太阳能光热发电技术发展现状及展望

新能源转化的原理与技术课程作业姓名：班级：学号：太阳能光热发电技术发展现状及展望 Xxxx西安交通大学能动学院，710049，西安摘要：太阳能热发电是将太阳能转化为热能，通过热功转化过程发电的技术。太阳能热发电站具有发电功率相对平稳可控、运行方式灵活、可进行热电并供等优势，同时具有非常好的环境效益。太阳能热发电规模化发展后，近期能够作为调峰电源为风力发电、光伏发电等间歇性电源提供辅助服务。随着未来技术的优化提升，由大型太阳能热发电站组成的太阳能热发电厂有可能承担电力系统基础负荷。目前，全球太阳能热发电产业正在兴起，装机容量逐年增加，本文介绍了光热发电的基本原理和国内外发展现状，并对其发展前景进行了分析。 关键词：太阳能热发电；发展现状； 中图分类号： TM 911在全球可持续发展的大背景下，“绿色能源”和“低碳生活”的概念正受到越来越多的关注，各国竞相开展以风能、太阳能、生物能、地热能、海洋能等可再生绿色能源为主的研究和应用。我国首轮太阳能光热发电特许权招标项目，已于2010年6月底至7月初正式开始。 此政策的颁布，打破了常规化石燃料发电占据整个发电行业的局面，意味着太阳能因其储量的无限性、利用的清洁性等特点一跃成为最热门的新能源之一，太阳能热发电技术将迅速进入商业化成长时期，成为解决当前能源、资源、环境等一系列问题的新兴产业。 人们最早对太阳能热发电的研究，可以追溯到18世纪70年代在巴黎建立的第一个小型点聚集太阳能热交互蒸汽机，自此之后，各国对太阳能热发电技术的研究从未终止。在1981年至1991年间，全世界建造了多种不同形式的兆瓦级太阳能热发电试验电站20余座( 塔式为主)；另外在1985至1991的6年间，在美国加州沙漠建成的9座槽式太阳能发电站，更是将发电成本降至8美分/kWh，太阳能热发电项目已成为各国建立新能源系统的方向之一1。 经过近30年的发展，部分太阳能热发电技术已完成试验和示范阶段，正向低成本、高产业化迈进。本文以目前研究最为广泛的聚光式太阳能热发电技术为对象，对各种聚光式太阳能热发电技术进行介绍、分析。对国际主要电站进行介绍，对政策进行解析，希望能得出对我国太阳能热发电行业具有建设性的指导意见。1太阳能热发电技术的概念与分类太阳能热发电主要是将聚集到的太阳辐射能，通过换热装置产生蒸汽，驱动蒸汽轮机发电2。 太阳能热发电与常规化石能源在热力发电方式上的原理是相同的，都是通过Rankine循环、Brayton 循环或Stirling 循环将热能转换为电能，区别在于热源不同，太阳能发电的热源来自太阳辐射，因而如何用聚光装置将太阳能收集起来是大多数太阳能热发电的关键技术之一。此外，考虑到太阳能的间歇性，需要配置蓄热系统储存收集到的太阳能，用以夜间或辐射不足时进行发电，因此成熟的蓄热技术成为太阳能热发电中的另一关键技术。直接光发电和间接光发电是太阳能热发电中最常用的分类方式。 直接光发电可分为太阳能热离子发电、太阳能温差发电和太阳能热磁体发电；间接光发电可分为聚光类和非聚光类，其中聚光类按照太阳采集方式可分为太阳能塔式发电、太阳能槽式发电和太阳能碟式发电; 非聚光类主要有太阳能真空管发电、太阳能热气流发电和太阳能热池发电等。通常所说的太阳能热发电，主要指间接光发电，直接光发电尚在实验阶段。目前主流的太阳能热发电技术集中槽式太阳能热发电、碟式-斯特林太阳能热发电和线性菲涅耳式太阳能热发电4种类型。 光学聚光比是区别4种聚光型太阳能热发电技术的主要指标。光学聚光比是聚集到吸热器采光口平面上的平均辐射功率密度与进入聚光场采光口的太阳法向直射辐照度之比。聚光比和太阳能热发电的系统效率（光-电转换效率）密切相关。一般来讲，聚光比越大，太阳能热发电系统可能实现的集热温度就越高，整个系统的发电效率也就越高。碟式-斯特林太阳能热发电系统的聚光比最高，为6003000，塔式太阳能热发电系统的聚光比在3001000 之间，线性菲涅耳式太阳能热发电系统的聚光比在150以下，而槽式太阳能热发电系统的聚光比在80100。在聚光比确定的情况下，如果只是单纯提高集热温度，并不一定能够提高系统效率，反而可能会降低光-电转换效率。太阳能热发电的系统效率是集热效率和热机效率的乘积。如图1所示，在某一聚光比下，随着吸热器工作温度的提高，热机效率会随之提高，但集热效率会逐渐下降，因而系统效率曲线会出现一个“马鞍点”。因此必须满足聚光比与集热温度的协同提高才能实现光电转化效率的提高。 聚光型太阳能热发电技术的主要特点如下。 利用太阳直射光。这部分太阳光未被地球大气层吸收、反射及折射，仍保持原来的方向直达地球表面。 带有相对廉价的储热系统，发电功率相对平稳可控。太阳能资源具有间歇性和不稳定的特点，白天太阳辐射的变化会引起以太阳能作为输入能源的系统发电功率大幅波动，给电网系统实时平衡和稳定安全运行带来挑战。太阳能热发电站配置储热系统，可以将多余的热量储存起来，在云遮或夜间及时向动力发电设备进行热量补充，从而可以保证发电功率平稳和可控输出，减少图1 聚光比、吸热器温度和系统效率的关系对电网的冲击。 