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高海拔地區光熱電站開發的路徑選擇

發布者：本網記者Cyrstal Jason | 來源：CSPPLAZA光熱發電網 | 1評論 | 5899查看 | 2013-09-23 14:05:00

　　CSPPLAZA光熱發電網報道：高海拔往往意味著高寒和較大的晝夜溫差，高海拔地區的光熱電站的項目開發和運營也因之面臨更為嚴峻的考驗。而在中國，在太陽能輻照條件較好，適合開發光熱電站的廣袤的西北區域，高海拔又是這些地區的共性。

　　中國西北地區當然也有低海拔地區，但其整體環境遠不如高海拔地區。本網記者此前曾一路驅車從甘肅阿克塞縣城趕往金釩阿克塞項目地，兩地距離150公里左右，從海拔1600米左右到海拔3000米左右，明顯可以感覺到空氣逐漸清潔，天空逐漸高遠，可視范圍逐漸增加，太陽輻照逐漸增強。這主要是由于當地低海拔地區受西北沙塵天氣影響導致空氣質量下降，大大削弱了太陽輻照。

　　對中國的光熱電站開發商來說，在高海拔地區建設光熱電站成為不可選而不得不選之選擇。你無法找到一個類似于西班牙那樣擁有優越自然環境的選址，甚至于無法與中東北非等較為惡劣的沙漠地區的電站開發環境相比。

　　大唐鄂爾多斯項目、中廣核德令哈項目、華能西藏山南項目、金釩阿克塞項目等諸多項目的選址都在海拔3000米左右，這也成為項目設計時讓各設計方分外頭疼的問題。一方面要做好保溫，另一方面又不能因之增加過多成本。

　　高寒環境使得電站的保溫等維護成本陡增，中國首個光熱特許權招標項目在混亂的競爭下以超低價中標收場，待事后認真核算成本后才發現電價太低而難具收益保障。對在高海拔地區開發光熱項目的困難認識不足也是其中一大原因。

　　保溫主要指的是對電站工作介質的保溫。傳熱介質流通的管路越長，在高寒環境下對傳熱介質投入的保溫代價就越大。由此看來，塔式電站似乎比槽式電站更適宜在高海拔地區開發，因為同等裝機規模的光熱電站，塔式電站的管道長度要遠遠低于槽式電站。

　　美國可再生能源私募股權基金（SolarReserve的投資方之一）高級顧問傅可夫曾表示，“到目前為止，全球范圍都尚無一座槽式光熱電站在海拔超過2000米的地區建成。”這主要是由于槽式電站無論以導熱油還是熔鹽作為傳熱介質，在寒冷的夜晚，系統都很難做好保溫，即便可以做到，也需要通過輔助燃料如天然氣或電伴熱等方式實現，而這將耗費大量資本支出，大大削減光熱電站的投資收益。

　　傅可夫認為，在高寒環境下開發光熱電站，熔鹽塔式技術優勢明顯。一個100MW的槽式電站約需要長度超過上百公里的集熱管和管道，對這些管道的保溫難度很大，集熱管中的導熱油在夜間無法被抽出，整個光場就成為一個巨大的散熱場，雖然可以采用天然氣輔助，但耗能占比過高而難以保障經濟性；而一個100MW的熔鹽塔式電站僅需要600米長的管道，所有的管道都位于集熱塔等建筑結構內部，在夜間，管道里的熔鹽還可流回保溫能力極強的儲熱罐中，甚至于無需使用天然氣或其它輔助燃料來保溫。

　　目前常用的二元熔鹽的結晶點在230攝氏度左右。在高寒環境下如何維持這一溫度？SolarReserve公司首席技術官Bill Gould稱，對于塔式熔鹽電站，這一問題可以輕松應對。一個100MW的熔鹽塔式電站，從集熱塔底部到熱量接收器的熔鹽管道的長度在200碼（1碼=0.9144米）左右，從集熱塔底部到熔鹽罐的管道長度又在200碼左右，從熔鹽罐到蒸汽發生器的距離也約200碼，總長度約600碼，而且這600碼的管道都處于集熱塔內部或其它建筑體內，同時還進行了管道保溫處理，完全可以保證熔鹽處于高溫液化狀態。

