太陽能光熱發電及相關技術應用研究

王光偉，蘇子秦，陳穎鋒，陳 泰

（天津職業技術師范大學電子工程學院，天津 300222）

太陽能光熱發電，即太陽能聚光熱發電（concentrating solar thermal power，CSTP）是太陽能利用領域的較新課題，在綠色可再生能源中占有一席之地。光熱發電是目前太陽能利用領域中發展最迅速、最具研究價值的技術之一，相較于光伏發電，光熱發電具有輸出連續穩定可調、碳排放量低等獨特優勢[1-2]。光熱發電基于平面鏡、拋物鏡面或碟形鏡面陣列的反射收集太陽能，經吸熱/換熱介質傳熱給水，產生蒸汽，推動汽輪機帶動發電機發電。CSTP 不用昂貴的光伏發電設備，太陽能發電成本低，過程操作簡單，設備經久耐用，顯著優勢是利用太陽能燒開的水驅動汽輪機+發電機工作，余下的能量存貯于巨型蓄熱罐中，在夜間或沒有太陽光照時，可用存儲的熱能繼續發電。CSTP電壓輸出平穩，給當地供電及調峰，也可并網。本文在探討幾種CSTP 系統仿真模型的基礎上，結合工程案例分析改進聚光集熱器材料、吸熱/導熱介質和儲能系統方案的可行性，并介紹CSTP 領域的宏觀政策和技術標準。

1 原理、組成和分類

CSTP 利用聚光器陣列，匯聚太陽光，反射到耐高溫集熱器上，產生幾百度到上千度的局部高溫，加熱介質（如熔鹽或導熱油），傳熱給水，生成高溫高壓蒸汽，推動汽輪機組運轉，帶動發電機組發電，該發電系統組成簡潔，工藝流程較短。聚光集熱器、導熱介質、蓄熱和保溫容器是穩定輸出電力的主要因素。

CSTP 系統由反射鏡陣列、聚光集熱器、傳質+傳熱系統、蓄熱系統、汽輪機組、發電機組、閥門、管路及智能控制系統組成。反射鏡通常有曲面鏡、旋轉拋物面和平面鏡3 種。CSTP 系統有塔式、槽式、蝶式和菲涅爾式，這4 種發電系統各有優缺點。塔式CSTP 具有聚光比大、運行溫度高、系統容量大、熱損耗較小和熱電轉換效率高等優點，但項目前期投入高，應開發新技術和新工藝降低成本。槽式CSTP 系統結構相對簡單，技術較為成熟，但是存在聚光比小、工作溫度低、真空管加熱技術尚待改進、吸熱管內表面涂層不穩定等問題。這在一定程度上限制了槽式太陽能發電的推廣。碟式CSTP 利用拋物面聚光，其工作原理是把照射到拋物面上的太陽光，匯聚到焦點（通常是斯特林發電機），熱能推動斯特林發電機循環運動，將熱能轉化成機械能，帶動發電機運轉，把機械能變為電能輸出。菲涅爾式CSTP 技術是槽式技術的特例，其基本原理與槽式技術類似，與槽式不同的是使用平面反射鏡，其集熱管為固定式，菲涅爾式熱發電的建設成本相較槽式技術更低一些。在工程實踐中應用較多的是塔式和槽式CSTP 系統，系統圖如圖1 所示。

圖1 塔式和槽式CSTP 系統圖

目前，塔式和槽式CSTP 實現了商業化，蝶式和菲涅爾式系統處于示范階段。4 種系統既可以單獨運行，也可與燃料混合（如與天然氣等）互補系統以及和火力發電廠聯合運行，可調度性好，污染物排放量很低，這是突出的優點。槽式CSTP 系統有較高的性價比，塔式熱發電技術成熟度不如槽式，但發電容量大，而配以斯特林發電機的可運動拋物面盤式熱發電系統雖然技術性能優良，但造價昂貴，當前主要用于邊遠地區的小型獨立供電，大規模應用則略遜一籌。

