东方证券：解剖光热发电结构和运行机制，寻找影响发电效率和成本的核心因素.pdf-solarbe文库

资源描述：

有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。电力设备及新能源行业行业研究 | 深度报告 ⚫ 2023 年 4 月 7 日，国家能源局发布国家能源局综合司关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知，争取在“十四五”期间全国光热发电每年新增开工规模达到 300 万千瓦左右。政策出台助力行业发展，光热规模化发展有望提速。此前我们撰写了新视角下，光热电站的价值发现报告，梳理了光热发电的潜在价值。本文，我们以熔盐塔式为例，从运行机理入手，详细拆解光热发电系统架构。 ⚫ 塔式光热电站聚光、吸热、储热、换热发电系统联合运行保证电站持续稳定发电。 1）聚光系统控制系统根据太阳光情况计算并控制定日镜的倾斜角度，保证每一束光都能精准打在吸热器上。 2）当吸热系统开始工作时低温熔盐储罐中的低温熔盐泵将 290℃的熔盐打到吸热塔顶部的吸热器，依次流经各吸热管，吸收热量升温，最终流出吸热器，经管道流入高温熔盐储罐。电站会根据光照情况，通过调整低温熔盐泵流速来控制熔盐在吸热器的时间，保证熔盐从吸热器出来时温度达到 565℃。 3）熔盐罐一方面通过低温熔盐泵连接吸热器，实现热量的收集，另一方面通过高温熔盐泵与换热系统相连，实现高温熔盐的放热。 4）在光热电站中，蒸汽换热发电系统的运行及维护与常规火电厂相似，通过高温熔盐与水工质之间的热交换，产生过热蒸汽以驱动汽轮机做功，发电机将机械能转化为电能。 ⚫ 基于能量守恒，光热电站运行时各系统之间的运行功率、时长和能量流转存在定量关系。以装机容量 100MW，储热时长 10h 的光热电站为例，计算各系统容量配置如下 1）储热容量 2222MWh，熔盐 1.9 万吨，熔盐罐体积为 10278m3，吸热器功率 533MW，吸热器容量为 2667MWh，镜场聚光功率为 1333MW，镜场面积 139 万平方米； 2）此时电站太阳倍数为 2.4，容量因子为 45，年发电量为 3.96亿 kWh。 ⚫ 储热时长、镜场面积、光伏弃电利用及光 -电转换效率等是电站设计的主要参数，对电站的整体性能和发电成本有重要影响。 1）当储热时长上升时，电站发电量、投资成本均会提升，度电成本会先降后升，存在一个最优值。储热时长的确定取决于没有太阳时段的满发时数和电力价格的经济性，目前主要集中在 812h。 2）镜场面积在一定范围内增大可以增加集热量和发电量，但会受到投资和储热容量的限制，使得发电量增加的趋势逐渐变缓直至为 0，度电成本呈先下降后上升趋势。在 10h储热时长时，熔盐塔式电站最优太阳倍数大多处于 2.53 区间。 3）光热电站与光伏风电形成多能互补，能量来源多了一个途径，因此镜场面积和吸热器功率下降，投资成本降低，度电成本下降。 4）当光 -电转换效率上升时，电站的发电量会提高，度电成本下降；或者同等发电功率和时长下，投资成本下降，度电成本下降。投资建议随着 2021 年各地光热发电政策陆续发布，尤其今年国家能源局发文明确了光热发电的重要地位以来，国内光热发电项目的热度不断提升，项目的招标和建设进度逐步加快。 2021 年以来，我国公布了 48 个光热发电项目，披露规模共计 5535MW，其中 24 个项目已开工（共计 2695MW）， 5 个项目已定标（共计 440MW）。光热发电行业发展提速，产业链众多企业有望受益。建议关注首航高科 002665，未评级、西子洁能 002534，未评级、安彩高科 600207，未评级、振江股份 603507，未评级、上海电气 601727，未评级、东方电气 600875，未评级、耀皮玻璃 600819，未评级、三维化学 002469，未评级、东华科技 002140，未评级、凯盛新能 600876，未评级、锡装股份 001332，未评级。