聚光太阳能发电（CSP）技术探讨

令强华，卫书满

（中国葛洲坝集团机电建设有限公司，四川 成都 610091）

在中国光伏发电和风力发电发展迅速，技术已经成熟，但光伏发电和风力发电虽然发电成本低廉但不可实现调峰，并且由于大型风电、光伏等可再生能源建设在远离市区的区域，且利用小时数低，单独远距离进行电力输送十分不经济，输送电网的利用率不高。

聚光太阳能发电（CSP）作为利用太阳能热发电的新能源技术，其熔盐储热技术可以实现有效调峰，与光伏、风电具有良好的互补性。CSP、光伏、风电的综合开发利用既可以解决光伏、风电的电网利用率低问题，解决风能及光伏发电不稳定的问题，同时光热则可以利用光伏、风电作为厂用电来源的一部分。

虽然CSP 存在投资成本高的缺点，但随着近年来CSP市场的持续升温，作为有望成为唯一取代火电调峰的清洁能源，加强CSP 技术及与光伏、风电的综合开发利用的研究，取得技术突破，对企业新能源产业布局具有重要意义。

1 CSP 原理

太阳能热发电是利用太阳能聚光器先将太阳辐射能转化为热能，然后经过各种方式转换为电能的技术形式。太阳能热发电包括聚光太阳能热发电（CSP）、太阳能半导体温差发电、太阳能烟囱发电、太阳池发电和太阳能热声发电等。CSP 是通过“光—热—功”的转化过程实现发电的一种技术形式，聚光器将低密度的太阳能转换成高密度的能量，经由传热介质将太阳能转化为热能，通过热力循环做功，实现电能的转换。

2 CSP 的主要技术形式

根据不同的聚光技术，CSP 主要有塔式CSP、槽式CSP、碟式CSP。三者的主要技术特点如下。

塔式CSP 使用点聚焦技术。定日镜自动跟踪太阳，聚焦的阳光反射到位于塔顶的吸热器内。吸热器加热管内的传热介质，将太阳光能转变成热能，再通过热力循环实现发电。其聚光比约为300～1 000，传热介质包括水/蒸汽、熔盐、空气等，传热介质的工作温度范围在250～1 200 ℃，可采用汽轮机或燃气轮机，系统综合效率高。典型的塔式CSP有西班牙的PS10 电站，中国第一座投入商业运行的塔式CSP 项目为青海德令哈塔式CSP 项目。

槽式CSP 使用线聚焦技术。采用抛物面槽式反射镜将太阳光聚集到位于焦线的吸热管上，加热管内的传热工质（油或水），然后经热交换器产生蒸汽驱动汽轮发电机组发电。其聚光比在70～80 之间，传热介质包括合成油、水等，介质的工作温度一般在400 ℃以内，系统综合效率较低。此外，有一种槽式系统的简化版：线性菲涅尔CSP，其采用平面镜代替抛物面型曲面镜，通过调整、控制平面镜的倾斜角度，将阳光反射到集热管上。典型的槽式CSP 主要有美国SEGS 槽式电站。典型的线性菲涅尔CSP 有国内的皇明公司2.5 MW 线性菲涅尔示范系统。

碟式CSP 使用点聚焦技术。其利用旋转抛物面反射镜，将入射阳光聚集在镜面焦点处，在该处可放置太阳能吸热器吸收热能加热工质驱动汽轮发电机组发电。其聚光比约为1 000～3 000，其系统效率高，单机规模小，非常适合分布式发电。典型的碟式CSP 应用主要有鄂尔多斯蝶式斯特林示范电站。

3 CSP 电站的技术优势分析

3.1 CSP 电站系统的基本组成和工作模式

CSP 电站系统的基本组成和工作模式如图1～图4所示。

3.2 CSP 电站系统与光伏发电、风电的互补性

3．2．1 系统友好性方面

风能受风力影响，其出力具有显著的间歇性和不确定性。并网运行后出力的剧烈变化将对电力系统实时平衡和稳定运行带来挑战。在白天，日照好风力小，但是负荷需求大，风能无法满足需求，到了夜间无日照风力大，但负荷需求小，往往不得不“弃风”。

图1 CSP 电站系统的基本组成

图2 CSP 电站白天工作模式1（直接发电）

图3 CSP 电站白天工作模式2（储热+发电）

图4 CSP 电站夜间工作模式（利用储热发电）

而根据图1～图4 所展示的CSP 电站的基本组成和工作模式可以看出，因CSP 电站具有储热子系统，可以通过白天将多余热量储存，晚间再用储存的热量释放发电，受天气变化影响较小，能显著平滑发电出力，实现友好并网，可作为调峰电源。理论上，当储能时间超过15 h，CSP 电站则可承担电力系统基础负荷。