　　開發了全球首個24小時運行的Gemasolar熔鹽塔式電站的Torresol能源公司的運維技術總監Santiago Arias表示，熔鹽塔式電站的集熱場無任何傳熱介質流動，熔鹽被限制于一個相對封閉的空間，有很強的熱慣性，更易控制，幾乎不可能出現結晶事故。總的來看，熔鹽塔式技術的一大優勢就是工質的散熱面積很小，外部環境的低溫基本不會對其造成太大影響。

　　Gould還稱，對于槽式電站，要克服這一問題要難的多，比如阿本戈正在開發的280MW的Solana光熱電站，其整體的管路長度約達250英里，這么長的管路暴露于外部環境下，在冬天的寒冷夜晚下，將造成大量的熱量損失。

　　但一些獨立性的行業專家也指出，槽式電站采用導熱油作為傳熱介質，在寒冷的環境下完全可以穩定運行，不會出現導熱油結晶的問題。

　　德國CSP Services（DLR的衍生公司）的Eckhart Lupfert博士曾擔任過多個槽式電站和塔式電站的設計顧問，他對槽式技術有20余年的研究歷史。他認為，目前來看，寒冷環境對槽式電站已經不是一個多大的問題。

　　他表示，防凍保溫是上述兩種光熱電站都必須考慮的問題。槽式電站的導熱油結晶點遠低于熔鹽的結晶點，雖然塔式電站的管道更集中，保溫做起來更為簡單，但其采用的熔鹽的結晶點過高。導熱油12攝氏度和熔鹽230攝氏度的結晶點相比，一個在戶外做保溫，一個在室內做保溫，其實際操作難度大體相當。在高海拔地區，晝夜溫差很大，臨近晚上，溫度下降很快，每個電站都需要一個具體的保溫方案，區別主要是耗能多少和成本多少的問題。

　　NREL高溫太陽能熱利用研究團隊的帶頭人Mark Mehos也認為，采用導熱油作傳熱介質應對寒冷的環境并不是一個太大的問題。目前的槽式集熱管的熱損很小，在夜間也可以輕松維持管內的油溫在結晶點以上。

　　國內也有業內人士認同此觀點，從夜間保溫的角度出發，利用現有的集熱管和配置防凝泵和輔助鍋爐等保溫方案完全可以保障管內的導熱油不會凝固，即便在中國西部的高海拔高寒環境下，整個電站也可維持正常運行，主要問題是如果夜間導熱油的保持溫度過低，即保溫措施做得不夠好，會造成第二天的電站啟動時間增加，造成運營成本增加。

　　但必須看到的是，銀行等金融機構考量一個項目是否可以給予融資的主要指標是項目的投資風險系數，沒有融資，項目就難以啟動，在此前提下討論的一切都將歸于空談。當前，槽式技術在全球范圍內有多項實踐證明案例，對中國光熱發電項目開發來說，在項目融資方面可能更易說服銀行。因此，即便在中國西部的高寒環境下開發槽式電站將面臨更多的保溫成本投入，槽式技術依然最可能成為國內光熱發電項目開發的突破口。塔式熔鹽技術雖然在理論上擁有更適宜高寒環境的開發優勢，但整體的塔式技術成熟度難以與槽式相比，即便某一開發商堅信自身的能力，但想要說服銀行，邁出第一步還是要面臨更大的困難。

　　整體來看，不論增加多少保溫成本，業主衡量一個光熱電站的投資收益最終都要折算到度電成本上來。目前在中國的特殊自然環境下，還沒有實際數據可以核算建設一個同樣發電能力的槽式和塔式熔鹽電站的度電成本。最終的整體度電成本將決定哪種技術更適合在中國開發，而不能單從保溫成本這一點來考量。　

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