可与常规火电系统联合运行。太阳能热发电站采用汽轮机、燃气轮机等常规热功转化设备进行热功转化驱动发电机发电，易于与燃煤、燃油及天然气等发电系统进行联合循环运行，节约化石燃料的消耗。同时克服太阳能不连续、不稳定的缺点，实现全天候不间断发电，达到最佳的技术经济性。 全生命周期二氧化碳排放量极低。太阳能热发电站的全生命周期CO2 排放约17g/(kWh)，远远低于燃煤电站以及天然气联合循环电站。 太阳能热发电系统对环境影响极小，是实现经济社会可持续发展的新能源技术之一，尤其是储热系统是太阳能热发电与光伏发电等其它可再生能源发电竞争的一个关键因素。研究显示，一座带有储热系统的太阳能热发电站，年利用率可以从无储热的25%提高到65%；利用长时间储热系统，在未来太阳能热发电可以满足基础负荷电力市场的需求3。此外，太阳能发电系统还可以与热化学过程联系起来实现高效率的太阳能热化学发电。太阳能热发电系统余热可以用于海水淡化和供热工程等，进行综合利用。近年来还有科学家提出太阳能热发电技术用于煤的气化与液化，形成气体或液体燃料，进行远距离的运输。2 塔式太阳能热发电技术与研究现状 塔式太阳能热发电是利用多台跟踪太阳运动的定日镜将太阳辐射反射至放置于支撑塔上的吸热器中，把太阳辐射能转换为传热工质的热能，通过热力循环系统转换成电能的太阳能热发电系统。塔式太阳能热发电系统主要由定日镜场、支撑塔、吸热器、储热器、换热器和发电机组等组成。按照传热工质（heat transfer fluid，HTF）的种类，塔式太阳能热发电系统主要有水/蒸汽、熔融盐和空气等形式。 （1）水/蒸汽太阳能塔式热发电系统以水/蒸汽作为传热工质，水经过吸热器直接变成高温高压蒸汽，进入汽轮发电机组，系统原理如图2所示。水/蒸汽塔式太阳能热发电系统的传热和做功工质一致，年均发电效率可达15%以上。水/蒸汽具有导热系数高、无毒、无腐蚀性等优点。蒸汽在高温运行时有高压问题，在实际使用时蒸汽温度受到限制，影响了塔式太阳能热发电系统运行参数和系统效率的提高。 （2）熔融盐太阳能塔式热发电系统以熔融盐作为传热介质，在吸热器内加热后，通过熔融盐/蒸汽发生器产生蒸汽，并推动汽轮机发电。如图3所示，加热后的熔融盐先存入高温储存罐，然后送入蒸汽发生器加热水产生高温高压蒸汽，驱动汽轮发电机组。汽轮机乏汽经凝汽器冷凝后返回蒸汽发生器循环使用。在蒸汽发生器中放出热量的熔融盐被送至低温储存罐，再送回吸热器加热。常用的硝酸钠加硝酸钾的混合熔融盐沸点较高，可达620 ，可以实现热能在电站中的常压高温传输，实现系统高参数运行，传热和储热工质一致，减小换热害损失，年均发电效率可达20%。 图2 水/蒸汽太阳能塔式热发电系统示意图 图 3 熔融盐太阳能塔式热发电系统示意图 （3）空气太阳能塔式热发电系统以空气作为传热工质，空气经过吸热器加热后形成高温热空气，进入燃气轮机发电机组发电的太阳能热发电系统（图4）。空气作为传热工质，易于获得，工作过程无相变，工作温度可达1600 ，由于空气的热容较小，空气吸热器的工作温度可高于1000 ，大大提高燃气轮机进口空气温度，减少燃气用量，年均发电效率可达30%。 其中存在着一些关键技术。定日镜与远距离跟踪控制技术：电站容量越大，定日镜的镜面面积越大，这就要求定日镜具有足够的结构强度、刚度和稳定性。电站容量越大，定日镜场占地面积越大，远距离定日镜跟踪系统的精度直接影响反射到塔顶吸热器的光斑准确性，以致影响吸热器的集热温度，乃至电站的发电效率4。 所以，研制高反射率、耐腐蚀、耐磨损及结构强度良好的定日镜、 开发远距离高精度的跟踪系统、优化定日镜场的布置、控制整个定日镜场的成本至关重要。储热技术：储热技术的难点包括储热工质及其传输系统；熔融盐的制备技术及热物理特性研究；储热传热单元设备管道系统的预热保温、疏通融堵技术；高温熔盐泵的研制、 要求能在600以上工作温度下长期稳定工作的大流量熔盐输送泵。 熔融盐储热系统的高温分解和腐蚀使系统的可靠性降低，熔盐管道和储罐在低温下需要保温及预热，增加了系统难度和电耗。适用于太阳能光热发电的汽轮机：太阳能光热发电所用汽轮机与传统火电机组的汽轮机不同，它要具备适应频繁启停的能力。 频繁启停会产生转子应力，引起汽轮机金属疲劳，降低机组的安全性和使用寿命。 每次启动都是一个加热过程， 对叶片等各个承压部件会造成较大压力， 这就需要光热发电用的汽轮机组件具备更好的性能。 传统火电的汽轮机可以在稳定的蒸汽流量下维持连续性满负荷运转长达数月，图 4 空气太阳能塔式热发电系统示意图而光热电站受太阳辐照强度的影响，蒸汽流量时有变化，汽轮机须能应对蒸汽流量波动对其造成的影响5。吸热器：塔式蒸汽系统的高温过程易引起塔顶吸热器传热恶化，造成管道烧损破裂问题，因此对塔顶吸热器的要求较高；塔式电站吸热器的传热表面热负荷非常高，且分布不均，热负荷通常在 800kW/m2以上，局部热点可超过 1 000 kW/m2，此数值远远超过百万千瓦超临界燃煤锅炉水冷壁的热负荷（300400 kW/m2），其安全稳定运行较为困难。 