文 _ 吴鸣 南京凯盛开能环保能源有限公司

太阳能光热与热电耦合发电技术综述（上）

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1 太阳能光热发电技术概述

太阳能光热发电即聚光太阳能热发电（Concentrating Solar Power），也称CSP，是太阳能发电中不同于光伏发电的另一种技术。

光热发电技术是利用光聚焦原理，把太阳光线的分散能量进行高度聚集，通过吸热器中工质吸收阳光热能，直接或间接地加热水，产生一定参数的蒸汽，然后送往汽轮发电机组进行发电。实际应用的主要技术种类有槽式、塔式、碟式和线性菲涅尔式。

1.1 槽式光热发电技术

分别采用槽式聚光镜和吸热管来聚焦和吸收太阳光热能，进而转化成电能。槽式聚光镜是一种高精密度的太阳反射镜，按主要制造材料可分为两种：玻璃反射镜和铝板反射镜，反射镜的横截面采用槽式抛物面。吸热管一般由碳钢或合金钢材料制作，具体根据设计运行温度而定。吸热管安装在抛物镜的焦线上，与聚光镜一起构成槽式聚光器。

槽式聚光器的聚光比比较低，一般不超过100。槽式光热发电技术在欧美具有二十多年的商业化运行经验，技术比较成熟，产生的水蒸气已经达到371℃的商业化电站运行温度，电站年均光热电转换效率已达16%，理论峰值光热电转换效率最高可达21% 。

目前带储热系统的槽式光热电站，发电功率所需土地约20m2/kW（露天布置聚光镜场）,10MW的槽式光热电站占地300亩，50MW槽式光热电站占地1500亩。如若采用玻璃房内布置聚光镜，则占地面积可减半。目前国外带储热系统的槽式光热电站功率造价折合人民币2.5万元/kW左右，不带储热系统的槽式光热电站功率造价人民币2.2万元/kW左右。 槽式光热电站目前可设计建设的单机发电规模以不超过50MW为宜,适合建设集中式光热电站，规模越大单位功率造价越低。

槽式光热电站一般采用一维跟踪方式，如果聚光镜焦线采用南北布置，则只需要在东西方向根据太阳的视位置变化而调整聚光镜的旋转角度，以保证阳光始终直射聚光镜，跟踪系统比较简单。

槽式光热发电应用的典型案例有：20世纪80～90年代美国加州建造的由9座电站组成的354MW的SEGS系列电站；西班牙Andasol1-2（100MW）；希腊的克里达电站（50MW）。

目前国内已经建成试运行的典型槽式光热发电示范项目有：国电青松吐鲁番新能源180kW槽式光热发电示范项目；兰州大成能源在甘肃兰州建设的200kW槽式菲涅尔电站；华能集团在海南三亚南山电厂1.5MW线性菲涅尔光热发电项目。

1.2 塔式光热发电技术

采用平面玻璃银镜阵列聚集太阳光辐射到吸热器去加热工质，吸热器则安装在聚光镜阵列中间的高塔顶部，目前比较流行的是多面体腔式吸热器。

塔式光热发电技术由于采用大面积的聚光镜阵列来聚集太阳光，可以达到1000以上的聚光比，因此聚集的光强很高，能将吸热工质（一般采用工业熔盐）加热到565℃的工作温度，目前能将水蒸气加热到高达540℃的商业化电站运行温度，电站年均光热电转换效率已达13.7%，理论峰值光热电转换效率最高可达23% 。

目前带储热系统的塔式电站，发电功率所需土地约66m2/kW左右，10MW塔式光热电站占地1000亩，50MW塔式电站占地5000亩。因此，考虑到占地面积和吸热器的体积限制，塔式光热电站可设计建造的单塔发电规模以不超过10MW为宜，塔式适合建设集中式大型光热电站。

