何志瞧，童家麟

（1.浙江浙能蘭溪發(fā)電有限責(zé)任公司，浙江蘭溪321100；2.國網(wǎng)浙江省電力有限公司電力科學(xué)研究院，杭州310014）

0 引言

2018年全球一次能源消費增長了2.9%，幾乎是2008—2017年平均增速的10倍，也是2010年以來的最高增速，說明全球經(jīng)濟增長呈上升趨勢，但這也會給能源消費和碳排放控制帶來新的壓力。值得欣喜的是，一次能源消費增長主要由天然氣和可再生能源驅(qū)動，其中天然氣和可再生能源的增速分別達到了5.3%和14.5%，說明全球能源結(jié)構(gòu)調(diào)整速度加快，清潔能源已進入了規(guī)?；l(fā)展的新階段。但是，2018年全球碳排放增長了2.0%，為近7年來的最高增速，這與煤炭消耗量持續(xù)增長有關(guān)［1］。因此，大力發(fā)展可再生能源仍是現(xiàn)階段的迫切需求。

太陽能作為重要的可再生能源之一，近年來在全球能源體系中占據(jù)越來越重要的地位。2018年全球太陽能發(fā)電量達到了584.6 TW·h，占新能源發(fā)電量的23.6%，其中中國、美國、日本位居前3位。太陽能發(fā)電大致可分為太陽能光伏發(fā)電和太陽能光熱發(fā)電2大類，與太陽能光伏發(fā)電相比，太陽能光熱發(fā)電具有調(diào)度運行方式靈活、可顯著減少棄光、儲能成本更低等優(yōu)勢，被認為是最具競爭力的新能源發(fā)電模式之一［2-4］。目前，太陽能光熱發(fā)電仍基于水蒸氣朗肯循環(huán)原理，使得光熱電站的循環(huán)效率難以進一步提升；同時，基于該循環(huán)方式的發(fā)電系統(tǒng)會在一定程度上加劇太陽能資源較為豐富但相對缺水地區(qū)的水資源壓力。近年來逐漸興起的超臨界CO2（S-CO2）布雷頓循環(huán)具有發(fā)電效率高、對水資源依賴度低、適用熱源范圍廣等優(yōu)勢，可能是未來最適宜于光熱電站的發(fā)電循環(huán)方式［5-6］。因此，本文以美國和中國光熱發(fā)電技術(shù)為研究對象，介紹這2個國家光熱發(fā)電技術(shù)的發(fā)展歷程和技術(shù)特點，并對S-CO2布雷頓循環(huán)在光熱發(fā)電領(lǐng)域的應(yīng)用前景進行展望。

1 美國太陽能光熱發(fā)電技術(shù)發(fā)展歷程

美國是最早建設(shè)太陽能光熱電站的國家，早在20世紀80年代初，Luz公司就開發(fā)了槽式太陽能光熱發(fā)電的關(guān)鍵部件。1983—1991年，Luz公司在美國加利福尼亞州Mojave沙漠相繼建成了9座槽式光熱發(fā)電站，總裝機容量達354 MW［7］，所發(fā)電量加入加州愛迪生電網(wǎng)，其中SEGS I和SEGSⅡ電站已于2015年年底至2016年年初相繼停運，其余電站至今仍在運營。SEGS I和SEGSⅡ電站停運原因并不是設(shè)備老化，而是未能與加州愛迪生電力公司成功續(xù)簽，這可能與美國近年來對太陽能光熱發(fā)電的政策支持力度減弱有關(guān)。在電站拆除過程中發(fā)現(xiàn)，盡管多數(shù)反射鏡和集熱管等核心組件都安裝于30年前，但設(shè)備的整體情況良好，超出了預(yù)期。SEGS I和SEGSⅡ電站的實際運行情況表明，光熱電站的老化速度很慢，這為其帶來了更大的全壽命周期售電收益。

