屬于化石燃料輔助太陽能熱發電系統的典型。

太陽能光熱-熱電耦合系統（雙能源循環系統）相對于集中式光熱電站而言，可以不設置儲熱子系統，無需增加汽輪發電機組，光熱系統造價比獨立集中式光熱電站要低的多，大約只有其55%～60%，采用槽式光熱系統，單位功率建造成本約為1.1萬～1.5萬元/kW。

國外越來越多的項目選用太陽能光熱與熱電站（包括火電站、天然氣電站、垃圾發電站和工業余熱電站）聯合建設、聯合運作。一來可提高光熱電站的發電持續性，二是通過提高工質運行溫度可提高電站系統效率。目前，在國外已經有這方面的工程應用，太陽能在聯合循環發電系統中的熱能貢獻率約為15%～40%。

另外，聯合電站投入使用后還有望改善當地生態環境，因為集熱器可吸收遮擋陽光，可降低電站地區的地表溫度和蒸發量，同時聚光鏡的沖洗水漏入地面，有利于植物生長。

3.2 太陽能光熱發電與熱電耦合發電系統類別

目前，根據我國工業產業布局實際情況，光熱與熱電（火電、余熱發電）耦合構成雙能源發電系統，概括起來不外乎如下幾大類：

3.2.1 光熱系統與水泥窯余熱電站構成聯合循環發電

目前，水泥余熱發電市場將近飽和，但實際上由于各種原因，很多水泥余熱發電裝機容量沒有得到充分利用。可在太陽能和土地資源條件適合的地區，將光熱發電與水泥余熱發電結合起來，挖掘水泥余熱發電潛力。國內外目前還沒有在水泥余熱發電領域商業化應用的先例。

利用槽式光熱技術，聚光鏡將太陽光線性聚焦到吸熱管上，加熱管內傳熱工質，直接或間接地產生一定參數的中壓/低壓過熱水蒸氣，與水泥余熱發電系統中AQC鍋爐中壓/低壓過熱器的蒸汽匯合，增加汽輪機主蒸汽/補蒸汽流量，從而增加發電量。陰雨天和晚上則關閉光熱系統，切換到原來的系統運行。

以4500t/d水泥余熱發電項目為例，如在晴天用光熱增產主蒸汽10t/h，則可增加進入汽輪機的蒸汽熱量18%，增加發電功率1500kW；增發電量450萬kWh/a，節省標準煤1800t/a；減排CO24500t/a；增加經濟效益324萬元/a；光熱初投資成本1800萬元,投資回收期6年（未考慮土地成本）。

3.2.2 光熱系統與燒結余熱電站構成聯合循環發電

鋼鐵行業有大量的燒結冷卻機余熱電站，很多因為設計原因或者工藝波動原因而不能達到額定的發電量，汽輪發電機組還有很大的挖潛空間。

在有空閑土地資源和太陽能資源的鋼鐵廠，可以增加光熱系統，與燒結余熱電站耦合起來構成雙能源聯合發電系統。利用光熱直接預熱鍋爐給水，或者產生蒸汽補充到汽輪發電機組去發電，均可提高余熱電站的系統效率，增加余熱發電量。

3.2.3 光熱系統與小型燃煤熱電廠構成聯合循環發電

由于小型燃煤發電機組熱經濟性較差，已屬于淘汰機組，在太陽能與其集成進行聯合發電時，原有燃煤發電機組不必重復投資，這部分成本可以不考慮，從而使這種太陽能輔助燃煤熱發電機組的單位熱經濟學成本大大下降。

以C50-8.82／0.294型供熱機組為例，如果將光熱產蒸汽取代1段高壓加熱器的抽汽，當不考慮原有燃煤發電機組部分投資成本時，其發電成本為0.16元／kWh,遠低于純燃煤發電機組的發電成本0.25元／kWh。這為我國的小型火電機組升級改造提供了可能的方向。

3.2.4 光熱系統與大型燃煤熱電廠構成聯合循環發電

目前大型燃煤熱電廠的主力機組為300MW、600MW凝汽式汽輪發電機組，它們都是八級抽汽加熱，將鍋爐給水溫度加熱到278℃左右。以300MW機組為例，從第一級到第七級，各級的抽汽加熱溫度范圍從386～95℃，這樣的溫度范圍，一般的中高溫太陽能光熱系統都是可以達到的。