2 相關技術應用

2.1 塔式CSTP定日鏡陣列

在地面上排列定日鏡陣列，需考慮3 個因素：充分利用土地，便于地下鋪設穿管的線纜，留出適當的維修通道。安裝前，實地勘察現場，進行系統優化設計。根據占地面積，初步確定定日鏡的個數和行距、列距及朝向分布。定日鏡場可等效為太陽灶，鏡場的面積決定焦距和聚光比，定日鏡的排列方式決定了匯聚太陽光焦斑的大小和集熱器可獲得的最高溫度。所以，先建立數學物理模型，寫出經驗方程（組），輸入相應的參數，利用計算機軟件仿真，計算得到最優解，以免疏漏或失誤。如李浩[3]在PAnySimu 仿真平臺上建立

了基于平行太陽光的定日鏡模型，研究了定日鏡反射到聚光集熱器上能量的變化情況；用Matlab 軟件研究了定日鏡場余弦效率的分布；計及太陽光的發散性，建立了能流密度光斑成像模型，仿真了單個定日鏡反射至吸熱器表面的能流分布。賈亞晴[4]建立了塔式CSTP 模型，基于STAR-90 平臺，搭建了塔式CSTP 仿真系統，與某350 MW 機組仿真系統相連，構建塔式太陽能光熱配套發電系統模型，仿真光熱配套電站的運行包括啟動、運行、暫停和停止，同時做太陽光輻照度、給水流量、調節閥開度的擾動試驗，結果表明模型較好地反映了CSTP 系統以及火電機組的運行情況，其動態特性變化合理；同時，CSTP 系統的運行對火電機組影響很小，火電機組的控制系統不需大的改動即可實現光熱配套電站的正常運行。總體上，定日鏡場有3 種控制方式：傳感器控制、程序時鐘控制以及程序傳感器混合控制[5]。基于傳感器的控制流程圖如圖2 所示。

圖2 基于傳感器控制的流程圖

光電傳感器把太陽光強轉換為電信號，經信號處理電路處理后，向控制器發送，將信號與系統設定值比較，超出時，驅動電機和減速器逐步減少偏差，直到入射光路與設定光軸平行為止[6]。

2.2 聚光集熱器（吸熱器）

固定式聚光集熱器的受光面不到表面積的一半，所用材料一般是鎳基合金，對其要求是輕質、耐高溫、可承載受光面和背光面溫差大而產生較大的表層應力[7]。從已投用的塔式太陽能光熱發電系統看，熔鹽罐泄漏、管道凍鹽及結塊、閥門泄漏等故障是值得關注的問題。塔式太陽能光熱發電站水泥吸熱塔從幾十米到一百多米高，如在頂端安裝旋轉式集熱器，接受太陽光更均勻，施工難度雖然大，但并非不可能。研究表明，吸熱塔高從50 m 增加到150 m，余弦效率平均增大0.4，聚光效率提高；在太陽輻照度降低20%～30%擾動時，擾動幅度越大，汽包出口蒸汽溫度和壓強下降越大，下降量與擾動幅度具有一致性[8]。

2.3 吸熱和導熱介質

隨著CSTP 工藝技術的發展，系統要求的吸熱/傳熱介質溫度越來越高，熱導率越來越大。吸熱和導熱介質常用熔鹽，它通過選取不同種類的單晶鹽，嚴格按一定比例，復配成性能穩定的混晶鹽。在選用的單晶鹽中，一些雜質離子（如Cl-、SO42-、CO32-、NH4+等）含量超標，會使熔鹽性能大打折扣，影響傳熱效率，嚴重時，腐蝕設備和管路造成熔鹽泄漏或者堵塞管路，導致電站癱瘓。對于塔式CSTP 系統，考慮光熱轉換效率、介質特性、熱容量和規模化商業運行等要素，以質量分數分別為0.6 和0.4 的NaNO3和KNO3的混合物作為吸熱和導熱熔鹽，該鹽凝固點為220 ℃，最高耐溫620 ℃，實際運行溫度為290～565 ℃[9]。槽式光熱發電常用導熱油作為吸熱和儲熱介質，目前在介質溫度不高于400 ℃時，通常用聯苯-聯苯醚導熱油。

