許利華，侯曉東，劉可亮

（杭州鍋爐集團股份有限公司，浙江 杭州 310021）

我國能源消費結構中，以煤炭、石油為主的化石燃料占比超過80%，由此帶來的環(huán)境問題十分嚴峻。為了解決環(huán)境問題，政府積極淘汰落后產能，不斷發(fā)展清潔能源技術。太陽能光熱技術正是一種可替代常規(guī)化石燃料且環(huán)境友好的新能源技術。

光熱發(fā)電所需太陽能資源評價采用法向直射輻射強度（direct normal irradiance，DNI）［1］。DNI＞1 600 kW·h·m-2·a-1（～4.4 kW·h·m-2·d-1）的地區(qū)建設太陽能光熱電站具有經濟效益；DNI＞1 800 kW·h·m-2·a-1（～5 kW·h·m-2·d-1）的地區(qū)具有良好的太陽資源條件。我國DNI≥5 kW·h·m-2·d-1、坡度≤3%的太陽能光熱發(fā)電可裝機潛力約16 000 GW，與美國接近，其中DNI≥7 kW·h·m-2·d-1的裝機潛力約1 400 GW。以年發(fā)電量來講，我國潛在太陽能光熱發(fā)電潛力為42 000 TW·h·a-1［2］。

1 政策及示范項目

我國光熱資源雖然豐富，但相關研究起步較晚。為促進光熱技術發(fā)展，政府公布的《中國可再生能源發(fā)展路線圖2050》［3］中明確了太陽能光熱技術發(fā)展的路線圖。根據(jù)路線圖，按基本情景預測，2020 年光熱發(fā)電裝機容量可達500萬kW，2030 年可達3 000 萬kW，2050 年可達1.8 億kW［3］。在技術路線方面，2015—2020 年，主要是工程試點示范階段，積累系統(tǒng)集成經驗；2020—2030 年，進入規(guī)模發(fā)展階段；2030 年以后，進入大規(guī)模發(fā)展階段［3］。

2016 年國家發(fā)展與改革委員會核定全國統(tǒng)一的太陽能熱發(fā)電（含4 h 以上儲熱功能）標桿上網電價為1.15 元·（kW·h）-1，并且明確該電價僅適用于納入國家能源局2016 年組織實施的、且在2018 年底前全部投運的示范項目［4］。同年，國家能源局又公布了首批20 個光熱發(fā)電示范項目，總裝機容量達134.9 萬kW，包括9 個塔式電站、7 個槽式電站和4 個菲涅爾電站［5］。

根據(jù)示范項目實際進度，2018 年國家能源局下發(fā)通知。該通知中明確建立電價退坡機制、內容調整機制、項目退出機制和失信懲戒等制度［6］。截至2018 年底，共有3 大項目（合200 MW）建成并網，仍在建設的有350 MW，建設終止的有50 MW，尚未全面啟動的有749 MW［7］。首批光熱示范項目整體進度未及預期。

2 光熱發(fā)電技術特點及現(xiàn)狀

太陽能光熱技術特指聚焦式光熱發(fā)電技術（concentrating solar power，CSP），即通過反射鏡將太陽光匯集，直接或間接產生高品質蒸汽，并推動動力系統(tǒng)做功發(fā)電。按聚焦方式的不同可分為碟式、槽式、線性菲涅爾和塔式光熱技術。

2.1 碟式光熱技術

圖1 為碟式光熱技術示意圖。該技術采用點聚焦方式，通過旋轉拋物面將太陽光匯聚于一點。該技術具有聚光倍數(shù)高（可達3 000 以上）、聚光溫度高（750～1 500 ℃）的特點。通常采用斯特林機直接發(fā)電，具有較高發(fā)電效率（可達32%）［8］。

圖 1 碟式光熱技術Fig. 1 Disc-type solar thermal power generation technology

該技術單碟功率通常不大，可單機標準化生產，具有壽命長、綜合效率高、運行靈活性強等特點。發(fā)電成本不依賴工程規(guī)模，適合邊遠地區(qū)離網發(fā)電［9］。但該系統(tǒng)單機規(guī)模受到限制，規(guī)模化造價昂貴，儲能也有困難，目前基本處于研究試運階段。

2.2 槽式光熱技術

圖2 為槽式光熱技術示意圖。該技術采用線聚焦方式，通過槽式拋物面把光線匯聚于焦線，焦線上的集熱管吸收太陽能。槽式光熱技術聚光倍數(shù)通常小于100，集熱管內工質溫度一般不超過400 ℃，常用導熱油作為吸熱工質［10］。

