华宇英雄怎么注册风力发电和光伏发电具有“极热无风”、“晚峰无光”等特点和“大装机、小电量”特征，随着“双碳”目标的推进，高比例、间歇性和波动性的风电与光伏在电力系统中的比重不断增加，在满足电力系统电量需求的同时，也带来较大的调峰压力。

　　一些大规模开发利用新能源的地区不具备抽水蓄能、气电等灵活电源的建设条件，同时由于生态保护等原因难以新增煤电装机，缺少为新能源提供调峰能力的解决方案。光热电站建设成本较高， 作为普通电源建设经济性不足，但作为调峰电源出力灵活可调、可长时储能的优势将能够通过市场化的方式为项目赢得更多收益。近年来中东、北非等太阳能资源丰富的地区开始将光热发电作为持续利用可再生能源发电的解决方案，利用光热在夜间发电并在白天为光伏调峰，有很好的市场前景。

　　根据国家能源局 2021 年 5 月发布的《关于 2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》，对于保障性并网范围以外仍有意愿并网的项目，可通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件后，由电网企业予以并网。并网条件主要包括配套新增的抽水蓄能、储热型光热发电、火电调峰、 新型储能、可调节负荷等灵活调节能力。国家发展改革委 2021 年 6 月 7 日发布的《关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》中提出： 鼓励各地出台针对性扶持政策，支持光伏发电、陆上风电、海上风电、光热发电等新能源产业持续健康发展。国务院《2030 年前碳达峰行动方案》明确：积极发展太阳能光热发电，推动建立光热发电与光伏发电、风电互补调节的风光热综合可再生能源发电基地。加快建设新型电力系统。

　　2019 年，清华大学能源互联网研究院在《高比例可再生能源电力系统中光热发电的价值发现》一文指出：灵活可控的特点使得光热发电并网既具有可再生能源效益又具有灵活性效益。发挥运行灵活性特性，可以实现光热与风电光伏及其他能源打捆的平滑效益， 提升区内消纳和打捆外送中的可再生能源消纳水平。高比例可再生能源并网下，太阳能热发电的电力支撑效益显著，有望成为部分地区主要的调节电源重要选项之一；可以起到利用可再生能源消纳可再生能源作用。

　　根据我国 2018 年并网的 3 座商业化太阳能热发电示范项目的运行结果，太阳能热发电机组调峰深度最大可达 80%；爬坡速度快，升降负荷速率可达每分钟 3% ～ 6% 额定功率，冷态启动时间 1 小时左右、 热态启动时间约 25 分钟，可 100% 参与电力平衡，可部分替代化石类常规发电机组。电力规划设计总院以目前新疆电网为例进行过模拟计算，假定建设 100 万千瓦 ~500 万千瓦不同规模的太阳能热发电机组，可减少弃风弃光电量 10.2%~37.6%。

　　太阳能热发电也具有承担基础负荷的能力，且已被验证。西班牙有 18 个太阳能热发电站不间断运 行达 3 周，其中带 15 小时储能、装机容量 2 万千瓦的 Gemasolar 电站实现连续 36 天全天候运行。在我国， 装机容量 5 万千瓦的中广核德令哈太阳能热发电站连续运行 32 天（2021 年最新数据为 107 天），青海中控德令哈光热电站连续运行 12 天（292.7 小时），首航高科敦煌 10 万千瓦光热电站连续运行 9 天（216 小时）。 清华大学能源互联网研究院研究结果显示，如果安装 22GW 光伏和 7GW 风电，青海电网在丰水期可连续 3 日全清洁能源供电（包括省内负荷以及特高压外送河南）；如在此基础上配置 4GW 太阳能热发电，青海省在丰水期可高达创世界纪录的连续 30 日全清洁能源供电。

　　储能安全性是大容量储能的一个重要方面，带有二元硝酸盐的储热是一种安全性较高的储热方式。 目前，国内单机容量最大的首航高科塔式光热电站储电已达 1.7GWh；全球达到了 1000GWh。自 1982 年 4 月美国 SOLAR ONE 以来，全球 669 万千瓦的太阳能热发电装机还未发生过类似锂电爆炸等安全性事故，是一种高安全性的储能方式。

