太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)展與展望

太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)展與展望

0太陽能熱發(fā)電技術(shù)的發(fā)展歷程能源使用技術(shù)作為文明社會進步的主要動力之一，在人類社會的發(fā)展中發(fā)揮著重要作用。在過去的一個世紀里，煤炭、石油、天然氣和其他石化能源的開發(fā)和使用打開了工業(yè)時代的序幕。100年前，人類每年的能源總量幾乎是10倍。然而,無節(jié)制的資源開發(fā)和低效的能源利用造成了大量的資源浪費與日益嚴重的生態(tài)環(huán)境污染,人類的生存空間受到了極大威脅,在新的世紀里,能源科學不得不同時面對資源短缺與環(huán)境污染的雙重壓力,因此,人們逐漸將目光轉(zhuǎn)向可再生資源的利用上。近年來,太陽能以其獨具的儲量“無限性”、存在的普遍性、開發(fā)利用的清潔性,使許多發(fā)達國家都把太陽能等可再生能源從原來的補充能源上升到戰(zhàn)略替代能源的地位。在我國,隨著建設(shè)資源節(jié)約、環(huán)境友好型社會目標的提出,太陽能等可再生能源利用步伐明顯加快,尤其是開發(fā)利用太陽能、風能已經(jīng)成為我國能源戰(zhàn)略的重要內(nèi)容。太陽能熱發(fā)電的概念早在19世紀就已經(jīng)提出,自從1878年在巴黎建立了第1個小型點聚焦太陽能熱交換式蒸汽機以來,能源領(lǐng)域?qū)＜覐母鱾€方面對太陽能熱發(fā)電技術(shù)展開探討,尤其是20世紀80年代以來,美國、意大利、法國、前蘇聯(lián)、西班牙、日本、澳大利亞、德國、以色列等相繼建立起各種不同類型的試驗示范裝置和商業(yè)化運行裝置,促進了太陽能熱發(fā)電技術(shù)的發(fā)展和商業(yè)化的進程,太陽能熱發(fā)電技術(shù)取得了顯著的進展。據(jù)不完全統(tǒng)計,僅在1981—1991年10年間,全世界就組建了20多座500kW以上的太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)。如今,在采用Rankine循環(huán)的技術(shù)中,按照集熱溫度的高低,太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)大致可以分為槽式系統(tǒng)、塔式系統(tǒng)和碟式系統(tǒng)3大基本類型。1拋物槽式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)槽式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)是利用槽形拋物面反射鏡將太陽光線聚焦到集熱器上,對傳熱工質(zhì)進行加熱,經(jīng)換熱產(chǎn)生的蒸汽推動汽輪機帶動發(fā)電機發(fā)電的能源動力系統(tǒng)。其特點是聚光集熱器由許多分散布置的槽形拋物面聚光集熱器串、并聯(lián)組成,如圖1所示。槽式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)分為2種形式:傳熱工質(zhì)在各個分散的聚光集熱器中被加熱形成蒸汽匯聚到汽輪機,稱之為單回路系統(tǒng),如圖1a所示;傳熱工質(zhì)在各個分散的聚光集熱器中被加熱匯聚到熱交換器,經(jīng)換熱器再把熱量傳遞給汽輪機回路,稱之為雙回路系統(tǒng),如圖1b所示。在20世紀70年代末和80年代初,美國、歐州諸國、以色列和日本等國家都對槽式系統(tǒng)做了很多研究開發(fā)工作,取得了較大的進展,特別是美國在20世紀90年代初有了9座拋物面槽式大型系統(tǒng)投入商業(yè)并網(wǎng)運行,總裝機容量達354MW,具體參數(shù)見表1。此外,西班牙、日本等國的示范電站也取得了很好的成果,起到了試驗示范的作用。1981年國際能源機構(gòu)(IEA)在西班牙南部的阿爾梅里亞建設(shè)了2座額定功率為500kW的太陽能熱發(fā)電系統(tǒng),其中的SSPS-DOS為槽式系統(tǒng)。該系統(tǒng)使用了164臺槽式拋物面鏡,其中東西型80臺,南北型84臺,集熱總面積為5362m2,用導熱油(HT-43)作集熱介質(zhì)和蓄熱介質(zhì),蓄熱容量為2.7×106kJ,汽輪機參數(shù)為2.5MPa、285℃,建設(shè)費用為2800萬馬克。日本1981年在四國島香川縣仁尾町海邊建設(shè)了2座裝機容量各為1MW的太陽能熱發(fā)電站,其中之一為平面鏡-曲面鏡混合聚光槽式系統(tǒng)。