中国光热电站开发应考虑到这几个问题

这不是科幻电影，这是在建的玉门鑫能50MW二次反射熔盐塔式电站的建设场景(下图)，当天，沙尘暴侵袭了该项目地。

这只是在中国西部建设光热发电项目的一个缩影，囿于特殊的自然气候环境，在中国开发光热电站面临着更为严峻的挑战。

除此之外，加之不同的辐照资源、不同的基础设施条件，中国的光热电站开发要确保成功，需要更适宜中国环境的解决方案。

DNI相较海外光热市场偏低

从最基本的光资源角度看，根据国外文献资料，定义DNI值在1800kWh/m²/yr以上的地区适宜建设太阳能热发电站，1600kWh/m²/yr~1800kWh/m²/yr的地区可以建设太阳能热发电站。

据CSPPLAZA《从DNI角度看二批光热示范项目可能集中在哪些区域?》一文，中国目前正在开展示范项目开发的大部分地区的DNI值在1800kWh/m²/yr左右，相比传统的西班牙和美国市场、以及南非及中东等多拥有2000kWh/m²/yr以上DNI值的国际新兴光热市场都较为逊色。

在DNI并不占优的条件下，要实现同等发电量，往往意味着更高的投资额，更高的发电成本。

低温、大风与沙尘等恶劣气候

多风沙、扬尘、冬季气温极低，昼夜温差较大……，中国光热电站开发的特殊气候特点对电站建设和运维提出了更高要求。

比如，风载荷对聚光器的设计和运行有重要影响，大风将直接影响系统效率和发电成本。沙尘除了影响太阳光的传输外还将直接影响聚光器表面的清洁度，直接导致聚光集热效率的降低。

同时，对塔式电站的吸热器管束的吸热涂层产生磨损，降低吸热效率，缩短涂层的寿命周期。

而环境温度过低对聚光器的电子器件性能也有重要影响，大气压力对系统中的电子器件可靠性提出了更高要求，如在高原地区，过低的气压将直接影响施工和运行人员的工作效率，对空冷机组的冷却效率也有一定影响。

在项目前期可研中，应充分论证上述因素对系统光照强度衰减及镜面反射率降低的影响。在装备选择上，则要充分考虑风沙、低温对部分关键设备尤其是常年露天运行的一些装备和零部件的耐久性影响。

与海外光热电站多建于低纬度地区不同，中国西北地区纬度相对更高，冬季气温低至零下二三十度。以首批示范项目为例，投运时间与电价联动，在寒冷的气候环境下抢工期几乎成为所有项目方的必然选择。

即便存在气候上的不利因素，2017年仍有多个项目在冬季持续施工。冬施则必须有一定的冬施措施，详见《光热发电项目寒冬下坚持施工务必注意这些问题》。

水资源决定须采用空冷方案

按照2015年国家能源局发布的《太阳能热发电示范项目技术规范(试行)》要求，缺水地区汽轮机组冷却方式应采用空冷方式，其他有条件地区可采用湿冷方式。对于水资源普遍比较缺乏的中国西北地区来说，大部分范项目只能采用空冷。

据美国能源部发布的研究数据，采用水冷技术，汽轮机的用水量一般为2.27~3.02立方米/MWh。采用空冷技术时，用水量大幅降低至约0.299立方米/MWh，但同时也将导致投资成本的上升以及发电量的减少，投资成本的上升比例约7~9%，发电量的减少约5%。

电力消纳送出体系尚不健全

国家能源局在2016年下发的《关于建设太阳能热发电示范项目的通知》要求，有关电网企业要配合做好示范项目配套电网建设规划，按照示范项目的计划建设进度，及时开展配套电网送出工程建设，并提前研究各示范项目投产后的并网运行方案，确保示范项目发电量全额消纳。

但现实情况是，排除可能的限电因素影响，中国西北地区就地消纳和送出能力目前相对有限，这导致不少项目不得不自建送出线路。

利好的一面是，新能源的消纳问题正在得到更高层面的解决。例如正在打造国家级新型综合能源基地的新疆哈密正在积极推进当地“疆电外送”特高压通道的建设，其计划打造世界第一条、中国唯一条全速新能源通道，这将利于当地光热等新能源电力外送。