太阳能光热发电现状及超临界CO2光热发电技术应用前景

何志瞧，童家麟

（1.浙江浙能兰溪发电有限责任公司，浙江兰溪321100；2.国网浙江省电力有限公司电力科学研究院，杭州310014）

0 引言

2018年全球一次能源消费增长了2.9%，几乎是2008—2017年平均增速的10倍，也是2010年以来的最高增速，说明全球经济增长呈上升趋势，但这也会给能源消费和碳排放控制带来新的压力。值得欣喜的是，一次能源消费增长主要由天然气和可再生能源驱动，其中天然气和可再生能源的增速分别达到了5.3%和14.5%，说明全球能源结构调整速度加快，清洁能源已进入了规模化发展的新阶段。但是，2018年全球碳排放增长了2.0%，为近7年来的最高增速，这与煤炭消耗量持续增长有关［1］。因此，大力发展可再生能源仍是现阶段的迫切需求。

太阳能作为重要的可再生能源之一，近年来在全球能源体系中占据越来越重要的地位。2018年全球太阳能发电量达到了584.6 TW·h，占新能源发电量的23.6%，其中中国、美国、日本位居前3位。太阳能发电大致可分为太阳能光伏发电和太阳能光热发电2大类，与太阳能光伏发电相比，太阳能光热发电具有调度运行方式灵活、可显著减少弃光、储能成本更低等优势，被认为是最具竞争力的新能源发电模式之一［2-4］。目前，太阳能光热发电仍基于水蒸气朗肯循环原理，使得光热电站的循环效率难以进一步提升；同时，基于该循环方式的发电系统会在一定程度上加剧太阳能资源较为丰富但相对缺水地区的水资源压力。近年来逐渐兴起的超临界CO2（S-CO2）布雷顿循环具有发电效率高、对水资源依赖度低、适用热源范围广等优势，可能是未来最适宜于光热电站的发电循环方式［5-6］。因此，本文以美国和中国光热发电技术为研究对象，介绍这2个国家光热发电技术的发展历程和技术特点，并对S-CO2布雷顿循环在光热发电领域的应用前景进行展望。

1 美国太阳能光热发电技术发展历程

美国是最早建设太阳能光热电站的国家，早在20世纪80年代初，Luz公司就开发了槽式太阳能光热发电的关键部件。1983—1991年，Luz公司在美国加利福尼亚州Mojave沙漠相继建成了9座槽式光热发电站，总装机容量达354 MW［7］，所发电量加入加州爱迪生电网，其中SEGS I和SEGSⅡ电站已于2015年年底至2016年年初相继停运，其余电站至今仍在运营。SEGS I和SEGSⅡ电站停运原因并不是设备老化，而是未能与加州爱迪生电力公司成功续签，这可能与美国近年来对太阳能光热发电的政策支持力度减弱有关。在电站拆除过程中发现，尽管多数反射镜和集热管等核心组件都安装于30年前，但设备的整体情况良好，超出了预期。SEGS I和SEGSⅡ电站的实际运行情况表明，光热电站的老化速度很慢，这为其带来了更大的全寿命周期售电收益。

表1为现阶段美国已投产的5大光热电站，其中Solana电站是大型槽式带储能电站的样本，Ivanpah电站是世界上首个商业化运营的百兆瓦级塔式电站，而Crescent Dunes电站则是大型商业化熔盐塔式电站的标杆工程。值得注意的是，美国的太阳能光热电站呈现出一个特点：配备储能系统的光热电站比例较低，5大光热电站中仅有Solana电站和Crescent Dunes电站配备储能系统，这使得Ivanpah等非储能电站在不同季节需要不同量的天然气进行补燃，以确保电站能在辐照状况不佳的天气下稳定运行。以Ivanpah电站为例，2017年4月天然气补燃占比为该年度最高，达9.63%，而5月占比最低，仅为2.59%。

从上述电站2015年度的运行结果看，Genesis Solar电站年实际发电量达到了年设计发电量的107%，而同期的Solana电站和Ivanpah电站年实际发电量仅为年设计发电量的76%和62%。3个电站投产时间较为接近，排除各自需要的学习过渡期等因素，其主要原因是：槽式无储热电站运行方式更为简便，更容易被运行人员掌握，也更易达到设计发电量目标；而Ivanpah电站是早期大型塔式商业化电站，2015年仍处在摸索运行阶段，发电量不如预期亦在情理之中；光热电站配置储热系统后，系统的复杂程度大为增加，需要更长时间优化运行方式。尽管配备储能系统的Solana电站同期发电量比Genesis Solar电站高于16%，但其初投资远大于Genesis Solar电站，且发电预期也低于后者，因此其平准化度电成本（LCOE）可能不如Genesis Solar电站，这也为我国光热电站是否必须配备储能系统提供了参考。图1为国际可再生能源机构（IRENA）根据美国Solana电站相关运行数据计算得出的光热发电成本与太阳倍数（集热环节容量/发电环节容量的值）、储热时长的关系。由图1可知，光热发电成本与太阳倍数、储热时长均密切相关，因此，是否配备储能系统还需结合电站设计的太阳倍数等综合考虑。此外，从近年来投产的采取“光热发电+”开发模式电站的实际运行情况看，光热发电与地热、生物质、传统化石燃料的多能互补均可实现24 h持续发电，这可能是储能系统之外的可行互补方式。

