更新时间：作者：小小条
摘要：
国外太阳能光热发电技术已有二十多年的商业化电站运行经验。国内光热发电技术也正在大力推广应用，已建成一批示范电站，技术日趋成熟。如何将我国西北部地区丰富的光热资源与传统能源相结合，开发建设光热与热电联合循环发电系统工程，实现西电东送、节能减排、降低工业生产能耗，意义巨大。
一、光热发电技术概论
光热发电也称CSP，即聚光太阳能热发电（Concentrating Solar Power），是太阳能发电中不同于光伏发电的另一种技术路线。
光热发电技术是利用光聚焦原理，把太阳光线的分散能量进行高度聚集，通过吸热器中工质吸收阳光热能，直接或间接地加热水，产生一定参数的水蒸汽，送往汽轮发电机组，进行发电。已经实际应用的主要技术种类有槽式、塔式、碟式和线性菲涅尔式。
槽式光热发电技术分别采用槽式聚光镜和吸热管来聚焦和吸收太阳光热能，进而转化成电能。
槽式聚光器的聚光比比较低，一般不超过100。槽式光热发电技术在欧美具有二十多年的商业化运行经验，技术比较成熟，产生的水蒸汽已经达到371℃的商业化电站运行温度，电站年均光热电转换效率已达16%，理论峰值光热电转换效率最高可达21% 。
目前带储热系统的槽式光热电站，单位发电功率所需土地约20平方米/KW（露天布置聚光镜场）,10MW的槽式光热电站占地300亩，50MW槽式光热电站占地1500亩。如若采用玻璃房内布置聚光镜，则占地面积可减近一半。
目前在国外，带储热系统的槽式光热电站单位功率造价折合人民币~2.5万元/KW左右 。槽式光热电站目前可设计建设的单机发电规模以不超过50MW为宜。槽式适合建设集中式光热电站，规模越大，单位功率造价越低。
槽式光热电站一般采用一维跟踪方式，如果聚光镜焦线采用南北布置，则只需要在东西方向根据太阳的视位置变化而调整聚光镜的旋转角度，以保证阳光始终直射聚光镜，跟踪系统比较简单。
槽式光热发电的典型案例有：
美国加州莫哈维沙漠（Mojave）9座SEGS系列电站（354MW）
西班牙Andasol 1-2（100MW）
希腊的克里达电站（50MW）
塔式光热发电技术采用平面玻璃银镜阵列来聚集太阳光辐射到吸热器去加热工质，吸热器则安装在聚光镜阵列中间的高塔顶部，目前比较流行的是多面体腔式吸热器。
塔式光热发电技术由于采用大面积的聚光镜阵列来聚集太阳光，可以达到1000以上的聚光比，因此聚集的光强很高，能将吸热工质（一般采用工业熔盐）加热到565℃的工作温度，目前能将水蒸汽加热到高达540℃的商业化电站运行温度，电站年均光热电转换效率已达17%，理论峰值光热电转换效率最高可达23% 。
塔式光热电站可设计建造的单塔发电规模以不超过10MW为宜，塔式适合建设集中式大型光热电站。
目前带储热系统塔式光热电站单位功率造价在人民币~2万元/KW，比槽式光热电站便宜。
塔式光热电站采用二维太阳跟踪方式，对跟踪系统的精准度要求很高，跟踪系统比较复杂。
典型的塔式光热发电试验电站：
美国10MW Solar One，后来增加熔盐储热系统，演化为Solar Two
西班牙的CESA - 1 和11MW的PS10电站
中控太阳能德令哈50MW塔式光热电站
碟式光热发电技术采用旋转抛物面聚光镜，将阳光聚焦在焦点上，采用斯特林发电机吸收光能加热工质驱动发电机发电。
