郭苏，刘德有，王沛，许昌

(河海大学 能源与电气学院，南京 210098)

0 引言

21世纪，全人类都面临着同样的能源问题。当面临全球污染严重、常规能源近乎枯竭，又急需大量能源的双重矛盾时，全人类达成了共识：依靠科技进步，大规模开发利用太阳能、风能、生物质能等可再生清洁能源。近年来，太阳能热发电在欧美地区快速发展。目前，国际太阳能热发电的发展趋势是建设承担基础电力负荷的“大容量-高参数-长周期储热”电站。槽式太阳能热发电符合太阳能热发电的上述发展趋势，也是世界上迄今为止商业化最成功的太阳能热发电模式。本文对槽式太阳能热发电系统(以下简称槽式系统)进行详细论述[1]。

1 槽式太阳能热发电系统

槽式系统(如图1所示)将由抛物线槽式聚光镜、集热管等构成的大量槽式太阳能聚光集热器(以下简称槽式集热器)布置在场地上，再将这些槽式集热器加以串、并联，抛物线槽式聚光镜采用单轴跟踪方式追踪太阳运动轨迹，将直射太阳辐射聚焦到位于抛物线焦线的集热管上，集热管中的传热工质被加热到400 ℃左右用以产生高温高压蒸汽，从而推动汽轮发电机组发电[1]。

图1 美国加州SEGSIII槽式太阳能热发电站[2]

槽式系统结构简单、成本较低、土地利用率高、安装维护方便，而且导热油工质的槽式太阳能热发电技术(以下简称槽式技术)已经相当成熟。由于槽式系统可将多个槽式集热器串、并联排列组合，因此可以构成较大容量的热发电系统。但也因为其热传递回路很长，传热工质的温度难以再提高，系统综合效率较低。

集热管里的工质通常是导热油，但随着科学技术的发展，工质可以扩展到熔融盐、水、空气等物质。目前实际应用的工质主要有2种，即导热油和水。槽式技术按其工质不同，分为导热油槽式系统和直接蒸汽发电(DSG)槽式太阳能集热系统(以下简称DSG槽式系统)。

1.1 导热油槽式系统

传统槽式系统的工质为导热油，导热油工质被加热后，流经换热器加热水产生过热蒸汽，借助于蒸汽动力循环推动常规汽轮发电机组发电[3]。导热油槽式系统工作原理如图2所示，主要由聚光集热子系统、换热子系统、发电子系统、蓄热子系统、辅助能源子系统等构成。

图2 导热油槽式系统工作原理示意

聚光集热子系统是系统的核心，由众多分散布置的槽式集热器组成，而槽式集热器包括抛物线槽式聚光镜、集热管和跟踪装置等3部分。抛物线槽式聚光镜为线聚焦装置，阳光经镜面反射后，聚焦为一条线，集热管就放置在这条线上，用于吸收阳光加热工质(如图3所示)。目前，集热管有真空集热管和空腔集热管2种结构形式。跟踪装置由单片机、伺服电机、传感器等组成。太阳辐射传感器瞬时测定太阳位置，通过计算机控制伺服电机，带动反射镜面绕轴跟踪太阳。槽式集热器的聚光比为10～30，集热温度可达400 ℃。

图3 槽式系统聚光原理示意

换热子系统由预热器、蒸汽发生器、过热器和再热器组成。导热油槽式系统采用双回路结构，即集热管中的工质油被加热后，进入换热子系统中产生过热蒸汽，过热蒸汽通过蒸汽回路进入汽轮发电子系统发电。

发电子系统基本组成与常规发电设备类似，但太阳能加热系统与辅助能源系统联合运行时，需要配备一种专用控制装置，用于工作流体在太阳能加热系统与辅助能源系统之间的切换。

蓄热子系统是槽式系统不可缺少的组成部分。槽式系统在早晚或云遮时通常需要依靠储能设备维持系统的正常运行。蓄热器就是采用真空或隔热材料作良好保温的贮热容器。蓄热器中贮放蓄热材料，通过换热器对蓄热材料进行贮热和取热。蓄热子系统采用的蓄能方式主要有显式、潜式和化学蓄热3种，不同的蓄热方式应选择不同的蓄热材料。