风险提示多种储能路线的发展具有不确定性；光热行业政策不及预期；光热项目推进不及预期；光热发电项目统计存在遗漏风险；光热电站实际参数和理论计算值有存在差异的风险。投资建议与投资标的核心观点国家 /地区中国行业电力设备及新能源行业报告发布日期 2023年 05月 23日卢日鑫 021-63325888*6118 lurixinorientsec.com.cn 执业证书编号 S0860515100003 顾高臣 021-63325888*6119 gugaochenorientsec.com.cn 执业证书编号 S0860520080004 施静 021-63325888*3206 shijing1orientsec.com.cn 执业证书编号 S0860520090002 香港证监会牌照 BMO306 梁杏红 liangxinghongorientsec.com.cn 严东 yandongorientsec.com.cn 新视角下，光热电站的价值发现光热发电专题报告 1 2023-04-12 解剖光热发电结构和运行机制，寻找影响发电效率和成本的核心因素光热发电专题报告 2 看好（维持）电力设备及新能源行业深度报告解剖光热发电结构和运行机制，寻找影响发电效率和成本的核心因素有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。 2 目录塔式光热电站基础架构详解 4 聚光系统跟踪太阳，聚光成点 . 4 集热系统收集热量，加热熔盐 . 6 储热系统实现热能储存，是灵活调控发电的基础 7 换热发电系统热能 → 机械能 → 电能 . 8 光热电站设计思路和能量流计算 . 10 光热发电各系统之间的定量关系 . 10 电站设计思路及案例解读 . 11 变量汇总寻找影响发电量和发电成本的关键因素 14 为什么储热时长常见 10h配置 14 最优镜场面积怎么确定 . 15 光 -电转换效率如何提高 18 投资建议 19 风险提示 20 电力设备及新能源行业深度报告解剖光热发电结构和运行机制，寻找影响发电效率和成本的核心因素有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。 3 图表目录图 1塔式光热电站示意图 . 4 图 2 定日镜结构示意图 5 图 3 定日镜传动系统工作示意图 5 图 4 定日镜跟踪系统工作原理 6 图 5光热电站吸热塔结构 . 6 图 6 吸热器工作时熔盐流动回路图 . 7 图 7 青海中控德令哈 50MW 光热电站熔盐储热系统及熔盐罐细节图 . 7 图 8换热、发电环节能量流动情况 . 8 图 9换热系统中熔盐与蒸汽的能量交换过程 8 图 10光热电站发电系统构造汽轮机发电机 9 图 11 光热电站能量流动过程 10 图 12熔盐塔式光热电站设计思路 11 图 13上网电价与太阳辐照量的关系 . 15 图 14 储热时间与度电成本之间的关系 . 15 图 15容量因子随太阳倍数与储热时长的变化关系 . 16 图 16 度电成本随太阳倍数与储热时长的变化关系 . 16 图 17 带有电加热装置的光伏 -光热互补系统示意图 17 图 18光热电站能量损失图 . 18 表 1电站系统参数假设 12 表 2电站关键指标计算结果 . 13 表 3电站各系统优化配置考虑因素 . 14 表 4电站配置变化对电站性能的影响 . 14 表 5 50ＭＷ塔式电站在不同太阳倍数下的参数 16 表 6单独光热电站项目与光伏光热电站项目的镜场面积对比 . 17 表 7工程角度建议的熔盐塔式技术优化项 18 表 8 2021 年以来光热电站建设情况（截至 2023 年 5 月 14 日） . 