太阳能光热联盟讯：按照聚光方式分类，太阳能热发电技术主要分为点聚焦和线聚焦两大路线，其中点聚焦技术包括塔式和碟式太阳能热发电；线聚焦技术包括槽式和线性菲涅尔太阳能热发电（简称线菲）。线聚焦太阳能热发电技术路线中的槽式技术是全球最早实现商业化运行的技术，始建于1984年的美国加州SEGS1号电站运行寿命超过30年。据国家太阳能光热产业技术创新战略联盟（简称太阳能光热联盟）统计，在全球主要国家和地区的太阳能热发电装机中，槽式和线菲技术路线占比约80%。
为探讨线聚焦太阳能热发电技术在新能源基地中面临的机遇和挑战，12月18日，由中国科学院电工研究所太阳能热利用技术研究部副主任雷东强博士召集，中国船舶重工集团新能源有限责任公司、国家能源太阳能热发电技术研发中心和兰州大成科技股份有限公司协办，中国科学院电工研究所、太阳能光热联盟、中国可再生能源学会太阳能热发电专业委员会在线组织召开了“2021年全国线聚焦太阳能热发电技术研讨会”。线聚焦太阳能热发电技术企业、行业专家近300名代表参加了研讨会。
中国科学技术大学教授、中国可再生能源学会太阳能热发电专委会副主任委员季杰，中国科学院电工研究所研究员、太阳能光热联盟理事长王志峰代表主办方致辞。
他们在致辞中表示，在“双碳”目标战略引领下，集大容量、低成本储能以及电网同步机特性的太阳能热发电在构建以新能源为主体的新型电力系统中，得到了越来越多的关注和重视。目前国家在大力建设大型新能源基地，太阳能热发电也迎来了新的发展机遇和挑战。线聚焦技术是目前全球太阳能热发电行业装机容量最多的技术路线，商业化程度最高，技术经验相对较多，定将在新能源基地建设中大有作为。
科研见解，工程实践经验
中国科学院电工研究所太阳能热利用技术研究部副主任雷东强担任本次大会主席，并主持对话环节；太阳能光热联盟常务副理事长兼秘书长、中国可再生能源学会太阳能热发电专委会秘书长杜凤丽主持主旨报告环节。
主旨报告环节，雷东强博士对线聚焦太阳能热发电技术研究和产业链供应现状和技术发展趋势进行了介绍。报告认为，线聚焦太阳能热发电系统结构紧凑，组件较少，实现模块化制作且制造成本较低；系统运行稳定，维护成本低，若干回路即使停运仍可正常发电。而采用高温熔盐工质、大开口槽式、二次聚光及超低热损等新技术，可实现系统效率提升，显著降低成本。特别当电站规模可以超过200MW以上，可产生显著的规模降成本效应，既可配合大容量机组，实现更高的发电效率，又适合与大容量风光发电匹配。
中国船舶重工集团新能源有限责任公司业务开发部副部长袁磊、兰州大成科技股份有限发展规划部部长范玉磊、中广核太阳能德令哈有限公司副总经理兼国家能源太阳能热发电技术研发中心运行调控所所长王强分别对乌拉特10小时储能100MW槽式光热电站、兰州大成敦煌50MW熔盐线菲光热电站及技术、中广核50MW槽式太阳能热发电站系统运行特性等做了主旨发言，分享了这三座线聚焦太阳能光热电站的实际运行情况、未来的成本下降趋势和举措，以及各自的科研见解和工程实践经验。
