太阳能光热发电技术及其发展现状研究

doi：10.3969/j.issn.1672-6375.2023.11.005

摘 要：太阳能光热发电技术（Concentrating Solar Power，简称CSP），与热储能结合能够满足夜间发电需求，可实现连续、可持续性发电，输出稳定、高品质电能，被认为是目前最具潜力的太阳能开发利用技术。太阳能光热发电集热技术类型，按太阳能集热方式的不同，分为塔式、槽式、线性菲涅尔和蝶式4种发电类型。我国光热发电开发利用起步晚，但发展迅速，装机容量位居世界第四。分析了我国光热发电技术存在的问题，并对下一步光热发电的开发利用提出展望，降本提效是光热发电技术规模化应用的必然途径，高效储热介质的开发利用成为促进光热发电降本提效的关键。

关键词：光热发电技术；聚光集热类型；发展现状；存在问题

中图分类号：TK 511" " " " " " " "文献标识码：A

随着我国经济社会的快速发展，能源需求不断增加，煤、石油、天然气等化石能源终将被过度开采而消耗殆尽。此外，传统能源的大量使用排放出的污染物给人类生存环境造成严重的破坏，环境污染问题日益突出，违背“节能环保、绿色低碳”的可持续发展理念^[1]。为积极应对环境污染问题，参与全球气候治理，我国在第75届联合国大会上提出实施“双碳”目标，二氧化碳排放力争在2030年前实现碳达峰，2060年前实现碳中和^[2]。同时，世界各国也提出2050年前，全面使用可再生能源，大规模开发具有清洁、环保、可再生等优点的新能源，主要包括太阳能、风能、生物质能等，其中太阳能具有“取之不尽、用之不竭”的优势，可无限满足人们对能源的需求，是目前最具开发价值的新能源^[3]。

太阳能开发利用主要包括光伏发电技术和光热发电技术，其中光伏发电技术输出电力不稳定，具有间歇性、不连续性，大规模接入对电网冲击较大等缺点，并且光伏电站建设需配备相应的储能或者煤电进行调峰，弥补其间歇与不连续性对电网造成的冲击破坏，才能满足人们对高品质用电的需求^[4]。太阳能光热发电技术（Concentrating Solar Power， 简称CSP），与热储能结合能够满足夜间发电需求，可实现连续、持续性发电，输出稳定、高品质电能，被认为是目前最具潜力的太阳能开发利用技术，在太阳能大规模开发利用中显示出独特的优势^[5]。相比于风力、光伏发电，光热发电集发电与储热于一体，具有出力灵活、可实现连续发电，可快速深度参与电网调峰调频，拥有与火电相媲美的调控特性，宜与风电、光伏发电互补运行，成为极具发展前景的可再生能源发电技术，受到世界各国的重视，得到了积极研究和推广应用^[6]。综述太阳能发电技术原理及其类型，分析国内外发展现状，研究光热发电技术在规模化生产应用过程中存在的问题与不足，并为其后续规模化持续发展提出展望。

1 光热发电技术原理

CSP技术是利用聚光集热装置将照射至地面较低能量密度的（＜1 000 W/m²）太阳辐射能集聚到热能接收器表面，加热接收器内传热介质，从而将太阳辐射能转化为传热介质的内能；被加热的传热介质通过热泵及管道输送至换热系统，将传热介质的内能转化为水的内能产生饱和蒸汽压，然后推动汽轮机组驱动发电机组发电。换热后的储热介质通过热泵及管道直接输送至集热器循环换热，或者存在于低温蓄热罐内下一步循环使用^[7]。储热介质多余的热能可储存于高温蓄热罐内供发电系统夜间使用，实现24 h连续发电。图1为太阳能光热发电系统原理图，主要由聚光集热系统、热能接受转化系统、储蓄热系统、换热系统、热发电系统5部分组成。聚光集热系统主要由反射镜、真空集热管、跟踪控制装置等构成。反射镜分为一次反射镜和二次反射镜，一次反射镜有平面型、微弧型和抛物面型3种结构，二次反射镜采用渐开线和抛物线的复合抛物面结构。以熔盐作为传储热介质为例，储换热系统将把接收器吸收热量的热盐送入蒸汽发生系统或者热盐罐，热泵从热盐罐抽取热盐后分两路依次流入过热器、再热器，换热后流入蒸汽发生器再回到冷盐罐，完成能量的转移与转化^[8]。发电系统与火电类似，均采用汽轮机驱动发电机发电。

