选择技术方案的关键点

1.国内外技术发展概况

槽式太阳能热发电作为太阳能热发电的重要方向之一。当前，在太阳能资源丰富的国家和地区，如西班牙南部、美国加州、埃及等，槽式热发电项目发展迅速。其发电装置是一种借助槽式抛物面聚光镜面将太阳光聚焦到集热管上，加热集热管中的换热流体，管中换热流体通过换热系统将水加热成过热蒸汽，然后用过热蒸汽来驱动汽轮发电机组发电的清洁能源利用装置。为解决太阳能的间歇性和不稳定性，在槽式太阳能热电系统中也可配置蓄热装置或者辅助锅炉，以实现热发电站的持续发电或提高功率输出的平稳性。

槽式太阳能热发电系统包括以下5个子系统：

1）聚光集热子系统。它是系统的核心，由槽式抛物面反光镜、接收器和跟踪装置构成。

2）换热子系统。由预热器、蒸汽发生器、过热器和再热器组成。当工质为换热流体时，采用双回路，即接收器中换热流体被加热后，进入换热子系统中产生过热蒸汽，过热蒸汽进入汽轮发电子系统发电。采用水为工质，可以直接产生水蒸气。

3）发电子系统。基本组成与常规发电设备类似，但需要配置一种专用控制装置，用于太阳能加热系统与辅助能源系统之间的切换，或用于太阳能加热系统与辅助能源加热系统混合工作。

4）蓄热子系统。在夜间情况下，太阳能热发电系统可以依靠热储能系统储存的能量维持系统正常运行一定的时间。

5）辅助能源子系统。在夜间、阴天或其他无太阳光照射的情况下，可以采用辅助能源系统供热。

槽式太阳能热发电站工作原理示意图如图4-5所示。

图4-5 槽式太阳能热发电站工作原理示意图

世界上的第一套抛物型槽式聚光系统于1912年安装于埃及开罗附近，产生的水蒸气用于驱动73kW的灌溉水泵，泵流量：2000m³/h。在当时当地的条件下，与燃煤（当时煤价为每吨煤10德国马克）相比，抛物面槽式聚光系统已经具有一定的竞争力。自1984年以来，美国Luz公司在1985～1991年共建造了9座槽式太阳热发电系统（SEGSⅠ～SEGSⅨ），其发电功率分别为14MW、180MW和160MW，总装机容量达354MW。SEGS热发电站建成后，一直向加州电网供电，其中新装置的电效率已达30%。SEGSⅢ～SEGSⅨ7座热发电站采用天然气补燃，其中天然气发电量占25%，以满足夜间和阴雨天的电力需求。自第一套装置投运以后，该热发电站一直在进行很多的改进工作，主要包括改进集热器的系统支撑结构以降低其重量并提高抗腐蚀性和抗风性能；尝试使用新开发的聚光器和集热器产品，以减小镜面厚度，提高玻璃与金属封接的可靠性等。以上所进行的技术改造和更新，使该厂的初始投资成本由1号热发电站（功率为14MW）的4490美元/kW降到了8号热发电站（功率为80MW）的2890美元/kW，发电成本由1号电站的44美分/kWh下降到9号热发电站的17美分/kWh（按照2004年美元计算），系统效率由1号热发电站的9.3%提高到9号热发电站的13.6%。SEGS热发电站的建造和成功运行，从技术性和经济性两个方面证明了槽式太阳能热发电系统的可行性，并为后来的槽式太阳能热发电站在技术研发、工程设计、设备选型、施工和运行维护等方面提供了宝贵的经验。

槽式热发电系统的核心部件是高精度抛物型聚光镜和金属-玻璃真空管集热器件。由于金属管壁的温度在400℃以上，故选择性涂层的稳定性、高真空的保持及玻璃与金属管的封接等都是工艺上较难的课题。

槽式热发电技术比较成熟，其集热器是一种线聚焦集热器，集热管散热面积较大，故集热管所能达到的介质工作温度一般不超过400℃，系统容量可大可小；聚光器等设备都是分布在地面上，安装维修比较方便。最大的优点是多组聚光器平行排列，同步跟踪，故跟踪控制代价大为降低。热吸收器为管状，使得工作介质加热流动的同时，也是能量集中的过程，故其总体代价相对最小，经济效益最高，这正是该技术最早实现商业化的原因所在。

图4-6是美国亚利桑那电力公司（APS）1MW槽式热发电系统，该系统采用ORMAT公司的低沸点工质汽轮机，集热器由Solargenix Energy公司制造。

图4-6 美国亚利桑那电力公司（APS）1MW槽式热发电系统

图4-7为德国Solar Millennium集团公司在西班牙的Andalusium地区Granada省建立的2×50MW槽式热发电系统示意图，采用热储能方式，首个热发电站建设于2006年年初开工。