目前带储热系统塔式光热电站单位功率造价在人民币2.5万元/kW，与槽式光热电站差不多。

塔式光热电站采用二维太阳跟踪方式，对跟踪系统的精准度要求很高，跟踪系统比较复杂。

典型的塔式水/ 蒸汽太阳能光热发电试验电站有：美国在20世纪80～90年代建成的10MW Solar One，后来增加熔盐储热系统，演化为Solar Two；西班牙的CESA-1和11MW的PS10电站（2007年投运）。皇明太阳能、华电集团和中科院在北京延庆合作建设1MW塔式光热发电项目已经正式运行；浙江中控太阳能在青海德令哈50MW塔式光热电站一期10MW已经完工；青岛神泰能源准备投资16亿元在山东平度市建设塔式热气流光热电站。

1.3 碟式光热发电技术

采用旋转抛物面聚光镜，将阳光聚焦在焦点上，采用斯特林发电机吸收光能加热工质驱动发电机发电。碟式聚光镜的聚光比很高，可以产生2000℃以上的高温，目前的发电机材料还难以承受如此高的温度，因此斯特林发电机吸热器一般不能布置在正焦点位置上，而是偏移焦点一段距离，以防止高温毁坏发电机。

碟式光热发电具有很高的光热电转换效率，年均光热电转换效率已达25%，峰值光热电效率理论上最高可达到30%，但造价高昂，是几种光热发电技术中最高的，目前功率造价在人民币4万～6万元/kW。

碟式（斯特林）系统适合小型的分布式发电，和其它太阳能光热发电系统不同，碟式（斯特林）系统是由斯特林发电机直接实现由热能到机械能到电能的转化，而不需要汽轮机。这种系统规模较小，高效、模块化，可以灵活单独使用或者集成使用。

碟式光热发电单碟装机容量一般以不超过25kW为宜，单位发电功率所需土地约50m2/kW左右，最适宜建设分布式小型光热发电系统，也能建设集中式光热电站。

1.4 线性菲涅尔式光热发电技术

是槽式光热发电技术的一种简化。 该技术采用长条形反光板代替槽式抛物镜，即线性菲涅尔聚光器，制造更为简单。线性菲涅尔聚光器的聚光比一般为10～80，年平均效率10%～18%，理论峰值效率可达20%，蒸汽参数可达250～500℃，发电功率所需土地约15m2/kW左右。目前单位功率造价比槽式低45%左右。

线性菲涅尔式光热发电技术与槽式一样，采用一维跟踪，跟踪系统比较简单。电站单机规模以不超过50MW为宜，适合建设集中式光热电站。目前，华能海南1.5MW线性菲涅尔天然气耦合电站已经投运。

2 太阳能光热发电市场与成本分析

2.1 国际市场现状

2007年起，全球光热发电年新增装机容量成倍增长，到2011年底，全球光热装机容量达到1300MW，在建3000MW，预计到2020年达到25GW，主要集中在美国和西班牙。

美国处于准备阶段的太阳能热发电项目已有8.5GW，其中3200MW已经签署购电协议，美国计划2020年光热发电生产的电量将占总能量的25%。美国加州政府能源局处于审批公示阶段中的太阳能热发电装机容量则达24GW，占地面积超过12.14万公顷。根据美国加州的计划，到2030年，太阳能热发电与光伏发电的比例为4∶1。

美国已经建成的典型光热电站有：加州Mojave沙漠354MW槽式光热电站，20世纪80～90年代建成，成功运行了多年；内华达州65MW槽式光热电站，2007年6月投运；亚利桑那州280MW槽式光热电站，2011年投产；内华达州10MW塔式Solar One，后来增加熔盐储热系统，演化为Solar Two。

2009年7月启动的“欧洲沙漠行动计划”，堪称全世界太阳能领域最具雄心的计划。以德国企业为主的多个欧洲财团和公司，计划在未来10年内投资4000亿欧元，在中东及北非地区建设一系列并网的太阳能光热发电站，来满足欧洲未来15%的电力需求，以及电站所在地的部分电力需求。

目前，西班牙是太阳能热发电规模最大的国家，既有20MW量级的塔式电站，也有50MW量级的槽式电站。在西班牙的可再生能源规划中，提出2010～2013年太阳能热发电装机容量的新目标为2440MW。