兰州大成采用熔盐传热工质建成了全球首座50MW熔盐线菲光热电站，达到了与聚光比更高的塔式电站相同的温度参数，在仅投入了50%的集热场情况下已经实现了满负荷发电。乌拉特100MW槽式电站项目自2021年7月熔盐储能系统全面投运以来，实现了连续稳定、高负荷运行，各项指标达到甚至超过设计值；2021年前10个月，电站已累计发电约2.2亿千瓦时，其中连续5天累计发电量超过1000万千瓦时，单日最高发电量达212.8万千瓦时，预计2022年发电量可达4亿千瓦时。中广核德令哈50MW槽式电站于2018年10月10日投运。电站配置9小时高温熔盐储热系统，现已实现了连续运行772.6小时记录，验证了“太阳能热发电能够克服其他可再生能源‘看天吃饭’的缺陷”，实现连续24小时发电的优势和价值。
匹配新能源基地建设线聚焦太阳能热发电的技术和挑战
致辞嘉宾、主旨报告人，与中国船舶重工集团新能源有限责任公司业务发展部总经理贾永柱，电力规划设计总院高级顾问、全国工程设计大师孙锐，山东电建三公司光热首席工程师、光热研究中心副主任王仁宝，中广核太阳能德令哈有限公司副总经理尹航，常州龙腾光热科技股份有限公司总经理俞科，中电工程西北电力设计院新能源与市政工程分院总工赵晓辉，华能集团清洁能源技术研究院新能源新技术研究部主任郑建涛，以及国能内蒙古新能源投资有限公司董事长李军，华能新能源蒙西分公司总经理杜宝刚，内蒙古华电乌达热电有限公司董事长卢永刚，内蒙古能源发电投资集团新能源公司董事长王霄宏等专家围绕“高比例可再生能源电力系统中线聚焦太阳能热发电与风光耦合的新型电源技术前景”的主题进行了交流探讨。
【聚焦：从线聚焦太阳能热发电技术的优势、工程案例、技术创新出发，剖析问题，提出建议与思考。】
专家们认为，线聚焦光热项目规模有比较灵活的优势，如更大容量的规模，单机容量已经实现超过200MW的电站；也可以规模比较小，适用于工业民用供热的需求；还可以运用国际能源互联网的概念，从效率、成本、可靠性等方面去要提高自身的竞争力。线聚焦和点聚焦光热发电技术定位不同，应因地制宜发挥技术优势，不能为了单一遵循效率这个指标，忽视了比较成熟的技术路线，可以在中高温方面，凸显线聚焦技术特点；在与其他能源互补中，遵循因地制宜的原则进行选择。
专家们通过现有的典型的点聚焦光热发电工程案例，如兰州大成敦煌50MW熔盐线菲光热电站，乌拉特10小时储能100MW导热油槽式光热电站，龙腾光热硅油槽式试验回路，摩洛哥努奥200MW槽式光热电站、三期150MW塔式光热电站，对比了线聚焦和点聚焦光热发电两种技术路线的特色和发展变化。并以迪拜950MW光热光伏混合项目中600MW槽式+100MW塔式的选择方案为例，说明线聚焦和点聚焦各自的特色，由于该项目的厂址在沙漠地区，能见度较低，大气能量衰减对于塔式电站较长的光路影响较大，但对线聚焦电站影响较小，槽式优势就得到了发挥。
【焦点：如何从工程设计、工程建设和关键设备等方面探索提高可靠性和成本下降？】
在工程实践方面，专家肯定当前业界对大开口槽式集热器等创新技术成果，熔盐、硅油等更高温度范围的材料使用，进行有益探索和工程应用，取得了比较好的效果。认为“探索更高温度提升效率，按照国际趋势走大型化槽式集热器路线等是槽式集热和储热降低成本的逻辑。”
科学问题。熔盐线菲系统为何能达到塔式相同的温度参数呢？专家认为，太阳能集热管在聚光侧和非聚光侧存在一定的温差，特别是在采用熔盐作为工质时，熔盐平均温度达到550℃，其周向温差更大，因此，槽式聚焦技术的问题在于背光侧和受光侧的应力问题比较突出，而线菲电站，因为有二次反射，所以其背光侧和迎光侧的温度会比较小，这就是优势。另外，集热温度高，散热也加大了，如何加大科研攻关解决应当集热管应力和热损问题应重视起来。