表1為現(xiàn)階段美國已投產(chǎn)的5大光熱電站，其中Solana電站是大型槽式帶儲能電站的樣本，Ivanpah電站是世界上首個商業(yè)化運營的百兆瓦級塔式電站，而Crescent Dunes電站則是大型商業(yè)化熔鹽塔式電站的標桿工程。值得注意的是，美國的太陽能光熱電站呈現(xiàn)出一個特點：配備儲能系統(tǒng)的光熱電站比例較低，5大光熱電站中僅有Solana電站和Crescent Dunes電站配備儲能系統(tǒng)，這使得Ivanpah等非儲能電站在不同季節(jié)需要不同量的天然氣進行補燃，以確保電站能在輻照狀況不佳的天氣下穩(wěn)定運行。以Ivanpah電站為例，2017年4月天然氣補燃占比為該年度最高，達9.63%，而5月占比最低，僅為2.59%。

從上述電站2015年度的運行結(jié)果看，Genesis Solar電站年實際發(fā)電量達到了年設(shè)計發(fā)電量的107%，而同期的Solana電站和Ivanpah電站年實際發(fā)電量僅為年設(shè)計發(fā)電量的76%和62%。3個電站投產(chǎn)時間較為接近，排除各自需要的學(xué)習(xí)過渡期等因素，其主要原因是：槽式無儲熱電站運行方式更為簡便，更容易被運行人員掌握，也更易達到設(shè)計發(fā)電量目標；而Ivanpah電站是早期大型塔式商業(yè)化電站，2015年仍處在摸索運行階段，發(fā)電量不如預(yù)期亦在情理之中；光熱電站配置儲熱系統(tǒng)后，系統(tǒng)的復(fù)雜程度大為增加，需要更長時間優(yōu)化運行方式。盡管配備儲能系統(tǒng)的Solana電站同期發(fā)電量比Genesis Solar電站高于16%，但其初投資遠大于Genesis Solar電站，且發(fā)電預(yù)期也低于后者，因此其平準化度電成本（LCOE）可能不如Genesis Solar電站，這也為我國光熱電站是否必須配備儲能系統(tǒng)提供了參考。圖1為國際可再生能源機構(gòu)（IRENA）根據(jù)美國Solana電站相關(guān)運行數(shù)據(jù)計算得出的光熱發(fā)電成本與太陽倍數(shù)（集熱環(huán)節(jié)容量/發(fā)電環(huán)節(jié)容量的值）、儲熱時長的關(guān)系。由圖1可知，光熱發(fā)電成本與太陽倍數(shù)、儲熱時長均密切相關(guān)，因此，是否配備儲能系統(tǒng)還需結(jié)合電站設(shè)計的太陽倍數(shù)等綜合考慮。此外，從近年來投產(chǎn)的采取“光熱發(fā)電+”開發(fā)模式電站的實際運行情況看，光熱發(fā)電與地?zé)?、生物質(zhì)、傳統(tǒng)化石燃料的多能互補均可實現(xiàn)24 h持續(xù)發(fā)電，這可能是儲能系統(tǒng)之外的可行互補方式。

表1 美國已投產(chǎn)5大太陽能光熱電站Tab.1 The five largest solar thermal power plants in the United States

由表1亦可知，美國已投產(chǎn)的5大光熱電站存在一定數(shù)量的水冷機組，光熱電站大多選址在太陽能資源豐富而水資源相對貧瘠的地區(qū)，大量消耗水資源可能會對環(huán)境造成較大影響，如Solana電站等就因消耗大量水資源而受到了一定質(zhì)疑。以一個50 MW光熱發(fā)電站為例，采用水冷方式平均1年用水量約為160萬m3，但如果采用空冷或空冷+水冷方式，年用水量可減少為40萬m3。因此，空冷機組較水冷機組更適用于光熱電站。

