并已实际参与多个光热项目开发及投资的企业。由首航节能投资并由首航光热公司 EPC 总承包的敦煌 10MW 熔盐塔式项目已完成所有前期工作,即将正式开工。该项目的建成, 将成为亚洲首座、全世界第三座具备夜间连续发电能力的商业化塔式电站, 结合首航光热公司的技术和成本优势,将极大地有助于全面启动国内的光热发电市场。 2014 年7月1 日, 中国广核集团德令哈 5 万千瓦光热发电示范项目正式动工,成为我国首个正式开工建设的大型商业化光热发电项目, 该项目位于青海省德令哈市太阳能发电基地内,规划分两期建设 10 万千瓦槽式光热发电项目。本期新建 1座5 万千瓦槽式太阳能热发电站, 采用高温槽式导热油聚光集热技术, 配套建设 7 小时熔融盐储能装置, 年发电量约为 2.25 亿千瓦时。目前项目前期工作全部完成,具备全面开工建设条件,预计 2016 年10 月建成投产。四、熔融盐储能系统经济性分析 4.1 熔盐材料成本熔盐的成本是决定熔盐能否作为蓄热材料的先决条件, 若材料成本比较高, 用在太阳能热发电就不现实。同时, 温度对系统操作成本也有很大影响, 操作温度高, 高温熔盐蓄热率高,系统发电效率也高,长期来说,就可以降低操作成本。表 4 列出的是当太阳能发电系统温度从 100 ℃到 200 ℃变化时,各种高温蓄热材料蓄热成本受温度的影响。从表 4 可以看出, Solar Salt 有最低的材料成本和蓄热成本,但它的熔点也最高,实际运用中需有熔点保护措施。 Hitec XI 材料成本比较高,但在单位蓄热成本方面比 Therminol VP—l 低,当温度升高 200 ℃时,仅为 Therminol VP—l的 70 %。虽然 Hitec 的熔点比 Hitec XL 高,但是它比 Hitec XL 有更低的价格优势。总体比较,熔融盐材料在经济性上是很有优势的。表4 几种常见蓄热材料成本
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