辅助能源子系统一般应用于夜间或阴雨天系统运行时，采用天然气或燃油等常规燃料作辅助能源。Al-sakaf[4]提出，电厂通常可以使用25%以上的化石类燃料以作不时之需，这样可以节省昂贵的能量储存装置，降低整个太阳能热发电系统的初次投资，而且优化了太阳能热发电站的设计，大大降低了生产单位电能的平均成本[5]。

1.2 DSG槽式系统

目前，导热油槽式技术已经比较成熟，但导热油工质本身却存在着很多不足之处[6]。

(1)导热油在高温下运行时，化学键易断裂分解氧化，从而引起系统内压力上升，甚至出现导热油循环泵的气蚀。因此，导热油槽式系统一般运行温度为400 ℃，不易再提高，这直接造成导热油槽式系统的效率不高。

(2)导热油在炉管中流速必须在2 m/s以上，流速越小油膜温度越高，易导致导热油结焦。

(3)油温必须降到80 ℃以下，循环泵才能停止运行。

(4)一旦导热油发生渗漏，在高温下将增加引起火灾的风险。美国LUZ公司的SEGS电站就曾经发生过火灾，并为防止油的泄漏和对已漏油的回收投入大量资金。

鉴于导热油工质的上述问题，Cohen和Kearney[7]于1994年提出了以水为工质的DSG槽式集热器概念，作为槽式集热器未来的发展方向。DSG槽式系统是采用DSG槽式集热器，利用抛物线形槽式聚光器将太阳光聚焦到集热管上，直接加热集热管内的工质水，直至产生高温高压蒸汽推动汽轮发电机组发电的系统[8-11]。与导热油槽式系统相比，DSG槽式系统同样由聚光集热子系统、发电子系统、蓄热子系统、辅助能源子系统构成，但由于利用水工质代替了导热油工质，因此没有换热环节。DSG槽式系统具有以下优势：用水替代导热油，消除了环境污染风险；省略了油/蒸汽换热器及其附件等，减少了换热环节的能量损失，电站投资大幅下降；简化了系统结构，大幅降低了电站的运营成本；具有更高的蒸汽温度，电站发电效率较高[8-10,12-14]。近年来各国专家学者均将目光投向了DSG槽式系统。

DSG槽式系统有3种运行模式，分别是直通模式、注入模式和再循环模式[15-18]，如图4所示。在直通模式DSG槽式系统中，给水从集热器入口至集热器出口，依次经过预热、蒸发、过热，直至蒸汽达到系统参数，进入汽轮机组发电。注入模式DSG槽式系统与直通模式DSG槽式系统类似，区别在于注入模式DSG槽式系统中集热器沿线均有减温水注入。而再循环模式DSG槽式系统最为复杂，该系统在集热器蒸发区结束位置装有汽水分离器。上述3种模式中，直通模式是最简单、最经济的运行模式，再循环模式是目前最保守、最安全的运行模式[19]，而由于注入模式的测量系统不能正常工作[17]，因此一般不采用注入模式。由于DSG槽式系统运行中集热器内存在水-水蒸气两相流转化过程，因此，其控制问题比导热油工质槽式系统更加复杂[17-19]。

图4 DSG槽式系统运行模式简图

2 槽式系统发展现状

槽式系统作为商业化程度最高的太阳能热发电系统，从1980年美国与以色列联合组建的LUZ公司研制开发槽式线聚焦系统开始，至今已经发展了近30年。

1985年，LUZ公司在美国加利福尼亚州建立了第1座槽式太阳能热发电站(槽式电站)SEGSⅠ，实现了槽式技术的商业化运行[20-21]。在随后的6年里，LUZ公司又在SEGSⅠ电站附近建设了8座大型槽式电站(SEGSⅡ-Ⅸ)，这9座电站的装机容量分别在14～80 MW之间，总容量达到354 MW，总的占地面积已超过7 km2，全年并网发电量在800 GW·h以上，发出的电力可供50万人使用，其光电转化效率已达到15%，至今运行良好[22-23](如图5所示)。