太阳能接收器安装在线集热焦线或者点集热焦点上，吸收的太阳能加热吸收器内部的传热介质，通过传热介质实现能量的转移与转化。CSP技术按太阳能集热方式的不同，可将发电系统分为塔式、槽式、线性菲涅尔和蝶式4种发电类型^[9]。聚光比对其发电具有非常重要的作用，聚光比越大、集热温度越高，系统发电效率提升的空间越大。4种光热发电类型中，蝶式聚光比最大、塔式次之、槽式和线性菲涅尔较低^[10]。

1.1 塔式光热发电系统

塔式CSP技术又称点式聚光集热系统，是利用大型太阳跟踪镜（定日镜）阵列将太阳辐射能反射聚焦到位于塔顶的吸热器上，使接收器中的传热介质被加热，从而实现光能向热能的转换；再通过热力循环系统将传热介质的热能转化为540～560 ℃水蒸气动能，然后驱动汽轮机组带动发电机发电。图2为塔式太阳能集热系统原理示意图^[11]，包括聚光定日镜场、热能吸收塔（中心塔），储热介质吸收的热量，一部分用来直接或间接发电，另一部分多余的能量通过储热罐存储起来，以备早晚或没有阳光时发电使用。塔式CSP系统被认为是最具商业前景的热发电技术，美国能源部提出，由于塔式太阳能热发电技术的聚光倍率较高，一般可达到300～1 000的聚光比，可使中心塔顶的热传介质温度达1 000 ℃，可有效提高后续热力循环系统中的发电效率^[12]。 但是，塔式光热发电围绕中心塔建设大规模的定日镜场，占地面积较大，并且要求有复杂的控制系统对每个定日镜都能单独进行二维控制。此外，由于光热转换效率受限于每个定日镜的余弦效应，必须通过建设足够高的中心塔来改善定日镜的余弦效应，这不仅增加了发电成本，而且过高的中心塔在多风地区并不适用。

1.2 槽式发电系统

槽式CSP技术又称线性聚光集热发电系统，是通过大面积的Ｕ型槽式抛物面聚光镜将太阳辐射能反射聚焦到安装在聚光镜抛物线焦线的接收器上，进而加热接收器中的传热介质，将太阳辐射能转化为传热介质的内能。槽式聚光集热系统采用单轴控制一维跟踪太阳的方式，集热温度远低于塔式发电系统，属于中高温热力发电，集热系统串并联集成后发电容量无限扩展。槽式发电系统所用热传递介质可以是导热油、熔盐、水等，其中导热油是商业化槽式系统中最常用的传热介质。相对于塔式，槽式光热发电系统具有结构简单、成本较低、安装与维修较为方便等优势，并且占地面积比塔式、碟式系统要小30%～50%，成为目前商业化运营光热电站占比最大的CSP技术^[13]。但是，槽式CSP系统中反射镜支撑结构的抗风能力差，若加强和改进系统的抗风性能，则会导致发电成本大幅升高。此外，大规模的抛物面槽式集热器以串联或并联的方式进行连接，形成较大面积的集热场，会造成线性接收器过长，散热面积大，不仅增大了热损耗量，而且热传递介质的温度也无法进一步提高，使得槽式系统的太阳能利用效率较低。图3为槽式太阳能聚光集热系统示意图。

1.3 线性菲涅尔发电系统

线性菲涅尔CSP技术与槽式发电系统类似，采用多个平面或微弯曲的线性光学镜组成菲涅尔结构聚光镜来替代槽式抛面镜，通过线性单轴控制平放在地面的矩形光学镜组成菲尼尔反射镜场，将一部分太阳光直接反射至线性接收器表面，另一部分太阳光反射至曲面反射镜表上，经二次反射聚焦至安装在曲面反射镜焦线的接收器，吸收后将太阳辐射能转化为传热介质的内能^[14]。图4为线性菲涅尔聚光集热系统原理图，主要包括菲尼尔反射镜场、二次线性曲面聚光镜、太阳能集热器等。

兰州大成科技股份有限公司在敦煌成功建成了首座以熔盐为传热介质商业化运营的线性菲尼尔光热电站，在国内外首次实现了550 ℃线聚焦高温熔盐集热技术突破，建立了熔盐线性菲涅尔式聚光集热技术体系和拥有自主知识产权的产业链。该电站于2016年入选由国家能源局和发改委批准的首批光热发电示范项目，于2018年6月开工建设，2019年12月首次并网发电，2020年6月实现太阳能集热发电和商业化运行，2021年5月实现满负荷发电，实现了熔盐线性菲涅尔式光热发电站由0到1的突破^[15]。图5为兰州大成敦煌线性菲涅尔光热电站。