19 电力设备及新能源行业深度报告解剖光热发电结构和运行机制，寻找影响发电效率和成本的核心因素有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。 4 2023年 4月 7 日，国家能源局发布国家能源局综合司关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知，提出应结合沙漠、戈壁、荒漠地区新能源基地建设，尽快落地一批光热发电项目，争取在 “十四五 ”期间全国光热发电每年新增开工规模达到 300 万千瓦左右。同时提出应充分发挥光热发电在新能源占比逐步提高的新型电力系统中的作用，助力实现碳达峰碳中和目标。政策出台助力行业发展，光热规模化发展有望提速。此前我们撰写了新视角下，光热电站的价值发现报告，梳理了光热发电的潜在价值。本文，我们以熔盐塔式为例，从运行机理入手，详细拆解光热发电系统架构。塔式光热电站基础架构详解光热发电（ Concentrated Solar Power，简称 “CSP”）是一种太阳能聚光热发电技术，其主要由聚光系统、吸热系统、储换热系统、发电系统四个模块构成。聚光系统跟踪太阳的运行轨迹将太阳辐射能反射至吸热塔顶的吸热器上，实现太阳能的聚集；吸热系统表面吸收太阳能能量，加热其内部的吸热介质，将太阳能高效转换为热能；储换热系统将加热后的熔盐进行储存，在需要发电时熔盐与水进行热交换，以产生高温高压的蒸汽；发电系统利用过热蒸汽推动汽轮发电机组发电。图 1 塔式光热电站示意图数据来源塔式熔盐太阳能光热发电技术许利华等，东方证券研究所聚光系统跟踪太阳，聚光成点聚光系统是光热发电的前端子系统，为整个电站提供“燃料”。塔式太阳能聚光系统通过成千上万台定日镜组成的阵列在跟踪控制装置的驱动下跟踪太阳的运动，将太阳光反射聚集至吸热器。定日镜在结构上由聚光镜面、反射镜支架、基座、传动装置以及控制柜等部分组成。电力设备及新能源行业深度报告解剖光热发电结构和运行机制，寻找影响发电效率和成本的核心因素有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。 5 图 2 定日镜结构示意图数据来源塔式太阳能热发电系统的多级反射式聚光镜场的研究胡叶广，东方证券研究所聚光系统工作时，太阳光会经定日镜反射后汇聚到吸热器上，只有对定日镜的精准定位才能有效地发电，跟踪技术的优劣主要取决于传动系统和控制系统的质量。传动系统安装在立柱的顶部，主要由直流电机、双回转减速器、定日镜传动箱构成，具备水平和俯仰旋转功能，从而实现双轴跟踪。图 3 定日镜传动系统工作示意图数据来源库伯勒官网，大型定日镜驱动系统高精度双电机消隙控制系统研究白国博，东方证券研究所镜场控制系统根据太阳光情况计算并控制定日镜的倾斜角度，不间断“追日”，保证每一束光都能打在吸热器上并被高质量吸收。具体运行原理是 1）首先根据天文学公式计算出太阳位置，在知道太阳位置与定日镜位置后，便可得到太阳入射光线的方向； 2）根据定日镜与吸热器的位置可得到太阳反射光线的方向； 3）根据光的反射原理可解得定日镜镜面法线的目标角度。此时定日镜传动系统便会带动定日镜镜面旋转，通过水平旋转及仰俯旋转后，定日镜镜面法向会与计算得出的法线目标角度一致。聚光比是衡量镜场聚光性能的重要指标，是聚集到吸热器孔径平面的平均辐射功率密度与进入聚光系统的太阳法向辐射功率密度的比值，塔式光热发电系统的聚光比在 3001000 之间。电力设备及新能源行业深度报告解剖光热发电结构和运行机制，寻找影响发电效率和成本的核心因素有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。 