郭蘇，劉德有，王沛，許昌

(河海大學 能源與電氣學院，南京 210098)

0 引言

21世紀，全人類都面臨著同樣的能源問題。當面臨全球污染嚴重、常規(guī)能源近乎枯竭，又急需大量能源的雙重矛盾時，全人類達成了共識：依靠科技進步，大規(guī)模開發(fā)利用太陽能、風能、生物質能等可再生清潔能源。近年來，太陽能熱發(fā)電在歐美地區(qū)快速發(fā)展。目前，國際太陽能熱發(fā)電的發(fā)展趨勢是建設承擔基礎電力負荷的“大容量-高參數-長周期儲熱”電站。槽式太陽能熱發(fā)電符合太陽能熱發(fā)電的上述發(fā)展趨勢，也是世界上迄今為止商業(yè)化最成功的太陽能熱發(fā)電模式。本文對槽式太陽能熱發(fā)電系統(以下簡稱槽式系統)進行詳細論述[1]。

1 槽式太陽能熱發(fā)電系統

槽式系統(如圖1所示)將由拋物線槽式聚光鏡、集熱管等構成的大量槽式太陽能聚光集熱器(以下簡稱槽式集熱器)布置在場地上，再將這些槽式集熱器加以串、并聯，拋物線槽式聚光鏡采用單軸跟蹤方式追蹤太陽運動軌跡，將直射太陽輻射聚焦到位于拋物線焦線的集熱管上，集熱管中的傳熱工質被加熱到400 ℃左右用以產生高溫高壓蒸汽，從而推動汽輪發(fā)電機組發(fā)電[1]。

圖1 美國加州SEGSIII槽式太陽能熱發(fā)電站[2]

槽式系統結構簡單、成本較低、土地利用率高、安裝維護方便，而且導熱油工質的槽式太陽能熱發(fā)電技術(以下簡稱槽式技術)已經相當成熟。由于槽式系統可將多個槽式集熱器串、并聯排列組合，因此可以構成較大容量的熱發(fā)電系統。但也因為其熱傳遞回路很長，傳熱工質的溫度難以再提高，系統綜合效率較低。

集熱管里的工質通常是導熱油，但隨著科學技術的發(fā)展，工質可以擴展到熔融鹽、水、空氣等物質。目前實際應用的工質主要有2種，即導熱油和水。槽式技術按其工質不同，分為導熱油槽式系統和直接蒸汽發(fā)電(DSG)槽式太陽能集熱系統(以下簡稱DSG槽式系統)。

1.1 導熱油槽式系統

傳統槽式系統的工質為導熱油，導熱油工質被加熱后，流經換熱器加熱水產生過熱蒸汽，借助于蒸汽動力循環(huán)推動常規(guī)汽輪發(fā)電機組發(fā)電[3]。導熱油槽式系統工作原理如圖2所示，主要由聚光集熱子系統、換熱子系統、發(fā)電子系統、蓄熱子系統、輔助能源子系統等構成。

圖2 導熱油槽式系統工作原理示意

聚光集熱子系統是系統的核心，由眾多分散布置的槽式集熱器組成，而槽式集熱器包括拋物線槽式聚光鏡、集熱管和跟蹤裝置等3部分。拋物線槽式聚光鏡為線聚焦裝置，陽光經鏡面反射后，聚焦為一條線，集熱管就放置在這條線上，用于吸收陽光加熱工質(如圖3所示)。目前，集熱管有真空集熱管和空腔集熱管2種結構形式。跟蹤裝置由單片機、伺服電機、傳感器等組成。太陽輻射傳感器瞬時測定太陽位置，通過計算機控制伺服電機，帶動反射鏡面繞軸跟蹤太陽。槽式集熱器的聚光比為10～30，集熱溫度可達400 ℃。

圖3 槽式系統聚光原理示意

換熱子系統由預熱器、蒸汽發(fā)生器、過熱器和再熱器組成。導熱油槽式系統采用雙回路結構，即集熱管中的工質油被加熱后，進入換熱子系統中產生過熱蒸汽，過熱蒸汽通過蒸汽回路進入汽輪發(fā)電子系統發(fā)電。

發(fā)電子系統基本組成與常規(guī)發(fā)電設備類似，但太陽能加熱系統與輔助能源系統聯合運行時，需要配備一種專用控制裝置，用于工作流體在太陽能加熱系統與輔助能源系統之間的切換。