根據太陽能光熱系統的參數，選擇某一級或者幾級參數比較匹配的給水加熱器，利用光熱直接加熱給水代替汽輪機抽汽加熱，構成太陽能-常規能源聯合循環發電系統。這種系統具有如下特點：

光熱系統只作為聯合循環電站的給水預熱系統，系統投資小而太陽能利用率高。

可以很方便地用于現有燃煤熱力發電廠的節能減排技術改造。

國外已有成功應用實例。如澳大利亞的太陽熱動力工程公司利用條形菲涅爾式光熱裝置，產生265℃的濕蒸汽，對Liddell燃煤熱力發電廠的鍋爐給水進行加熱。

利用光熱系統直接產生中高溫參數的過熱蒸汽，與汽輪機高壓缸的排汽匯合，再進入中壓缸，太陽集熱器入口接自鍋爐的除氧器出口，鍋爐、光熱統一供水，構成聯合循環發電系統。這種系統具有如下特點：

無需獨立光熱電站的儲熱子系統，大大簡化了總系統，節省了大量設備投資。

夏季電網負荷高峰期，正好是太陽輻射最強的季節，充分利用了光熱發電的天然調峰功能。

主要適用于新建燃煤熱力發電廠，增加光熱系統，組成太陽能-常規能源聯合循環發電。

以國產N600-16.7/537/537型凝氣式汽輪發電機組為例，若以光熱直接產汽代替除氧器從汽輪機抽汽，可節省汽輪機抽汽35t/h，則可增加發電功率7600kW，按年2800h計算，每年可增加發電量約2130萬kWh，電費按0.6元/kWh計算，年增發電效益約1280萬元。節約標煤8520t/a，減排CO221300t/a，年節省標煤量可得國家財政補貼255萬元，合計年增效益1535萬元。光熱設備初投資約9120萬元，設備投資回收期約6年（未考慮土地成本）。

3.2.5 光熱系統與燃氣-蒸汽熱電廠構成聯合循環發電

將槽式太陽能光熱發電系統與燃氣輪機發電系統相結合，利用燃氣輪發電機組發電，燃氣輪機尾氣排入余熱鍋爐，加熱水工質，產生蒸汽，推動汽輪發電機組發電。光熱系統直接產蒸汽，與汽輪機高壓缸排汽匯合，進入中壓缸。這種系統具有如下特點：

(1)無需獨立光熱電站的儲熱子系統，簡化了總系統，節省了設備投資。

(2)對天然氣燃燒尾氣作了充分的余熱利用。

(3)主要適用于新建燃氣-蒸汽熱力發電廠，增加光熱系統，組成太陽能-常規能源聯合循環發電。

太陽能聯合循環系統（ISCC發電系統）,可避免因自然條件造成的發電設施閑置問題，較常規單一太陽能熱發電廠和常規單一燃氣－蒸汽聯合循環發電廠而言,總體熱效率可提高。同時，“聯合循環”能保證電站長時間穩定供電，可增加電網的安全性。

自20世紀90年代ISCC系統研發成功投入使用以來，已在埃及、美國等國成功運營。該系統適用于光熱和油氣資源都較豐富的地區，在中國西北部地區有著廣泛的應用前景。

亞洲首個槽式太陽能－燃氣聯合循環（ISCC）發電站建設于寧夏回族自治區鹽池縣高沙窩毛烏素沙漠邊緣。該項目由寧夏哈納斯新能源集團投資22.5億元建設，規劃容量92.5MW，2013年10月建成投產。項目建成后年發電量相當于節約標準煤10.4萬t/a，減排CO221萬t。

4 太陽能光熱發電市場前景展望

至2010 年底，全球已實現并網運行的光熱電站總裝機容量為110 萬kW，在建項目總裝機容量約1200 萬kW。歐盟、美國等發達國家或經濟體都將太陽能光熱發電作為可再生能源重要領域，制定了2020 年乃至更長遠的發展目標。歐盟啟動了“歐洲沙漠行動”計劃，計劃在撒哈拉沙漠建設大規模太陽能電站向歐洲電力負荷中心輸電。歐洲太陽能光熱協會2005年發布的一份報告中預計，到2040年，光熱發電將滿足世界上5%的電力需求。