2 中國太陽能光熱發(fā)電技術(shù)發(fā)展歷程

與美國、西班牙等光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)已處于成熟化商業(yè)階段的國家相比，我國太陽能光熱發(fā)電剛剛起步，屬于公認的朝陽產(chǎn)業(yè)，目前仍處于大規(guī)模推廣的階段。2012年，國家863計劃“太陽能光熱發(fā)電技術(shù)及系統(tǒng)示范”重點項目——延慶八達嶺1 MW塔式光熱發(fā)電示范項目經(jīng)過6年的努力成功發(fā)電，盡管該項目具有一定的研究性質(zhì)，但在我國光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展史上具有里程碑意義。2013年，青海中控太陽能德令哈10 MW塔式光熱電站并網(wǎng)發(fā)電，標志著我國自主研發(fā)的太陽能光熱發(fā)電技術(shù)向商業(yè)化運行邁出了堅實的步伐。該電站是我國首座成功投運的規(guī)?；瘍δ芄鉄犭娬?，也是全球第3座投運的具備規(guī)?；瘍δ艿乃焦鉄犭娬尽?/p>

從2014年開始，我國對太陽能光熱發(fā)電的政策支持力度明顯加強，陸續(xù)推出了一系列支持太陽能光熱發(fā)電的政策［8］，特別是2016年9月，國家能源局正式發(fā)布了《國家能源局關(guān)于建設(shè)太陽能光熱發(fā)電示范項目的通知》，隨后首批大型商業(yè)化光熱發(fā)電項目進入實質(zhì)性建設(shè)階段。首批光熱發(fā)電項目總裝機容量約為1.35 GW，核定光熱發(fā)電標桿上網(wǎng)電價為1.15元/（kW·h）。盡管國家在上網(wǎng)電價、低息貸款等多方面均對上述項目進行了實質(zhì)性支持，但截至目前，仍有部分項目因為資金、技術(shù)、股權(quán)、體制等問題未開工建設(shè)。

2018年，我國首個大型商業(yè)化光熱電站示范項目——中廣核德令哈50 MW光熱示范項目正式投運，標志著我國成為世界上第8個掌握大規(guī)模光熱發(fā)電技術(shù)的國家。表2為我國已投運和即將投運的部分大型光熱發(fā)電項目的技術(shù)參數(shù)［9-12］。

由表2可知，我國光熱電站的技術(shù)路線較廣，基本覆蓋了槽式、塔式、菲涅爾式等國際主流技術(shù)路線，值得注意的是，其中還包含了類菲涅爾式、二次反射塔式等在國際上率先應(yīng)用的技術(shù)路線，這標志著我國光熱發(fā)電技術(shù)已在一定程度上處于國際領(lǐng)先水平。

圖1 光熱發(fā)電成本與太陽倍數(shù)、儲熱時長的關(guān)系Fig.1 Relationship between CSP cost，solar multiple，and heat storage duration

表2 我國已投運和即將投運的部分大型光熱發(fā)電項目技術(shù)參數(shù)Tab.2 Technical parameters of some large-scale CSP projects that have been or will be put into operation in China

此外，我國光熱發(fā)電項目與美國已投產(chǎn)光熱發(fā)電項目相比呈現(xiàn)出不同特點：一是大型光熱發(fā)電項目均配備儲能系統(tǒng)，可實現(xiàn)24 h不間斷發(fā)電；二是汽輪機排汽均為空冷方式，這與國家相關(guān)政策有關(guān)［13］。除上述示范項目外，涉及光熱發(fā)電的2個多能互補項目——魯能海西州多能互補集成優(yōu)化示范項目和張家口張北風(fēng)光熱儲輸多能互補集成優(yōu)化示范項目步入實質(zhì)性建設(shè)階段，為我國有效地利用可再生能源提供了新的思路。

3 基于S-CO2布雷頓循環(huán)的光熱發(fā)電技術(shù)