6 图 4 定日镜跟踪系统工作原理数据来源中国能建，东方证券研究所集热系统收集热量，加热熔盐吸热系统中的介质接收到高聚光比的光束照射，温度升高，并传导给吸热介质，以此完成了热量的汇集，在泵的驱动下，高温吸热介质流动到储热罐保存。光热电站吸热和储热介质主要是熔盐，由 60NaNO3 和 40KNO3 组成。熔盐熔点为 210°C230°C，接近熔点会凝固阻塞管道，当温度超过 600°C 时，熔盐腐蚀性较大，会造成设备和管道等的减薄甚至破裂等，因此熔盐的工作温度区间一般为 290℃ 565℃ 。吸热器由吸热管并排组成。考虑到吸收效率、传热速度、耐高温、耐强腐蚀等特性，吸热管选用镍基合金，外表面涂有太阳能选择性吸收涂层，可吸收 95的入射太阳辐射。熔盐的熔点较高，吸热器的上下部分必须设置耐火及保温材料，防止吸热塔结构受损。在太阳落山后，主要依靠电伴热使吸热器及管路保持高温以避免熔盐凝固。 Solar Two 试验电站为外圆柱面形管壁式吸热器，采用熔盐中间回路，吸热器管壁上共布置了 24 块管板，每块管板有 32 根吸热管。图 5 光热电站吸热塔结构数据来源首航节能敦煌 100MW 熔盐塔式光热电站建设与运行报告，塔式太阳能热发电聚光集热系统优化与涂层老化试验研究周志伟，东方证券研究所当电站开始工作时，低温熔盐储罐中的低温熔盐泵将罐中 290℃ 的熔盐打到吸热塔的吸热器，依次流经各吸热管，吸收热量升温，最终流出吸热器，经管道流入高温熔盐储罐。电站会根据光照电力设备及新能源行业深度报告解剖光热发电结构和运行机制，寻找影响发电效率和成本的核心因素有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。 7 情况，通过调整低温熔盐泵流速，来控制熔盐在吸热器的时间，保证吸热器出口的熔盐温度达到 565℃ 。图 6 吸热器工作时熔盐流动回路图数据来源塔式太阳能吸热器的光 -热 -力耦合模拟及能流匹配特性研究贾朋森，东方证券研究所储热系统实现热能储存，是灵活调控发电的基础储热系统由高、低温 2 个储热罐， 1 个疏盐罐、熔盐泵、储热介质、电伴热和保温层等构成。熔盐罐用来储存高低温熔盐，其工作环境比较恶劣，需从抗氯离子、热疲劳性、防腐及绝热等方面综合考虑，热熔盐储罐一般选择低碳奥氏体不锈钢，低温熔盐储罐选择碳钢。罐体底部、顶部以及侧壁外表面均包裹保温层，同时配置了电加热器，在停运阶段对熔盐进行加热，保证熔盐罐内熔盐处于液相，目前的技术水平可使得熔盐罐热损失低于 0.5。图 7 青海中控德令哈 50MW 光热电站熔盐储热系统及熔盐罐细节图数据来源可胜技术官网，东方证券研究所光热电站熔盐罐一般配置 3 台低温熔盐泵 2 开 1 备用、 2 台高温熔盐泵 1 开 1 备用和辅助功能用泵。高温、低温熔盐泵的作用皆为抽出熔盐并运送。熔盐泵液下长轴放置于储热罐顶部，通过电机带动长轴工作。熔盐罐一方面通过低温熔盐泵连接吸热器，实现热量的收集，另一方面通过高温熔盐泵与换热系统相连，实现高温熔盐与蒸汽的换热。电力设备及新能源行业深度报告解剖光热发电结构和运行机制，寻找影响发电效率和成本的核心因素有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。 8 熔盐储罐、熔盐换热器、熔盐泵及管道的合理设计是决定熔盐储换热系统性能的关键。当储热系统工作时低温熔盐储罐中的熔盐经低温熔盐泵打入吸热器，吸热升温后经导管流入高温熔盐储罐，以此储热过程完成；高温熔盐罐中的熔盐经高温熔盐泵打入蒸汽发生系统，与水发生换热，温度下降，经管道流向低温熔盐罐，以此放热过程完成。换热发电系统热能→机械能→电能在光热电站中，换热发电系统实现热能向电能的转换，其运行及维护与常规火电厂相似。换热系统由蒸汽发生装置构成，包括预热器、蒸发器、过热器和再热器四个关键部件，通过高温熔盐与水工质之间的热交换，产生过热蒸汽以驱动汽轮机做功。随后发电机将汽轮机所做机械功转化为电能。