受热面热负荷与定日镜曲面弧度的加工精确度和控制等因素相关。 因定日镜与集热器距离较远，微小的弧度差异都将影响聚焦精度，增加传热面表面热负荷强度和分布的不确定性。 气象因素对吸热器工作影响不可小视，风引起定日镜的振动， 造成传热面表面热负荷的周期性变化，造成传热管的热疲劳；云引起热负荷的突变，易造成传热管爆管6,7。 目前，国际上已经投入商业化运行的塔式太阳能热发电站比较典型的有，PS10 和PS20（图5）以及GemaSolar 电站（图6），均位于西班牙境内。其中，GemaSolar 电站是全球首座采用熔融盐作为传热和储热介质的商业化塔式电站，于2011年5月投入商业化运行。电站占地185106 m2，容量19.9 MW，包括2650 台定日镜，每台定日镜的反射面积为120 m2，太阳塔高150m。传热介质为熔融盐，吸热器入口温度为290 ，出口温度为565 。储热形式为双罐直接储热，介质也是熔融盐，经冷盐罐（290 ）中的冷盐泵送到太阳塔顶的吸热器中，加热到565 后，回到热盐罐（565 ）储存起来。储热容量为15 h，容量因子为75%。由于长时间的储热，GemaSolar 电站在实际运行中曾保持连续36 天每天24 h 连续发电，这是其它可再生能源电站不曾实现的。其年满负荷运行小时数约为6500 h，是其它可再生能源电站的1.5 倍；年发电量约1.1kWh，可以满足西班牙安达鲁西亚地区25000 户家庭的用电需求，同时减少3t 的二氧化碳排放。 全球装机容量最大的光热电站Ivanpah塔式电站（图7），Ivanpah电站总装机392MW，由三座装机分别为133MW、133MW和126MW的塔式电站构成，项目总计投资达22亿美元，获得美国能源部16亿美元的贷款担保。Ivanpah电站的经典意义在于，其首次从实践层面验证了塔式电站大规模开发的可行性，在Ivanpah电站之前，装机规模最大的塔式电站为西班牙PS20和Gemasolar电站，均为20MW。而Ivanpah电站的单塔装机最高为133MW，实现了百MW级的塔式电站的首次开发和规模化开发。 2012年8月9日13:18分，北京延庆八达岭太阳能热发电实验电站经过六年的艰苦努力，终于迎来了历史性的一刻，首次太阳能热发电实验在系统贯通后获得成功。这是我国太阳能热发电领域的重大自主创新成果，使我国成为继美国、德国、西班牙之后世界上第四个实现大型太阳能热发电的国家。表1列出了国内外典型的已建成和在建的塔式太阳能电站概况。 图 5 PS10 和PS20 塔式电站 图6 GemaSolar 塔式电站 图 7 Ivanpah 塔式电站 图8 延庆八达岭塔式光热电站表1 国内外典型塔式太阳能电站项目容量/MW开发商定日镜面积/m2传热介质/蓄热介质吸热器Solar one10Boeing/Nexant39.9水/油及岩石外表受光型Solar two10Boeing/Nexant39.9/95熔盐/熔盐外表受光型PS1011Abengoa120饱和蒸汽/饱和水空腔型PS2020Abengoa120熔盐/熔盐空腔型Khi solar one50Abengoa140饱和蒸汽/饱和水空腔型Gemasolar20Sener120熔盐/熔盐外表受光型Crescent Dunes110Solar Reserve62.4熔盐/熔盐外表受光型Ivanpah392Bright source14水蒸气/水蒸气外表受光型Sierra SunTower5eSolar1.136水蒸气/无空腔型德令哈10浙大中控20水蒸气/熔盐外表受光型八达岭1.5中科院电工所110水蒸气/导热油及蒸汽空腔型技术发展前景。大容量和高参数：塔式太阳能热发电技术相对其它太阳能热发电方式的优势在于大规模发电成本最低。在不超过临界点的情况下，规模越大，工作介质参数越高，系统效率越高，经济性越好。 在塔式太阳能热发电规模化上有两种技术方案： 一是模块化、多塔组合，另一种是增大单塔的容量。由于影响因素较多，两种方案孰优孰劣在理论上尚未有结论，还须要在工程实践中摸索。目前，我国已建成的模块化塔式电站装机容量最大的是中控德令哈项目一期 （10 MW），以510 MW 为一个镜场模块，每个模块有独立的南北双镜场和吸热塔， 平均 510 个模块构成一个发电单元，同一发电单元共用一组发电系统和控制系统，多个发电单元可以叠加，进而组成更大的系统模块。 与传统火电机组的互补：塔式太阳能热发电系统与燃煤机组互补是太阳能热发电的一个重要发展方向。 燃煤机组的可调整性可以弥补太阳能的间歇性，降低了太阳能镜场的铺设面积，大大降低太阳能热发电的投资和风险。 当前，太阳能热发电系统和燃煤机组互补主要有两种集成方式：直接蒸汽产生系统和间接换热蒸汽产生系统。 直接蒸汽产生系统中循环工质直接引入太阳能集热器场，利用太阳能加热，产生蒸汽或热水，其工质参数要求不高于 400/10 MPa；间接换热蒸汽产生系统中，循环工质由太阳能间接加热, 通过中间介质传递热量。 