碟式聚光镜的聚光比很高，可以产生2000℃以上的高温，目前的发电机材料还难以承受如此高的温度，因此斯特林发电机吸热器一般不能布置在正焦点位置上，而是偏移焦点一段距离，以防止高温毁坏发电机。
碟式光热发电具有很高的光热电转换效率，年均光热电转换效率已达25%，峰值光热电效率理论上最高可达到30%，但造价高昂，是几种光热发电技术中最高的，目前单位功率造价在人民币4~6万元/千瓦左右。
碟式系统适合小型的分布式发电站，和其它光热发电系统不同，碟式系统是由斯特林发电机直接实现由热能到机械能到电能的转化，而不需要汽轮机。这种系统规模较小，高效、模块化，可以灵活单独使用或者集成使用。
碟式光热发电单碟装机容量一般以不超过25KW为宜，单位发电功率所需土地约50平方米/KW左右，最适宜建设分布式小型光热发电电站。
线性菲涅尔光热发电技术是槽式光热发电技术的一种简化。 该技术采用长条形反光板，即线性菲涅尔聚光器，制造更为简单。聚光比一般为10～80，年均效率10%～18%，理论峰值效率可达20%，蒸汽参数可达250～500℃，单位发电功率占地约15平方米/KW左右。目前单位功率造价比槽式低45%左右。
线性菲涅尔光热发电采用一维跟踪，跟踪系统简单。电站单机规模以不超过50MW为宜，适合建设集中式光热电站。
二、光热发电市场分析：
国际能源机构表示，到本世纪中叶，CSP 技术将提供全球电力的11.3%，北美将成为最大的生产和消费区域，北非、印度和中东地区也将加入其中。
2007年起，全球光热发电年新增装机容量成倍增长，到2020年达到25GW，主要集中在美国和西班牙。
中国“可再生能源发展十二五规划”中明确指出，我国太阳能光热发电目标为：2015年装机达到1GW，2020年达到3GW，年增装机容量300MW以上。
初步拟定的四个重点光热发电试点地区是：内蒙鄂尔多斯高地沿黄河平坦沙漠、甘肃河西走廊平坦沙漠、新疆吐鲁番盆地、塔里木盆地和西藏拉萨。这四个地区除了光照好，还具备丰富水源及电网接入条件，非常适合建设光热电站。
随着设备国产化，技术的成熟，2012年下半年，甘肃金塔、宁夏哈纳斯、中广核宁夏德令哈、大唐鄂尔多斯等几个50MW以上的大项目相继开工，国内光热发电项目进入实质性建设阶段。
目前，中海阳，皇明，力诺，中航通用等光热设备制造企业纷纷加快了产业链布局，具备了一定的先发优势。
北京延庆电站是亚洲首座塔式太阳能光热发电站，装机容量为1兆瓦，属于示范项目。项目总投资1.2亿元，电站建成后，每年的发电量将达到270万千瓦时，相当于节约1100余吨标煤，可减排二氧化碳2300余吨、二氧化硫21吨、氮氧化物35吨。
太阳能光热发电最大的优势就是清洁与低成本，规模越大，成本越低。光热电站单机和装机规模的提升是降低光热比成本的最大动力，近一半的成本降低来自规模效应。光热装机由50MW提高至100MW，单位成本将下降12%，提高至200MW，单位成本将下降20%；聚光镜和集热管等核心部件的技术升级能带来20%以上的成本下降空间。
三、光热与热电联合循环发电
在我国，能源消费以煤为主，火电厂作为最主要的耗煤用户，占国家总耗煤的一半以上，节能潜力巨大。通过进一步提高锅炉参数、增大容量等技术措施实现火电厂节能降耗已接近理论极限。寻求其它资源代替化石燃料，势在必行。
太阳能作为可再生的清洁能源，是理想的替代能源之一。我国地域辽阔，太阳能资源丰富，具备太阳能与化石燃料联合循环发电的先天有利条件。