如果将图1～图4 中的聚光集热子系统替换为风能子系统，将风能通过功率控制器、电加热器转换为热能加热储子系统的介质，可以实现风能的储能，把廉价的富余的夜间风力发电转变为可在高峰供电期利用的电能，实现谷电峰用，同时平滑风能的发电出力，实现友好并网。有国外研究表明午夜以后的风能被转化为热能保存约1 d，来供应第二天傍晚上升的用电负荷。而CSP 的熔盐储热系统在超过12 h 的时间后仅流失近0.5%的热量，其热损是相当小的，这也保证了其储能方式具有可观的经济性。

CSP 电站和光伏发电是利用太阳能的两种不同技术形式。

CSP 是将光能转变为热能，然后再通过传统的热力循环（图1～图4 中的热—功—电转换子系统）做功发电的技术。例如，由汽轮机将热能转变为电能，产生和传统的火电一样的交流电，可实现友好并网。CSP 多余的热量可以通过储热子系统存储。目前，随着技术的进步，利用熔盐储热系统直接存储电能的成本大约为1 400 元/kW·h，熔盐是目前世界上公认的最佳高温传热储热介质，具有使用寿命长（25～30年）、储热密度大、价格低、放热工况稳定易调节等优点。光伏发电是利用太阳能电池技术，有光子使电子跃迁，形成电位差，光能直接就转变为电能，产生直流电，因此光伏发电的多余能量主要是采用蓄电池存储，其技术难度和造价远比CSP 的熔盐储热系统高。采用传统电池储能技术不仅存储容量和使用寿命要低于熔盐储热，储能成本约为熔盐储热的4～8 倍，经济性远不如熔盐储热方式（宁德时代已经推出新长寿命电池，其技术参数尚未取得，需要持续跟踪新能源领域新技术发展趋势）。

利用热能存储作为一种独立的电力存储技术，可以与其他新能源形式形成良好的互补，实现其他新能源的富裕能量存储，减少不必要的“弃光”“弃风”损失，利用夜间廉价的低谷电实现谷电峰用，实现友好并网。

3．2．2 电网利用率方面

由于大型风电、光伏和光热电站等可再生能源主要建设在沙漠、戈壁滩等地区，当地经济发展相对落后，电力需求不足，需要远距离输送电力至经济相对发达区域，但风电、光伏等利用小时数低，单独进行远距离电力输送十分不经济，为提高输送电网的利用率，不得不通过火电打捆等方式输送。如果光热电站成熟之后，则完全可以通过储热方式替代火电，解决电网利用率低问题。光热、光伏、风力发电都面临火电等传统能源的竞争，承载着代替化石能源的使命，只有光伏和光热更好地协同互补，才能完成这项任务，满足用电需求。

光伏发电优势在于分布式，在负荷中心建设方面，结合储能等产业发展，可实现就地发电就地使用。同时，光伏也可作为移动电源，充分满足消费市场需求，这是光热电站难以企及的。光热发电优势在于规模化，适合在条件适宜地区建设大型光热电站，然后远距离输送。在这些地区，也可适当发展大型光伏电站、大型风力发电站，将光伏、光热、风电打捆送出，实现可再生能源最大限度的消纳。它们的应用领域各有侧重，主战场不重合，绝非替代关系，而是可以协同互补发展的。

4 发展前景分析

截至2015-08，国内CSP 累计装机超过20 MW。已备案（核准）在建的CSP 电站12 座，装机规模为49.3 万kW；开展前期工作的CSP 电站18 座，装机规模约90.1 万kW。但目前还没有大规模建设完成的电站，在国内已装机的CSP系统中，除青海中控的10 MW 光热发电项目以外，其他项目均为示范试验项目，未达到并网发电的标准。当下，光热发电技术已成为光照资源充足国家扩增太阳能发电产能的必要选择，光热利用其储热优势，能满足日落后的用电高峰，其也会是政策决策者在综合考量技术与经济性等所有因素后的理想选择，从而得到较快发展。

5 结论

各风电、光伏、光热企业多关注本行业领域的技术发展，而对其他新能源领域与本行业技术融合的研究不够。各单位应充分利用企业的技术平台，发挥国家电力规划中心的引领作用，采取合理的商业运作模式，创新投融资方式，利用CSP 与风电、光伏的互补性，从规划到设计，从研发到制造，从调试到运维，研究新能源的互补开发技术，推动跨领域合作，进行新能源的综合开发利用。加快施工技术和EPC 商业研究，为新能源项目开发和投资提供强劲动力，为新源建设作出应有的贡献。