該系統(tǒng)的平面鏡共有25臺鏡架,每臺鏡架上有5排反射鏡,每排裝有4.5m2的平面鏡20塊,由每臺鏡架上的100塊平面鏡把太陽光反射到一組共5臺的槽式拋物面鏡上。位于拋物面焦線處的集熱管相互串聯(lián),這樣的混合聚光單元共25個,平面反射鏡共2480塊,總面積為11160m2。槽式拋物鏡共125臺,集熱介質(zhì)為蒸汽-水。汽輪機進口蒸汽參數(shù)為1.4MPa、346℃,蓄熱介質(zhì)為混合鹽加壓水,蓄熱容量為1.08×107kJ,建設(shè)費用為50億日元。該系統(tǒng)在1981年9月投入運行試驗,由于日本當?shù)厝照諚l件較差,系統(tǒng)利用率低,經(jīng)濟性差,在取得許多試驗數(shù)據(jù)后,于1984年停止運行。拋物槽式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)雖然在美國已取得了大規(guī)模商業(yè)化運行的經(jīng)驗,但目前的主要問題是當系統(tǒng)集熱溫度高于400℃后,峰值集熱效率急劇下降。如圖2所示,當直射輻射強度DNI(DirectNormalInsolation)為800W/m2,溫度為500℃時的集熱效率比250℃時的集熱效率約降低22.5%。由于其幾何聚光比低及集熱溫度不高等條件的制約,使得拋物槽式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)中動力子系統(tǒng)的熱轉(zhuǎn)功效率偏低,通常在35%左右。因此,單純的拋物槽式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)在進一步提高熱效率、降低發(fā)電成本方面的難度較大。2對大型苯磺酸公司的測定,是進行了大量的試驗,還是在一定的時間和規(guī)模上,總結(jié)上有極高于常規(guī)電塔式系統(tǒng)又稱為集中型系統(tǒng),其聚光裝置由許多安裝在場地上的大型反射鏡組成,這些反射鏡通常稱為定日鏡。每臺定日鏡都配有太陽跟蹤機構(gòu),對太陽進行雙軸跟蹤,準確地將太陽光反射集中到一個高塔頂部的吸熱器上。系統(tǒng)的聚光比通常在200～1000之間,系統(tǒng)最高運行溫度可達到1500℃。經(jīng)定日鏡反射的太陽能聚集到塔頂?shù)奈鼰崞魃?加熱吸熱器中的傳熱工質(zhì);蒸汽產(chǎn)生裝置所產(chǎn)生的過熱蒸汽進入動力子系統(tǒng)后實現(xiàn)熱功轉(zhuǎn)換,完成電能輸出。該系統(tǒng)主要由聚光集熱子系統(tǒng)、蓄熱子系統(tǒng)和動力子系統(tǒng)3部分組成,系統(tǒng)原理如圖3所示。20世紀80年代世界上已經(jīng)建成的塔式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)見表2,它們基本上都是試驗電站,目的是為設(shè)計建設(shè)更大型的商用電站提供技術(shù)和經(jīng)濟上的依據(jù)。從表2可以看出,這些電站的建設(shè)費用都是相當高昂的,經(jīng)濟上無法與常規(guī)的火電相比較。在這些電站中,日本的仁尾電站和法國的THEMIS電站因當?shù)氐娜照諚l件較差、系統(tǒng)利用率低、經(jīng)濟效益差,在運行二三年取得一定的試驗數(shù)據(jù)后即停運。西班牙的CASE-1電站、歐盟的EURELICS電站及國際能源機構(gòu)(IEA)的SSPS-CRS電站均進行了長期的研究試驗工作。其中,西班牙還與德國合作,利用CASE-1電站的吸熱器進行試驗,研究氣體冷卻塔式聚光型系統(tǒng)。表2所列電站中,美國的SolarOne是性能發(fā)揮的最好的電站,自電站建成后,經(jīng)過2年的初試和評估期后并入電網(wǎng)進行發(fā)電。1994年10月,美國完成了SolarTwo電站的設(shè)計,并于1996年4月投入并網(wǎng)發(fā)電。SolarTwo電站去掉了SolarOne電站全部水-蒸汽熱傳輸系統(tǒng)(包括吸熱器、管路和熱交換器)和砂石-導熱油的蓄熱系統(tǒng),安裝了新的熔融硝酸鹽系統(tǒng)(包括吸熱器、2個箱式儲熱系統(tǒng)與蒸汽發(fā)生器系統(tǒng)),增添了部分定日鏡,并改進了主控系統(tǒng)。SolarTwo系統(tǒng)的成功實施,提高了吸熱器出口的蒸汽品位,驗證了高溫熔融硝酸鹽作為熱傳輸介質(zhì)的可行性,使塔式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電效率有了進一步的提高。