表1 美国已投产5大太阳能光热电站Tab.1 The five largest solar thermal power plants in the United States

由表1亦可知，美国已投产的5大光热电站存在一定数量的水冷机组，光热电站大多选址在太阳能资源丰富而水资源相对贫瘠的地区，大量消耗水资源可能会对环境造成较大影响，如Solana电站等就因消耗大量水资源而受到了一定质疑。以一个50 MW光热发电站为例，采用水冷方式平均1年用水量约为160万m3，但如果采用空冷或空冷+水冷方式，年用水量可减少为40万m3。因此，空冷机组较水冷机组更适用于光热电站。

2 中国太阳能光热发电技术发展历程

与美国、西班牙等光热发电产业已处于成熟化商业阶段的国家相比，我国太阳能光热发电刚刚起步，属于公认的朝阳产业，目前仍处于大规模推广的阶段。2012年，国家863计划“太阳能光热发电技术及系统示范”重点项目——延庆八达岭1 MW塔式光热发电示范项目经过6年的努力成功发电，尽管该项目具有一定的研究性质，但在我国光热发电产业发展史上具有里程碑意义。2013年，青海中控太阳能德令哈10 MW塔式光热电站并网发电，标志着我国自主研发的太阳能光热发电技术向商业化运行迈出了坚实的步伐。该电站是我国首座成功投运的规模化储能光热电站，也是全球第3座投运的具备规模化储能的塔式光热电站。

从2014年开始，我国对太阳能光热发电的政策支持力度明显加强，陆续推出了一系列支持太阳能光热发电的政策［8］，特别是2016年9月，国家能源局正式发布了《国家能源局关于建设太阳能光热发电示范项目的通知》，随后首批大型商业化光热发电项目进入实质性建设阶段。首批光热发电项目总装机容量约为1.35 GW，核定光热发电标杆上网电价为1.15元/（kW·h）。尽管国家在上网电价、低息贷款等多方面均对上述项目进行了实质性支持，但截至目前，仍有部分项目因为资金、技术、股权、体制等问题未开工建设。

2018年，我国首个大型商业化光热电站示范项目——中广核德令哈50 MW光热示范项目正式投运，标志着我国成为世界上第8个掌握大规模光热发电技术的国家。表2为我国已投运和即将投运的部分大型光热发电项目的技术参数［9-12］。

由表2可知，我国光热电站的技术路线较广，基本覆盖了槽式、塔式、菲涅尔式等国际主流技术路线，值得注意的是，其中还包含了类菲涅尔式、二次反射塔式等在国际上率先应用的技术路线，这标志着我国光热发电技术已在一定程度上处于国际领先水平。

图1 光热发电成本与太阳倍数、储热时长的关系Fig.1 Relationship between CSP cost，solar multiple，and heat storage duration

表2 我国已投运和即将投运的部分大型光热发电项目技术参数Tab.2 Technical parameters of some large-scale CSP projects that have been or will be put into operation in China

此外，我国光热发电项目与美国已投产光热发电项目相比呈现出不同特点：一是大型光热发电项目均配备储能系统，可实现24 h不间断发电；二是汽轮机排汽均为空冷方式，这与国家相关政策有关［13］。除上述示范项目外，涉及光热发电的2个多能互补项目——鲁能海西州多能互补集成优化示范项目和张家口张北风光热储输多能互补集成优化示范项目步入实质性建设阶段，为我国有效地利用可再生能源提供了新的思路。

3 基于S-CO2布雷顿循环的光热发电技术

现阶段我国光热电站均以空冷为机组的主要冷却方式，尽管选型时已经尽可能节约水资源，但由于机组发电仍采用水蒸气朗肯循环，对水资源相对缺乏的西部地区造成了一定的压力［14］。因此，对水资源依赖度较低的S-CO2布雷顿循环无疑是未来适宜于光热发电的热力学循环之一。与传统的水蒸气朗肯循环和He布雷顿循环相比，S-CO2布雷顿循环在中等压力（8～20 MPa）和中等温度（450～650℃）下具有较高的热循环效率［15］，究其原因为：CO2的临界压力（7.38 MPa）和温度（31.1℃）均较低，相对于水蒸气和He，更容易达到超临界状态；同时，当循环工质处于超临界状态时，由于避免了工质相态的改变，减少了压缩机的功耗，更有利于提升循环效率。此外，S-CO2布雷顿循环仅需外部提供500～800℃的温度，这是现有太阳能聚光器和吸热器很容易达到的温度［16］。

