太陽能光熱與熱電耦合發電技術綜述（上）

文 _ 吳鳴 南京凱盛開能環保能源有限公司

太陽能光熱與熱電耦合發電技術綜述（上）

文 _ 吳鳴 南京凱盛開能環保能源有限公司

1 太陽能光熱發電技術概述

太陽能光熱發電即聚光太陽能熱發電（Concentrating Solar Power），也稱CSP，是太陽能發電中不同于光伏發電的另一種技術。

光熱發電技術是利用光聚焦原理，把太陽光線的分散能量進行高度聚集，通過吸熱器中工質吸收陽光熱能，直接或間接地加熱水，產生一定參數的蒸汽，然后送往汽輪發電機組進行發電。實際應用的主要技術種類有槽式、塔式、碟式和線性菲涅爾式。

1.1 槽式光熱發電技術

分別采用槽式聚光鏡和吸熱管來聚焦和吸收太陽光熱能，進而轉化成電能。槽式聚光鏡是一種高精密度的太陽反射鏡，按主要制造材料可分為兩種：玻璃反射鏡和鋁板反射鏡，反射鏡的橫截面采用槽式拋物面。吸熱管一般由碳鋼或合金鋼材料制作，具體根據設計運行溫度而定。吸熱管安裝在拋物鏡的焦線上，與聚光鏡一起構成槽式聚光器。

槽式聚光器的聚光比比較低，一般不超過100。槽式光熱發電技術在歐美具有二十多年的商業化運行經驗，技術比較成熟，產生的水蒸氣已經達到371℃的商業化電站運行溫度，電站年均光熱電轉換效率已達16%，理論峰值光熱電轉換效率最高可達21% 。

目前帶儲熱系統的槽式光熱電站，發電功率所需土地約20m2/kW（露天布置聚光鏡場）,10MW的槽式光熱電站占地300畝，50MW槽式光熱電站占地1500畝。如若采用玻璃房內布置聚光鏡，則占地面積可減半。目前國外帶儲熱系統的槽式光熱電站功率造價折合人民幣2.5萬元/kW左右，不帶儲熱系統的槽式光熱電站功率造價人民幣2.2萬元/kW左右。 槽式光熱電站目前可設計建設的單機發電規模以不超過50MW為宜,適合建設集中式光熱電站，規模越大單位功率造價越低。

槽式光熱電站一般采用一維跟蹤方式，如果聚光鏡焦線采用南北布置，則只需要在東西方向根據太陽的視位置變化而調整聚光鏡的旋轉角度，以保證陽光始終直射聚光鏡，跟蹤系統比較簡單。

槽式光熱發電應用的典型案例有：20世紀80～90年代美國加州建造的由9座電站組成的354MW的SEGS系列電站；西班牙Andasol1-2（100MW）；希臘的克里達電站（50MW）。

目前國內已經建成試運行的典型槽式光熱發電示范項目有：國電青松吐魯番新能源180kW槽式光熱發電示范項目；蘭州大成能源在甘肅蘭州建設的200kW槽式菲涅爾電站；華能集團在海南三亞南山電廠1.5MW線性菲涅爾光熱發電項目。

1.2 塔式光熱發電技術

采用平面玻璃銀鏡陣列聚集太陽光輻射到吸熱器去加熱工質，吸熱器則安裝在聚光鏡陣列中間的高塔頂部，目前比較流行的是多面體腔式吸熱器。

塔式光熱發電技術由于采用大面積的聚光鏡陣列來聚集太陽光，可以達到1000以上的聚光比，因此聚集的光強很高，能將吸熱工質（一般采用工業熔鹽）加熱到565℃的工作溫度，目前能將水蒸氣加熱到高達540℃的商業化電站運行溫度，電站年均光熱電轉換效率已達13.7%，理論峰值光熱電轉換效率最高可達23% 。

目前帶儲熱系統的塔式電站，發電功率所需土地約66m2/kW左右，10MW塔式光熱電站占地1000畝，50MW塔式電站占地5000畝。因此，考慮到占地面積和吸熱器的體積限制，塔式光熱電站可設計建造的單塔發電規模以不超過10MW為宜，塔式適合建設集中式大型光熱電站。