图 8 换热、发电环节能量流动情况数据来源国际能源网，东方证券研究所换热系统工作过程 1）高温熔盐泵将高温熔盐储罐的熔盐抽出，分成两部分，一部分流经过热器，为饱和水变成水蒸气提供热源（在过热器中，熔盐温度从 550℃ 降至 430℃ 450℃ ，蒸汽从 340℃ 上升至 540℃ ，形成过热蒸汽）；另一部分进入再热器将部分排出汽轮机的低温蒸汽再次加热，提供给汽轮机二次利用（在再热器中，熔盐温度由 550℃ 降至 440℃ ，被加热的再热蒸汽温度从 300℃ 上升至 540℃ ）。 2）从过热器和再热器出来的 400℃ 熔盐汇合到一起，并依次流经蒸发器和预热器。熔盐从预热器出来时，温度下降到 300℃ 左右，经管道流回低温熔盐储罐，从而完成整个换热过程。 3）给水泵加压后的给水首先通过预热器，在预热器里与蒸发器流出的熔盐换热后成为饱和水。之后进入蒸发器后进一步吸热，变为水蒸气。图 9 换热系统中熔盐与蒸汽的能量交换过程电力设备及新能源行业深度报告解剖光热发电结构和运行机制，寻找影响发电效率和成本的核心因素有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。 9 数据来源光热电站储热系统熔盐量设计优化及工程应用孙云昊，东方证券研究所光热电站发电系统主要由汽轮机、发电机及辅助设备构成。发电系统利用蒸汽驱动汽轮发电机组发电 1）蒸汽发生器出来的主蒸汽进入高压缸做功，排汽进入蒸汽发生器的再热器与熔盐进行换热后，再进入低压缸进行做功。 2）低压缸的排汽进入冷凝器中凝结成水后，经过凝结水泵升压后进入高低压加热器，加热后再进入蒸汽发生器，在这期间除氧器会除去给水中的氧气和其他不凝结气体。 3）同时，汽轮机做功时其转子会发生旋转，汽轮机转子将转矩传递到发电机的转子带动发电机一起旋转，此时发电机内部的线圈会受到磁场的影响，从而产生电流进行发电。图 10 光热电站发电系统构造汽轮机发电机数据来源利刃观察眼，东方证券研究所电力设备及新能源行业深度报告解剖光热发电结构和运行机制，寻找影响发电效率和成本的核心因素有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。 10 光热电站设计思路和能量流计算光热发电各系统之间的定量关系光热发电系统遵循能量守恒，基于光热发电运行机理分析，各系统运行功率和时长之间存在定量的关系。 1）在聚光系统中，总辐照功率 Ptsolar 为太阳表面单位面积上所发射的总辐射能，其中部分能量不能被镜场利用，从而产生弃光功率 Ptcurt。聚光系统能量守恒公式可表示为镜场聚光功率 𝑃𝑡1 总辐照量功率 𝑃𝑡𝑠𝑜𝑙𝑎𝑟 −弃光功率 𝑃𝑡𝑐𝑢𝑟𝑡 2）从集热系统的能量来源看，镜场聚光功率 Pt1（ t1）经过光 -热转换形成吸热功率 Pt2（ t1），光 -热转换效率 ηSF为 4043左右。聚光、吸热系统能量守恒公式可表示为吸热功率 𝑃𝑡2 镜场聚光功率 𝑃𝑡1 光 −热转换效率 𝜂𝑆𝐹 吸热器吸热量吸热功率 𝑃𝑡2 镜场聚光时长 𝑡1 关于集热系统能量去向，在白天镜场工作时时，一部分以储热功率 Pt3（ t2）进行储热，另一部分直接以放热功率 Pt4（ t3）进行即时发电。此时吸热热系统能量守恒公式又可表示为吸热功率 𝑃𝑡2 镜场聚光时长 𝑡1 直接放热功率 𝑃𝑡4 即时发电时长 𝑡3 储热功率 𝑃𝑡3 储存热量时长 𝑡2 3）在储热系统中，在白天镜场工作时，以储热功率 Pt3 吸收热能（ t2），在镜场不工作时以功率 Pt5进行放热（ t4）。储热系统在运行时会产生部分热量损失 Pt loss，在实际运行中，可忽略不计。储热容量储热系统储热功率 𝑃𝑡3 储热时长 𝑡2 储热系统放热功率 𝑃𝑡5 放热时长 𝑡4 4）在发电系统中，发电性能 P6（ t5）是由直接放热功率 Pt4（ t3）和储热系统放热功率 Pt5（ t4）决定的。