图2为基于S-CO2布雷顿循环的太阳能光热发电系统，该系统主要包括定日镜、吸热器、加热器、回热器、冷却器、气轮机、压气机等设备，与常规基于水蒸气朗肯循环的太阳能光热发电系统相比，SCO2布雷顿循环由于增加了CO2压缩过程，降低了回热器的端部温差及冷却器热损失，从而提高了系统的经济性［17］。若图2中常规岛采用再压缩S-CO2布雷顿循环（如图3所示），则系统循环效率有望进一步提高［18］。

图2 基于S-CO2布雷顿循环的太阳能光热发电系统Fig.2 Solar thermal power generation system based on S-CO2Brayton cycle

S-CO2布雷顿循环在光热发电中应用具有以下优势。

（1）系统具有更高的循环热效率。表3为我国已投产某光热电站常规岛主要设计参数，由表3可知，该电站汽轮机组设计循环热效率为45.5%。由图4所示的无回热系统的3种介质热力学循环效率对比结果可知，若工质温度超过420℃，S-CO2布雷顿循环具有明显优势。结合Fleming D等［19］的研究成果可知，若机组采用S-CO2布雷顿循环，在CO2工质温度约为550℃的情况下，有回热系统的S-CO2布雷顿循环热效率可上升至52%～57%，该温度下的水蒸气朗肯循环热效率难以进一步提高［20］，而He布雷顿循环若达到50%以上的循环效率，则工质温度需超过700℃。

表3 某光热电站常规岛主要设计参数Tab.3 Main parameters of a conventional island for a CSP plant

（2）对系统相关热力设备腐蚀程度较低。高温高压的水蒸气对金属管壁腐蚀作用较强，近年来，不少机组高温受热面管材均出现了不同程度的氧化皮脱落等问题，而高温CO2化学性质较为稳定，对金属管壁的腐蚀程度较低［21］。

（3）大幅降低水资源消耗。尽管现阶段绝大多数光热电站均采用空冷方式，但水蒸气朗肯循环及清洗反射镜面等均需消耗大量水资源，S-CO2布雷顿循环由于不存在水处理系统，极大程度降低了对环境的压力。

（4）降低初投资成本，提升项目经济性。CO2在超临界状态下具有密度高、黏性低等特点，使得气轮机、压气机等设备体积大为减小，CO2气轮机尺寸仅为现有汽轮机的1/10，可进一步降低太阳能光热发电系统的初投资成本。

图4 3种介质的热力学循环效率对比Fig.4 Comparison of thermodynamic cycle efficiency of three media

（5）将CO2资源化利用。CO2是一种温室气体，S-CO2布雷顿循环提供了一种将CO2资源化利用的有效方法，具有一定的社会效益。

S-CO2布雷顿循环的研究最早可追溯至1948年，美国等国家在20世纪60—70年代对S-CO2布雷顿循环开展了较多的研究，但受限于紧凑型涡轮机械制造技术，研究并未取得实质性进展。21世纪以来，在能源、环保等问题加剧的前提下，S-CO2布雷顿循环技术引起了世界各国的关注。美国能源部于2011年开始实施太阳能有效利用的“SunShot”计划［22］，其中包括全球首个10 MW S-CO2发电机组项目的研发与测试，2019年该项目涡轮机通过了性能测试，被证实满足所有机械指标，可提供全球工业透平范围内最高的功率密度，若大规模商业化应用，可大幅提高光热电站的运行效率。表4为美国国家可再生能源实验室（NREL）提出的基于S-CO2布雷顿循环发电的第3代太阳能光热发电技术发展路线，其从成本和效率2方面设定了目标，并提出了以熔融盐、颗粒和气体为太阳能集热过程传热流体的技术方案，代表了今后若干年可能的技术研发路径。我国近年来对S-CO2布雷顿循环技术的研究亦取得了重大进展，2018年成功研制了国内首台兆瓦级CO2压缩机。压缩机是S-CO2布雷顿循环系统的核心部件，其成功研制对于我国S-CO2布雷顿循环技术发展具有里程碑意义。

表4 第3代太阳能光热发电技术发展路线Tab.4 Development of the third generation CSP technology

4 结束语

太阳能光热发电技术具有调度运行方式灵活、可显著减少弃光、储能成本更低等优势，近年来日益受到关注。美国等西方国家对其研究和规模化应用较早，一大批成熟的太阳能光热电站的投运对我国光热电站的发展提供了大量的宝贵经验。我国太阳能光热发电起步较晚，但近年来发展速度较快，2018年我国太阳能光热发电新增装机200 MW，有4个大型光热项目成功并网，另有数个项目正在建设中，已逐步向国际化迈进。我国太阳能光热电站在技术路线、储能系统、冷却方式等方面呈现出与美国等国家不同的特点，部分技术已处于国际领先水平。此外，我国S-CO2布雷顿循环技术也已取得令人欣喜的成果，其核心部件——兆瓦级CO2压缩机的成功研制对于我国S-CO2布雷顿循环技术发展具有里程碑意义。S-CO2布雷顿循环发电系统作为适合太阳能光热发电的另一发电系统，较传统水蒸气朗肯循环发电系统具有循环效率高、水资源消耗少和腐蚀性低等优势，必将在未来的太阳能光热发电中得到充分应用。