目前帶儲熱系統塔式光熱電站單位功率造價在人民幣2.5萬元/kW，與槽式光熱電站差不多。

塔式光熱電站采用二維太陽跟蹤方式，對跟蹤系統的精準度要求很高，跟蹤系統比較復雜。

典型的塔式水/ 蒸汽太陽能光熱發電試驗電站有：美國在20世紀80～90年代建成的10MW Solar One，后來增加熔鹽儲熱系統，演化為Solar Two；西班牙的CESA-1和11MW的PS10電站（2007年投運）。皇明太陽能、華電集團和中科院在北京延慶合作建設1MW塔式光熱發電項目已經正式運行；浙江中控太陽能在青海德令哈50MW塔式光熱電站一期10MW已經完工；青島神泰能源準備投資16億元在山東平度市建設塔式熱氣流光熱電站。

1.3 碟式光熱發電技術

采用旋轉拋物面聚光鏡，將陽光聚焦在焦點上，采用斯特林發電機吸收光能加熱工質驅動發電機發電。碟式聚光鏡的聚光比很高，可以產生2000℃以上的高溫，目前的發電機材料還難以承受如此高的溫度，因此斯特林發電機吸熱器一般不能布置在正焦點位置上，而是偏移焦點一段距離，以防止高溫毀壞發電機。

碟式光熱發電具有很高的光熱電轉換效率，年均光熱電轉換效率已達25%，峰值光熱電效率理論上最高可達到30%，但造價高昂，是幾種光熱發電技術中最高的，目前功率造價在人民幣4萬～6萬元/kW。

碟式（斯特林）系統適合小型的分布式發電，和其它太陽能光熱發電系統不同，碟式（斯特林）系統是由斯特林發電機直接實現由熱能到機械能到電能的轉化，而不需要汽輪機。這種系統規模較小，高效、模塊化，可以靈活單獨使用或者集成使用。

碟式光熱發電單碟裝機容量一般以不超過25kW為宜，單位發電功率所需土地約50m2/kW左右，最適宜建設分布式小型光熱發電系統，也能建設集中式光熱電站。

1.4 線性菲涅爾式光熱發電技術

是槽式光熱發電技術的一種簡化。 該技術采用長條形反光板代替槽式拋物鏡，即線性菲涅爾聚光器，制造更為簡單。線性菲涅爾聚光器的聚光比一般為10～80，年平均效率10%～18%，理論峰值效率可達20%，蒸汽參數可達250～500℃，發電功率所需土地約15m2/kW左右。目前單位功率造價比槽式低45%左右。

線性菲涅爾式光熱發電技術與槽式一樣，采用一維跟蹤，跟蹤系統比較簡單。電站單機規模以不超過50MW為宜，適合建設集中式光熱電站。目前，華能海南1.5MW線性菲涅爾天然氣耦合電站已經投運。

2 太陽能光熱發電市場與成本分析

2.1 國際市場現狀

2007年起，全球光熱發電年新增裝機容量成倍增長，到2011年底，全球光熱裝機容量達到1300MW，在建3000MW，預計到2020年達到25GW，主要集中在美國和西班牙。

美國處于準備階段的太陽能熱發電項目已有8.5GW，其中3200MW已經簽署購電協議，美國計劃2020年光熱發電生產的電量將占總能量的25%。美國加州政府能源局處于審批公示階段中的太陽能熱發電裝機容量則達24GW，占地面積超過12.14萬公頃。根據美國加州的計劃，到2030年，太陽能熱發電與光伏發電的比例為4∶1。

美國已經建成的典型光熱電站有：加州Mojave沙漠354MW槽式光熱電站，20世紀80～90年代建成，成功運行了多年；內華達州65MW槽式光熱電站，2007年6月投運；亞利桑那州280MW槽式光熱電站，2011年投產；內華達州10MW塔式Solar One，后來增加熔鹽儲熱系統，演化為Solar Two。

2009年7月啟動的“歐洲沙漠行動計劃”，堪稱全世界太陽能領域最具雄心的計劃。以德國企業為主的多個歐洲財團和公司，計劃在未來10年內投資4000億歐元，在中東及北非地區建設一系列并網的太陽能光熱發電站，來滿足歐洲未來15%的電力需求，以及電站所在地的部分電力需求。