塔式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)與槽式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)相比,其集熱溫度更高,易生產(chǎn)高參數(shù)蒸汽,因此,熱動裝置的效率相應提高。目前,塔式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)的主要障礙是當定日鏡場的集熱功率增大時,即單塔的太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)大型化后,定日鏡場的集熱效率隨之降低,其變化趨勢如圖4所示。目前,SolarOne是較為成功的塔式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng),容量為10MW,定日鏡場的年均集熱效率為58.1%。針對上述問題,國外學者提出多塔的定日鏡場形式,我國的金紅光研究員提出了槽塔結(jié)合的雙級蓄熱太陽能熱發(fā)電系統(tǒng),這些研究為塔式太陽能熱發(fā)電技術(shù)的發(fā)展開拓了新方向。3碟式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)碟式系統(tǒng)也稱之為盤式系統(tǒng),主要特征是采用盤狀拋物面鏡聚光集熱器,其結(jié)構(gòu)從外形上看類似于大型拋物面雷達天線。由于盤狀拋物面鏡是一種點聚焦集熱器,其聚光比可以高達數(shù)百到數(shù)千,因而可以產(chǎn)生非常高的溫度。這種系統(tǒng)可以作為無電邊遠地區(qū)的小型電源獨立運行,功率為10～25kW,聚光鏡直徑約10～15m。碟式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)也可以做成較大的系統(tǒng),即可以將多臺裝置并聯(lián)起來,組成小型太陽能熱發(fā)電電站,為用戶提供電力需求。在上述3種類型的太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)中,目前只有槽式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)已進入商業(yè)化階段,其他2種類型均處于中試和示范階段,但其商業(yè)化前景看好。上述3種類型系統(tǒng)既可以單純應用太陽能運行,也可以安裝成為與常規(guī)燃料聯(lián)合運行的混和發(fā)電系統(tǒng),其主要性能參數(shù)見表3。目前,碟式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)規(guī)模較小,高效發(fā)電技術(shù)還不成熟(尚處于試驗階段),在上述3種太陽能熱發(fā)電技術(shù)中,開發(fā)風險最大且投資成本最高。4太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)存在的問題太陽能熱發(fā)電在商業(yè)上沒有得到大規(guī)模應用,根本原因是目前太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電成本高,是常規(guī)能源發(fā)電成本的1倍以上。造成太陽能熱發(fā)電成本高的原因主要有以下3個方面。(1)太陽能能流密度低,需要大面積的光學反射裝置和昂貴的接收裝置將太陽能直接轉(zhuǎn)換為熱能,這一過程的投資成本約占整個電站投資的一半。(2)太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電效率低,年太陽能凈發(fā)電效率不超過15%。在相同的裝機容量下,較低的發(fā)電效率需要更多的聚光集熱裝置,增加了投資成本。(3)由于太陽能供應不連續(xù)、不穩(wěn)定,需要在系統(tǒng)中增加蓄熱裝置,大容量的電站需要龐大的蓄熱裝置和管路系統(tǒng),造成整個電站系統(tǒng)結(jié)構(gòu)復雜,增加了成本。解決上述問題主要從以下3個方面著手:(1)提高系統(tǒng)中關(guān)鍵部件的性能,大幅度降低太陽能熱發(fā)電的投資成本,快速進入商業(yè)化。(2)進一步研究開發(fā)新的太陽能熱發(fā)電系統(tǒng),對系統(tǒng)進行有機集成,實現(xiàn)高效的熱功轉(zhuǎn)化,不僅要實現(xiàn)太陽能熱的梯級利用,而且要集成新型的太陽能熱化學系統(tǒng),突