图5 美国SEGS电站

SEGSⅠ-Ⅸ槽式电站已经成为了世界许多国家研究槽式技术的模型和样例，是槽式技术具有里程碑意义的代表作，具有深远的影响力。

2007年6月，Nevada Solar One电站正式并网运行。该电站是16年内美国境内建设的第2座太阳能热发电站，也是1991年以来世界上最大的一座太阳能热发电站。Nevada Solar One电站坐落在内华达州，由西班牙Acciona Energia公司建设，额定容量为64 MW，最大容量为75 MW，年产电量为134 GW·h。该电站总占地面积1 214 058 m2，拥有760台槽式集热器，采用导热油作为工质。集热管出口工质温度为391 ℃，经过热交换器加热水产生蒸汽，驱动西门子SST-700汽轮机组发电。Nevada Solar One电站项目总投资达到了2.66亿美元[24]。

2009年3月，Andasol-1电站(如图6所示)并网发电。该电站是欧洲的第1座槽式电站，位于西班牙安达卢西亚省。Andasol-1电站装机容量为50 MW，年产电力180 GW·h，占地面积2 km2，总集热面积达510 120 m2，其集热场进出口工质温度为293/393 ℃。该电站带有大型蓄热装置，2个蓄热罐每个高14 m，直径36 m，蓄热介质为熔融盐(NaNO3占60%，KNO3占40%)，共计28 500 t，蓄热总量为1 010 MW·h，可使汽轮发电机组满载发电7.5 h；采用ET-150型集热管，以Diphenyl/Diphenyl oxide导热油为传热工质。采用西门子50 MW再热式汽轮机，循环效率38.1%；电站总投资26.5亿欧元，发电成本为0.158欧元/(kW·h)[25-26]。

图6 Andasol-1电站全景照片

Archimede槽式发电站位于意大利西西里岛的Priolo Gargallo，于2010年7月建成。该电站装机容量为5 MW，集热器出口工质温度达到550 ℃，镜场面积30 000 m2，使用了世界上较为先进的ENEA太阳能聚光器。Archimede电站是第1座采用熔融盐为传热、储热工质的燃气联合循环电站[27]。

2013年10月，目前全球最大的槽式电站Solana电站正式实现投运。该电站装机容量达到280 MW，是美国首个配置熔盐储热系统的太阳能电站，储热时长6 h。Solana电站位于美国亚利桑那州，年发电量高达944 GW·h，可满足7万个家庭的日常用电需求，电站总投资额高达20亿美元[28]。

导热油工质的槽式技术已经较为完善，但导热油工质由于其自身特性使整个发电系统有无法弥补的缺陷。因此，各国专家在建设导热油槽式电站的同时，也在寻求工质为水的DSG槽式电站的研究和发展。

1996年，在欧盟的经济支持下，CIEMAT公司联合DLR公司、ENDESA公司等8家公司在CIEMAT-PSA实验中心共同研发了1个槽式太阳能直接蒸汽发电实验项目DISS(Direct Solar Steam)[29-30]，DISS槽式太阳能热发电站如图7所示。DISS项目的目的是研发DSG槽式电站，并测试其可行性。DISS总装机容量为1.2 MW[31]。DISS项目分2个阶段：第1阶段为1996年1月至1998年11月，主要是在PSA设计并建成一个与实际电站一样大小的实验系统；第2阶段为1998年12月至2001年8月[32-33]，主要是利用该实验系统在真实太阳辐射条件下研究DSG槽式系统的3种基本运行方式(即直通模式、再循环模式和注入模式)，找出最适用于商业电站的运行模式，并为未来DSG槽式电站的设计积累经验[34]。DISS电站工质为水，出口工质流量为0.8 kg/s，工质温度约为400 ℃，压力为10 MPa[35]。

