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发布日期:2020/4/9



    按照德国政府与该国煤炭开采州和几家主要公用事业公司今年初所达成的协议,最迟在2038年完成关闭德国燃煤电厂的计划。


    同时德国政府表示,燃煤电厂的运营商将因其电厂的提前关闭而获得补偿。为此,德国政府共划拨了43.5亿欧元(48.5亿美元)用于补偿煤电站的关闭。


    事实上,虽然以美国为代表的多个国家政府出于财政或政治原因已将日益增长的气候变化担忧置之不理,并开始重新支持燃煤发电。但是,全球燃煤电厂正加快退役的趋势并未改变。


    那么,淘汰关闭是否是化石燃料的唯一选择呢?目前来看,储热型光热发电技术或许可以使这些燃煤发电设施“延年益寿”。


     ISCoal方案:助力燃煤电站实现清洁化改造


    目前,全球领先的光热发电技术供应商西班牙Abengoa公司和德国工程咨询公司SolEngCo等相关光热企业正在密切关注储热型光热发电技术在落后燃煤电厂改造中的应用潜力和市场机遇。


     据相关专家介绍,光热发电和熔盐储热技术可以帮助燃煤电站在不被淘汰关闭的情况下完成清洁化改造,但前提是要在电价方面获得一些支持。


     对于现有的燃煤电厂来说,通过集成光热发电+熔盐储热系统(TES)可以为他们提供一种减少煤炭用量、并保持供应可调度电能能力的新思路。


     因为后端发电原理与燃煤电厂接近,所以光热发电系统可以共享燃煤电厂的基础设施,从而帮助运营商减少碳排放。


     采用光热发电技术改造的燃煤电站也被业界成为ISCoal(Integrated solar coal,即太阳能燃煤集成)项目,这种集成项目可以帮助燃煤发电机组达到排放标准并降低燃料成本。


     Abengoa太阳能技术主管Miguel Mendez Trigo(简称Mendez)告诉媒体,ISCoal项目有助于延长燃煤设施的使用寿命。


     Mendez表示,通过将设计与市场需求相匹配,熔盐储存技术“可以给化石燃料发电厂带来新的活力,否则,这些发电厂肯定会被拆除。”


    两种不同应用场景的运营模式


     根据市场需求不同,从运行模式来看,ISCoal可以分为两种,一种是运营商在使用具有成本竞争力的光伏或风能时,使用储热型光热发电系统进行储存能量,并在晚上的用电高峰期或夜间利用所储能量进行供电。


     Mendez表示,这种思路使发电站整体更加灵活,可以将发电能力与实际的能源需求更加匹配,进而降低电站运营成本。


     Mendez补充道,另一种模式则适用于那些直接辐照值(DNI)较低的市场,在这些地区更具经济效益的设计思路是使用来自电网的电力来为TES(储热系统)提供能量。


     他说:“从工程角度来说,用电热转化实现储热可能没有那么理想,但它能够为市场需求提供最双赢的解决方案。”


     Abengoa方面认为,这种解决方案在任何依赖煤炭的电力市场都可能具有吸引力。


     德国可能是此类项目的一个可行市场,因为该国长期以来燃煤电站作为能源主要供应来源的电力体系正面临气候变化等问题所带来的巨大压力。


     德国工程咨询公司SolEngCo(该公司已与一些公共事业公司制定了ISCoal发展规划)董事总经理乔治布拉克曼George Brakmann介绍:“我们已经联系了所有的德国燃煤电厂运营商,并告知他们ISCoal改造思路的好处。”


    已建成的典型案例


     事实上,早在2010年 Abengoa就已经在美国科罗拉多州的Xcel电站建成了世界上第一座ISCoal电站厂。


     该项目与两个49MW燃煤机组的其中一个进行配套,由科罗拉多州创新清洁技术计划资助,投资了450万美元,建设了一个8列150米的抛物线槽式集热系统。


     经过几个月的运行,该系统保持了基本负荷的调度能力,在提高电厂整体效率的同时也大大减少了碳排放。


     2019年7月,印度国家电力公司(NTPC)在其位于北方邦(Uttar Pradesh state)的达德里发电厂(Dadri power generation complex)配套建设了全球首个商业ISCoal项目。


     该项目共耗资6.9亿卢比(1020万美元),采用菲涅尔式技术路线,总采光面积达33000㎡。该项目每年可生产14GWth的太阳热能,这些热能被输入一个210兆瓦的朗肯循环系统进行混合发电。


     美国国家可再生能源实验室(NREL)在其2019年发布的一份报告中表示,该设施有助于加快汽轮机启动,而占地相对较小的菲涅尔技术也更匹配当地对于土地的限制。


    澳大利亚——ISCoal电厂改造的另一蓝海市场


    除了德国,澳大利亚也是相关光热企业正在聚焦的重要市场。


     据悉,Abengoa目前正与其他利益相关方合作,以便为现阶段仍对国内煤炭开采和建设燃煤电站大力支持的澳大利亚提供一条ISCoal电厂改造的长期发展之路。


     据了解,目前澳大利亚75%的电力供应来自煤电厂,但许多发电厂正在不断老化。同时,间歇性的风能和光伏发电能力将在未来几年大幅上升。


    近年来,由于空调耗电量激增和电力供应短缺,经常夏季停电的南澳大利亚州等地区迫切需要新的电力容量。


     Mendez表示,Abengoa的目标是展示ISCoal项目可以帮助燃煤发电机组在可再生能源产能大幅增长的同时依旧保持竞争力。


图:2019年澳大利亚不同发电形式的电力装机统计(按燃料来源划分)


     George Brakmann 在接受海外媒体采访时则表示,采用ISCoal调整思路可以让澳大利亚更加温和的实现完全脱碳的最终目标,并有助于保护该国以煤炭为中心的现有电力系统,其主要社会效益是可以维持现有燃煤电站所在地的工作岗位和投资。


     经济性仍是制约大规模推广存在的主要瓶颈


     尽管ISCoal系统概念已经得到了验证,但截至目前采用该技术所开发的商业化项目却少之又少。

    虽然已建成了上述印度和美国项目案例,但另一个为位于智利北部320兆瓦的Mejillones电厂的150兆瓦燃煤机组中集成5兆瓦菲涅尔系统的ISCoal项目则已被暂时搁置。


    此外,到目前为止,还没有配置储热系统(TES)的ISCoal商业化项目部署案例。


     虽然配置储热系统(TES)可以大大增加电站的发电能力,但因此增加的成本目前来看要明显大于效益。


    来自国际能源机构(IEA)洁净煤中心的Stephen Mills在2017年发布的一份报告中表示,因为光热系统和燃煤电厂可以共享常规岛(也称发电岛)部分,因此如果将光热发电系统集成至现有的燃煤电厂时,意味着储热系统(TES)的投资相比单一配套光热发电系统要更大。


     George Brakmann警告,光热发电与熔盐储存成本的不断下降可以提升此类项目经济效益,但需要获得监管部门的支持。


     George Brakmann补充说明:“对于燃煤电厂的投资者或运营商来说,这种改造在经济性方面并不可行。”他进一步指出,如果政府针对这种改造项目制定奖励性法规可能将使推进类似项目成为可能,比如政府可以为可再生能源储能容量提供付款担保来进行激励。


    如何解决此瓶颈问题?George Brakmann表示:“这是ISCoal与储热系统(TES)集成项目推进的一块短板,目前只能通过政府手段来解决。我们的目标是与所有利益相关者密切合作,并为此类政治立法进行游说。”



来源:CSPPLAZA光热发电平台

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