1.4 蝶式发电系统

蝶式CSP技术又称抛物面反射点式聚光集热系统，利用碟状的抛物面盘聚光集热镜场将太阳辐射能聚集至位于抛物镜面焦点处的接收器上，将太阳辐射能转化为接收器内传热介质的内能，再通过斯特林循环或者布雷顿循环系统将介质的内能直接转化为电能^[16]。图6为蝶式CSP技术原理图，主要包括蝶式抛物面反射镜、太阳能集热器、发电系统等。蝶式发电系统通过双轴驱动来跟踪太阳辐射能，而安装在抛物面焦点处的集热器随之转动，避免镜面余弦效应，提高集热效率。其聚光比可达3 000左右，传热介质的温度和压力可达700～750 ℃和200 bar，系统效率高达28%～30%。蝶式发电系统既可以独立运行，也可以多台装置并联形成模块化的热发电站。

2 国内外发展现状

2.1 国外发展现状

国外CSP技术研究与应用较早，其光热电站建设主要分布在美国、西班牙、墨西哥、南非、印度、摩洛哥等中东地区。美国于1981—1991年建成槽式光热发电站9座，装机容量354 MW，其中与以色列合作成立的LUZ公司于1985年建成了全球第一座商业化运营的槽式光热发电站；2013年建成全球最大的280 MW槽式光热电站，单机容量140 MW，以熔盐为传储热介质；2011—2016年建成塔式光热电站3座，总装机容量612 MW; 光热总装机容量占世界第一^[17]。墨西哥早在1973年建成100 MW槽式热电联产光热电站，成为掌握CSP技术与应用的最早国家之一。西班牙2008年建成槽式光热换热站，2010年建成第一座5 MW熔盐导热槽式电站和2座20 MW塔式熔盐光热电站，成为全球首座塔式熔盐技术并商业化运营的光热电站，年发电量110 GWh。摩洛哥2006年建成250 MW槽式光热与天然气联合换热站，2016建成全球最大单机容量160 MW的槽式光热电站^[18]。CSP系统早在20世纪80年代投入商业应用，但由于其发电成本高、耗水量大、太阳资源丰富地区电网较少等问题，1990—2005年，CSP技术的研发与应用相对停滞。然而因其可调灵活的发电优势，可通过技术改进、规模化量产，进一步降低其发电成本，受到世界各国政府的重视，出台了一系列太阳能热发电扶持优惠政策，从2006年开始，CSP技术重新得到国内外相关企业及科技工作者的重视^[19]。西班牙因政府通过上网电价发文支持、保障投资商综合回报率、快速部署等措施，在全球范围内实现CSP技术相关产业的商业化及规模化，成为全球太阳能光热发电领域的领头羊^[20]。目前，全世界槽式CSP光热电站占比最大，但是塔式光热发电技术被认为是最具商业运营前景的CSP技术。

2.2 国内发展现状

相对于美国与西班牙，我国太阳能光热发电产业发展起步较晚，但发展相对较快。“十一五”期间，科技部确立中国科学院电工所“太阳能热发电技术及系统示范”项目，2012年在北京延庆八达岭建设1 MW CSP实验电站并成功发电运行，成为我国首座兆瓦级塔式CSP实验电站，也是亚洲最大的光热发电试验基地。随后，兰州大成研发的200 kW槽式+线性菲涅尔太阳能聚光发电试验系统在兰州新区光热产业基地顺利并网发电，有效功率超过150 kW，标志着我国光热发电产业的开始^[21]。2016年9月，国家能源局、发改委发布《关于建设太阳能热发电示范项目的通知》，确定我国首批CSP示范项目20座，分别是甘肃9座、青海4座、河北4座、内蒙古2座、新疆1座，总装机容量1.35 GW，标志着我国太阳能光热发电技术从实验室走向工业化生产应用^[22]。此外，国家为鼓励扶持太阳能热发电产业，国家发改委实行差额电价，在2018年12月31日前全部投运的示范电站可享受1.15元/kWh的新能源标杆电价，在2019年和2020年全容量并网发电的，享受1.10元/kWh的电价，在2021年12月31日前全容量并网发电的，上网电价按1.05元/kWh执行，2022年1月1日以后并网发电的首批示范项目不再享受中央财政补贴^[23]。截至目前，我国20个CSP示范电站建成9座，其中2018年底并网发电有3座，分别是青海德令哈中广核50 MW槽式、青海德令哈中控50 MW塔式熔盐、甘肃敦煌首航节能100 MW塔式熔盐CSP示范电站。2019年底并网发电3座，分别是青海共和中电建50 MW塔式熔盐、新疆哈密中电工程50 MW塔式熔盐、甘肃敦煌兰州达成50 MW线性菲涅尔熔盐示范电站。2020年底并网发电1座，为内蒙古乌拉特中旗100 MW槽式导热油传热、熔盐蓄热示范电站。2021年底并网发电2座，分别是甘肃玉门鑫能（首航节能）50 MW塔式熔盐、甘肃阿克塞50 MW槽式熔盐示范电站。值得注意的是首航节能100 MW塔式热发电示范电站并网运行，实现24 h连续发电，成为亚洲最大的塔式熔盐光热示范电站^[24]。目前，我国已有10座10 MW级规模以上的CSP发电站，总装机容量560 MW，位居全球第四^[25]。2020年，随着我国“双碳”目标的提出，CSP技术迎来了前所未有的发展机遇。太阳能光热联盟在《中国太阳能热发电及采暖行业蓝皮书2020》中提出，我国太阳能热发电装机容量在2025年前实现10 GW，年均电价行业目标降至0.9元/kWh。