按照太阳能与热电的主辅关系，太阳能与热电联合发电系统可以分为两大类，太阳能辅助热电系统和热电辅助太阳能发电系统。
（一）热电辅助太阳能发电系统
是在纯太阳能发电机组的设计基础上，投入合适的化石燃料辅助太阳能发电的联合循环发电系统。
该系统以太阳能发电为主，化石燃料补充发电为辅，可以实现大规模利用太阳能持续发电。
该系统可以充分利用热电机组的可调整性来弥补太阳能的间歇性，还可以*降低独立太阳能热发电的投资成本。
太阳能光热系统与传统热力发电站组成联合循环发电，可提高光热电站的发电持续性和电站系统效率。
目前，在国外已经有这方面的工程应用，太阳能在联合循环发电系统中的热能贡献率约为15%~40%。
另外，联合电站投入使用后还能改善当地生态环境，因为集热器可吸收遮挡阳光，可降低电站地区的地表温度和蒸发量，同时聚光镜的冲洗水漏入地面，有利于植物生长。
（二）太阳能辅助热电发电系统，是在常规化石燃料发电机组的设计基础上，利用太阳能集热系统吸收太阳能热量补充进行联合循环的热发电系统。
光热与水泥余热电站联合循环发电以水泥窑余热来讲，目前水泥余热发电市场将近饱和，但实际上由于各种原因，很多水泥余热发电装机容量没有得到充分利用。
在太阳能和土地资源条件适合的地区，将光热发电与水泥余热发电结合起来，挖掘水泥余热发电潜力，提高经济效益，国内外目前还没有在水泥余热发电领域商业化应用的先例。
利用槽式光热技术，在晴天，聚光镜产生一定参数的中压/低压过热水蒸汽，与水泥余热发电系统中AQC锅炉中压/低压过热器的蒸汽汇合，增加汽轮机主蒸汽/补蒸汽流量，从而增加发电量。阴雨天和晚上则关闭光热系统，切换到原来的系统运行。
以4500t/d水泥余热发电项目为例，如在晴天用光热增产主蒸汽10t/h,则可增加进入汽轮机的蒸汽热量18%，增加发电功率1500KW，光热年增发电量450万度，年节省标准煤1800吨，年减排二氧化碳4500吨。
光热与烧结余热电站联合循环发电钢铁行业有大量的烧结冷却机余热电站，很多因为设计原因或者工艺波动原因而不能达到额定的发电量，汽轮发电机组还有很大的挖潜空间。
在有空闲土地资源和太阳能资源的钢铁厂，可以增加光热系统，与烧结余热电站构成双能源联合发电系统。
利用光热直接预热锅炉给水，或者产生蒸汽补充到汽轮发电机组去发电，均可提高余热电站的系统效率，增加余热发电量。
光热与小型燃煤热电厂联合循环发电在我国，由于小型燃煤发电机组较差的热经济性，这些机组现在已属于淘汰机组，在太阳能与其集成进行联合发电时，原有燃煤发电机组不必重复投资，这部分成本可以不考虑，从而使这种太阳能辅助燃煤热发电机组的单位功率成本*下降。
以C50-8.82／0.294型供热机组为例，计算表明，如果将光热产蒸汽取代1段高压加热器（H1）的抽汽，当不考虑原有燃煤发电机组部分投资成本时，其单位发电成本为：0.16元／kWh，远低于纯燃煤发电机组的单位发电成本0.25元／kWh。这为我国的小型火电机组升级改造提供了可能的方向。
光热与大型燃煤热电厂联合循环发电目前大型燃煤热电厂的主力机组为300MW、600MW凝汽式汽轮发电机组，它们都是八级抽汽加热，将锅炉给水温度加热到278℃左右。
以300MW机组为例，从第一级到第七级，各级的抽汽加热温度范围从386~95℃，这样的温度范围，一般的中高温太阳能光热系统都是可以达到的。
根据太阳能光热系统的参数，选择某一级或者几级参数比较匹配的给水加热器，利用光热直接加热给水代替汽轮机抽汽加热，构成太阳能热电联合循环发电系统。这种系统具有如下特点：