　　太阳能热发电的熔融盐储能系统，既可通过太阳能集热系统给其充热、储热，也可通过电加热系统将网上的峰值电力转化为热能存储发电。这样的使用方式非常有利于电力系统的电力平衡，也能很好地参与电力市场交易。

　　2021 年 9 月 23 日，吉林省白城市人民政府发布“吉西基地鲁固直流白城 140 万千瓦外送项目入选推荐企业评优结果公示”，风电 800MW、光伏 400MW、光热 200MW。其中太阳能热发电系统熔融盐储罐中带有可接纳可再生能源电力的电加热系统，太阳能热发电系统对电网形成双向连接，达到灵活调节可再生能源电力的目的。2021年9月28日，海南基地青豫直流二期340万千瓦外送项目、 海西基地青豫直流二期 190 万千瓦外送项目也进行了中标候选人公示。其中，光伏项目规模 3.5GW，风电项目规模 1.5GW，光热发电项目规模 300MW。

　　2006年，科技部国家高技术研究发展计划（863 计划） 先进能源技术领域启动了“太阳能热发电技术及系统示范”重点项目。通过中国科学院电工研究所牵头的 11 家单位协同攻关，历时 6 年的不懈努力，2012 年 8 月 9 日，我国自行设计、研发并建成的亚洲首座兆瓦级塔式太阳能热发电实验电站成功发电。项目实现了核心装备、协调控制、系统集成等多项技术突破，全面掌握了高精度聚光器、聚光场、直接过热型吸热器、储热和发电单元及系统设计技术，以及总体、光场、机务、仪控和电气设计技术，取得了以光热场耦合直接产生过热蒸汽工艺为代表的一批自主创新成果，建立起太阳能热发电技术的研发体系和标准规范体系，编制了太阳能热发电首部国家标准， 并实现了 100% 的设备国产化率，为我国太阳能热发电技术的发展奠定了坚实的基础。

　　2013 年 7 月，国家高技术研究发展计划支持的青海中控德令哈塔式太阳能热发电站一期 10MW 项目（东西两塔各 5MW）示范工程并入青海电网发电。项目研制了单台反射面积为 2 平方米的智能定日镜，开发了定日镜高精度智能跟踪技术和大规模镜场控制系统；实现了规模化定日镜集群的整体聚光和集热； 研究了不同地理、气候环境下，塔式太阳能热发电能量动态建模和优化设计；设计了基于水工质的高能流密度的吸热器、蒸汽缓冲、发电的能量回路和装备，实现了规模化光热技术路线 月初，国家发改委核定其上网电价（含税）为每千瓦时 1.2 元，这也是太阳能热发电项目首次 获得国家批复的上网电价。

　　2016 年 8 月 20 日，中控太阳能德令哈 10MW 光热电站将水 / 蒸汽传热介质改为熔盐后成功并网发电， 8 月 21 日实现满负荷发电，充分展示了我国具有自主知识产权的塔式光热系统集成技术水平，以及适应高寒高海拔环境的核心装备研制能力。项目培育了包括可胜技术、杭锅，杭汽等在内的又一批骨干企业。

　　我国首座 MW 级太阳能热发电站完成试验发电后的第 3 年，国家能源局启动了太阳能热发电示范项目建设申报工作。2016 年国家发改委和国家能源局分别发布了太阳能热发电标杆上网电价政策（每千瓦时 1.15 元）及第一批太阳能热发电示范项目名单。截至 2021 年底，我国太阳能热发电累计装机容量 538MW（含 MW 级以上规模的发电系统）。 在国家能源局批复的首批 20 个太阳能热发电示范项目中，截至 2021 年底共有 7 个项目并网发电。

　　截至 2021 年 6 月，美国共有约 52600MW 的公用事业规模太阳能发电装机；其中约 3.3% 来自太阳能热发电。2021 年，全球新增太阳能热发电装机容量 110MW，为智利太阳能光热光伏混合项目中的太阳能热发电站，装机容量 110MW/ 储热时长 17.5 小时。我国 2021 年没有太阳能热发电项目并网。

　　2021 年 7 月 ~9 月，于 1986 年 ~1989 年期间投运的 SEGS 3~ 8 号槽式电站退役，总净容量 230MW。SEGS 太阳能光热电站是世界上运行时间最长的太阳能热发电系统，包括 9 座不同容量的槽式电站，总净容量 354MW。分别建于 1984 年和 1985 年的 SEGS 1 号和 2 号槽式电站于 2015 年退役，运行寿命超过 30 年。