3 CSP发展面临的问题

我国太阳能热发电处于示范阶段，发电规模较小，核心技术及关键设备依靠进口，电站建设成本较高，是煤电、风电、光伏电站成本的3～5倍；度电成本达1元/kWh，是光伏、风电、煤电度电成本的2～4倍。太阳能热发电站建设投资成本中主要包括3部分，聚光集热系统（镜场及接收器）建设占60%，传储热系统建设占20%，换热发电系统建设占20%。CSP系统光电转化效率（5%）较低，其储热、传热、换热介质是能量传输转换的关键，介质的物理特性决定了系统的运行温度，直接影响发电系统的效率。利用运行温度范围宽、热稳定性高的传、储热介质，可有效提升太阳能光热发电系统效率^[26]。那么，高效的储热介质成为提高太阳能光热发电效率的关键，并成为光热发电领域研发和投资的热点。目前常用的介质为水、导热油、熔融盐等。熔盐与水、导热油相比，具有更高的分解温度，其价格低廉、使用温度选择范围广，成为当前太阳能发电储热介质的主流^[27]。目前，CSP系统主要采用碱式硝酸盐作为传储热介质，其熔点在230 ℃，沸点约565 ℃，可在280～500 ℃稳定工作，使用温度上限一般低于600 ℃，相对于槽式光热发电系统足够，但并不适用于更高温度下的运行^[28]。而氯化物熔盐具有较高的熔点（380 ℃）和沸点（900 ℃），可在400～900 ℃稳定运行，并且具有相变熔化焓高、储热量大、工作温度范围广、黏度相对较小、高温热稳定性良好、自然界中储量丰富、成本低廉等优势，非常适合作为高温传、储热工质；并且氯化物熔融盐在810 ℃高温下相对于硝酸盐具有更好的热稳定性，有望成为下一代光热发电储热介质^[29]。

4 展望

降本提效成为光热发电规模化发展在必由之路，在未来发展中应注重以下4方面研究与应用工作^[30]。（1）研发低成本耐高温腐蚀材料及高温集热/储热关键技术装备，推进氯化盐、碳酸盐等高效传储热介质在光热发电领域的应用，促进CSP系统向着高运行参数、大容量、经济型方向发展。（2）研究自然环境对太阳能辐射度的影响，增强热发电系统效率的预测性，提升光热发电功率的预测精度，为电站传储热系统高效运行及出力提供可靠的决策依据。（3）结合我国光热发电实际，制定相关标准，明确系统稳定、动态性能、容量配置参数、电网接纳占比、多能互补一体化运行标准。（4）提升光热电站经济性及综合效益评估能力，优化集热系统设计、储热容量配置，综合考虑电网调峰调频，挖掘光热电站灵活性出力和多能互补发电效益。

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收稿日期：2023-08-10

基金项目：酒泉市重点人才项目“光伏发电运维技能人才培养与创新团队建设”（项目编号：2023RCXM05）。

作者简介：胡国武（1986-），男，大学本科，讲师，主要研究方向：太阳能发电技术。

通信作者：陈维铅（1986-），男，博士在读，副教授，主要研究方向：太阳能发电技术。