槽式太阳能热发电系统的发展现状

槽式太阳能热发电系统作为唯一商业化的太阳能热发电系统，从1980年美国与以色列联合组建的LUZ公司研制开发槽式线聚焦系统开始，至今已经发展了30多年。

1.导热油槽式系统发展现状

图1.7　美国SEGS电站

（1）1985年，LUZ公司在美国加利福尼亚州南部的Mojave沙漠地区建立了第一座槽式太阳能热发电站SEGSⅠ，实现了槽式太阳能热发电技术的商业化运行。在随后的6年里，LUZ公司又在SEGSⅠ电站附近建设了8座大型槽式太阳能热发电站（SEGSⅡ～Ⅸ），这9座电站的装机容量均为14～80MW，总容量达到354MW，总的占地面积已超过7km2，全年并网的发电量在8亿kW·h以上，发出的电力可供50万人使用，其光电转化效率已达到15%，至今运行良好（图1.7）。表1.1中是美国9座槽式太阳能热发电系统技术参数及运行性能。SEGS电站槽式集热器采用不锈钢管作为集热管，并涂有黑铬选择性吸收涂层或低热发射率的金属陶瓷涂层。集热管外套有抽真空的玻璃封管，玻璃封管内外均涂有减反射膜。集热管内的传热工质为导热油Therminol VP-1，导热油在集热管中被太阳辐射加热至设定温度，进入换热器作为热源，加热水至水蒸气推动汽轮机做功。

SEGSⅠ～Ⅸ槽式太阳能热发电站已经成为了世界许多国家研究槽式太阳能热发电技术的模型和样例，是槽式太阳能热发电技术具有里程碑意义的代表作，最具深远的影响力。

表1.1　美国9座槽式太阳能热发电系统技术参数及运行性能

① 包括天然气过热。
② 1986年建成时为233120m2。
③ 按太阳能总辐射能量计。

（2）2007年6月，Nevada Solar One电站正式并网运行。该电站是16年内美国境内建设的第二座太阳能热发电站，也是1991年以来世界上最大的一座太阳能热发电站。Nevada Solar One电站坐落在内华达州，由西班牙Acciona Energia公司建设，额定容量为64MW，最大容量为75MW，年产电量为1.34亿kW·h。该电站总占地面积1214058m2，拥有760台槽式集热器，共计182000面聚光镜和18240根4m长的集热管。采用导热油作为工质，集热管出口工质温度为391℃，经过热交换器加热水产生蒸汽，驱动西门子SST-700汽轮机组发电。Nevada Solar One电站项目总投资达到了2.66亿美元。

（3）2009年3月，Andasol-1电站并网发电（图1.8）。该电站是欧洲第一座抛物线槽式太阳能热发电站，位于西班牙安达卢西亚的格拉纳达。Andasol-1电站装机容量为50MW，年产电力180GW·h，占地面积2km2，总集热面积达510120m2。Andasol-1电站太阳场进出口工质温度为293/393℃。

该电站带有大型蓄热装置，两个蓄热罐每个高14m，直径36m，蓄热介质为熔融盐（NaNO3占60%，KNO3占40%），共计28500t，蓄热总量为1010MW·h，可使汽轮发电机组满载发电7.5h。集热管采用ET-150型集热管，每根4m，共计22464根，由以色列Solel公司和德国Schott公司提供。209664块反射镜由德国Flabeg公司提供。集热管以导热油为传热工质，工质为Diphenyl/Diphenyl oxide。汽轮机采用西门子50MW再热式汽轮机，循环效率为38.1%。电站总投资26.5亿欧元，发电成本为0.158欧元/（kW·h）。

Andasol-1电站流程如图1.9所示。

图1.8　Andasol-1电站全景照片

图1.9　Andasol-1电站流程示意图

（4）Archimede槽式太阳能热发电站位于意大利西西里岛的Priolo Gargallo，于2010年7月建成。该电站装机容量为5MW，集热器出口工质温度达到550℃，镜场面积为30000m2，使用了世界上较为先进的ENEA太阳能聚光器。Archimede电站是第一座采用熔融盐为传热、储热工质的燃气联合循环电站。

（5）2013年10月，目前全球最大的槽式电站Solana光热电站正式实现投运。该电站装机容量达到280MW，是美国首个配置熔盐储热系统的太阳能电站，储热时长6h。Solana光热电站位于美国亚利桑那州凤凰城西南的Gila Bend附近，年发电量高达9.44亿kW·h，可满足7万家庭的日常用电需求，电站总投资额高达20亿美元。Solana光热电站参数见表1.2。(www.xing528.com)

表1.2　Solana光热电站参数

2.槽式DSG系统发展现状

工质为导热油的槽式太阳能热发电技术已经较为完善，但导热油工质由于其自身特性使整个发电系统有无法弥补的缺陷。因此，各国专家在建设工质为导热油的槽式太阳能热发电站的同时，也在寻求工质为水的DSG槽式太阳能热发电站的研究和发展。