目前，西班牙是太陽能熱發電規模最大的國家，既有20MW量級的塔式電站，也有50MW量級的槽式電站。在西班牙的可再生能源規劃中，提出2010～2013年太陽能熱發電裝機容量的新目標為2440MW。

西班牙的Andasol系列電站是歐洲第一座大規模槽式光熱電站，其中的AndosalⅠ，電站容量50MW，是世界上首座帶有蓄熱系統的光熱電站，蓄熱時間可達7.5h。蓄熱工質采用硝酸熔鹽混合物，采用雙罐間接式蓄熱，冷罐溫度292℃，熱罐溫度386℃，罐體高度14m，直徑38.5m，可容納熔鹽28500t，蓄熱量1010MW/h。電站年均光-熱-電轉換效率可達16%，高于美國SEGS電站13.7%。

2 0 11年7月，總裝機2 0 M W的西班牙Gemasolar太陽能光熱電站順利完成了試運行，成功實現24h不間斷發電，成為世界上首個能夠全天候持續供電的商業化太陽能發電廠。

2.2 國內市場現狀

我國光熱發電項目屬于國家863計劃，于2006年立項，2008年獲得國家發展改革委批準。2011年6月國家發展改革委頒布的《產業結構調整指導目錄》中，鼓勵新增新能源產業，光熱發電放在首位。《可再生能源發展“十二五”規劃》中明確指出，我國太陽能光熱發電目標為2015年裝機達到1GW，2020年達到3GW，年增裝機容量300MW以上，但按目前 “光熱發電西北圈地”的情況看來，未來規模將遠超規劃。

我國初步擬定的四個重點光熱發電試點地區是：內蒙鄂爾多斯高地沿黃河平坦沙漠、甘肅河西走廊平坦沙漠、新疆吐魯番盆地、塔里木盆地和西藏拉薩。這四個地區除了光照好，還具備豐富水源及電網接入條件，非常適合建設光熱電站。

隨著設備國產化，技術的成熟，2012年下半年，甘肅金塔、寧夏哈納斯、中廣核寧夏德令哈、大唐鄂爾多斯等幾個50MW以上的大項目相繼開工，國內光熱發電項目進入實質性建設階段。

目前，中海陽、皇明、力諾和中航通用等光熱設備制造企業紛紛加快了產業鏈布局。其中，中海陽連續三年保持業績高增長，主要投資方向是太陽聚光鏡生產線建設及電站系統集成能力提升。早在2001年，皇明公司就自行開發光熱發電技術，如今光熱發電所需的核心部件，如定日鏡、槽式鍍膜鋼管、槽式聚光器均可自行生產。

北京延慶電站是亞洲首座塔式太陽能光熱發電站，裝機容量為1MW，屬于示范項目。電站建成后，每年的發電量將達到270萬kWh，相當于節約標準煤1100t，可減排CO22300t、SO221t、NOx35t。2

.3 成本分析

由于我國光熱核心設備及關鍵技術還沒有國產化，在發展光熱發電的過程中，受到國外的技術壟斷。一臺實際價值不過500萬美元的鍍膜機國外報價1.2億元人民幣，一噸成本不過2.5萬元的高溫導熱油，國外報價5萬元。最為核心的聚光鏡和吸熱管技術被少數幾家公司壟斷，這導致了我國光熱發電成本居高不下。因此，要降低成本，必須實現關鍵技術和核心設備的國產化，實現規模化生產，帶動相關產業鏈的發展。

以大唐鄂爾多斯50MW光熱電站為例，根據該項目0.9399元/kWh的中標上網電價，結合國外光熱電站成本比例，可以推算出大唐鄂爾多斯50MW電站成本大約為23000元/kW，與美國SEGS電站相當。

太陽能光熱發電最大的優勢就是清潔與低成本，規模越大成本越低。光熱電站單機和裝機規模的提升是降低光熱比成本的最大動力，近一半的成本降低來自規模效應。光熱裝機由50MW提高至100MW，單位成本將下降12%，提高至200MW，單位成本將下降20%；聚光鏡和集熱管等核心部件的技術升級能帶來20%以上的成本下降空間。

根據目前國內外現狀分析，光熱電站單位功率造價比光伏略高，但通過4～5年的發展，光熱電站的電價預計將降低至0.8～1.0元/kWh，并在2020年有望實現無需補貼就能平價上網。

……待續