工质参数可达到 375 。与其它清洁能源发电方式结合：太阳能集热系统与其它常规电站或联合循环电站结合起来， 即为整体化太阳能电站（Inte-grated solar combine cycle system，ISCCS）。 平时 ，ISCCS 最大化地利用太阳能发电， 在夜间或太阳辐射强度较小时用一定比例的常规发电方式弥补太阳能发电的不足，一般都以天然气、地热能及生物质等作为后备热源。3 槽式太阳能热发电技术与研究现状 槽式太阳能热发电通过抛物面槽式聚光集热器跟踪太阳，使得直射太阳光聚集到吸热管表面，以预热吸热管内传热流体，进而参与热力循环系统发电。槽式太阳能热发电系统一般由抛物面槽式聚光器、吸热管、储热单元、蒸汽发生器和汽轮发电机组等单元组成。槽式太阳能热发电站中，抛物面槽式聚光集热器通过串联和并联方式相互连接，并通过模块化布局形成集热场。 图 9 槽式太阳能热发电系统示意图 导热油是抛物面槽式太阳能热发电系统中广泛采用的传热流体。抛物面槽式集热器将收集到的太阳能转化为热能加热吸热管内的导热油，并通过导热油/水-蒸汽发生器产生高温高压的过热蒸汽，送至汽轮机发电机组做功发电。汽轮机出口低温低压蒸汽经过凝汽器冷凝后，返回导热油/水蒸汽发生器。经过导热油/水蒸汽发生器放热后的导热油返回抛物面槽式聚光集热器进行加热，形成封闭的导热油循环回路。其系统流程如图9 所示。当太阳辐照强度较高时，可以将部分高温热量通过换热器存储在高温存储罐中，当太阳辐照强度较弱时，提取高温储热罐中的热量用于发电，以平衡太阳能波动对电力输出稳定性的影响。 目前，槽式太阳能热发电系统也有利用水取代价格高昂的导热油，在集热管中直接转化为饱和或过饱和蒸汽（温度可达400 ，压力可达10 MPa）的直接蒸汽发生技术。采用水作为传热介质，可以减少换热环节的热损失和提高集热岛出口参数，从而提高发电效率；另外，还能够降低环境风险、简化电站的设计结构减少投资和运行成本。不过，采用直接蒸汽发生技术，集热管内易产生两相层流现象，管体会由于压力和温度不均匀问题发生变形或造成玻璃管破裂；控制系统和连接部件设计相对复杂；并且，高温高压蒸汽非常难于实现大规模储能。此外，国际上也有采用熔融盐作为槽式太阳能热发电系统的吸热传热工质的示范系统，但是由于槽式系统聚光比的限制以及熔融盐介质本身的特性，系统可靠稳定的运行仍面临许多挑战。 该技术成本高、效率低。主要的原因： 太阳能的能流密度低，为了得到能够驱动发电系统所需的热量，需要配备相当大面积的太阳能聚光集热场，而聚光集热场所需的聚光装置、集热管和相关配套设备的价格都非常昂贵，整个太阳能聚光集热场的投资巨大，几乎占到了整个发电站总投资的一半以上。以真空集热管技术来讲，目前世界上商业化电站所使用的集热管都是采用 Solel 公司和 Schott 公司的产品，集热管的生产制造技术只有少数公司掌握。 槽式光热发电系统的聚光比较低，发电效率一般在 10%-20%之间，为了保证装机容量，需要更多的聚光装置来加大聚光面积，进而增加了投资成本； 单纯的槽式太阳能发电不连续不稳定，为了维持太阳能发电系统的稳定和连续性，需要配备蓄热和辅助能源系统，增加了整个系统的复杂性，加大了投入成本。所以研究和发展的方向有改善关键结构的性能。研究开发新型高效的真空集热管、反光镜以及新型聚光装置支架结构等，通过降低聚光装置质量、提高刚度和性能来降低聚光集热系统的投资成本；同时，研究开发新型储能技术。 槽式太阳能热发电站的研究已经有 40 多年的历史了，发电规模从初始的千瓦级别逐渐发展到兆瓦级。目前世界上已经有一些槽式太阳能热发电站，但是真正已经运行的兆瓦级别电站数量还不太多，大概不到 30 座。因为槽式热发电要求高投资和高技术，很多国家仍不敢冒然建造，但是对槽式热发电的研究却一直没有停止过，主要的围绕聚光装置、集热管、跟踪控制策略以及高效的储能系统这些关键技术进行研究8,9,10。 上世纪七十年代末开始，美国、西欧、以色列和日本等国开始对槽式系统进行了很多研究，并且取得了较大的进展，据不完全统计，在 1981 年-1991 年之间，全世界建造的了约 20 余座光热发电站，其中绝大部分是槽式系统，槽式系统完成商业化仅仅用了 5 年时间。 Luz公司于1985-1991年间在美国加州莫哈维沙漠共建造了9座槽式太阳光热发电系统，发电功率分别为1个14MW、6个30MW和2个80MW，装机总量达353.8MW，是全球第一座商业化运行的槽式太阳光热发电站。2006美国在内达华州建造了SOLAR-1槽式热发电站，装机容量达到64MW，使用了20万块反光镜和超过72km的集热管11。2006年6月西班牙南部牙格拉纳达开始建造的Andasol 1号和Andasol 2项目，并分别于2008年和2009年开始并网发电。日本1981年在四国香川县仁尾町海边建造了两座装机容量均为1000KW的槽式热发电站，因经济性差，于1984年停止运行12。