我国太阳能热发电技术路线探讨

冯志武

(阳泉煤业化工集团，山西 太原 030000)

1 太阳能热发电系统

进入21世纪以来，随着人口数量和经济总量的增加，能源需求总量将持续增长，据研究，石油和天然气将在21世纪中叶趋于枯竭，化石能源存在污染严重、不可再生的缺点，发展清洁、可再生能源替代化石资源，势在必行。太阳能储量丰富，是一种环保清洁的可再生能源，具有资源丰富、分布广泛、安全、清洁等优点。另据估算，地球表面每年接收的太阳辐射量高达5.4×1024J，相当于1.8×1014t标准煤。若将其中的0.1%按效率5%转换为电能，则每年的发电量可达5 600 TWh，相当于目前全世界能耗的40倍。因此，利用太阳能进行发电对今后的能源发展有着十分重要的意义[1]。

目前已发展的太阳能热发电系统，也称聚光太阳能系统，主要有四种应用形式：槽式系统、塔式系统、碟式系统、线性菲涅尔系统。目前，槽式太阳能热发电系统的技术相对最成熟，整体投资最少，经济效益最好。槽形抛物面太阳能发电站的功率为10 MW～100 MW，是目前所有太阳能热发电站中功率最大的[2]。

1.1 槽式太阳能发电系统[3-5]

槽式太阳能热发电系统全称为槽式抛物面反射镜太阳能热发电系统，是将多个槽型抛物面聚光集热器经过串、并联的排列，加热工质，产生高温蒸汽，驱动汽轮机发电机组发电，见图1。

槽式电站的优点：

1) 结构简单、 成本较低；

图1 槽式太阳能热发电系统原理图

2) 可通过多个聚光-吸热装置的串、并联组合，构成较大容量的光热发电系统；

3) 技术成熟，采用导热油，运行温度最高可达400 ℃。

槽式电站的缺点：

1) 热传输管道特别长，热量损失比较大，高海拔地区气候比较寒冷，100 MW的槽式电站需要超过100 km长的集热管，这些集热管长期暴露于寒冷的环境中，无法保温，集热管里的导热油在晚上无法抽出，这时就变成了巨大的散热场。目前，全球所有在运行的槽式电站没有一个位于海拔超过2 000 m的地区；

2) 长距离传输管道采用的集热管如是真空管，在运行过程中的维修和维护成本比较高；

3) 使用导热油作为传热介质，限制了运行温度，最高可达400 ℃，只能产生中等品质的蒸汽，使用熔盐作为传热介质时使用温度可达550 ℃，但在输送距离较长情况下，光照不足，熔盐就可能出现堵管现象。

1.2 塔式太阳能发电系统

塔式太阳能热发电系统是利用独立跟踪太阳的定日镜群，将阳光聚集到固定在塔顶部的接收器上，使接收器表面产生高温，加热工质产生过热蒸汽或高温气体，驱动汽轮机发电机组或燃气轮机发电机组发电，从而将太阳能转换为电能[6]。塔式太阳能发电系统原理图见图2。

图2 塔式太阳能发电系统原理图

塔式电站的优点：

1) 槽式的聚光比小，一般在50左右，为维持高温时的运行效率，必须使用真空管作为吸热器件。而塔式的聚光比大，一般可达300～1 500，因此，可以使用非真空的吸热器进行光热转换，塔式电站热转换系统寿命优于依赖于真空技术的槽式聚光系统。

2) 相比于槽式电站，100 MW的熔盐塔式电站仅需要600 m的管道，所有的熔盐管道都加了极厚的保温层并位于建筑结构内，管道里的熔盐在晚上流回保温能力强的罐内，无需天然气或其他辅助燃料保温。

3) 塔的吸热器可以在500 ℃～1 500 ℃的温度范围内运行，对提高发电效率，有很大的潜力。而槽式的工作温度一般在400 ℃以内，限制了发电透平部分的热电转换效率。接收器散热面积相对较小，因而可得到较高的光热转换效率。

塔式电站的缺点：

1) 塔式光热电站的吸热塔高100 m以上，维修及维护较为困难；

2) 定日镜追日系统复杂，每隔一定时间，追日系统参数需要进行改变，远距离跟踪条件下，任何微小的传动误差，都会造成反射光线脱离目标，造成聚焦温度急剧下降。

1.3 碟式太阳能发电系统

碟式太阳能热发电系统是世界上最早出现的太阳能动力系统，是目前太阳能发电效率最高的系统，最高可达29.4%。该系统采用旋转抛物面汇聚太阳光，旋转抛物面是抛物线绕轴线旋转形成的面，与抛物面轴线平行的光线照射到镜面时，光线会聚焦到焦点，可使传热介质加热到750 ℃，然后，驱动斯特林发动机进行发电，可实现大功率的太阳能发电[7-8]。碟式太阳能发电系统原理图见图3。