現(xiàn)階段我國光熱電站均以空冷為機組的主要冷卻方式，盡管選型時已經(jīng)盡可能節(jié)約水資源，但由于機組發(fā)電仍采用水蒸氣朗肯循環(huán)，對水資源相對缺乏的西部地區(qū)造成了一定的壓力［14］。因此，對水資源依賴度較低的S-CO2布雷頓循環(huán)無疑是未來適宜于光熱發(fā)電的熱力學(xué)循環(huán)之一。與傳統(tǒng)的水蒸氣朗肯循環(huán)和He布雷頓循環(huán)相比，S-CO2布雷頓循環(huán)在中等壓力（8～20 MPa）和中等溫度（450～650℃）下具有較高的熱循環(huán)效率［15］，究其原因為：CO2的臨界壓力（7.38 MPa）和溫度（31.1℃）均較低，相對于水蒸氣和He，更容易達到超臨界狀態(tài)；同時，當循環(huán)工質(zhì)處于超臨界狀態(tài)時，由于避免了工質(zhì)相態(tài)的改變，減少了壓縮機的功耗，更有利于提升循環(huán)效率。此外，S-CO2布雷頓循環(huán)僅需外部提供500～800℃的溫度，這是現(xiàn)有太陽能聚光器和吸熱器很容易達到的溫度［16］。

圖2為基于S-CO2布雷頓循環(huán)的太陽能光熱發(fā)電系統(tǒng)，該系統(tǒng)主要包括定日鏡、吸熱器、加熱器、回?zé)崞鳌⒗鋮s器、氣輪機、壓氣機等設(shè)備，與常規(guī)基于水蒸氣朗肯循環(huán)的太陽能光熱發(fā)電系統(tǒng)相比，SCO2布雷頓循環(huán)由于增加了CO2壓縮過程，降低了回?zé)崞鞯亩瞬繙夭罴袄鋮s器熱損失，從而提高了系統(tǒng)的經(jīng)濟性［17］。若圖2中常規(guī)島采用再壓縮S-CO2布雷頓循環(huán)（如圖3所示），則系統(tǒng)循環(huán)效率有望進一步提高［18］。

圖2 基于S-CO2布雷頓循環(huán)的太陽能光熱發(fā)電系統(tǒng)Fig.2 Solar thermal power generation system based on S-CO2Brayton cycle

S-CO2布雷頓循環(huán)在光熱發(fā)電中應(yīng)用具有以下優(yōu)勢。

（1）系統(tǒng)具有更高的循環(huán)熱效率。表3為我國已投產(chǎn)某光熱電站常規(guī)島主要設(shè)計參數(shù)，由表3可知，該電站汽輪機組設(shè)計循環(huán)熱效率為45.5%。由圖4所示的無回?zé)嵯到y(tǒng)的3種介質(zhì)熱力學(xué)循環(huán)效率對比結(jié)果可知，若工質(zhì)溫度超過420℃，S-CO2布雷頓循環(huán)具有明顯優(yōu)勢。結(jié)合Fleming D等［19］的研究成果可知，若機組采用S-CO2布雷頓循環(huán)，在CO2工質(zhì)溫度約為550℃的情況下，有回?zé)嵯到y(tǒng)的S-CO2布雷頓循環(huán)熱效率可上升至52%～57%，該溫度下的水蒸氣朗肯循環(huán)熱效率難以進一步提高［20］，而He布雷頓循環(huán)若達到50%以上的循環(huán)效率，則工質(zhì)溫度需超過700℃。

表3 某光熱電站常規(guī)島主要設(shè)計參數(shù)Tab.3 Main parameters of a conventional island for a CSP plant

（2）對系統(tǒng)相關(guān)熱力設(shè)備腐蝕程度較低。高溫高壓的水蒸氣對金屬管壁腐蝕作用較強，近年來，不少機組高溫受熱面管材均出現(xiàn)了不同程度的氧化皮脫落等問題，而高溫CO2化學(xué)性質(zhì)較為穩(wěn)定，對金屬管壁的腐蝕程度較低［21］。

（3）大幅降低水資源消耗。盡管現(xiàn)階段絕大多數(shù)光熱電站均采用空冷方式，但水蒸氣朗肯循環(huán)及清洗反射鏡面等均需消耗大量水資源，S-CO2布雷頓循環(huán)由于不存在水處理系統(tǒng)，極大程度降低了對環(huán)境的壓力。

