一、光热电站政策支持
1、 国家能源局关于印发太阳能发电发展“十二五”规划的通知（国能新能[2012]194号）——推动光热进入实质性发展阶段；
2、 科技部关于印发太阳能发电科技发展“十二五”专项规划的通知（国科发计〔2012〕198号）——推动光热技术研究工作；
3、 国家能源局关于公布创建新能源示范城市（产业园区）名单（第一批）的通知（能新能〔2014〕14号——推动光热建筑一体化；
4、 国家能源局综合司关于做好太阳能发展“十三五”规划编制工作的通知（国能综新能[2014]991号）——进行了多项关于光热的课题研究；
5、 国家能源局关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知国能新能〔2015〕355号——开展示范项目的投标工作；
6、 国家能源局关于建设太阳能热发电示范项目的通知[2016]223号——示范项目共20个，总计装机容量134.9万千瓦，分别分布在青海省、甘肃省、河北省、内蒙古自治区、新疆自治区；
7、 国家发展改革委出台《关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》发改价格[2016]1881号——1.15元/kWh；
二、资源及选址
资源情况
我国目前光热发电太阳能资源分布及等级分类见图1及表1所示
采用卫星数据误差较大，实际工作中，应在站址位置设实测站进行观测和数据订正。优先选择光资源优良的地区开展前期工作。
资源角度进行场址选择
在我国太阳能热发电的起步阶段，宜选择太阳能资源条件较好的区域建设示范项目，有利于降低发电成本。我国主要可利用的光热资源储量见表2所示：
影响发电量的重要指标-DNI
DNI是光热电站项目经济可行性研究的重要基础数据，对于任何一个光热电站，开发商要对自己和投资方负责，都必须在项目预选地安装测光站，进行至少一年以上的实际辐照数据搜集。依靠美国NASA的公开数据和我国各地气象站提供的数据资料并不足以指导光热电站的项目选址。DNI的计算方法及流程见图3所示。
三、光热电站工程要点
三、槽式光热电站
1、发电原理介绍
利用反射镜，将太阳的直接辐射能聚集在吸热器上，加热吸热器中的吸热介质，将光能转化成热能；再利用吸热介质的热能通过蒸汽发生系统产生过热蒸汽；利用过热蒸汽通过汽轮发电机组实现热能到机械能再到电能的转换，见图4所示。
2、发电量及全厂发电年平均效率的计算：
太阳能热发电发电量与太阳能资源数据、集热场特性数据、储热系统数据、发电岛有关数据等因素密切相关，通过仿真模拟计算出逐时发电量，从而得到全年发电量，用以评估太阳能热发电项目的技术经济性。
根据以上数据，计算全厂发电年平均效率如下：
η=Q/（DNI×A×n）
其中：η 全厂总效率（%）；
Q 年发电量（kwh/a）；
DNI 年法向直接辐射量（kwh/m2.a）；
A 单回路集热器开口面积（m2）；
N 集热场回路数量；
3、影响发电量计算主要参数：
表3 影响发电量主要因素表
设备选型
1、槽式抛物面聚光器
（1）集热系统配置根据当地光照资源条件、场地条件，汽轮机出力、热储能时间及各系统效率确定。
（2）槽式聚光器集热器是由真空集热管、抛物反射镜、支架和跟踪控制装置构成，实现最大地吸收太阳直接辐射能。
（3）集热器要具有一定反射面积。
（4）集热器定向要适合当地太阳运行轨迹。
（5）集热器是槽式电厂中的最关键的核心设备。
2、真空集热管
（1）内管涂覆有选择性吸收涂层后的钢管用经镀膜的硼酸玻璃管封装后抽真空。
（2）通过波纹管吸收二者间的膨胀差。
（3）真空集热管（HCE）是集热器的一个关键部件。
3、反光镜
（1）由超白玻璃、反射层、缓冲层、保护层等构成。
（2）要具有高精度、高反射率、高耐久性的性能。
（3）铜膜，具有很好的防腐蚀性能。
（4）反射镜要具有抵抗外力冲击能力。
4、吸热传热介质（导热油）
其特性主要有：工作温度高；热稳定性强；传热性佳；热传递损失小；低蒸汽压；低凝固点；材料相容性好；经济性好。