图3 碟式太阳能发电系统原理图

碟式太阳能发电系统的优点：

1) 碟式太阳能系统的聚光比约1 000～4 000，因而可以产生非常高的温度。在其接收器上安装热电转换装置，如，斯特林发动机或朗肯循环热机等，从而将热能直接转换成电能，热电转化率较高，可达30%；

2) 碟式太阳能系统结构紧凑、安装方便，且用水量较少;

3) 碟式太阳能系统可以单台使用或多台并联使用，适宜小规模发电，所以适合偏远山区远离电网地区，进行分布式离网供电。

碟式太阳能发电系统的缺点:

1) 阳光并不是垂直射到集热器，反射过程中有一定的能量损失，且系统接收器一般采用线聚焦，造成加热点分散，难以使工质获得高温。集热器还需在高温下长期旋转，很容易发生接口开裂、管路破损等状况。

2) 受热器的几何尺寸受到限制，因为大面积的受热器会对阳光造成遮挡，若减小集热器的面积则会降低集热效率。

3) 收集器的位置不固定，各种管道连接或是转动相当困难，不利于组成稳定的结构。这就制约了碟式系统的大规模生产[9]。

1.4 线性菲涅尔式热发电系统

线性菲涅尔式热发电系统类似于抛物面槽式热发电,由许多平放单轴转动的反射镜组成矩形镜面自动跟踪太阳,将反射太阳光聚集到固定的集热管上,加热管中流体介质,直接或间接产生蒸汽,推动汽轮机组发电。线性菲涅尔式热发电系统较简单,反射镜可采用平板式镜面,成本较低,但系统效率也低。该系统结构相对简单,传动机构易于操作,集热管可采用钢制管材,因而成本比槽式系统低。世界上目前在运行的最大的菲涅尔式光热发电站，30 MW的Puerto Errado 2光热电站在西班牙运行情况良好[10-11]。线性菲涅尔式太阳能发电系统原理图见图4。

图4 线性菲涅尔式太阳能发电系统原理图

线性菲涅尔式太阳能发电系统的优点：

1) 聚光器采用平面反射镜代替抛物面槽式反射镜，聚光器离地面近、风载荷低、结构简单，布置紧密，用地效率高；

2) 因主反射镜采用平直或微弯的条形镜面，二次反射镜与抛物槽式反射镜类似，生产工艺成本、反射镜成本低，清洗成本低。

3) 集热器管道固定主反射镜跟踪太阳而运动，相比槽式装置，减少了很多管道的运动密封问题。

4) 吸热管无需进行类似槽式装置吸热管那样的真空处理，降低了技术难度和成本。

线性菲涅尔式太阳能发电系统的缺点：

1) 聚光比较低，运行温度不高、系统热电转换效率不高；

2) 当前菲涅尔式系统采用水工质传热，无储热系统。

2 国际太阳能光热发电发展状况

目前，全球光热发电总装机规模约为5 GW，其中，槽式光热电站约占4.5 GW，占比90%左右。图5是近年来全球光热发电系统装机容量变化表[4]。

图5 全球太阳能发电行业装机容量变化[12]

当前，全球太阳能光热发电市场呈现出美国、西班牙装机总量领跑，新兴市场光热发电装机量开始增加，整个产业在全球范围呈现蓬勃发展的局面。目前，全球多个国家正陆续加入光热发电项目开发的队伍中来，表1是截止2017年11月，世界各国已建成和在建的太阳能光热项目。

表1 全球太阳能光热项目列表[12]

3 我国太阳能发电行业发展状况

我国幅员辽阔，有着十分丰富的太阳能资源，陆地表面每年接受的太阳辐射能约为50×1018kJ。从全国太阳年辐射总量的分布来看，西藏、青海、甘肃、新疆、内蒙古南部等广大地区的太阳辐射总量很大。中国光热发电的资源潜力高达6TW，而美国是15TW，西班牙是0.72TW，但我国光热发电行业行业发展缓慢，仅2013年有中控集团的德令哈1万kW项目投入运行。