（4）降低初投資成本，提升項目經(jīng)濟性。CO2在超臨界狀態(tài)下具有密度高、黏性低等特點，使得氣輪機、壓氣機等設(shè)備體積大為減小，CO2氣輪機尺寸僅為現(xiàn)有汽輪機的1/10，可進一步降低太陽能光熱發(fā)電系統(tǒng)的初投資成本。

圖4 3種介質(zhì)的熱力學(xué)循環(huán)效率對比Fig.4 Comparison of thermodynamic cycle efficiency of three media

（5）將CO2資源化利用。CO2是一種溫室氣體，S-CO2布雷頓循環(huán)提供了一種將CO2資源化利用的有效方法，具有一定的社會效益。

S-CO2布雷頓循環(huán)的研究最早可追溯至1948年，美國等國家在20世紀60—70年代對S-CO2布雷頓循環(huán)開展了較多的研究，但受限于緊湊型渦輪機械制造技術(shù)，研究并未取得實質(zhì)性進展。21世紀以來，在能源、環(huán)保等問題加劇的前提下，S-CO2布雷頓循環(huán)技術(shù)引起了世界各國的關(guān)注。美國能源部于2011年開始實施太陽能有效利用的“SunShot”計劃［22］，其中包括全球首個10 MW S-CO2發(fā)電機組項目的研發(fā)與測試，2019年該項目渦輪機通過了性能測試，被證實滿足所有機械指標，可提供全球工業(yè)透平范圍內(nèi)最高的功率密度，若大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用，可大幅提高光熱電站的運行效率。表4為美國國家可再生能源實驗室（NREL）提出的基于S-CO2布雷頓循環(huán)發(fā)電的第3代太陽能光熱發(fā)電技術(shù)發(fā)展路線，其從成本和效率2方面設(shè)定了目標，并提出了以熔融鹽、顆粒和氣體為太陽能集熱過程傳熱流體的技術(shù)方案，代表了今后若干年可能的技術(shù)研發(fā)路徑。我國近年來對S-CO2布雷頓循環(huán)技術(shù)的研究亦取得了重大進展，2018年成功研制了國內(nèi)首臺兆瓦級CO2壓縮機。壓縮機是S-CO2布雷頓循環(huán)系統(tǒng)的核心部件，其成功研制對于我國S-CO2布雷頓循環(huán)技術(shù)發(fā)展具有里程碑意義。

表4 第3代太陽能光熱發(fā)電技術(shù)發(fā)展路線Tab.4 Development of the third generation CSP technology

4 結(jié)束語

太陽能光熱發(fā)電技術(shù)具有調(diào)度運行方式靈活、可顯著減少棄光、儲能成本更低等優(yōu)勢，近年來日益受到關(guān)注。美國等西方國家對其研究和規(guī)?；瘧?yīng)用較早，一大批成熟的太陽能光熱電站的投運對我國光熱電站的發(fā)展提供了大量的寶貴經(jīng)驗。我國太陽能光熱發(fā)電起步較晚，但近年來發(fā)展速度較快，2018年我國太陽能光熱發(fā)電新增裝機200 MW，有4個大型光熱項目成功并網(wǎng)，另有數(shù)個項目正在建設(shè)中，已逐步向國際化邁進。我國太陽能光熱電站在技術(shù)路線、儲能系統(tǒng)、冷卻方式等方面呈現(xiàn)出與美國等國家不同的特點，部分技術(shù)已處于國際領(lǐng)先水平。此外，我國S-CO2布雷頓循環(huán)技術(shù)也已取得令人欣喜的成果，其核心部件——兆瓦級CO2壓縮機的成功研制對于我國S-CO2布雷頓循環(huán)技術(shù)發(fā)展具有里程碑意義。S-CO2布雷頓循環(huán)發(fā)電系統(tǒng)作為適合太陽能光熱發(fā)電的另一發(fā)電系統(tǒng)，較傳統(tǒng)水蒸氣朗肯循環(huán)發(fā)電系統(tǒng)具有循環(huán)效率高、水資源消耗少和腐蝕性低等優(yōu)勢，必將在未來的太陽能光熱發(fā)電中得到充分應(yīng)用。