2013年3月份，全球最大的聚焦式太阳能发电厂沙姆斯1号投入运营，该系统采用最新的槽式抛物面技术13。2013年10月 Solana光热电站装机280MW，配装两个各140MW的汽轮发电机组，一举超越了此前阿联酋投运的100MW的Shams1光热电站的装机，刷新了槽式电站装机的新记录。Solana光热电站是美国首个配置熔盐储热系统的太阳能电站，储热时长6小时。 图9 是2012 年在西班牙投入商业化运行的Valle 电站，由相邻的两座槽式电站组成（Valle 1 和 Valle 2），总装机容量100 MW。每座电站的聚光场进口温度均为293 ，出口温度均为393 ；采用双罐间接熔融盐储热技术，储热容量7.5 h；年运行小时数达4000 h，年发电量约160 GWh，二氧化碳年减排量约4.5104 t。 我国对槽式太阳能热发电技术的研究相对起步较晚，但是进入21世纪后，我国在槽式热发电技术上取得了卓越的成就。南京春辉科技和河海大学联合组成攻关队伍，在槽式太阳光的方位传感器、自动跟踪系统、槽式集热管和抛物面反光镜方面均取得了突破性进展。2010年8月10日，北京中航空港通用设备有限公司槽式太阳能热发电项目在湖南怀化市沅陵县举行了隆重的奠基仪式，这是我国第一个槽式太阳能热发电产业项目，由几家国内企业和研究所提供核心技术。2011年12月，大唐天威在甘薯矿区建成了10MW槽式太阳能热发电示范工程。2011年8月，鄂尔多斯50MW槽式太阳能热发电项目受到国家能源局批准招标，该项目是我国 图 10 Valle 1 和Valle 2 槽式电站 图11 shams 1 电站 图12 Solana 电站第一个太阳能热发电工程项目，由大唐新能源、皇明太阳能负责和经营，目前正在建。2012年5月9日兰州大成两组各150m的槽式集热系统和两组各96m的线性菲涅尔集热系统成功串联实现发电，并成功并网到工厂的低压电网。4 碟式太阳能热发电技术与研究现状 碟式太阳能热发电系统是利用碟式聚光器将太阳光聚集到焦点处的吸热器上，通过斯特林循环或者布雷顿循环发电的太阳能热发电系统。系统主要由聚光器、吸热器、斯特林或布雷顿热机和发电机等组成，如图13 所示。碟式太阳能热发电系统通过驱动装置，驱动碟式聚光器像向日葵一样双轴自动跟踪太阳。碟式聚光器的焦点随着碟式聚光器一起运动，没有余弦损失，光学效率可以达到90%。通常碟式聚光器的光学聚光比可以达到6003000，吸热器工作温度可以达到800 以上，系统峰值光-电转化效率可以达到29.4%。 由于每套碟式太阳能热发电系统都可以单独发电，所以这种技术既可以用做分布式发电，又可以进行集中式发电。由于碟式系统仍有较大的技术障碍需要突破，另外，由于其不具备储热系统，因此，碟式技术发展缓慢。国外主要有SES 公司碟式太阳能发电系统SunCatcher 单元，1996 年，SES 公司成立，主要业务是开发可再生能源和发电系统。自成立以来，SES 公司一直与 Kockums 公司、美国能源部等联合开发碟式太阳能发电系统，现今已经发展成为全球最大的碟式太阳能发电系统生产商。2000 年以后，SES 公司、山帝亚国家实验室和美国能源部三家合作开发出新一代碟式太阳能发电系统 SunCatcher，其发电功率和光电转换效率分别达到 25kW 和 28.9%。2009 年 12 月，SES 公司在美国亚利桑那州的 Peoria 建成容量1.5MW 的Maricopa 碟式太阳能热发电站，这是由 60 个 SunCatcher 单元组成的。其中，聚光器是由 Tower Automotive 提供的，动力转换单元由 Linamar 公司生产。Maricopa发电站于 2010 年 1 月正式投入运行。 图13碟式太阳能热发电系统组成示意图 图14 Maricopa 碟式斯特林电站 Cleanergy 公司碟式太阳能发电系统Eurodish 单元。于瑞典哥德堡的 Cleanergy 公司，是当今世界斯特林发电机的主要制造商之一。该公司的斯特林发电机起源于瑞典 Kockums 公司的动态 Stiling V-160 发电机，1993 年-2002 年 Cleanergy 公司在此基础上研制了 Stiling V-161 发电机并组成了碟式太阳能发电系统，在德国和西班牙累计运行 200104 h 以上。2009 年，为了扩大业务规模，Cleanergy 公司把斯特林发电机的生产线从德国搬到瑞典，新工厂的年生产能力为 5000 台。2009 年 12 月 4 日，Cleanergy 公司与西班牙开发商签订协议，协议内容为 2011 年向该公司提供 200 套碟式太阳能发电系统，其中已有两套于 2010 年交货，在西班牙某地接受性能测试14。 Infinia 公司碟式太阳能发电系统Powerdish 单元PowerDish 单元的核心部件为自由活塞式斯特林发电机，采用非接触的气体密封和弹性轴承技术，将工质紧密密封在系统中，无润滑且无需维修，由于其模块化的设计，适合大规模自动化生产。