根据中国气象局风能太阳能资源中心统计，中国拥有太阳能法向直接辐射量DNI>1 700 kWh/m2的可利用土地约94万km2，这些土地基本上都是戈壁、沙漠。如果利用10万平方公里的土地建设光热发电厂的话，年发电量可达54 000亿kWh，若按发电利用小时数为4 000 h计算，总装机容量约为13.5亿kW[13]。我国部分DNI值见表2。

表2 我国部分地区DNI值

2016年9月14日，国家能源局正式发布了《国家能源局关于建设太阳能热发电示范项目的通知》，确定第一批20个太阳能热发电示范项目名单，首批20个光热示范项目分布于甘肃(9个)、青海(4个)、河北(4个)、内蒙古(2个)、新疆(1个)五地，这些地区全年日照时数约在3 000 h以上，基本都属于我国太阳能资源较为丰富的地区。

20个光热项目当中有9个塔式电站，7个槽式电站和4个菲涅尔电站，总装机134.9万kW光热项目，各项目的装机容量大部分在50 MW左右。截至2018年5月1日，有16个项目处于建设和规划阶段，其中5个项目可在2018年12月底进行投运。

4 技术路线对比

在西班牙已运行的50个电站当中，46个电站采用槽式导热油传热，全球最大的装机280 MW的美国Solana光热电站采用的也是槽式导热油技术，说明槽式导热油技术是目前成熟的光热发电技术。

虽然塔式熔盐技术发展较晚，但其竞争优势和发展潜力已广受行业认可，在新开发的塔式项目中，包括摩洛哥NOOR3电站、南非Redstone电站等项目都采用了塔式熔盐技术，美国五大光热电站中装机110 MW的Crescent Dunes电站，是全球第一个超过100 MW的光热电站。表3是4种光热发电工艺的优、缺点对比。

表3 光热发电技术路线对比[11]

目前国内首批的20个光热电站项目中，有4个选择退出，其余16个光热电站中，7个采用塔式熔盐技术，5个采用槽式导热油路线，2个采用槽式熔盐路线，1个采用菲涅尔式水工质路线，兰州大成采用菲涅尔式熔盐路线。表4是16个光热项目技术路线表[14]。

首批16个项目当中，几乎所有项目都采用熔盐进行储热，说明目前熔盐储热技术是主流。熔盐储热传热的关键技术包括对低温熔盐的开发、高温传热储热材料的制备以及熔盐传储热系统设备的设计与布置。

根据我国的环境条件，因我们DNI(太阳法向直射辐射强度)值小于西班牙、摩洛哥等国，且冬季温度较低(甘肃玉门最低至-35 ℃)，美国内华达州的冬季温度在0 ℃左右， 在冬季，我国的光热电站运行相对西班牙和美国同类电站较为困难，根据对比我国和西班牙、美国的环境条件，笔者认为在国内首批16个光热项目中，槽式导热油路线、塔式熔盐路线均可行，槽式熔盐路线和菲涅尔式熔盐路线不可行，理由主要是：

表4 首批16个光热项目技术路线表

1) 熔盐的关键指标主要是熔点、杂质含量及化学稳定性，理想的熔盐要求具有较高的使用温度、低熔点、低杂质含量、高热稳定性、高比热容、高对流传热系数、低黏度、低饱和蒸汽压，我国当前对光热电站所使用熔盐的测试方法、测试项目、组分指标的要求尚没有统一的衡量标准，市场上熔盐鱼龙混杂，质量有高有低。

2) 熔盐的冻堵、腐蚀问题一直阻碍其在槽式电站集热管上的应用，目前尚未得知熔盐在管路内长时间的冷凝和熔化对管路有多大的影响。国外已运行的电站也没有直接应用熔盐传热的槽式工艺。所以，槽式熔盐工艺可以作为研究开发，但直接应用于工业装置，还有很长的一段路需要走。

塔式DSG技术也有很广阔的发展前景，主要是因为在普通锅炉的水冷壁管道中，水汽两相共存，锅炉能够保证长期稳定运行，并且在超临界锅炉的水冷壁管道内，水质工况更为恶劣，超临界锅炉也能够长期稳定运行，既然超临界锅炉中应用水工质没有问题，那么塔式电站应用水工质也没有太大的问题，美国Ivanpah电站采用的就是塔式水工质技术。塔式水工质技术的缺点就在于无储热系统，在未来一段时间内，随着技术的发展，配备储热系统塔式DSG电站能稳定调控管道内的蒸汽状况，那样塔式DSG光热电站就会有较大的发展。