　　太阳能热发电是将太阳能转换为热能，通过热功转换过程发电的系统。我国太阳能热发电产业链的主要特点是以易于获得、安全且丰富的原材料为出发点和起点，如钢铁、 水泥、超白玻璃、高温吸热及传储热材料（导热油、熔融盐）、保温材料等，带动了自主知识产权的产业链核心装备的发展，如反射镜、定日镜、塔式吸热器、槽式聚光器、槽式吸热管、高精度传动箱、支架、 就地控制器、储热装置 / 系统、滑压汽轮机等。在国家第一批光热发电示范项目中，设备、材料国产化 率超过 90%，技术及装备的可靠性和先进性在电站投运后得到有效验证。

　　2021 年，我国从事太阳能热发电相关产业链产品 和服务的企事业单位数量近 550 家；其中，太阳能热发电行业特有的聚光、吸热、传储热系统相关从业 企业数量约 320 家，约占目前太阳能热发电行业相关企业总数的 60%，以聚光领域从业企业数量最多， 约 170 家。我国已经建立了数条太阳能热发电专用的部件和装备生产线，具备了支撑太阳能热发电大规模发展的供 应能力，年供货量可满足 2~3GW 太阳能热发电项目装机。

　　太阳能热发电是技术和资金双密集型行业，产业链长，涉及学科多，系统复杂；项目的投资受装机容量规模、储热时间影响较大。

　　国际上槽式太阳能光热电站平均运维成本约合人民币 0.15~0.211 元 /kWh，塔式光热电站约合人民币 0.211~0.282 元 /kWh。

　　太阳能热发电站集成：摸索太阳能热发电站运行工艺，建立太阳能热发电站设计和运行规范。通过改进，优化系 统的安全性和可靠性，提升系统效率，得出运行操作规范、系统设计规范和事故处理大纲，总结出一批行业和国家标准。

　　高温集热储热换热：储热是太阳能热发电连续性的一个重要因素。储热问题涉及到材料和热学的耦合，需要对低成本储热材料和系统，具有固有安全性的熔融盐吸热储热系统设计方法等进行研究。

　　聚光器：聚光器成本约占整个光热电站投资的 50%。我国太阳能热发电聚光器的技术指标与国外相比差别不大，单位面积重量等经济指标与国外相比也相差无几。未来应侧重减少溢出损失，提高聚光比等聚光方式探索，以及目前槽式聚光器和塔式定日镜的可靠性改进。

　　吸热器：吸热器种类较多，目前常用的槽式吸热器和塔式吸热器。碟式以及菲涅尔聚光器目前应用较少。吸热器的安全性是吸热器最重要的指标，吸热器每天在高温、非均匀和非稳定热流边界条件 下工作，需具备一定的抗疲劳寿命。需要对吸热器的用材以及运行相关的力学和传热特性进行探索，研制固有安全性和长寿命的太阳能吸热器，效率和工作温度均比目前提高。

　　太阳能部件生产线专用设备：太阳能关键部件生产线技术在我国发展缓慢。我国目前在玻璃镜、 吸热管、聚光器、专用透平等生产线方面的研究成果还不足以支撑大规模工业化的需要。需要在规模化实践中完善产品的质量控制技术和工艺，建立聚光，吸热和传热部件的生产线和生产工艺。

　　核心材料、装备和系统性能检测平台：开发或研制大型高能流密度测量系统、聚光器聚光精度测量和评价、核心材料和装备可靠性和热性能测试仪器和方法、关键系统性能检测平台等。

　　技术规范和标准：建立太阳能热发电核心材料、装备和系统性能评价的规范和标准。通过对新型聚光形式、聚光系统优化设计、适应于不同形式热发电技术、不同工质类型和运行温度的吸热器技术、 储热材料与储热系统、高效热电转化技术等领域持续地研发和关注，推动我国太阳能热发电技术向高参 数—高效率—低成本—基础负荷方向发展。

　　超临界二氧化碳太阳能热发电技术：提高吸热器工质温度到 800℃，研究提高颗粒与二氧化碳换热器换热系数的方法，采用超临界二氧化碳做发电工质，高效发电。