槽式光熱技術成熟，在國內外已建成的光熱項目中數(shù)量最多。最著名的是美國加州SEGS 系列電站（共9 座，總容量354 MW［11］）和美國Solana電站（280 MW，全球槽式單機容量最大電站［12］）。

圖 2 槽式光熱技術Fig. 2 Trough-type solar thermal power generation technology

圖 3 線性菲涅爾光熱技術Fig. 3 Linear Fresnel solar thermal power generation technology

槽式光熱技術（導熱油為工質）受較低參數(shù)的限制，其光電效率比碟式和塔式的低。雖然如此，槽式技術也在不斷尋求創(chuàng)新，例如直接采用熔鹽為吸熱和儲熱工質的示范回路在國內（200 kW，甘肅阿克塞熔鹽槽式試驗平臺）［13］和國外（意大利西西里島熔鹽槽式示范項目）都已建成。同時，示范項目中有2 個槽式電站（金釩甘肅阿克塞50 MW 和中陽河北張家口64 MW）采用熔鹽槽式路線。熔鹽工質的采用有助于簡化熱力回路，提高系統(tǒng)參數(shù)及效率。規(guī)?；埯}槽式電廠若運行成功，可極大提高該技術的競爭力。

2.3 線性菲涅爾光熱技術

圖3 為線性菲涅爾光熱技術示意圖。該技術由槽式技術衍生而來，采用并列布置的長條形反射鏡，把太陽光反射到焦線并加熱集熱管內工質。相當于把槽式反射面分割成長條形并展開成平面，直接安裝在地面上。這樣可以使焦線上的吸熱器固定安裝，不再跟隨反射鏡旋轉，增加了系統(tǒng)可靠性，同時也極大地降低了反射鏡的加工難度和成本。

線性菲涅爾技術研發(fā)起步較晚，現(xiàn)階段整體效率不高，國外已建成的電廠容量遠低于槽式和塔式。傳統(tǒng)菲涅爾技術以水為吸熱工質。全球目前已建成的兩大商業(yè)化菲涅爾電站分別為西班牙Puerto Errado2 30 MW 電站［14］和印度信實電力100 MW 電站［15］。

示范項目中包含4 個菲涅爾電站，吸熱工質涵蓋水、導熱油和熔鹽。截至2018 年底，其中3 個項目均未能如期開建。但以熔鹽為工質的大成甘肅敦煌50 MW 項目依然在列，為今后對以熔鹽為工質的塔式、槽式和線性菲涅爾電站的實際運行情況進行對比提供了可能。

2.4 塔式光熱技術

圖4 為塔式光熱技術示意圖。該技術利用定日鏡將太陽光聚集在中心吸熱塔的吸熱器上，聚光倍數(shù)可達到500～1 000，具有聚光倍數(shù)高、蒸汽參數(shù)高和發(fā)電效率高等特點，特別適合大規(guī)模和大容量的商業(yè)化應用。

國外塔式光熱電站主要有：西班牙GemaSolar電站（20 MW，全球首個可24 h 持續(xù)發(fā)電熔鹽工質電站）、美國Ivanpah 電站（392 MW，3 個塔式水工質電站構成，全球最大規(guī)模光熱電站）、美國Crescent Dunes 電站（110 MW，全球首個百MW 級塔式熔鹽電站［16］）和摩洛哥NOOR 3 電站（150 MW，全球最大單機容量塔式光熱電站［17］）。

圖 4 塔式光熱技術Fig. 4 Tower-type solar thermal power generation technology

圖 5 中控德令哈2 × 5 MW 示范電站［19］Fig. 5 2×5 MW demonstration power plant of Supcon Solar in Delingha

北京延慶1 MW 塔式水工質實驗示范電站是我國首座自主研發(fā)、設計和建造的MW 級塔式光熱電站［18］。2013 年投運的中控德令哈2 × 5 MW水工質示范電站（見圖5）是我國首套投入商業(yè)運行的光熱電站。該項目具有完整自主知識產權，批復上網電價1.2 元·（kW·h）-1。2016 年又完成了#1 塔的熔鹽回路改造[見圖5（a）]并帶2 h儲熱，驗證了塔式熔鹽技術［19-20］。首航敦煌一期10 MW 塔式熔鹽電站是全球第三座、亞洲第一座實現(xiàn)24 h 連續(xù)發(fā)電的光熱電站［21］。

2.5 吸熱工質

吸熱工質通常包括導熱油、水和熔鹽。導熱油在槽式中應用最廣；水主要應用在塔式和線性菲涅爾技術中；熔鹽在塔式中應用居多，并逐漸向槽式和線性菲涅爾方向擴展。導熱油在工業(yè)上應用廣泛，但較低的工作溫度（＜400 ℃）制約了其在光熱領域的應用。