2009 年，西班牙的 Renovailia 公司与美国 Infinia 公司合作，耗资 4 亿欧元在西班牙的 Villarobledo 地区建设了一座功率为 71MW 的碟式太阳能发电厂。在项目动工之前，自由活塞式斯特林发电技术得到了欧洲权威机构（The EuropeanRegulatory Authority）的认可。2009 年 10 月一期工程已完成并投入运行，这也是西班牙第一次把 NASA 技术投入到太阳能热发电研究中25 2009 年 5 月 15 日，Infinia 公司与印度的 Dalmia 水泥公司签订协议，将投资23 亿卢比（约 3.5 亿人民币）在印度的 Rajasthan 建设一座规模为 10MW 的太阳能发电厂，项目实施工期为 26 个月，一期工程将于 2010 年 8 月完工15。此外，Infinia 公司同时在中东地区建设碟式太阳能发电厂。 我国碟式太阳能热发电技术研究起步较早，但由于研究经费不足，技术上难以取得突破性进展，发展十分滞后。21 世纪后，随着国家开始对新能源的开发给予足够重视，国内相关的科研单位和企业逐渐加强了对此项发电技术的研究16。“十五”期间，中科院研究所与皇明太阳能集团联合开发了 3 种直径为5m的碟式太阳能聚光器和一个 1kW 的碟式太阳能发电系统。3 种聚光器分别为涡轮蜗杆式、轨道链传动式和双涡轮均力式，聚光器焦点位置的最高温度可达 1600。2010 年，中科院理化技术中心研制了一款 1kW 的碟式太阳能行波热声发电系统，该系统利用聚光器收集太阳辐射能，通过高温热管换热器将能量传输至发电机，从而驱动发电机发电。西安航空动力公司完成了 25kW 的碟式太阳能斯特林发电样机的制作，并对其进行了初步的测试，发电功率达到 17kW，光电转换效率达到 30%。该公司 2011年开始着手制作碟式太阳能斯特林发电原型系统。 瑞典能源技术公司Cleanergy在中国内蒙古鄂尔多斯成功完成首座碟式斯特林太阳能发电站的建设。该项目由Cleanergy与华原集团合作完成。与其它太阳能技术相比，该太阳能发电方案在降低对太阳辐射强度要求的情况下，将日均电力产出提高25%，这一技术标志着太阳能发电成本有望降低至接近化石燃料的发电成本。装机容量为 100 千瓦，该电站由10 套碟式斯特林太阳能发电机、园区管理系统、园区监控系统以及基于变频器的配电系统所组成。华原集团的长期目标是将电站的装机容量增加到兆瓦级别，以满足利用可再生能源生产大型玻璃制造设备的用电需求。与其它太阳能发电方案相比，Cleanergy 碟式斯特林方案的卓越性体现在其极高的太阳能电能转化率，几乎比常规的光伏发电技术的转化率高出一倍。同时，该技术采用空气冷却，在发电过程中没有水的消耗。Cleanergy 技术的另一特点是可以满足用户全天的用电需求。与行业内其它的领先技术相比，该技术所拥有的精确的太阳跟踪系统和大型碟式聚光器保证了其电力产出能够更好的契合用户的实际用电需求。碟式斯特林方案可以保证日电力产出达到8至10小时，因此使得太阳能发电成本有望降低至接近化石燃料的发电成本。5 线性菲涅耳式太阳能热发电技术与发展现状 线性菲涅耳式太阳能热发电系统是通过跟踪太阳运动的条形反射镜将太阳辐射聚集到吸热管上，加热传热流体，并通过热力循环进行发电的系统。系统主要由线性菲涅耳聚光集热器、发电机组、凝汽器等组成。线性菲涅耳式太阳能热发电系统通常以水/蒸汽作为传热流体，其基本工作过程如图15所示。菲涅耳聚光集热器将收集到的太阳能转化为热能并产生高温高压蒸汽，送至汽轮机发电机组做功发电，汽轮机出口低温低压蒸汽经过凝汽器冷凝后，返回菲涅耳聚光集热器，形成闭合的水/蒸汽回路。 线性菲涅耳式太阳能热发电系统可以看做是简化的槽式太阳能热发电系统。采用可弹性弯曲的平面反射镜代替高精度曲面反射镜达到降低反射镜成本的目的。每个反射镜排的跟踪旋转角度相同，可以采用同一传动装置进行联动调节，传动系统较为简单；单个反射镜宽度较小，可以贴近地面安装，风载荷大幅减小，对支撑结构和基础的强度要求也大为降低，反射镜可密排布置，土地使用率高；线性菲涅耳聚光集热器的吸热管在工作过程中固定不动，流体回路相对更安全。但是，菲涅耳聚光集热器也存在以下缺点：各反射镜排布紧密，反射镜之间的遮挡较为严重，同时又受到余弦效应的影响，系统在早晨和傍晚的光学效率较低，造成聚光器年均光学效率较低；吸热器的热损失较大，系统效率较低；由于增大了反射镜面积和反射镜与吸热管之间的间距，造成菲涅耳聚光集热器的光斑增大，为了增大聚光比，需要采用二次聚光器进行二次聚光。 图15 线性菲涅耳式太阳能热发电系统原理图 图16 菲涅耳二次聚光器结构示意图1957年，Baum等首次提出了将大型抛物反射镜分割成多个菲涅尔式离散小镜面的设想，以提高反射装置的适应性。时至今日，线性菲涅尔式太阳能热发电技术经历了如下几个阶段的发展和演变17,18：20 世纪60 年代，太阳能利用先驱GiorgioFrancia 首次将Baum 等的设想付诸实际，在意大利热那亚完成了一个具有双轴跟踪系统的小型样机。