此时发电系统能量守恒公式可表示为发电量 𝑄 发电功率 𝑃6 电站工作时长 𝑡5 直接放热功率 𝑃𝑡4 即时发电时长 𝑡3 储热系统放热功率 𝑃𝑡5 放热时长 𝑡4热 −电转换效率 𝜂𝑃𝐵 其中热 -电转换效率 ηPB为 4045左右。图 11 光热电站能量流动过程数据来源太阳能热发电站设计王志锋，东方证券研究所电力设备及新能源行业深度报告解剖光热发电结构和运行机制，寻找影响发电效率和成本的核心因素有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。 11 容量因子是衡量光热电站发电性能的指标之一，其定义是规定时间段内实际输出的电量与满负荷条件下输出电量的比值，时间段一般为年。我国 8 座已投运的光热示范电站的设计发电小时数为 29204280 小时，设计容量因子处于 33.348.9。电站设计思路及案例解读光热电站设计时需要根据业主方的需求，综合各系统之间的配置关系来确定各项参数。只要给出设计点 DNI、装机容量、储热时长及电站全功率工作时长需求，就能确定各环节参数。就能 1）根据装机容量及储热时长可推算出储热系统配置需求，即所需熔盐吨数、储热罐体积； 2）根据装机容量及电站全功率工作时长，可推算出透平机所需热量，进而推算出吸热器的吸热量，得到吸热器的吸热功率需求； 3）根据吸热器的吸热能量又可计算出镜场聚光能量，进而得出镜场聚光功率以及所需配置的镜场面积。图 12 熔盐塔式光热电站设计思路数据来源太阳能热发电站设计王志锋，东方证券研究所设计点太阳法向直射辐照度（设计点 DNI）是当地某年、某日、某时刻以及对应的气象条件的 DNI。设计点 DNI 是光热电站设计的首要参数，可根据其确定聚光场面积、吸热器功率、储热容量、发电机组额定容量、电站年发电量和各个设备的效率等关键参数，因此设计点 DNI 的时间选择尤为重要。当设计点 DNI 选值偏小时，吸热器额定功率偏小，当太阳直射光照强度大于此设计点 DNI 时，出现弃光需要控制关闭部分定日镜，而避免吸热器的超温运行；当设计点 DNI 选值偏大时，吸热器额定功率偏大，全年大部分时间吸热器实际功率低于额定功率，两种情况下电站经济性均没有达到最优。我国光热项目的设计点 DNI 大多处于 700W/m2～ 950W/m2区间。电力设备及新能源行业深度报告解剖光热发电结构和运行机制，寻找影响发电效率和成本的核心因素有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。 12 我们以装机容量（ P6） 100MW、储热时长 10h的熔盐塔式光热电站为例，计算电站各系统容量配置。关键假设如下 1）假设其所处地点 DNI 值 950W/m2，年运行天数 330 天； 2）假设镜场工作时长为 5h/天； 3）假设电站光 -热转换效率 40，热 -电转换效率 45； 4）假设电站全功率发电时长为 12h/天。表 1电站系统参数假设参数数值装机容量（ P6） 100MW 电站全功率发电时长（ t5） 12h 镜场全功率工作时长（ t1） 5h 储热时长（ h） 10h 年工作天数 330天设计点 DNI值 950W/m2 光 -热转换效率 40 热 -电转换效率 45 数据来源塔式太阳能光热发电站设计关键技术许继刚，塔式太阳能热发电站设计点 DNI优化研究李博等，太阳能热发电站设计王志锋，东方证券研究所基于电站设计思路，熔盐量、镜场面积等关键参数的计算结果如下 1）储热容量储热罐所储存的能量能够满足发电机全功率全等效时长运行，因此，储热容量 𝐸𝑛 额定发电功率 𝑃𝑡6 100MW÷热 −电转换效率 𝜂𝑃𝐵 45储热时长 ℎ 10h 2222MWh 2）储热熔盐用量和储热罐体积单位熔盐储热量由熔盐工作时的温差决定。