蓄熱子系統是槽式系統不可缺少的組成部分。槽式系統在早晚或云遮時通常需要依靠儲能設備維持系統的正常運行。蓄熱器就是采用真空或隔熱材料作良好保溫的貯熱容器。蓄熱器中貯放蓄熱材料，通過換熱器對蓄熱材料進行貯熱和取熱。蓄熱子系統采用的蓄能方式主要有顯式、潛式和化學蓄熱3種，不同的蓄熱方式應選擇不同的蓄熱材料。

輔助能源子系統一般應用于夜間或陰雨天系統運行時，采用天然氣或燃油等常規(guī)燃料作輔助能源。Al-sakaf[4]提出，電廠通?？梢允褂?5%以上的化石類燃料以作不時之需，這樣可以節(jié)省昂貴的能量儲存裝置，降低整個太陽能熱發(fā)電系統的初次投資，而且優(yōu)化了太陽能熱發(fā)電站的設計，大大降低了生產單位電能的平均成本[5]。

1.2 DSG槽式系統

目前，導熱油槽式技術已經比較成熟，但導熱油工質本身卻存在著很多不足之處[6]。

(1)導熱油在高溫下運行時，化學鍵易斷裂分解氧化，從而引起系統內壓力上升，甚至出現導熱油循環(huán)泵的氣蝕。因此，導熱油槽式系統一般運行溫度為400 ℃，不易再提高，這直接造成導熱油槽式系統的效率不高。

(2)導熱油在爐管中流速必須在2 m/s以上，流速越小油膜溫度越高，易導致導熱油結焦。

(3)油溫必須降到80 ℃以下，循環(huán)泵才能停止運行。

(4)一旦導熱油發(fā)生滲漏，在高溫下將增加引起火災的風險。美國LUZ公司的SEGS電站就曾經發(fā)生過火災，并為防止油的泄漏和對已漏油的回收投入大量資金。

鑒于導熱油工質的上述問題，Cohen和Kearney[7]于1994年提出了以水為工質的DSG槽式集熱器概念，作為槽式集熱器未來的發(fā)展方向。DSG槽式系統是采用DSG槽式集熱器，利用拋物線形槽式聚光器將太陽光聚焦到集熱管上，直接加熱集熱管內的工質水，直至產生高溫高壓蒸汽推動汽輪發(fā)電機組發(fā)電的系統[8-11]。與導熱油槽式系統相比，DSG槽式系統同樣由聚光集熱子系統、發(fā)電子系統、蓄熱子系統、輔助能源子系統構成，但由于利用水工質代替了導熱油工質，因此沒有換熱環(huán)節(jié)。DSG槽式系統具有以下優(yōu)勢：用水替代導熱油，消除了環(huán)境污染風險；省略了油/蒸汽換熱器及其附件等，減少了換熱環(huán)節(jié)的能量損失，電站投資大幅下降；簡化了系統結構，大幅降低了電站的運營成本；具有更高的蒸汽溫度，電站發(fā)電效率較高[8-10,12-14]。近年來各國專家學者均將目光投向了DSG槽式系統。

DSG槽式系統有3種運行模式，分別是直通模式、注入模式和再循環(huán)模式[15-18]，如圖4所示。在直通模式DSG槽式系統中，給水從集熱器入口至集熱器出口，依次經過預熱、蒸發(fā)、過熱，直至蒸汽達到系統參數，進入汽輪機組發(fā)電。注入模式DSG槽式系統與直通模式DSG槽式系統類似，區(qū)別在于注入模式DSG槽式系統中集熱器沿線均有減溫水注入。而再循環(huán)模式DSG槽式系統最為復雜，該系統在集熱器蒸發(fā)區(qū)結束位置裝有汽水分離器。上述3種模式中，直通模式是最簡單、最經濟的運行模式，再循環(huán)模式是目前最保守、最安全的運行模式[19]，而由于注入模式的測量系統不能正常工作[17]，因此一般不采用注入模式。由于DSG槽式系統運行中集熱器內存在水-水蒸氣兩相流轉化過程，因此，其控制問題比導熱油工質槽式系統更加復雜[17-19]。

圖4 DSG槽式系統運行模式簡圖

2 槽式系統發(fā)展現狀

槽式系統作為商業(yè)化程度最高的太陽能熱發(fā)電系統，從1980年美國與以色列聯合組建的LUZ公司研制開發(fā)槽式線聚焦系統開始，至今已經發(fā)展了近30年。