圖6 為早期的水工質塔式光熱發(fā)電系統(tǒng)。該技術回路簡單，技術相對成熟且成本較低，但也存在工作壓力高和儲熱困難等問題。

圖 6 水工質塔式發(fā)電系統(tǒng)Fig. 6 Tower power generation system with water as working fluids

在高溫熔融狀態(tài)下，熔鹽具有性質穩(wěn)定、液相范圍寬、儲熱能力強和成本低廉等優(yōu)勢，是現(xiàn)階段應用最廣的儲熱工質。雖然熔鹽凝固點高，但可通過管路伴熱等方式加以解決。

3 塔式熔鹽光熱電站

綜合考慮光熱效率、工質特性、儲熱能力和可規(guī)模化商業(yè)運行等諸多因素，以熔鹽作為吸熱和儲熱工質的塔式熱發(fā)電技術是最具市場潛力的技術路線。

采用塔式技術和熔鹽吸熱儲熱技術相結合，使塔式熔鹽光熱電站具備光熱效率高、可24 h連續(xù)發(fā)電以及可規(guī)模化商業(yè)運行的綜合優(yōu)勢。

3.1 系統(tǒng)組成

圖7 為塔式熔鹽熱發(fā)電系統(tǒng)。該系統(tǒng)由三部分組成：定日鏡場、熔鹽系統(tǒng)和動力發(fā)電系統(tǒng)。其中熔鹽系統(tǒng)又可分為吸熱系統(tǒng)、儲熱系統(tǒng)和蒸汽發(fā)生系統(tǒng)。

圖 7 塔式熔鹽熱發(fā)電系統(tǒng)Fig. 7 Tower solar power generation system with molten salts as working fluids

定日鏡將太陽光匯聚在吸熱器上，冷鹽泵將290 ℃冷鹽從冷鹽罐輸送至塔頂吸熱器，冷鹽吸熱后成為565 ℃熱鹽，之后熱鹽再通過重力作用下塔并存儲于熱鹽罐中。

吸熱器白天工作時，熱鹽通過熱鹽泵輸送至蒸汽發(fā)生系統(tǒng)與水/水蒸汽換熱，產生高溫高壓過熱蒸汽用于發(fā)電。放熱后的冷鹽再回到冷鹽罐中，完成整個熔鹽循環(huán)。常規(guī)水/水蒸汽循環(huán)發(fā)生在蒸汽發(fā)生系統(tǒng)和動力發(fā)電系統(tǒng)之間，此處不再贅述。

為滿足夜間吸熱系統(tǒng)停機狀態(tài)下的電負荷需求，白天時吸熱器中熔鹽的吸熱負荷要大于蒸汽發(fā)生系統(tǒng)中的放熱負荷。這樣就會有富余的熱鹽逐漸在熱鹽罐中積累，用于夜間循環(huán)發(fā)電，這便是儲熱過程。夜間機組發(fā)電小時數(shù)越多，白天需求的熱鹽儲存量就越大，冷、熱鹽罐的容積也就越大。

3.2 技術特點

塔式熔鹽熱發(fā)電系統(tǒng)與常規(guī)熱力系統(tǒng)的區(qū)別主要體現(xiàn)在：熔鹽在吸熱系統(tǒng)和儲熱系統(tǒng)中的應用，以及由此帶來的系統(tǒng)結構和運行等方面的特殊性。

（1）熔鹽工質

光熱發(fā)電系統(tǒng)應用的主要是二元熔鹽，由質量分數(shù)分別為60%、40%的NaNO3和KNO3組成，通常稱為太陽鹽（solar salt）。該鹽凝固點為220 ℃，最高耐溫620 ℃，實際運行溫度為290～565 ℃。由于凝固點高，為防止局部流動死點或停機期間出現(xiàn)凍鹽，需要對所有熔鹽工質管道、閥門和設備等進行伴熱保溫，并對溫度進行監(jiān)控。

（2）吸熱器

常規(guī)鍋爐受熱面與煙氣（除水冷壁外）為對流換熱，換熱管四周換熱；而塔式吸熱管是受光面單側輻射換熱（見圖8），換熱面積不及管周的一半，受光側和背光側壁溫差可高達數(shù)百度［22］。同時，吸熱系統(tǒng)為日啟停運行模式，對吸熱管承受溫差應力、熱膨脹應力和低周疲勞等方面的能力提出了更高要求。