后来的大量研究表明，对于大规模发电应用，采用单轴跟踪较为合理。20 世纪70 年代，有许多项目研究了线性菲涅尔聚光系统的设计与性能，但仅有少数能达到应用水平。70 年代末，FMC 公司为美国能源部详细设计了10MW 和100MW 的线性菲涅尔式太阳能热电站，首次将该技术大型化，但由于美国能源部没有充足的经费支持，设计并未付诸实际。20 世纪90 年代初期，以色列Paz 公司设计和开发了具有二次反射镜的线性菲涅尔聚光系统。随后，澳大利亚悉尼大学设计出了紧凑型线性菲涅尔式太阳能聚光系统的雏形，受到研究者们的关注，并被进一步发展。21 世纪近10 年，线性菲涅尔聚光技术得到了大力发展。许多西欧和美国的公司开展了线性菲涅尔式太阳能热发电技术大型化示范工程的研究和建设。目前，全世界范围内，线性菲涅尔式太阳能热发电技术的应用情况如表2 所示19-22。 图17 Puerto Errado 2 线性菲涅耳电站表2 线性菲涅尔式太阳能热电站应用情况地点完成时间名称工质规模/MW参数备注比利时列日2001年Solarmundo实验示范工程水-单个集热管单元，长100m，外径0.18m，主镜场占地2500m2，年均效率10%12%，峰值功率约为111MW/(1km2 主反射镜场占地)Solarmundo公司所建澳大利亚新南威尔士2004年第一阶段水1单个集热管单元，长62m，主镜场占地1350m2，镜面共12 列，25 行，单个镜1.84m2.44m；蒸汽参数：6.9MPa，285是为Liddell 燃煤电站节约煤的一个三阶段项目，为四台500 MW 汽轮机的给水加热器提供热能-第二阶段103个集热管单元，长300m/单元，主镜场对应分3 个单元，共占地20000m2-第三阶段10020个集热管单元，长300m/单元，主镜场对应分20 个单元，共占地135000m2西班牙阿尔梅里亚2007 年MANFerrostaalPowerIndustry实验示范工程水0.8单个集热管单元，长100m，主镜场占地2100m2，共1200 个反射镜，25 列，反射镜面总面积1433m2；蒸汽参数：11MPa，450MAN FerrostaalPower Industry 所建美国加利福尼亚2008年Kimberlina示范电站水53个集热管单元，长385m/单元，主反射镜场对应分3个单元，共占地26000m2，单个镜面宽2m；蒸汽参数：7MPa，354AREVA Solar 所建西班牙穆尔西亚2009年PE1水1.42 个集热管单元，长860m/单元，主反射镜场对应分2个单元，共占地1866 m2，16列镜面/单元，宽16m/单元，单个镜面0.75m5.4m，镜面离地不超过1.2m，集热管距离主反射镜面7m；电站最大光学效率67%，年平均光热转换效率37%；蒸汽参数：5.5MPa，270NOVATEC 公司所建，第一个商业化电站2012年PE2水30总占地面积70105m2，集热器面积30.2 m2，传热介质为水，镜场进口温度140 ，出口温度270 ，运行压力55 bar，最大热能输出150 MW，冷却方式为空冷，储热方式为单罐温跃层储热，储热容量为0.5 h目前世界上最大商业化应用的线性菲涅尔式太阳能电站 目前，该技术仍处在较为初级的阶段，需要不断提升和发展，主要包括以下几个方面：(1) 反射镜。生产更薄或含铁量更少的反射镜衬底，提高镜子的反射率；镜面涂抹防污染和憎水涂层，降低维护和清洗费用。 (2) 集热管。主要是表面太阳能选择性吸收涂层的改进。能够耐600的高温，并且在太阳能光谱范围内的吸收率超过96%；自身的发射率在400时可降至9%，600时可降至14% 以下。目前涂层的吸收率约为95%96%，自身发射率在400时高于10%，580时高于14%。(3) 支撑结构。包括支架和镜架的设计和材料选取。设计更为合理且经济的支撑结构，选取合适的材料，可大大降低投资成本。 (4) 蒸汽参数。目前，商业化运行电站的蒸汽温度为270，如果能够将其提升至50，则年平均发电效率可从现在的约10% 提升至约18%。(5) 储热系统。具有储热系统的商业化线性菲涅尔式太阳能电站已被证明是可行的。目前，工业界正在寻找相变储热材料和开发高比热的直接蒸汽储热技术，有望在2015 年获得突破性进展。线性菲涅尔式太阳能热发电技术采用紧凑型排列，土地利用率高，且系统下面可建停车场、养殖场等。由于风阻较小，抗风能力较强，集热系统可放置于建筑物顶部。另外，我国太阳能较丰富的地区一般风力也会比较大，尤其是北方地区23，因此，应用该技术存在一定的优势。目前，中国华能集团正在建设改进型混合菲涅尔式太阳能示范电站，相信线性菲涅尔式太阳能热发电技术在未来会有广阔的发展和应用前景。6 国际太阳能热发电产业发展态势6.1 总体概况 全球太阳能热发电装机容量稳步上升，截至2013年3月，国外太阳能热发电装机容量超过2.8 GW，其具体分布如图18 所示。西班牙和美国仍是主要市场。