2.4 智能控制系統

CSTP 智能控制系統包括聚光集熱器控制、反射鏡跟蹤控制和遠程控制等。一種CSTP 集熱器控制系統能控制集熱器在同一緯度上擺動（改變方位角），最大限度接收反射的太陽光[10]。王明達[11]提出太陽能光熱發電站整體控制網和定日鏡場的無線網控制結構，根據運行模式和定日鏡的控制要求，設計定日鏡的控制策略；結合無線局域網，提出基于模糊理論的參數自調節PID 算法，運用Matlab/Simulink 中的相關模塊設計控制器；基于TrueTime 工具箱，編寫源代碼，搭建無線網控制的仿真模型，驗證了參數自適應模糊PID 算法對電機控制精度更高，更適用于塔式太陽能光熱電站無線網絡控制系統。

2.5 儲能系統及控制

CSTP 儲能系統主要由熔鹽罐、管路、閥門、循環泵及控制器等組成。熔鹽儲能是在白天利用太陽能把加熱后的熔鹽存儲并在夜間釋放，通過換熱產生蒸汽推動汽輪機發電。相對于光伏發電，光熱發電儲能補齊夜間及陰雨天無法發電的短板，可持續發電和調峰發電。CSTP 全天候運行是其他新能源發電不具備的優勢，高溫儲能是整個系統中最關鍵的部分，也是新能源電力行業的發展瓶頸之一。據報道，青海德令哈10 MW 塔式太陽能光熱發電站，吸熱器設計為飽和蒸汽吸熱器和過熱器，部分飽和蒸汽經過熔鹽過熱器后推動汽輪機發電；電站的高溫熔鹽儲熱系統，有效儲熱時間2 h 以上，24 h 內熔鹽降溫不超過10 ℃，實現了單套容量5 MW 時中高溫熔鹽儲熱系統正常運行，是我國首座具備熔鹽儲熱的太陽能光熱電站[12]。熔鹽溫度控制要結合傳統PID 控制與智能PID 自適應模糊控制，將2 項控制策略置于Matlab/Simulink 平臺進行建模與仿真，結果顯示，自適應模糊控制策略優勢比較明顯，能有效控制罐中熔鹽溫度[13]。一種常見的塔式CSTP 及儲熱系統如圖3 所示。

圖3 一種常見的塔式CSTP 及儲熱系統圖

3 宏觀政策和技術標準

CSTP 是太陽能利用的新領域之一，已成為市場關注的投資熱點。隨著CSTP 工藝技術的不斷改進和完善，將在我國未來能源戰略中起到重要的支撐作用。當前，全球范圍內，太陽能光伏發電市場份額遠高于光熱發電，因為雖然光熱發電建成投用后的收益高，但前期投資更高。塔式太陽能電站的定日鏡場的聚光倍數可達到500～1 000，要提高發電量，一是增高水泥塔的高度，二是增加定日鏡的數量[14]。CSTP 電站建造，首先要做好規劃設計，準確掌握當地太陽能和氣象資料及歷史數據，熟悉可再生能源政策，選擇最優的建設方案[15]。2014 年11 月，國家發展與改革委員會公布《國家應對氣候變化規劃（2014—2020 年）》，提出了限制溫室氣體排放的9 條措施，指出拓展太陽能熱利用技術應用的領域，支持CSTP 項目示范。2016年9 月，國家能源局印發了《關于組織太陽能光熱發電示范項目建設的通知》，決定建設一批CSTP 示范項目，全方位、多角度扶持，此舉宣告我國光熱發電示范項目建設進入新階段，太陽能光熱發電市場激發出新活力。同年，國家發展與改革委員會下發《關于太陽能光熱發電標桿上網電價政策的通知（發改價格[2016]1881 號）》，明確2018 年12 月31 日之前建成投用的示范項目執行1.15 元/kW·h（含稅）標桿上網電價。根據實際情況，首批示范項目建設期限放寬至2020 年12 月31 日，逾期實行投運項目電價退出機制。