美国的9个SEGS热发电站，均采用如图4-8所示的系统，太阳能和天然气混合燃烧蒸汽动力循环，没有安设热储能装置。

图4-7 纯太阳能的热储能式槽式热发电系统

图4-8 美国太阳能-燃气混合槽式热发电系统

图4-9所示的系统是将槽式热发电系统与燃气轮机发电系统相结合。图4-9中有A和B两套备选的方案。方案B直接利用太阳能产低压蒸汽，送入汽轮机。方案A利用太阳能热来为燃气轮机余热作补充，燃气轮机余热用于预热水并产生过热蒸汽，以提高朗肯循环的出力。该系统未见到实际应用的报道。

图4-9 太阳能-燃气联合循环槽式热发电系统

太阳能集热器组合包括：聚光镜、支架、集热管、跟踪系统（包括驱动、控制和传感器）。一般采用集热器轴线南北线水平布置，由东向西跟踪太阳。也有的集热器轴线南北线以一定倾角（小于8°倾角）放置，由东向西跟踪太阳，未得到实际应用，仅处在概念设计或试验研究阶段；槽式集热器也有采用双轴跟踪的，这种跟踪方式，从经济角度看来是不可行的。

槽式集热器支架结构经过演变，结构形式和参数不断发展，如图4-10和表4-12所示。LUZ公司经过第一、二、三代，一直到第四代，LUZ第四代结构未得到应用。欧洲ET—150较LS—3的集热效率提高9%，且ET—150制作简单、成本较低。

表4-12 太阳能集热器组合基本参数

图4-10 太阳能集热器组合支架结构比较

抛物型聚光镜（Mirror）采用低铁玻璃，背面镀银的抛物镜面。

集热元件（HCE），集热元件由内部的不锈钢钢管和外层的玻璃管组成，在玻璃管和金属管之间抽真空，减少高温状态下的散热损失，不锈钢钢管的外表面镀有选择性吸收涂层（直射太阳光吸收比达到0.96，发射率：0.19，350℃时），外层的玻璃管镀有减反膜，增加玻璃的透过率。为防止真空管内气体析出，管内含有吸气剂。

跟踪控制系统，槽式集热器一般采用水平轴南北向东西旋转跟踪太阳，每一组聚光器上都装有太阳传感器和控制器。聚光器位置可以通过该控制器独立调节，而对其他聚光器的正常运行不形成干涉。

储热系统，西班牙的项目Andasol采用储能的方式，保证夜间运行，储热介质用硝酸盐类物质混合物，储热系统可以保证夜间7.5h运行。

汽机冷凝系统：冷凝可采用湿冷或空冷。目前空冷系统分为直接空冷系统和间接空冷系统，间接空冷系统又分为混合式间接空冷系统和表面式间接空冷系统。三种空冷方式在国内外都得到广泛的应用，单机容量都已达600MW，技术均成熟可靠。

根据目前国内空冷机组工程技术经济比较结果，间接空冷较直接空冷运行背压相对低，但占地面积大，初投资高10%以上，另外间接空冷采用带冷却塔的自然通风冷却系统，而直接空冷采用风力机通风冷却，因此，直接空冷系统配合机组运行更为灵活，且防冻手段多。

直接产生水蒸汽技术（DSG），该技术在欧洲处于研究试验阶段，未得到应用，其优点是节省换热流体回路和换热流体，节省了投资；其缺点是集热元件变成承压管，系统及其控制复杂。

2.聚光太阳能热发电的发展趋势

自1984年LUZ建成第一个发电系统以来，当时每千瓦装机容量的投资已由6000美元降至2875美元；电费由24美分/kW·h降至7.5～8.5美分/kW·h。第一个热发电站的平均效率为10%，已提高到14%。如图4-11所示。

图4-11 LUZ太阳能热发电系统成本

太阳能热发电的发电趋势可归纳如下：

1）由于全球太阳能发电热潮的兴起，加上光伏组件原材料的紧缺和涨价，专家估计，光伏发电制造原材料的紧缺局面仍然持续，光伏组件价格的上涨，导致了国际上太阳能热发电掀起了又一次新的热潮。

2）美国能源部鼓励西南部各州（CA，NV，NM，AZ等）建造100万千瓦的聚光太阳能热发电站（CSP），因为西南部具有独特的发展聚光太阳能发电的条件，太阳能资源特别丰富。亚利桑那州已经建成1MW的热发电项目，将为200户居民提供电力；内华达州的64MW的项目也已完成，为4万户供电。

3）在欧盟范围内，西班牙于2002年9月第一个通过电价补贴政策法令（Spanish Royal Decree 436），补贴对象为100kW～50MW纯利用可再生能源发电的项目，当时的电价为12欧分/kW·h，后来增加到18欧分/kW·h，且维持此定价25年不变，此政策极大地刺激了西班牙太阳能发电事业的发展，预计近年内，西班牙会有200MW的太阳能热发电装机容量。可见在太阳能资源丰富的发达的国家，大规模发展太阳能热发电已经成为投资者所关注的热点。

