槽式太陽能熱發電可以借助傳熱介質的熱惰性有效應對多云天氣的變化，在熱循環系統中可保持溫度相對穩定，其輸出的優質電力和規模儲能為電網所歡迎。此外，槽式光熱循環系統還可通過多能互補充分展現儲熱優勢，通過延長發電時數降低發電成本，通過精心設計減少初始投資。只要根據我國國情不斷創新并提出可行性的方案，即可有效提升槽式太陽能熱發電技術在我國可再生能源發電中的市場競爭力。本文作者分享了幾種槽式太陽能的方案，以供參考。

前言

太陽能光熱發電技術目前主要有槽式、塔式、碟式、線性菲涅耳四種，其中槽式光熱發電約占據裝機總量的70%以上，技術成熟度得到公認，已被證明是一種具有發展前景的可再生能源技術。槽式光熱發電的基本優勢是可以借助傳熱介質的熱惰性以及儲能有效應對多云天氣的變化，在熱循環系統中可保持溫度相對穩定，其輸出的優質電力和規模儲能為電網所歡迎。

槽式聚光設備經長時間的實踐磨合，技術參數接近極限；充分運用光譜選擇性吸收原理致使其光熱轉化效率最高；盡管我國自然環境約束條件多，太陽能直射輻射值（DNI）大多低于中東北非等國外的資源條件，但槽式光熱循環系統可通過多能互補充分展現儲熱優勢；通過延長發電時數降低發電成本；通過精心設計減少初始投資；只要根據國情有針對性地不斷創新，即可有效提升槽式光熱發電技術在我國可再生能源發電中的市場競爭力。

圖2無儲熱的槽式光熱發電技術原理圖

圖3首次在歐洲應用的帶熔鹽儲熱設備的槽式光熱發電技術

圖4美國Solana和Mojave兩電站年度季節性運行曲線

一、鼓勵槽式太陽能熱發電與風電、光伏互補儲熱

推廣在光熱發電站內配置風電、光伏等可再生能源設施，推廣燃氣布雷頓發電與光熱發電互補儲熱發電技術，其目的是降低初始投資，增加發電時數，提高市場競爭力。

電規總院和水規總院先前發布的《2016—2017年投產電力工程項目造價情況》顯示，我國5個百萬千瓦級二代改進型核電項目平均造價為12038元/千瓦，11個常規水電項目造價為9352元/千瓦，41個火電項目為3593元/千瓦，而風電和光伏發電分別為7587元/千瓦和7406元/千瓦。顯然，光熱發電在初始投資上已經“輸在了起跑線上”。目前，風電和光伏設備市場競爭比較充分，價格降幅很大，近期GE中標內蒙古興安盟100MW風電項目，風機報價僅3491元/千瓦！由此可見，把風電或光伏作為光熱電站的重要組成可有效平抑光熱發電初始投資，同時建立以光熱發電為核心的綜合能源發電基地。

傳統槽式光熱發電站的發電時數基本與當地的DNI相當，如果引入風電和光伏電力可借助電儲熱提高年發電時數和發電量；尤其是將兩個不穩定電力通過儲能加以均衡，可進一步增強光熱電站作為電網基荷電源的能力，激發風險資本對光熱發電的投資熱情。如圖5所示。

圖5風電、光伏與光熱發電互補示意圖

圖6風電、光伏運行負荷曲線

選擇風電互補儲熱，主要利用風電反調峰特性為儲熱設備提供輔助熱源；如圖6風電、光伏運行負荷曲線所示，我國風電機組夜間運行多，與負荷需求恰好相反，成反調峰狀態，因此將反調峰電力用于光熱發電儲熱，可與光熱發電形成有效互補，相比光伏發電與光熱發電同周期運行更有利。圖7是國內風電行業借用光熱發電熔鹽儲熱模式提出的電轉熱儲能發電系統。

圖7國內風電行業電轉熱儲能發電系統

圖8是將風力直接轉換成熱能，經高溫熔鹽存儲后以輸出穩定電力的一種技術模式。顯然，引入風電加大電儲熱比例，或將風轉熱直接嫁接到光熱發電系統中，可有效提高儲熱和發電設備的利用率，減少外用電使用量，減少寄生損耗，有利降低運行成本。