住房和城鄉建設部發布公告，自2018 年12 月1日正式實施《塔式太陽能光熱發電站設計標準（GB/T 51307—2018）》。該標準由中國電力企業聯合會組織，中國能源建設集團有限公司主編，填補了國內外太陽能光熱發電站設計標準的空白。該標準是我國第一部同時也是世界首部關于太陽能光熱發電站設計的綜合性技術標準，其針對塔式太陽能光熱電站的工程特性，結合我國國情編寫而成，反映了目前國內外太陽能光熱發電領域的最新設計理念、要求和技術水平，達到國際領先水平，為我國塔式太陽能光熱發電站設計提供了依據，對今后CSTP 領域的相關標準的編制具有指導意義。2018 年，國家電網有限公司通過了《光熱發電站接入電網技術規定》企業標準，對光熱發電站啟動、停機、發電量預測、有功功率控制、無功/電壓調節、二次系統、模型和參數、系統入網等方面作出了具體規定，保障了光熱發電站規范、有序并網。我國太陽能光熱發電技術標準體系如圖4 所示[16]。

圖4 太陽能光熱發電技術標準體系

4 工程案例和光熱發電產業

我國首個塔式太陽能光熱電站10 年前在北京延慶竣工，該電站具有自主知識產權，裝機容量為1 MW，屬于示范項目。電站年發電量為270×104kW·h，相當于810 余t 標準煤的發電量（按1 t 標準煤發電3 333 kW·h計算），減排CO2約230 余t、SO2約21 t、氮氧化合物約35 t。該電站的定日鏡固定在地面上，有效抵御風、雨、雪、雹的破壞，省去了支架開銷。鏡面反光材料、聚光集熱器、太陽能中高溫管路和儲能罐實現了國產化，克服了制約CSTP 在中高溫領域內應用的技術障礙，為中高溫太陽能光熱發電系統設備制造標準化開辟了道路。2019 年8 月10 日，我國第1 個百MW 級塔式熔鹽太陽能光熱電站在甘肅敦煌戈壁灘建成投用。該電站占地7.8 km2，發電場區內安裝了超1.2×104面以同心圓排列的定日鏡，環繞在260 m 高的吸熱塔周圍，年發電量約3.9×108kW·h，這是我國自行研發、擁有完全自主知識產權的全球聚光規模最大、吸熱塔最高、儲熱罐容量最大、可實現24 h 全天候連續發電的塔式熔鹽太陽能光熱電站。每年減排CO2約35×104t，獲得相當于666.667 hm2森林的環保效益，創造經濟效益3～4 億元。敦煌百MW 級塔式熔鹽太陽能光熱電站俯視實景圖如圖5 所示。從此，我國成為全世界少數幾個掌握百MW 級光熱電站技術的國家之一。據不完全統計，2020 年，我國太陽能光熱發電總裝機容量超4 800 MW，步入世界CSTP 強國行列。

圖5 敦煌百MW 級塔式熔鹽太陽能光熱電站俯視實景圖

太陽能光熱發電產業涉及聚光、中高溫熱轉換、機械傳動、傳質/傳熱、儲能、發電并網和輸配電等技術。CSTP 對于環保以及開拓新能源發揮積極作用[17]，其優點是電能輸出平穩，可做基礎電力和調峰；可靠的儲能（儲熱）配置可在夜間持續發電。目前，我國存在核心技術不夠先進、一些關鍵設備靠進口和電價偏高等問題。此外，產業鏈長，投資大，資金回收周期長，雖長期收益可觀，還需要政府、高校、科研院所和相關企業合作。太陽能光熱電站適合建在人口密度小、日照豐富的地區，因此近10 年內，應把掌握塔式、槽式太陽能光熱發電核心技術、關鍵裝備以及在中西部人口稀少地區建造電站作為優先發展方向。

5 結語

太陽能光熱發電技術的快速發展和項目投產，對聚光集熱器、傳質傳熱、智能監控和儲能技術提出了更高的要求。聚光集熱器要求更輕質、更耐高溫和更抗應力的材料，采用新的集熱器制造工藝，開發黏滯系數更小、熔點和熱導率更高的熔鹽；智能監控需要研發耐受更高溫度的傳感器，借助網絡，通過手機或電腦，實現實時監控和遠程監控，這是監測系統正常運行的必要措施。在儲能基本滿足系統要求的情況下，開發可耐受更高溫度、更大熱容量的儲能介質，又不會對蓄熱罐、管路和循環泵等造成不良影響是需要進一步關注的課題。