1985年，LUZ公司在美國加利福尼亞州建立了第1座槽式太陽能熱發(fā)電站(槽式電站)SEGSⅠ，實現了槽式技術的商業(yè)化運行[20-21]。在隨后的6年里，LUZ公司又在SEGSⅠ電站附近建設了8座大型槽式電站(SEGSⅡ-Ⅸ)，這9座電站的裝機容量分別在14～80 MW之間，總容量達到354 MW，總的占地面積已超過7 km2，全年并網發(fā)電量在800 GW·h以上，發(fā)出的電力可供50萬人使用，其光電轉化效率已達到15%，至今運行良好[22-23](如圖5所示)。

圖5 美國SEGS電站

SEGSⅠ-Ⅸ槽式電站已經成為了世界許多國家研究槽式技術的模型和樣例，是槽式技術具有里程碑意義的代表作，具有深遠的影響力。

2007年6月，Nevada Solar One電站正式并網運行。該電站是16年內美國境內建設的第2座太陽能熱發(fā)電站，也是1991年以來世界上最大的一座太陽能熱發(fā)電站。Nevada Solar One電站坐落在內華達州，由西班牙Acciona Energia公司建設，額定容量為64 MW，最大容量為75 MW，年產電量為134 GW·h。該電站總占地面積1 214 058 m2，擁有760臺槽式集熱器，采用導熱油作為工質。集熱管出口工質溫度為391 ℃，經過熱交換器加熱水產生蒸汽，驅動西門子SST-700汽輪機組發(fā)電。Nevada Solar One電站項目總投資達到了2.66億美元[24]。

2009年3月，Andasol-1電站(如圖6所示)并網發(fā)電。該電站是歐洲的第1座槽式電站，位于西班牙安達盧西亞省。Andasol-1電站裝機容量為50 MW，年產電力180 GW·h，占地面積2 km2，總集熱面積達510 120 m2，其集熱場進出口工質溫度為293/393 ℃。該電站帶有大型蓄熱裝置，2個蓄熱罐每個高14 m，直徑36 m，蓄熱介質為熔融鹽(NaNO3占60%，KNO3占40%)，共計28 500 t，蓄熱總量為1 010 MW·h，可使汽輪發(fā)電機組滿載發(fā)電7.5 h；采用ET-150型集熱管，以Diphenyl/Diphenyl oxide導熱油為傳熱工質。采用西門子50 MW再熱式汽輪機，循環(huán)效率38.1%；電站總投資26.5億歐元，發(fā)電成本為0.158歐元/(kW·h)[25-26]。

圖6 Andasol-1電站全景照片

Archimede槽式發(fā)電站位于意大利西西里島的Priolo Gargallo，于2010年7月建成。該電站裝機容量為5 MW，集熱器出口工質溫度達到550 ℃，鏡場面積30 000 m2，使用了世界上較為先進的ENEA太陽能聚光器。Archimede電站是第1座采用熔融鹽為傳熱、儲熱工質的燃氣聯合循環(huán)電站[27]。

2013年10月，目前全球最大的槽式電站Solana電站正式實現投運。該電站裝機容量達到280 MW，是美國首個配置熔鹽儲熱系統的太陽能電站，儲熱時長6 h。Solana電站位于美國亞利桑那州，年發(fā)電量高達944 GW·h，可滿足7萬個家庭的日常用電需求，電站總投資額高達20億美元[28]。

導熱油工質的槽式技術已經較為完善，但導熱油工質由于其自身特性使整個發(fā)電系統有無法彌補的缺陷。因此，各國專家在建設導熱油槽式電站的同時，也在尋求工質為水的DSG槽式電站的研究和發(fā)展。

1996年，在歐盟的經濟支持下，CIEMAT公司聯合DLR公司、ENDESA公司等8家公司在CIEMAT-PSA實驗中心共同研發(fā)了1個槽式太陽能直接蒸汽發(fā)電實驗項目DISS(Direct Solar Steam)[29-30]，DISS槽式太陽能熱發(fā)電站如圖7所示。DISS項目的目的是研發(fā)DSG槽式電站，并測試其可行性。DISS總裝機容量為1.2 MW[31]。DISS項目分2個階段：第1階段為1996年1月至1998年11月，主要是在PSA設計并建成一個與實際電站一樣大小的實驗系統；第2階段為1998年12月至2001年8月[32-33]，主要是利用該實驗系統在真實太陽輻射條件下研究DSG槽式系統的3種基本運行方式(即直通模式、再循環(huán)模式和注入模式)，找出最適用于商業(yè)電站的運行模式，并為未來DSG槽式電站的設計積累經驗[34]。DISS電站工質為水，出口工質流量為0.8 kg/s，工質溫度約為400 ℃，壓力為10 MPa[35]。