中國通過863、973計劃對光熱發電進行了基礎研究和示范項目建設，光熱發電已被列入《產業結構調整指導目錄2011版》。根據規劃，2011～2015年主要為技術驗證和商業化起步階段；2015～2020年為商業化規模化建設階段；2020年后進入飛速發展階段。預計造價將降低至1萬元/kW，光熱發電成本將低至6美分/kWh，屆時光熱發電將如同現在的風電。

2012年10月26日，國家電網出臺太陽能發電免費并網的相關政策。五大發電集團的新能源公司紛紛投入光熱領域，在內蒙古、甘肅武威、新疆吐魯番、青海格爾木、西藏等地開始光熱的前期工作。

大唐電力和皇明聯合體中標國內首個光熱發電項目——內蒙古鄂爾多斯50MW槽式光熱電站；華電集團與澳大利亞雄獅國際正在青海省格爾木合作開發100萬kW光熱發電項目。

國內企業從零部件開始切入光熱產業鏈，部分公司開始涉入光熱發電。首航節能、航空動力、三花股份、杭鍋股份、金晶科技、湘電股份、華儀電氣、天威保變、亞瑪頓等均進入該產業。一類是光熱發電系統研發和系統集成商,如天威保變和三花股份均已著手光熱電站的項目規劃工作；另一類是光熱發電相關核心設備制造商,包括研制斯特林太陽能發動機的航空動力和規模生產太陽能玻璃的金晶科技等。相關機構預計至2020年，國內光熱發電的裝機有望突破1000萬kW，市場規模可達千億元以上。

我國多處于中低緯度，每年接收太陽輻射總量在3300～8300MJ／m2之間，相當于2.4×104億t標準煤，太陽能資源十分豐富。其中西北地區尤其是青藏高原，空氣稀薄、日照時數長，是我國太陽能資源最豐富的地區。因此，我國具備開發太陽能熱發電的先天優勢。

在我國遼闊的西北部地區，如內蒙、新疆、青海、寧夏、西藏等地區以及河北北部、山西北部、四川高原地區、遼寧西北部、吉林西部、黑龍江西部和山東部分地區，有豐富的太陽能資源和良好的地質環境，在這些地區開發利用太陽能光熱資源具有得天獨厚的自然條件。我們可以根據當地的能源具體分布情況，采取不同的光熱利用措施。

（1） 可建設大型光熱電站，發電并網，滿足本地區的工業和生活用電或者輸送到其它缺乏電力的地區。可結合當地的風力資源條件，建設風、光互補型的電站，發電并網。

（2）在有閑置空地的水泥廠，可利用光熱與水泥余熱發電結合起來，形成雙能源聯合循環發電，從而可提高水泥余熱電站的發電功率，創造更大的節能效益。

（3）在有閑置空地的鋼鐵廠，可利用光熱與燒結余熱發電結合起來，形成雙能源聯合循環發電，從而可提高燒結余熱電站的發電功率，創造更大的節能效益。

（4）在條件合適的火電廠，可將光熱系統與之有機結合起來，形成雙能源發電系統，節約化石能源，增加發電量，節能減排、創造經濟效益。

（5）光熱系統與油田燃氣鍋爐組成雙能源聯合循環發電/采油系統。油田有很多舊油井，經過多年開采，地下儲油的濃度越來越高，從而開采難度也越來越高。為了提高采油率，傳統的做法是用燃氣鍋爐產生的蒸汽注入廢舊油井，稀釋濃油，需要消耗大量的一次化石能源。可以利用光熱與原來的燃氣鍋爐耦合構成雙能源聯合循環發電/采油系統，與燃氣鍋爐有機組合和切換，光熱可以預熱鍋爐給水或者直接產生高壓蒸汽，用于發電或采油，充分利用太陽能，節省化石能源。

5 結論

一次能源需求的日益增加使全世界面臨嚴重的能源危機。太陽能是儲量最大的綠色能源，取之不盡，用之不竭。作為常規熱電站的輔助能源，將太陽能光熱與熱電耦合發電，能降低熱電站的單位煤耗，提高電站效率，增加發電量，節能減排意義重大。