圖 8 吸熱管壁溫分布Fig. 8 Distribution of tube wall temperature in the central receiver

吸熱器安裝在數(shù)百米高塔上，因此在設計中要盡量減小吸熱器重量和尺寸，以節(jié)約項目材料和安裝成本。故吸熱管的設計熱流密度遠比常規(guī)鍋爐大，管壁也更薄。再考慮到熔鹽的腐蝕特性，所以吸熱管普遍采用的是進口鎳基合金材料。進口鎳基合金材料定貨周期較長，是影響項目進度的關鍵因素之一。

（3）熔鹽閥門

熔鹽凝固點高，使系統(tǒng)存在凍鹽風險，特別是閥門，如果設計結構有缺陷就會在停機疏鹽時無法疏盡而發(fā)生凍鹽，從而影響整個系統(tǒng)的再次啟動。鍋爐中常用的閘閥就由于存在無法避免的積鹽結構，在熔鹽系統(tǒng)中幾乎不使用，而通常采用三偏心蝶閥代替。熔鹽系統(tǒng)中有良好應用業(yè)績的三偏心蝶閥品牌全部為進口，價格十分昂貴。

（4）熔鹽儲罐

熔鹽儲罐是儲存冷熱熔鹽工質的容器，尺寸大，需要現(xiàn)場分段焊接完成?，F(xiàn)場制造質量直接影響儲罐的可靠性，出現(xiàn)問題后處理難度大，耗時長。

（5）施工周期

圖9 為50 MW 塔式光熱電站水泥吸熱塔，其高度約200 m。從結構和成本角度考慮，采用水泥塔更優(yōu)。水泥塔是整個吸熱系統(tǒng)的基礎。水泥塔完工后，塔頂和塔內設備才能依次安裝。示范項目多位于北方，這些地區(qū)一年中適于工程建設的時間較短。冬季時間長、平均氣溫低，塔頂高空作業(yè)難度極大。充分預估施工難度、合理制定施工計劃是確保項目順利推進的前提。

圖 9 50 MW 塔式光熱電站水泥吸熱塔Fig. 9 Cement tower of 50 MW tower-type solar thermal power plant

3.3 運行風險

2016 年Crescent Dunes 電站發(fā)生一起熔鹽罐泄露事故，導致該電站自2016 年10 月起開始停運。直至2017 年7 月才正式恢復運行，停運時間長達8 個月［23］。2017 年GemaSolar 電站也因熔鹽儲罐發(fā)生事故導致電站停運數(shù)月，這也是該電站第三次發(fā)生此類事故［24］。

除此之外，管道凍鹽、閥門泄漏等故障也時有發(fā)生，可能造成吸熱管在低周疲勞下發(fā)生漲粗甚至爆管。圖10 是某熔鹽吸熱器啟動時的紅外熱像圖。由圖中可見，幾根吸熱管溫度較高。這是停機疏鹽不暢發(fā)生凍鹽，系統(tǒng)再次啟動后吸熱管壁溫偏高的典型現(xiàn)象。通常，凍鹽可在高溫緩慢加熱條件下逐漸熔化而使系統(tǒng)恢復正常工作；但如果發(fā)生爆管，系統(tǒng)將被迫停運。

圖 10 啟動時吸熱管壁溫偏高［25］Fig. 10 High tube wall temperature of the central receiver during start-up

4 光熱發(fā)電成本

2017 年9 月，ACWA Power 與 上 海 電 氣 的聯(lián)合體以7.3 美分·（kW·h）-1[約0.48 元·（kW·h）-1]的最低價斬獲了迪拜Mohammed bin Rashid Al Maktoum 太陽能園區(qū)第四階段的700 MW 光熱發(fā)電項目，成功刷新迪拜光熱發(fā)電項目最低電價記錄［26］。

國內光熱發(fā)電尚處于起步階段，成本遠高于常規(guī)電廠。未來隨著示范項目投運成功，光熱項目規(guī)?；痛笮突螅杀居型蛧H市場持平。

5 結束語

我國太陽能光熱資源豐富，未來市場潛力巨大，是未來化石燃料的重要替代能源之一。本文在對光熱發(fā)電技術特點和國內外現(xiàn)狀進行介紹的基礎上指出：塔式熔鹽吸熱加儲熱系統(tǒng)是最具前景的光熱發(fā)電技術。該技術可實現(xiàn)規(guī)模化商業(yè)運行，并可24 h 連續(xù)可調節(jié)發(fā)電。但熔鹽工質的高凝固點帶來的潛在風險也應重點關注。屢創(chuàng)新低的國際光熱電價給國內光熱發(fā)電成本的降低帶來了希望。示范項目的投運驗證，有望使成本快速降低。