图1.10　DISS电站

（1）1996年，在欧盟的经济支持下，CIEMAT公司联合DLR公司、ENDESA公司等八家公司在CIEMAT-PSA实验中心共同研发了一个槽式太阳能直接蒸汽发电实验项目DISS（Direct Solar Steam）。DISS项目的目的是研发DSG槽式太阳能热发电站，并测试其可行性。DISS项目（图1.10）总装机容量为1.2MW。DISS项目分两个阶段：第一阶段是从1996年1月至1998年11月，主要是在CIEMAT-PSA实验中心设计并建设完成一个与实际电站一样大小的实验系统；第二阶段从1998年12月至2001年8月，这个阶段主要是利用该实验系统在真实太阳辐射条件下研究槽式DSG系统的三种基本运行方式，即直通模式、再循环模式和注入模式，找出最适合于商业电站的运行模式，并为未来DSG槽式电站的设计积累经验。DISS项目工质为水，出口工质流量为0.8kg/s，工质温度约为400℃，压力为10MPa。

DISS项目由两个子系统组成，分别是拥有抛物线槽式聚光器（PTCs）的集热场和辅助设备（Balance of Plant，BOP），如图1.11所示。集热场把直射太阳辐射能转换为过热蒸汽的热能，BOP负责凝结过热蒸汽并送回到集热场入口。集热场是一个单独的南北放置的槽式集热器组，该集热器组串联了11个改进的LS-3抛物线槽式集热器，长度为500m，开口宽度5.76m，反射镜面积3000m2，集热管的内、外径分别为50mm和70mm。其中9个槽式集热器长50m，由4个抛物线槽式反射模块组成；另外两个槽式集热器长25m，由两个抛物线槽式反射模块组成。整个集热场由三部分组成，即预热区、蒸发区和过热区。蒸发区末端设有再循环泵和汽水分离器，这是进行再循环式槽式DSG系统实验时用的。给水在集热场中经过预热、蒸发和过热3个阶段被加热成过热蒸汽，通过辅助设备降温后再次作为给水参与循环。由于利用汽轮机组发电并无任何技术问题，因此DISS项目考虑投资等因素并未设置发电设备。

图1.11　DISS电站回路示意图

DISS项目实验系统有3个运行模式，其集热场入口和出口运行参数见表1.3。

表1.3　DISS项目实验系统集热场入口和出口运行参数

DISS项目的运行结果表明，槽式DSG技术是完全可行的，并且证明在回热兰金循环下，汽轮机入口工质温度为450℃时，DISS项目太阳能转化电能的转化率为22.6%。而工质为导热油的槽式系统，汽轮机入口工质温度为375℃（这一温度由导热油的稳定极限温度限制）时，太阳能转化电能的转化率仅为21.3%。

（2）2006年，Zarza等人提出了世界上第一座准商业化DSG槽式太阳能热发电站INDITEP电站的设计方案（图1.12）。设计方案指出，INDITEP电站是一座再循环模式的DSG槽式电站，由欧盟提供经济支持，德国与西班牙合作建设。INDITEP电站是DISS项目的延续，依据DISS项目开发的设计和仿真工具均被应用到INDITEP电站中。建设INDITEP电站的目的是通过实际电站运行验证DSG槽式太阳能热发电技术的可行性，并逐步提高该技术在运行中的灵活性和可靠性，因此采用鲁棒性较高的KKK过热汽轮发电机组。该电站装机容量为5MW，采用过热蒸汽兰金动力循环，选用ET-100型槽式集热器南北向排列，共70台槽式集热器，每排由10台槽式集热器组成，其中3台用于预热工质，5台用于蒸发，两台用于产生过热蒸汽，蒸发区与过热区之间由汽水分离器连接。集热场入口水工质的温度和压力为115℃、8MPa，给水流量为1.42kg/s，出口产生流量为1.17kg/s、温度和压力为410℃、7MPa的过热蒸汽。集热场设计点为太阳时6月21日12：00。

图1.12　INDITEP电站的设计方案

（3）2012年1月，TSE-1电站并网发电，这是世界上首座商业化DSG槽式太阳能热发电站。TSE-1电站位于泰国Kanchanaburi省，装机容量为5MW，运行温度和压力为330℃、3MPa，集热场占地面积为11万m2，聚光镜面积为45万m2，年产电量为9GW·h，由Solarlite公司提供技术支持。

与国外相比较，我国槽式太阳能热发电技术起步较晚。导热油工质槽式系统方面，中国科学院工程热物理所搭建了导热油工质真空集热管测试平台，验证了太阳辐照度、流体温度与流量对集热性能的影响。2013年8月，龙腾太阳能槽式光热试验项目在内蒙古乌拉特中旗巴音哈太正式投入使用，试验期限为两年。该项目将为未来华电集团在乌拉特中旗开发50MW太阳能光热发电项目提供设备及安装服务奠定坚实的基础。槽式DSG系统方面，河海大学搭建了DSG槽式集热器测试平台，但还处于平台测试阶段。