圖8風力熱儲能發電系統，借用光熱發電熔鹽儲熱模式

圖9摩洛哥Noor Midelt的800MW太陽能光伏和光熱混合發電項目原理圖

該項目技術人員擬采用白天光伏和太陽能光熱的重疊發電來優化光熱混合存儲的容量和效率，即充分利用光伏白天的電力加熱太陽能熱發電的熔鹽存儲介質，以保證夜間發電。他們計劃在Noor Midelt的首個混合互補存儲項目中實現以每千瓦時7美分的價格提供可調度的太陽能電力。

如圖10所示，該項目計劃選擇塔式熔鹽熱發電為第一級換熱，將熔鹽溫度由170℃（最低）提升至560℃；光伏電力加熱為第二級換熱，可根據熔鹽氣化點繼續提高熔鹽工況溫度。該電加熱器采用串聯模式，同樣可用于槽式互補儲熱發電系統。為避免光照連續不足還需要配置電網輔助電加熱系統，或配置燃氣補熱裝置。如同Abengoa在美國建立的280MW索拉納項目一樣，起初配置的光伏電站并未保證12個熔鹽罐安全，最終增加燃氣鍋爐以規避熔鹽罐及管道可能發生的熔鹽凝固事故。

圖10光伏電加熱輔助熔鹽互補熱發電系統

其實，美國新月沙丘塔式熔鹽熱發電項目就采用了光熱+光伏的混合設計，其光熱發電的凈容量為100MWe，光伏發電容量為60MW，但未選擇利用光伏的電力進行熱存儲。

Abengoa近期計劃將光伏或風電電加熱存儲技術“嫁接”到西班牙早期沒有存儲設備的槽式光熱電站中，擬選擇一個50MW槽式電站，初步規劃用4年完成改造。

圖11風電和光伏采用電池短時存儲、電轉熱長時存儲，對光熱發電構成挑戰

筆者很早就提出將不穩定的光伏或風電通過電加熱裝置與光熱發電儲熱系統嫁接，以充分發揮光熱發電特有的儲熱技術優勢。但是，如果風電和光伏電站如圖11所示移植電儲熱和太陽能熱發電技術，即可借助初始投資低的先發優勢對光熱發電技術構成挑戰。

二、儲熱設計與太陽能倍數脫鉤

采用太陽能倍數與儲熱脫鉤的設計模式，聚光鏡場規模只服從（設計點選擇800瓦/㎡）發電設備銘牌功率，可有效降低鏡場投資規模。從美國上世紀八十年代開發槽式熱發電技術初始，在電站增加儲能設施其初衷是為應對夏季超過設計點的溢出。德國千年太陽能公司設計的兩罐熔鹽儲熱技術于2008年首次在西班牙Andasol-1號電站應用，從實際應用效果看，尚無法達到設計目標，但因為儲能系統的增加以及對應的聚光場面積的增加，導致初始投資較無儲熱電站明顯增多。

表1美國Solana、Mojave和Genesis同規模電站比較

以美國Solana和Mojave兩個槽式光熱電站作比較，電站設計均出自西班牙Abengoa Solar公司之手，相同規模、相同設計，區別在于Solana帶儲熱設備，而后者無儲熱設備，兩者相差4億美金，如和Genesis比較投資增加7.5億美金。如表1所示。

表2西班牙三個電站比較

西班牙安達索地區DNI略高于我國，安達索三個電站首次應用熔鹽儲熱技術，年設計發電時數3589h（實際運行時數相差近千小時），儲熱7.5h，聚光鏡面積達51萬㎡，優惠電價0.32歐元/kWh，燃氣占15%，寄生損耗27.2GWh，約占發電總量的15%左右；艾波索以及索拉維的三個電站均不帶儲熱裝置，聚光鏡面積分別為29萬和29.43萬㎡，與安達索電站相差一半，運行工況溫度且高于前者。如表2所示。

圖12推廣“小鏡場”大儲罐技術

轉變傳統太陽能鏡場必須和儲熱規模匹配設計和確立多能互補儲熱的理念極有必要。建議根據我國國情實行非匹配設計，為降低初始投資（鏡場投資占總投約60%），推廣“小鏡場”大儲罐技術，鏡場規模最多控制在1.5倍之內，也即按儲熱2小時確定鏡場規模；儲熱設備或罐體容量按預設的儲熱量和發電時數選擇，為風電或燃氣互補儲熱留置容量空間。如圖12所示。