表6吸热传热介质（导热油）技术参数参考表
5、蒸汽发生装置
（1）蒸汽发生系统主要由预热器、蒸汽发生器、过热器和再热器组成。
（2）单套系统具有管系简单、设备占地小、阀门少、运行调节简单等特点。
（3）而两套系统具有低负荷调节性能强的特点，但整体占地较大。
表7蒸汽发生装置参数参考表
6、储热方式
太阳能储热主要有三种形式:A.显热储热B.潜热储热C.化学反应储热。
储热材料应满足以下要求：
储热密度大；稳定性好；无毒、无腐蚀、不易燃易爆，且价格低廉；导热系数大，能量可以及时地储存或取出；不同状态间转化时，材料体积变化要小；合适的使用温度。
7、汽轮发电机组容量和型式
合理选择机组容量：
（1）单机容量的增大，有利于降低工程单位造价，但需要技术成熟度作为支撑，同时，还要考虑储热系统的容量和机组的整体经济性。
（2）对于槽式电站，集热场规模增大，传热介质的流动距离更长，阻力也将更大，会使厂用电消耗增加。
（3）机组容量应综合技术成熟度、储热系统容量和机组的整体经济性进行多方案比选后确定。
汽轮机型式的主要特点有：启动迅速、频繁启停、高效可靠，应具有快速响应进汽参数变化及低负荷连续运行的能力。其型式有：高温高压或中温高压、一次中间再热、双缸、双轴、双转速（高压缸转速6000rpm，低压缸转速3000rpm）、凝汽式汽轮机。额定功率背压：在缺水地区，采用空冷机组。为提高机组全年运行的经济性，建议按照额定背压（冷却介质全年平均计算温度对应的背压）作为汽轮机额定功率背压。
与常规火电机组的不同点是：
（1）发电机布置在高压缸与低压缸之间，高压缸通过变速箱与发电机连接。高低压缸可单独运行也可以联合运行；
（2）采用再热设计可显著提高汽轮发电机组效率，最高效率可达40%以上；
（3）可长时间低负荷运行（20%负荷），冷态启动时间仅需1～2 小时（0%～100%负荷），温态启动时间仅需20～30 分钟（0%～100%负荷）。
8、主变压器选择
（1）主变压器容量应按照发电机的额定容量扣除本机组的厂用负荷后，留有10%的裕度。
（2）主变压器额定电压根据发电机出口电压，以及并网电压选择。
（3）主变主要技术参数注意事项请见表8（数据为参考值）。
表8主变主要技术参数表
9、导体选型
导体及设备选择遵照《导体和电器选择设计技术规定》DL/T5222-2005，并考虑以下特殊条件。
（1） 项目所在区域室内外环境温度。
（2） 当地的污秽等级。
（3） 敷设方式。
（4）直埋式要考虑土壤腐蚀度和地下水位。
（5） 地震裂度，地震加速度值等。
（6） 导体及电气设备均根据海拔高度选择，并做修正。
土建工程
光热电站选址应根据国家可再生能源中长期发展规划、地区自然条件、太阳能资源、交通运输、接入系统、地区经济发展规划、其它设施等因素全面考虑，综合规划。选址过程中应考虑以下因素：①不宜占用耕地。②光照时间长，提高发电量。③地势高差小，减少土石方工程量（场地平整度要求严格）。④应避开严重污染区、地质灾害易发区、气候灾害严重区、影响人类居住或受人类活动影响区。⑤水资源相对丰富（100MW-17.6万吨）。
总平面布置原则：
1、满足各场地和设施功能要求，为生产过程创造有利条件。
2、符合当地规划要求。
3、充分利用占地，紧凑布置总平面。节省投资，加快本期建设的进度。
4、尽量缩短运输距离和管线长度。
5、利用风向减少相互干扰，改善环境。
6、满足各种防护距离的要求。
表9太阳能热发电站选址一般性条件
建筑物主要类型有汽机房、化学水处理站、换热站、综合水泵房、补给水泵房、生活污水处理站、办公楼、HTF 泵房、启动与防凝锅炉房、空冷配电间、原水预处理。
建筑物布置原则：厂区内建筑物的布置在结合厂区的总体规划、满足生产工艺要求及方便管理的前提下，尽可能创造较好的工作环境。除办公楼用于人员生活外，其他建筑均用于生产，故最好都采用单层结构。建筑材料尽量就地取材，节约成本。
在查明场区地质条件的情况下，需对场区内构筑物进行结构设计。主要包括：