熔盐在吸热器吸收热量，温度达到 565℃ ，进入高温熔盐储罐，放热时，与水进行热交换，温度降为 290℃ ，温差 275℃ ，则单位熔盐储热能力为单位吨熔盐储热量 𝐸𝑡 熔盐温差 565℃−290℃比热容（ 1.53𝐽/𝑔 ·𝐾） 420.75J/g 0.1109𝑀𝑊h/吨此处不考虑为保证系统正常运行而留在熔盐罐、管道中熔盐量，仅考虑为满足储热时长所需的熔盐量为熔盐吨数 𝑡 储热容量 𝐸𝑛2222MWh÷单位吨熔盐储热量 𝐸𝑡（ 0.1109𝑀𝑊h/吨） 19014 吨仅考虑为满足储热时长所需的熔盐的体积为熔盐罐体积 𝑉 熔盐吨数 𝑡（ 19014 吨） ÷液态熔盐密度 𝜌（ 1850kg/m3） 10278𝑚3 3）吸热器功率吸热器接收镜场光照吸收能量，电站运行所需的热量都从此来，因此吸热器容量为吸热器容量 𝐸𝑑 额定发电功率 𝑃𝑡6 100MW电站全功率工作时长 𝑡5 12h ÷热 −电转换效率 𝜂𝑃𝐵 45 2667𝑀𝑊ℎ 电力设备及新能源行业深度报告解剖光热发电结构和运行机制，寻找影响发电效率和成本的核心因素有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。 13 吸热器功率 𝑃𝑡2 吸热器容量 𝐸𝑑2667MWh÷镜场全功率聚光时长 𝑡15h 533𝑀𝑊 4）镜场面积镜面接收太阳辐射并反射汇聚至吸热器，满足吸热功率 533MW 需要的镜场用量为镜场聚光功率 𝑃𝑡1 吸热器功率 𝑃𝑡2 533MW÷光 −热转换效率 𝜂𝑃𝐵40 1333𝑀𝑊 镜场面积 A 镜场聚光功率 𝑃𝑡11333𝑀𝑊÷设计点 𝐷𝑁𝐼0.95kW/m2 139 万平方米 5）太阳倍数吸热器功率（ Pt2）与透平机功率的比值，反应了集热系统容量与发电系统容量之间的差别太阳倍数吸热器功率（ 𝑃𝑡2） ÷透平机功率吸热器功率（ 𝑃𝑡2） ÷（电站额定发电功率 𝑃6100𝑀𝑊 ÷热 −电转换效率 𝜂𝑃𝐵 45） 533÷（ 100÷45） 2.4 6）年发电量电站额定发电功率（ P6）与电站全功率工作时长（ t5）的乘积，再乘以工作天数 330 天，为全年发电量 3.96 亿 kWh；年发电量电站额定发电功率 𝑃𝑡6100𝑀𝑊电站全功率工作时长 𝑡312h 10012330÷100000 3.96 亿 kWh 7）发电小时数和容量因子此时对应的该电站年发电小时数（全功率）是 3960 小时，平均日发电小时数（全功率）是 10.8 小时，电站容量因子为 45 平均日发电小时数全功率电站全功率工作时长 𝑡312h工作天数 330 天 ÷365 天 12330÷365 10.8 小时容量因子平均日发电小时数（全功率） ÷24 小时 10.8÷24 45 综上，通过上述对案例电站的定量计算可知，装机容量（ P6） 100MW，储热时长 10h，镜场全功率聚光时长 5h的电站，需配置的核心设备参数如下 1）储热容量为 2222MWh，熔盐 19014吨，熔盐罐体积为 10278m3，吸热器功率为 533MW，吸热器容量为 2667MWh，镜场聚光功率为 1333MW，镜场面积 139万平方米； 2）此时电站太阳倍数为 2.4，容量因子为 45，年发电量为 3.96亿 kWh。表 2电站关键指标计算结果参数具体数值额定发电功率 100MW 储热容量 2222MWh 熔盐吨数（仅包括满足储热时长的最低用量） 19014吨熔盐罐体积 10278m3 吸热器功率 533MW 吸热器容量 2667MWh 镜场聚光功率 1333MW 镜场面积 139万平方米太阳倍数 2.4 容量因子 45 年发电量 3.96亿 kWh 数据来源东方证券研究所测算电力设备及新能源行业深度报告解剖光热发电结构和运行机制，寻找影响发电效率和成本的核心因素有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。 