在西班牙，共有45 座太阳能热发电站处于商业化运行的状态，总装机容量达到2053.8MW，其中槽式电站40 座（1972.5 MW）、塔式电站3 座（49.9 MW）、菲涅耳式电站2 座（31.4 MW）。在美国，处于运行中的太阳能热发电装机容量为525 MW。阿联酋、阿尔及利亚、埃及、摩洛哥和伊朗分别有一座容量超过10 MW 的商业化电站，其中阿联酋的太阳能热发电站容量为100 MW。 图18 国外太阳能热发电装机容量情况 图19 世界各国运行电站装机规模 世界各国在运光热电站装机容量:西班牙和美国领跑全球最大的两大光热发电市场，截至2013年10月底，西班牙在运光热电站总装机容量为2154.8MW，约占全球总装机容量的3/4，位居世界第一，美国第二，总装机量为786MV，其后是阿联酋、印度、阿尔及利亚、埃及、摩洛哥、伊朗、中国、澳大利亚、意大利、泰国、德国、法国，运行光热电站装机容量见图19。 全球目前在建光热电站装机容量达2279.4MW，美国在建光热电站装机容量达1033.5MW，约占全球在建电站总装机容量的一半；印度尼赫鲁国家太阳能计划推动了太阳能光热发电的发展，近两年印度的太阳能光热发电迅速发展，在建电站的装机容量达375MW，位居第二位；西班牙的光热发电由于可再生能源政策而趋冷，在建电站装机容量只有251MW，居第三位24；然后是南非、摩洛哥、以色列等，中国近几年也开始发展光热发电产业在建的装机容量为78.5MW。 图20 各国在建光热电站装机规模 图21 世界各国宣布的光热电站装机规模 世界各国宣布光热电站装机规模：在资源逐渐匮乏，环境不断恶化，全球大力发展可再生能源的大背景下，太阳能光热发电的污染小、可再生、能量转换效率高、可储能、可调峰、可实现连续发电等特点，使其成为全球各国研发投资的热点，各国都宣布建设更多新的光热电站，大力发展光热发电产业。美国宣布建设的光热电站总装机规模达4449MW，居世界第一位，我国居世界第二位，宣布的光热电站装机容量为2000MW，这得益于近几年我国光热发电产业的快速发展和政府对光热发电产业的支持，摩洛哥也开始大力发展光热发电产业，宣布的装机容量为1840MW，位居第三位，而西班牙的光热发电产业受可再生能源政策的影响而有所减弱，宣布的光热电站装机容量为930.08MW，居第四位，其后分别是科威特、以色列、伊朗、意大利、墨西哥。6.2 政策与市场 西班牙堪称欧洲在太阳能热发电领域的典范。西班牙太阳能热发电产业真正的商业化是始于2007年，在上网电价法案（RD661/2007）颁布之后，其中规定每座太阳能热发电站的最大容量为50MW。在RD661/2007法案中，规定了两种不同的电价：1）固定电价：电站运行前25年执行0.28欧元/kWh电价，之后执行0。23欧元/kWh电价。2）浮动电价（市场价+补贴），并网售电价格取决于市场价（poolprice），但设定最低和最高两个限额，分别是0.27欧元/kWh和0.36欧元/kWh。由于浮动电价更有利可图，因此几乎所有的太阳能热发电生产商都选择浮动电价进行售电。得益于RD661/2007提供的一个合理的电价水平，致使西班牙太阳能热发电站的融资和快速部署得以实现，很短时间内涌出了大量项目，总装机容量达到2500MW。由于其验证的累计运行寿命带来的高投资信心，槽式太阳能热发电技术成为最合适的选择。这导致了两个“标准的”50MW槽式电站设计的发展，一个有储热，一个没有储热（50MW是西班牙法律所允许的最大电站容量）。然而，塔式太阳能热发电技术也同样受到了关注，原因是其可以实现更高的运行温度，更高的电站效率。因而，第一座商业化熔融盐塔式电站于2011年在西班牙建成，额定发电功率20MW，储热能力15小时，电站可以在夏季期间全天24小时持续发电。 在西班牙之后，其他国家也设定了对太阳能热发电的激励政策。美国没有实施上网电价政策，而是执行了围绕可再生能源比例标准（RPS）政策的一系列激励政策，包括能源部贷款担保计划和太阳能投资赋税优惠政策（ITC）等。美国能源部对正在建设的5个太阳能热发电项目提供了共计50.87亿美元的贷款担保，这有效解决了太阳能热发电项目由于初投资大融资困难的问题。而ITC政策的有效期至2016年底，对商业和家用太阳能电站或系统提供高达30%的税收优惠。该政策极大地稳定了投资者长期持续投资太阳能发电市场、美国国内制造业和供应链产能升级的信心。目前美国在建的大项目（100MW）在塔式发电技术和槽式技术之间有所平衡。“Ivanpah”和“Tonopah”项目是基于塔式概念，分别采用过热蒸汽和熔融盐作为主要工质，而“Solana”和“Genesis”项目则采用槽式技术。 同时，其他许多“太阳带”国家也都在实行激励政策。南非政府启动了REIPP窗口项目（REIPPWindow），窗口1有2个项目，分别是100MW空冷槽式带3小时储热电站（KaXuSolar1）和50MW空冷塔式蒸汽电站（KhiSolar1）；窗口2为50MW带9.5小时储热电站；窗口3项目容量为400MW。