圖7 DISS槽式太陽能熱發(fā)電站

DISS電站的運行結果表明，DSG槽式技術是完全可行的，并且在回熱蘭金循環(huán)下，汽輪機入口溫度為450 ℃時，DISS電站太陽能轉化為電能的轉化率為22.6%。而導熱油槽式系統，汽輪機入口溫度為375 ℃(這一溫度由導熱油的穩(wěn)定極限限制)時，太陽能轉化為電能的轉化率僅為21.3%[34]。

2006年，Zarza，Esther Rojas M[36]等人提出了世界上第1座準商業(yè)化DSG槽式電站INDITEP電站的設計方案(如圖8所示)。該設計方案指出，INDITEP電站是一座再循環(huán)模式的DSG槽式電站，由歐盟提供經濟支持，德國與西班牙合作建設。INDITEP電站是DISS項目的延續(xù)，依據DISS項目開發(fā)的設計和仿真工具均被應用到INDITEP電站中。建設INDITEP電站的目的是通過實際電站運行驗證DSG槽式技術的可行性，并逐步提高該技術在運行中的靈活性和可靠性。該電站裝機容量為5 MW，采用過熱蒸汽蘭金循環(huán)，選用ET-100型槽式集熱器南北向排列，共70臺槽式集熱器，每排由10臺槽式集熱器組成，蒸發(fā)區(qū)與過熱區(qū)由汽水分離器連接。集熱場入口水工質的溫度/壓力是115 ℃/8MPa，給水流量為1.42 kg/s，出口產生流量1.17 kg/s，410 ℃/7 MPa的過熱蒸汽。集熱場設計點為太陽時6月21日12時。

圖8 INDITEP電站集熱場示意

2012年1月，TSE-1電站并網發(fā)電，這是世界上首座商業(yè)化DSG槽式電站。TSE-1電站位于泰國Kanchanaburi省，裝機容量為5 MW，運行溫度和壓力為330 ℃/3 MPa，集熱場占地面積110 000 m2，聚光鏡面積45 000 m2，年發(fā)電量9 GW·h，由Solarlite公司提供技術支持[37-38]。

與國外相比較，我國槽式技術起步較晚。在導熱油槽式系統方面，中科院工程熱物理所[25]搭建了導熱油工質真空集熱管測試平臺，驗證了太陽輻照強度、流體溫度與流量對集熱性能的影響。2013年8月，龍騰太陽能槽式光熱試驗項目在內蒙古烏拉特中旗巴音哈太正式投入使用，試驗期限為2年。該項目將為未來華電集團在烏拉特中旗開發(fā)50 MW太陽能光熱發(fā)電項目提供設備及安裝服務奠定堅實的基礎。在DSG槽式系統方面，河海大學搭建了DSG槽式集熱器測試平臺，目前處于平臺測試階段。

3 槽式技術發(fā)展方向

槽式技術作為最成熟、最完善的太陽能熱發(fā)電技術，已經成功商業(yè)運行了近30年，目前世界上槽式太陽能熱發(fā)電的發(fā)展方向是完善工質為水的DSG槽式技術。德國航空航天中心(DLR)太陽能研究所的項目總監(jiān)Fabian Feldhoff給出了DSG槽式太陽能熱發(fā)電具體的研究方向[39]。

(1)產業(yè)方面。提高系統運行參數(達到11 MPa/500 ℃)；優(yōu)化集熱管參數，使其承受更高壓力和溫度的同時降低其成本；改進電站結構，降低發(fā)電費用。

(2)研發(fā)技術方面。優(yōu)化再循環(huán)模式和直通模式的集熱場性能；優(yōu)化電站啟動過程，提高運行控制的穩(wěn)定性；降低儲能成本，提高儲能性能；實現DSG槽式電站與其他形式電站的聯合運行，達到優(yōu)勢互補的目的。

4 結論

相對其他太陽能熱發(fā)電形式而言，槽式系統結構簡單、成本較低，是最符合商業(yè)化運行特點的太陽能熱發(fā)電形式。根據傳熱工質的不同，導熱油槽式系統和DSG槽式系統具有不同的結構特點。導熱油槽式系統已經發(fā)展得較為成熟，而DSG槽式系統作為槽式系統的發(fā)展方向，仍需進一步完善。在常規(guī)能源日益短缺的今天，我國應大力推廣槽式太陽能熱發(fā)電技術，以滿足我國能源、經濟、社會的發(fā)展需求。

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