光热系统只作为联合循环电站的给水预热，系统投资小而太阳能利用率高。可以很方便地用于现有燃煤热力发电厂的节能减排技术改造。利用光热系统直接产生中高温参数的过热蒸汽，与汽轮机高压缸的排汽汇合，再进入中压缸，太阳集热器入口接自锅炉的除氧器出口，锅炉、光热统一供水，构成联合循环发电系统。这种系统具有如下特点：
无需独立光热电站的储热子系统，*简化了总系统，节省了大量设备投资。夏季电网负荷高峰期，正好是太阳辐射最强的季节，充分利用了光热发电的天然调峰功能。主要适用于新建燃煤热力发电厂，增加光热系统，组成太阳能-常规能源联合循环发电。以国产N600-16.7/537/537型凝气式汽轮发电机组为例，若以光热直接产汽代替除氧器从汽轮机抽汽，可节省汽轮机抽汽35T/h，则可增加发电功率7600kw，年节约标煤8520吨，年减排二氧化碳21300吨。
光热与燃气热电厂构成联合循环发电将槽式光热发电系统与燃气轮机发电系统相结合，利用燃气轮发电机组发电，燃气轮机尾气排入余热锅炉，加热水工质，产生蒸汽，推动汽轮发电机组发电。光热系统直接产蒸汽，与汽轮机高压缸排汽汇合，进入中压缸。这种系统具有如下特点：
无需独立光热电站的储热子系统，简化了总系统，节省了设备投资。对天然气燃烧尾气作了充分的余热利用。主要适用于新建燃气-蒸汽热力发电厂，增加光热系统，组成太阳能-常规能源联合循环发电。太阳能联合循环系统（ISCC发电系统）,可避免发电设施闲置问题，较常规单一太阳能热发电厂和常规单一燃气蒸汽发电厂而言，总体热效率可提高。同时能保证电站长时间稳定供电，可增加电网的安全性。
自上世纪90年代ISCC系统研发成功投入使用以来，已在埃及、美国等国成功运营。该系统适用于光热和油气资源都较丰富的地区，在中国西北部地区有着广泛的应用前景。
四、市场前景展望
欧美等发达国家或经济体制定了长远的光热发电发展规划。欧盟计划在撒哈拉沙漠建设大规模太阳能电站向欧洲电力负荷中心输电。
欧洲太阳能光热协会一份报告中预计，到2040年，光热发电将满足世界上5％的电力需求。
据权威机构测算，未来20年，全球光热发电每年将会有164亿欧元的巨大市场。
中国通过863、973计划对光热发电进行了基础研究和示范项目建设，光热发电已被列入《产业结构调整指导目录2011版》。
根据规划，2011-2015年主要为技术验证和商业化起步阶段，2015-2020年为商业化规模化建设阶段，2020年后进入飞速发展阶段。
预计千瓦造价将降低至1万元/KW，光热发电成本将低至0.4元/kwh，光热发电将如同现在的风电。
我国已经明确把“节能减排、合理用能”当成国家今后能源工作的重点，并制定了“节约与开发并举，以节约为主”的能源方针。
我国光热资源丰富，传统化石能源发电规模相当巨大，工业余热资源也十分丰富。如果把两者结合起来，构成联合发电，將*提高国民经济总值，节能减排、保护环境、造福子孙、功在万代。
五、总结：
一次能源需求的日益增加和其有限储量，使全世界面临严重的能源危机。太阳能资源是储量最大的绿色能源，取之不尽、用之不竭。作为常规热电站的辅助能源，将太阳能光热与热电联合循环发电，能降低热电站的单位煤耗，提高电站效率，增加发电量，节能减排、意义重大。
版权声明：本文转载于今日头条，版权归作者所有，如果侵权，请联系本站编辑删除