三、倡導單罐固體填充一體化儲能技術

為降低儲能設備投資（占總投資10-15%），提倡單罐儲能替代雙罐儲能，有效降低初始投資。如圖13所示。

圖13單罐固體填充和蓄電一體化儲能技術

槽式太陽能儲熱蓄電一體化系統簡介：

1、本裝置選用高溫硅油做傳熱介質，工況溫度400℃，無低溫冷凝結晶疑慮；

2、采用單罐固體儲熱介質填充技術，替代價格昂貴的熔鹽；固體填充物優先選擇成本低的廢棄陶瓷或冶煉廢棄物鋼渣、鐵渣等，澆注成型置入儲熱罐內。

3、蓄電裝置采用鈉氯化物高溫熔鹽電池堆，中心工況溫度300℃；

4、蓄電來源主要吸納風電、光伏和電網超負荷過載電力；

5、本裝置擬參與電網削峰填谷、調頻調壓任務，目標為電網基荷電源。

四、燃氣發電與光熱發電互補儲熱

圖14

摘自：NREL-52424《Gas Turbine/Solar Parabolic Trough Hybrid Design Using Molten SaltHeat Transfer Fluid》

使用燃氣發電替代現有燃氣普通鍋爐，利用瞬時啟動快的特點，增強參與電網調峰的能力，同時利用燃氣發電產生的高溫排氣為儲熱罐補熱，以克服太陽能不穩定、不可控的缺陷，有效增加發電時數，提高槽式光熱電站的可控性和市場競爭力。如圖14所示。該技術不同于燃氣聯合發電即IGCC或ISCCS模式，燃氣發電機組是為發揮光熱電站特有的儲熱功能，以彌補光照資源不穩定和克服光熱發電的間歇性提出的技術方案。該技術既可用于槽式也可用于塔式。

2016年10月，歐盟針對歐洲南部地區DNI較低的現狀，提出沼氣與光熱發電互補的HYSOL研發課題。該項目為歐盟資助項目，由西班牙ACS-COBRA牽頭，歐盟內8個單位參與，包括太陽能組織PSA-CIEMAT、西班牙馬德里技術大學、意大利ENEA、IDIE(西班牙)、AITESA(西班牙)、Tekniske大學(丹麥)和SDLO-PRI(荷蘭)。歐盟的燃氣互補發電實驗項目即HYSOL的設計和運行主要基于當地的電力需求、太陽能資源以及輔助燃料的來源、成本和特性，輔助燃料可能是化石燃料或可再生燃料。HYSOL的概念是基于CSP電站以熔鹽的形式儲存熱能(TES)，可以在槽式或塔式太陽能系統應用。該電站擬采用Brayton循環，利用燃氣輪機廢氣中的熱能與傳統的Rankine循環結合。該項目宣稱可高效生產清潔能源。如圖13所示。我國光照資源相比歐洲南部相差無幾，其發展觀念可以借鑒，但應設法規避二氧化碳和氮氧化物排放問題。

圖15歐盟HYSOL燃氣發電與熔鹽儲熱互補原理圖

圖15歐盟HYSOL燃氣發電與熔鹽儲熱互補原理風電與燃氣發電作為熱源與光熱發電互補，可以彌補太陽能熱發電的缺陷，通過儲熱設備作為介質，從根本改變可再生能源共有的不穩定、不連續、不可控的問題。

圖16光熱發電與燃氣互補平衡季節性出力

歐盟HYSOL項目對實行燃氣互補后的發電情況進行比較，顯示借助燃氣發電為光熱發電系統補熱儲熱，不僅延長發電時數，而且平抑了太陽能發電的季節性差異。如圖16所示。

五、純氧燃氣發電與槽式光熱發電互補，追夢“終極能源”