14 变量汇总寻找影响发电量和发电成本的关键因素聚光集热系统、储换热系统与发电系统之间的匹配度，是决定光热电站性能表现的前提。光热电站设计时需要综合考虑多个因素，以实现各个系统的最优化匹配，提升各系统效率并降低投资成本。表 3 电站各系统优化配置考虑因素考虑因素优化目标镜场规模与镜场布置综合考虑士地利用率与镜场效率吸热塔高度综合考虑投资与镜场效率吸热器热功率综合考虑投资、效率、光资源利用率储热时长与储热容量综合考虑调峰能力、风光弃电、系统投资换热功率换热面积、换热器设计单列、双列装机规模与运行模式兼顾发电系统效率与储能调峰能力数据来源可胜技术，东方证券研究所储热时长、镜场面积（太阳倍数）、光伏弃电利用及光 -电转换效率等是电站设计的主要参数，对电站的整体性能和发电成本有重要影响。 1）当储热时长上升时，电站发电量、投资成本均会提升，度电成本会先下降后上升，存在一个最优值。储热时长的确定取决于没有太阳时段的满发时数和电力价格的经济性，目前配置主要集中在 812h。 2）太阳倍数在一定范围内增大可以增加集热量和发电量，但会受到投资和储热容量的限制，使得发电量增加的趋势逐渐变缓直至为 0，度电成本呈先下降后上升趋势。在 10h 储热时长时，熔盐塔式电站最优太阳倍数大多处于 2.53 区间。 3）光热电站与光伏风电形成多能互补，能量来源多了一个途径，因此镜场面积和吸热器功率下降，投资成本降低，度电成本下降。 4）当前通过技术、运维等多种途径，系统效率有 6.815.2的提升空间。当光 -电转换效率上升时，电站的发电量会提高，度电成本下降；或者同等发电功率和时长下，投资成本下降，度电成本下降。表 4电站配置变化对电站性能的影响变量电站发电量投资成本度电成本储热时长 ↑ ↑ 存在最优值镜场面积 ↑ ↑ 存在最优值光伏弃电利用 ↑ ↓ ↓ 光 -电转换效率 ↑ 不变 ↓ 数据来源塔式太阳能热发电太阳倍数及储热时长优化研究罗彦，东方证券研究所为什么储热时长常见 10h 配置电力设备及新能源行业深度报告解剖光热发电结构和运行机制，寻找影响发电效率和成本的核心因素有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。 15 新能源固定电价机制已成为历史，参与电力现货交易已成必然趋势。储热时长的确定取决于没有太阳时段的满发时数和电力价格的经济性，可通过两个步骤确定步骤一根据上网电力价格和太阳落山的时间差初步确定储热时间。根据太阳能热发电站设计实例，该地太阳落山后高电价的时段有 6h 左右，因此可初步设定储热时间为 6h。图 13 上网电价与太阳辐照量的关系数据来源太阳能热发电站设计王志峰等，东方证券研究所步骤二计算不同储热时间对发电成本的影响。储热时间越长，光热电站的初投资成本越大，因此储热时长会影响到发电成本的变化。以 50MW 槽式光热电站为例，电站 LCOE 值随储热时长的增大呈先减小后增大的趋势，存在最低 LCOE 值。当储热时长为 10h，该电站的 LCOE 值最低可达 1.24 元 /kWh。图 14 储热时间与度电成本之间的关系数据来源中国太阳能热发电产业政策研究报告，东方证券研究所通过以上两步，基本确定该地光热电站的储热时长宜配置在 610h 之间。当前从披露配储时长的 15 个大型在建光热电站来看，其配置的储热时长也主要分布在 812h。最优镜场面积怎么确定国家能源局发布国家能源局综合司关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知指出原则上每 100MW 电站的镜场面积不应少于 80 万平方米。镜场是电站的能量来源，投资成本占到系统整体的 50左右，对系统的稳定性及经济性有着重要影响。 1.57 1.38 1.32 1.27 1.24 1.27 1.29 1.2