工程设计。从降低成本角度来讲，导热油槽式的温度比较低，其储热部分比熔盐的温度区间较低，因此，提高传储介质温度是降低储热部分成本的有效手段之一；发电单元相对来讲是比较成熟的，其投资降低空间是有限的。在集热部分，采用大开口的集热器是一个很好的思路，国际上5.7米开口的槽式电站也有成熟可靠优势，但并不代表未来发展方向。
关键设备。对于熔盐槽式项目来说，旋转接头在耐高温和耐腐蚀性方面就是一个挑战，其严密性和回路里冻堵问题只有待金钒阿克塞50MW熔盐槽式光热示范项目投运后，才能得到实际运行的检验；而目前北京工业大学开发的低熔点熔盐温度已经低于180℃，那么能不能再往下延伸？这样线聚焦技术采用低熔点熔盐的话，对于防冻堵问题就会有一个很大的改善。对于温度更高的硅油，龙腾光热已经进行了一期硅油的验证运行和示范，通过几年的高温运行，验证了硅油是良好的一个传热介质，适合于光热电站的特性。“如果使用硅油作为介质，熔盐系统运行模式，现阶段的槽式技术总效率能接近塔式，也适合大规模的推广产业化。”
工程应用。超大开口槽式集热器的应用可以将电站集热场回路从350条减少60～70条；提高后端热效率，提高前端的光到热的转化效率，可以降低镜场运维成本，提升可靠性等。但大开口槽式把参数提高，仍需考虑到我国西北部地区风沙大，其抗风性能增加，钢结构对生产成本的影响；还涉及到整个电站的安全性和经济性，以及镜子、管子这类配套设施。“在集热器轻量化结构设计方面进行改进，既能降低成本，又能保证精度和刚度。”“把槽式电站切换成熔盐相关的管路阀门，对运行过程、运行维护出现问题概率少很多。”“目前国内槽式光热电站工程项目比较少，所以同样的一个零部件生产成本可相对比较高。如果后续说有更多的项目能够选择槽式技术路线的话，对于整个槽式电站的生产运营成本、建设成本会还会有大的下降空间。”
【焦点：线聚焦技术下一步应多探索如何进行集热和发电解耦的模式？】
储热型光热发电是落实市场化并网条件的手段。针对近期青海、甘肃、吉林启动的风光储一体化项目中配置的101万千瓦光热发电项目没有采用槽式技术路线，专家分析指出：
技术问题。在提高温度上，超临界二氧化碳是今后高校的、技术人员关注的重点。因为现在光热发电的温度是在500℃～600℃，在维持在现有的温度下，那么在新的光伏与光热结合， 300℃～400℃的光热运行参数，显然是很难配合，投资方就不会选择这样的技术路线。其次，线聚焦技术要朝更高温的技术发展，与风电光伏打捆，以后也可能会跟火电机组捆绑，目前的超临界锅炉温度也在600℃，导热油槽式技术显然达不到。受能流分布不均匀与集热管外应力影响，就需要二次反光技术、槽式技术和集热管的技术有一个革命性的进步，目标是温度要达到500℃以上，来适应当前的商业模式。
解决方向。首先，需从多学科的角度去考虑，运用现代最新的科技发展的成果。其次，需多角度考虑，用熔盐储热的整体方案系统与槽式集热系统相结合，这样就可以做到了集热回路和发电回路完全解耦，对机组的灵活性就得到了改善，调度可以按照电力服务的需求来进行，同时也可以采用其他的热源辅助，保证汽轮机的稳定发电。
导向分析。一是投资方对槽式技术认识不如塔式技术清晰，槽式光热电站的运行情况等对外披露较少，宣传工作可能较少。二是目前两座投运的槽式电站均以导热油作为传热介质，导热油槽式集热和储热没有实现解耦，在电网调度调用机组的灵活性方面，不如这种采用熔盐作为集热、传热和储热介质的塔式电站，相对而言不利于调峰。