1、集热区：槽式集热阵列基础及结构设计。
2、储热区：事故油坑、HTF溢流罐、HTF膨胀箱、HTF泵房、熔盐储热罐、导热油熔盐换热器和熔盐熔化炉（熔盐初始融化系统）等基础及结构设计。
3、发电区：空冷平台、换热站、架构和设备支架等。
安装工程
1、场地平整：对场区平整度要求较高，土方量较大，应结合地形，合理布局，在满足要求的前提下做到减少土方工程量，降低造价。
2、防洪防涝：场区占地面积较大，大雨天容易积水形成冲涮和洪涝，应做好排水措施。
3、施工难度：高海拔，温度低，要考虑工程防冻及冬季施工要求。
4、水资源：高海拔地区，水资源不足，需要提前做好相关准备，若条件允许，尽量使用地表水资源及处理后的污水。
5、占地面积：占地面积与太阳直接辐射强度、机组容量、聚光集热方式和储热系统容量等均有关系，故申请用地面积前，一定要根据收集到的基础数据进行计算分析确定。
6、安装：安装精度会影响聚光镜跟踪的命中率和精准度，从而影响发电量，需要严格控制。
占地面积包括：
a、集热场安装施工区（安装车间和仓库）
b、换热安装施工区
c、汽机机力塔安装施工区（汽机施工区和机力塔施工区）
d、其它安装区（电气施工区、设备堆放区、修配铆焊区、机械站区）
e、土建施工区（钢筋加工、混凝土搅拌站、木工模板区）
f、辅助生产及施工管理区（施工管理区和仓库）、宿舍及其它生活设施占地等。
g、100MW工程占地面积约4.50hm2，其中施工区用地3.7hm2，施工生活区占地0.8hm2
四、光热电站经济性分析
投资
1、测算基本条件
以槽式光热项目为例，其各类投资投产比例见图9所示
图9槽式光热项目静态投资投产比例图
表10主辅生产工程投资构成与占比分析（槽式）
经济性分析
1、基本收益情况
（1）测算条件
槽式100MW光热项目，储能7小时，运行25年，建设期2年，投资按前述测算投资。电价按1.15元/kW(示范项目电价),年发电量暂按3000h;
年耗水量15×104t，水价3元/t，发电场用电率10%，发电标准气耗0.015Nm3/kWh，气价2元/Nm3，外购电量2700MWh，工业电价0.75元/kWh;材料费8元/MWh；其他费用12元/MWh;
资本金20%，80%的银行贷款，长期贷款利率4.90%;
（2）收益情况
表11测算投资收益汇总表
（3）敏感性分析
表12测算敏感性分析表
从图10中可以看出，收益对电价最为敏感，其次是投资，再次是利率。
2、投资变化的影响
表13主要成本构成表
各设备随着降价幅度的不同，都收益的影响也不同，但随着技术进步和创新，设备价格的持续下降，在现有电价条件下，光热电站是可以实现8-10%的收益率。
表14主要设备成本变化对应收益及相当的电价变化表
3、发电量变化的影响
发电量增长和降低的变化趋势有所不同，下降时都收益影响会大一些。发电量每变化100h，资本金内部收益率约调整1.2%，相当于电价调整0.042元/kWh。详见表13
表15发电量变化对收益和相当的电价变化表
４、预期电价的调整趋势
在2020年电价降到0.75元/kWh，下降幅度为34.78%；
成本下降到15000元/kW左右，下降幅度约为40%。
2020年电价0.75元/kWh，仍以发电量3000h,厂用电率10%，2700h进行测算，以资本金税后IRR8%对投资进行测算：
投资下降37%，财务内部收益率可达到8%，下降41%资本金税后IRR可达到10%。具体见表所示
表16电价变化后的收益变化分析
我国常规能源储采比远低于世界平均水平，目前已成为世界第一大能源消费国、原煤进口国、电力装机国，原油和天然气对外依存度高达60%和30%，中国大范围持续雾霾等大气污染已成为“心肺大患”。
光热的发展未来并非一条阳光坦途，从技术研发、方案设计、设备制造、到系统集成、运营维护，需要整个行业，全产业链齐心协力共同努力，十三五是光热发展的关键时期！（作者：高赟、赵娜 计鹏新能源）
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