图7 DISS槽式太阳能热发电站

DISS电站的运行结果表明，DSG槽式技术是完全可行的，并且在回热兰金循环下，汽轮机入口温度为450 ℃时，DISS电站太阳能转化为电能的转化率为22.6%。而导热油槽式系统，汽轮机入口温度为375 ℃(这一温度由导热油的稳定极限限制)时，太阳能转化为电能的转化率仅为21.3%[34]。

2006年，Zarza，Esther Rojas M[36]等人提出了世界上第1座准商业化DSG槽式电站INDITEP电站的设计方案(如图8所示)。该设计方案指出，INDITEP电站是一座再循环模式的DSG槽式电站，由欧盟提供经济支持，德国与西班牙合作建设。INDITEP电站是DISS项目的延续，依据DISS项目开发的设计和仿真工具均被应用到INDITEP电站中。建设INDITEP电站的目的是通过实际电站运行验证DSG槽式技术的可行性，并逐步提高该技术在运行中的灵活性和可靠性。该电站装机容量为5 MW，采用过热蒸汽兰金循环，选用ET-100型槽式集热器南北向排列，共70台槽式集热器，每排由10台槽式集热器组成，蒸发区与过热区由汽水分离器连接。集热场入口水工质的温度/压力是115 ℃/8MPa，给水流量为1.42 kg/s，出口产生流量1.17 kg/s，410 ℃/7 MPa的过热蒸汽。集热场设计点为太阳时6月21日12时。

图8 INDITEP电站集热场示意

2012年1月，TSE-1电站并网发电，这是世界上首座商业化DSG槽式电站。TSE-1电站位于泰国Kanchanaburi省，装机容量为5 MW，运行温度和压力为330 ℃/3 MPa，集热场占地面积110 000 m2，聚光镜面积45 000 m2，年发电量9 GW·h，由Solarlite公司提供技术支持[37-38]。

与国外相比较，我国槽式技术起步较晚。在导热油槽式系统方面，中科院工程热物理所[25]搭建了导热油工质真空集热管测试平台，验证了太阳辐照强度、流体温度与流量对集热性能的影响。2013年8月，龙腾太阳能槽式光热试验项目在内蒙古乌拉特中旗巴音哈太正式投入使用，试验期限为2年。该项目将为未来华电集团在乌拉特中旗开发50 MW太阳能光热发电项目提供设备及安装服务奠定坚实的基础。在DSG槽式系统方面，河海大学搭建了DSG槽式集热器测试平台，目前处于平台测试阶段。

3 槽式技术发展方向

槽式技术作为最成熟、最完善的太阳能热发电技术，已经成功商业运行了近30年，目前世界上槽式太阳能热发电的发展方向是完善工质为水的DSG槽式技术。德国航空航天中心(DLR)太阳能研究所的项目总监Fabian Feldhoff给出了DSG槽式太阳能热发电具体的研究方向[39]。

(1)产业方面。提高系统运行参数(达到11 MPa/500 ℃)；优化集热管参数，使其承受更高压力和温度的同时降低其成本；改进电站结构，降低发电费用。

(2)研发技术方面。优化再循环模式和直通模式的集热场性能；优化电站启动过程，提高运行控制的稳定性；降低储能成本，提高储能性能；实现DSG槽式电站与其他形式电站的联合运行，达到优势互补的目的。

4 结论

相对其他太阳能热发电形式而言，槽式系统结构简单、成本较低，是最符合商业化运行特点的太阳能热发电形式。根据传热工质的不同，导热油槽式系统和DSG槽式系统具有不同的结构特点。导热油槽式系统已经发展得较为成熟，而DSG槽式系统作为槽式系统的发展方向，仍需进一步完善。在常规能源日益短缺的今天，我国应大力推广槽式太阳能热发电技术，以满足我国能源、经济、社会的发展需求。

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