西班牙的Andasol系列电站是欧洲第一座大规模槽式光热电站，其中的AndosalⅠ，电站容量50MW，是世界上首座带有蓄热系统的光热电站，蓄热时间可达7.5h。蓄热工质采用硝酸熔盐混合物，采用双罐间接式蓄热，冷罐温度292℃，热罐温度386℃，罐体高度14m，直径38.5m，可容纳熔盐28500t，蓄热量1010MW/h。电站年均光-热-电转换效率可达16%，高于美国SEGS电站13.7%。

2 0 11年7月，总装机2 0 M W的西班牙Gemasolar太阳能光热电站顺利完成了试运行，成功实现24h不间断发电，成为世界上首个能够全天候持续供电的商业化太阳能发电厂。

2.2 国内市场现状

我国光热发电项目属于国家863计划，于2006年立项，2008年获得国家发展改革委批准。2011年6月国家发展改革委颁布的《产业结构调整指导目录》中，鼓励新增新能源产业，光热发电放在首位。《可再生能源发展“十二五”规划》中明确指出，我国太阳能光热发电目标为2015年装机达到1GW，2020年达到3GW，年增装机容量300MW以上，但按目前 “光热发电西北圈地”的情况看来，未来规模将远超规划。

我国初步拟定的四个重点光热发电试点地区是：内蒙鄂尔多斯高地沿黄河平坦沙漠、甘肃河西走廊平坦沙漠、新疆吐鲁番盆地、塔里木盆地和西藏拉萨。这四个地区除了光照好，还具备丰富水源及电网接入条件，非常适合建设光热电站。

随着设备国产化，技术的成熟，2012年下半年，甘肃金塔、宁夏哈纳斯、中广核宁夏德令哈、大唐鄂尔多斯等几个50MW以上的大项目相继开工，国内光热发电项目进入实质性建设阶段。

目前，中海阳、皇明、力诺和中航通用等光热设备制造企业纷纷加快了产业链布局。其中，中海阳连续三年保持业绩高增长，主要投资方向是太阳聚光镜生产线建设及电站系统集成能力提升。早在2001年，皇明公司就自行开发光热发电技术，如今光热发电所需的核心部件，如定日镜、槽式镀膜钢管、槽式聚光器均可自行生产。

北京延庆电站是亚洲首座塔式太阳能光热发电站，装机容量为1MW，属于示范项目。电站建成后，每年的发电量将达到270万kWh，相当于节约标准煤1100t，可减排CO22300t、SO221t、NOx35t。2

.3 成本分析

由于我国光热核心设备及关键技术还没有国产化，在发展光热发电的过程中，受到国外的技术垄断。一台实际价值不过500万美元的镀膜机国外报价1.2亿元人民币，一吨成本不过2.5万元的高温导热油，国外报价5万元。最为核心的聚光镜和吸热管技术被少数几家公司垄断，这导致了我国光热发电成本居高不下。因此，要降低成本，必须实现关键技术和核心设备的国产化，实现规模化生产，带动相关产业链的发展。

以大唐鄂尔多斯50MW光热电站为例，根据该项目0.9399元/kWh的中标上网电价，结合国外光热电站成本比例，可以推算出大唐鄂尔多斯50MW电站成本大约为23000元/kW，与美国SEGS电站相当。

太阳能光热发电最大的优势就是清洁与低成本，规模越大成本越低。光热电站单机和装机规模的提升是降低光热比成本的最大动力，近一半的成本降低来自规模效应。光热装机由50MW提高至100MW，单位成本将下降12%，提高至200MW，单位成本将下降20%；聚光镜和集热管等核心部件的技术升级能带来20%以上的成本下降空间。

根据目前国内外现状分析，光热电站单位功率造价比光伏略高，但通过4～5年的发展，光热电站的电价预计将降低至0.8～1.0元/kWh，并在2020年有望实现无需补贴就能平价上网。

……待续