基于此，专家认为，“更需要探讨的是，在当前形势下强调太阳能热发电本身的可靠性是不够的，还需要强调它跟光伏和风电，以及汽轮机的参数匹配的特性。”
【焦点：没有补贴电价的新商业模式里，光热如何与光伏、风电配套？如何促进光热发电大型新能源基地中的建设和发展？】
专家表示，国外的光热价格能比较低并不是他们的技术有多大提高，而在于当地的风光资源条件、外送通道，土地资源以及政策比较好。另外，在国外太阳能热发电项目招标，一般来说业主不会锁定技术路线，他们最关注的是电价、单位度电成本。我们也可以从模式上争取一些利益，比如资产化交易，体现出光热在多能互补或者储能中的价值；在应用场景上，比如提供工农业供热应用、供暖等。
此外，业界也需在提高效率，降低故障率，与火电能结合，降低投资成本等方面努力，在协调投资收益的同时，保障电力稳定供应。
一、通过风光热储一体化，能带动光热产业的发展。目前多能互补一体化项目里，太阳能热发电按照当地燃煤的基准电价来上网，通过风电光伏的利润空间来弥补太阳能热发电亏损，这并不是一个理想的方式。这种方式适用于当前上网电价机制还没有完全市场化、改革到位的情况，还只是一个权宜之策。
二、从现在项目实施情况看，规划里组织单位对太阳能热发电项目的功能定位要求不是很清晰，但上网电价是固定的，同时很多地方对配比有了限制——太阳能热发电的装机容量和风电、光伏装机容量的比例限制，这样使得投资方在投资额限制下为了满足投资收益，大幅度消减了太阳能热发电的规模、集热系统的规模，这样将会导致太阳能热发电的年发电量很低，其最关键的调节功能随之下降。反过来，如果第一批示范项目因为投资额和投资收益率限制削减了集热规模，导致光热发电调节功能非常弱，那可能电网系统会对太阳能热发电的调节作用产生质疑，这方面要引起整个太阳能热发电同仁的高度重视。
三、后续多能互补项目的功能定位要和第一批光热储示范项目相比发生变化。第一批示范项目按照可用率调度，第二批及后续项目应主要是承担调峰调频启动、转动惯量和旋转备用。要提高认识才能更好决策。随着第一批多能互补一体化项目实施，无论是政府主管部门还是电网公司，对太阳能热发电的定位可能会提出更高的要求，这也是我们未来在网络电站系统配置优化方面需要考虑的问题。
四、后续的多能互补一体化项目应该根据功率曲线进行容量配比，然后竞价招标；由投标商来竞争形成的价格。这种电源上网电价形成机制，应该是国家电价改革的一个方向。同时，还可以考虑和目前各个地区的销售端的真实电价模式传导，采用不同时段上网的电价现供市场的供求关系。体现了市场的竞争，还原能源的商品属性。太阳能热发电这种集发电与储能为一体，同时具有非常好的调节性能的电源机组，通过这样的价格机制，可以在电力新型电力系统发挥其应有的作用。若有了这样的电价机制，也会促进电源侧承担调控的功能，同时也能在效益方面能够得到体现。
新征程吹响激越号角，新使命凝聚磅礴力量。研讨会的最后，雷东强博士总结表示：线聚焦太阳能热发电技术同样能在风光热储互补的新能源基地中发挥更大作用。希望线聚焦太阳能热发电的生产厂家和电站业主更多的宣传，让更多的投资单位了解线聚焦太阳能热发电技术，给予市场更多的信心；我们也希望通过这次研讨会启发更多的专家和科研人员能够提出一些好的创新思路，更好地发展线聚焦太阳能热发电技术，共同推动太阳能热发电和风光热储一体化项目开发建设。（作者：董清风 雷东强）