采用半閉式超臨界二氧化碳純氧燃氣發電與槽式光熱發電互補，其目的是創建可再生能源“終極能源”發電系統，以逐步替代化石能源發電，最終實現零碳綠色電力。如圖17所示。

其原理是：將槽式太陽能熱發電技術有機嫁接在半閉式超臨界二氧化碳燃氣布雷頓熱發電系統中，通過互補儲熱、循環發電以規避太陽能熱發電不穩定、不連續的先天缺陷；同時利用純氧燃氣發電產生的水進行電解制氫制氧，汽水分離出的二氧化碳除用作動力工質外，其余部分進行加氫甲烷化制備，并將制備的甲烷氣進行存儲，而利用可再生能源電解水制氫獲得的氧氣用于系統自身的純氧燃氣布雷頓高效發電；系統冷凝產生的水和加氫甲烷化產生的水將直接提供給槽式太陽能熱發電系統作蒸汽朗肯循環發電補水使用，多余的水作清洗聚光鏡用水。據國外測算，不含甲烷制備產生的水，僅550兆瓦電站即可產生1.8億加侖水。

其實，當人們把目光聚焦在氫能的開發和利用時，氫能幾乎成了“終極能源”的代名詞，但是氫能畢竟屬于二次能源，只有將可再生能源與氫能有機結合，直接將其轉化為電能，減少氫的儲運和使用中的繁瑣過程才能最終展現其“終極能源”的魅力。

圖17槽式太陽能熱發電與風電和燃氣發電制氫制甲烷循環熱發電

六、可再生能源與氫結合，副產綠色化肥

我國是世界上氨產量和使用量最多的國家，占世界總產量的三分之一左右，但是氨的獲取主要依賴天然氣和煤炭。目前全世界5%的天然氣用于生產氨，大多采用哈伯法工藝，每生產一噸氨則排放三噸二氧化碳，可謂二氧化碳排放和電力高耗能大戶。

如果借助太陽能或風能等可再生能源電力通過空分設備制取氧氣，利用副產的氮氣與電解水制取的氫氣混合制備“綠色氨”，再與燃氣發電系統回收的二氧化碳混合生產碳酸氫氨、尿素等化工產品，不僅可大幅減少我國的二氧化碳排放，而且經農業施放“綠色化肥”還可實現真正意義的二氧化碳自然循環。

槽式光熱發電結合風能與純氧燃氣發電互補同時進行氨制備即可實現“綠色化肥”生產，該技術的應用對我國西部風能和太陽能稟賦較高，但吸納能力較弱的地區無疑是一件好事。對于政策制定者而言，也可據此鼓勵農用石化項目逐漸由我國東部西移至可再生能源豐富的西部地區，即有利于國土產業布局優化，也有利于二氧化碳減排，同時改善影響我國東部霧霾氣象的氣凝膠積聚效應，將是一舉多得。如圖18所示。

圖18太陽能、風能與燃氣互補熱發電副產綠色化肥示意圖

總之，光熱發電技術在我國能源轉型中的地位需要靠自己的技術實力來保證，其根本出路在于發揮自身特有的儲熱技術優勢——可以與光伏、風電或燃氣發電與光熱發電互補儲熱，力爭平衡季節性和間歇性發電，在提高發電設備利用率的基礎上，將年發電時數的設計值增加到5000小時以上，這一選擇已被證明是完全可行的。

另外，我們對光熱發電使用天然氣應持包容的態度；業內人士也要少點理想主義色彩，只要光熱發電技術做到少排放或不排放二氧化碳就應予以肯定。因此，選擇風電制熱或燃氣發電與光熱發電實現互補不失為一種更現實、更經濟、更具競爭力的技術路線。

結語

槽式太陽能熱發電技術和應用在全球光熱發電技術領域占主導地位，究其根本原因在于技術成熟度高，創新空間大。但是面對我國不太豐沛的太陽能資源和現狀，必須對槽式太陽能熱發電技術進行再創新。創新的目標無非是降低初始投資，提高發電效率、延長發電時數，增強盈利能力，建立與光伏和風力發電競爭的技術基礎。

上世紀末，歐盟牽頭組織歐洲一些國家聯合開發槽式太陽能熱發電技術，其中為大家所熟知的“歐洲槽”聚光陣列和槽式熔鹽儲熱技術就是這次聯合設計的產物，正因為有了聯合設計，才加快了槽式太陽能熱發電技術在全球的推廣。

可喜的是，我國自2016年以來相繼建立了兩座規模化的槽式光熱發電站，這為我國積累建設和運行的經驗奠定了基礎，加之為槽式光熱發電配套的產業鏈基本齊備，創建槽式光熱發電中國方案指日可待，相信在不久的將來，我國企業能攜中國方案走向國際市場。

注：本文作者系太陽能熱發電技術資深學者張建城。