4）槽式太阳能热发电向大规模方向发展，可以大幅降低成本和造价。

5）太阳能热发电的市场需求虽然在不断增长，但是像其他的可再生能源发电方式一样，仍然需要国家出台相应的机制和优惠政策来激励，这一点不论是国际还是国内都是一样的。这些激励机制和优惠政策包括：可操作的强制性的可再生能源定额配给制度（RPS），以便于保证电网公司无条件收购，上网电价定价政策，初期的海关减免税政策，税收优惠，低息信贷，投融资回报政策等。

3.国内太阳能热发电的发展与现状

我国的太阳能热发电技术研究起步比较晚，直到20世纪70年代才开始进行基础研究，在“七五”期间，湘潭电机厂与美国空间电子公司合作，研制了2套5kW的抛物面聚焦型太阳能热发电机，但由于价格过高，加上工艺、材料、部件及相关技术等没有得到根本解决，而未能得到推广使用。

国家“八五”计划安排了小型部件和材料的攻关项目，中国科学院电工研究所内建造了小型抛物面槽式真空管高温集热装置。近年来，我国对太阳能热发电技术的研究给予了相当大的重视，在此基础上得到了一定的发展，南京江宁区2005年建成了国内第一座太阳能热发电示范电站（容量70kW）。为此，我国政府在“十一五”计划中安排了数亿元资金，开发太阳能塔式聚光发电技术。

国外对太阳能槽式热发电技术的各大部件在材料、设计、工艺及理论方面进行了长达20多年的实践并取得了较大的进展，在技术上最成熟而且是三种太阳能热发电方式中最易产业化。因此，我国应该优先开发槽式太阳能热发电技术，在借鉴国外先进技术和成功经验的同时将我国的太阳能事业从研究阶段推向实际应用阶段，进而解决我国的能源问题。

20世纪80年代，有关部门组织进行过槽式聚光太阳热发电项目的论证，但最终因投资成本高等原因被搁浅。国家科技部也相继部署过一些槽式聚光太阳热发电项目，但亦未形成专有技术和产品。国家“十一五”可再生能源发展规划明确提出，要建50MW等级的太阳热发电示范项目。

自2005年10月，中国科学院电工研究所可再生能源发电咨询与培训中心与德国SM公司、内蒙古如意实业公司等单位合作，开展了一系列前期工作，包括选点考察、项目预行性研究等。

4.槽式热发电站生产技术方案

抛物型槽式太阳能热发电系统在目前乃至在不远的将来，都将是具有广阔发展前景、强大竞争力的发电系统。通过槽式太阳能聚光集热系统，将太阳辐射能聚焦采集，用来加热热媒介或水产生热能，然后利用与传统的热循环一样的工艺流程，即通过产生高温高压水蒸气推动汽轮机带动发电机组发电。为保证机组连续运转，可为系统建大规模储热装置，满足光照不足时发电和夜间发电。

如图4-12所示为白天直接发电模式。集热场加热换热流体，换热流体通过油水换热器产生高参数水蒸气，推动汽轮机发电，蓄热子系统不参与循环。

如图4-13所示为白天发电+蓄热模式。集热场加热换热流体，换热流体一部分通过油水换热器产生高参数水蒸气，推动汽轮机发电，换热流体另一部分加热熔融盐，实现蓄热储能。

如图4-14所示为夜间发电模式。熔融盐+热换热流体，换热流体进而与水进行热交换，产生高参数水蒸气，推动汽轮机发电。

图4-12 白天直接发电模式（蓄热系统不参与）

图4-13 白天直接发电模式（蓄热系统参与）

因此，采用国际先进的抛物型槽式太阳能聚光集热技术，结合大规模熔盐储热系统的新工艺、新材料的应用，与传统的火力发电汽轮机系统相集成，以达到用清洁太阳能取代传统化石燃料热发电站的热源的目的，实现节能减排。

图4-14 夜间蓄热发电模式（蓄热系统放热）

太阳能集热场的主要名词释义如下：

1）28个反射镜（RP）和3个集热元件组成太阳能集热器单元；

2）12个太阳能集热器单元连接构成太阳能集热器组合；

3）4个太阳能集热器组合组成一个回路（LOOP）；

4）回路的集合构成太阳能集热场（SF）。

以内蒙古某50MW级槽式太阳能热发电示范项目为例。抛物型槽式太阳能集热场平面布置如图4-15所示。太阳能集热场包括若干由4个太阳能集热器组合构成的回路。每个集热组合148.5m长，其反射镜开口宽度5.77m。因此，每个回路的总太阳投射面积可达3270m²。集热组合的定向为南北向。每个回路结构的地面要求为36m×310m。

回路末端的太阳能集热器组合通过一个管路来横跨连接。冷的换热流体从动力区流向低温总管（蓝色管路），然后流入平行回路中。换热流体在回路中被加热，然后流过高温总管（红色管路），流回到动力区。

此项目中的槽式太阳能集热场是一种模块化、分散式系统，太阳能集热器组合以平行排列的方式，通过绝热保温管路实现连接。冷的换热流体（HTF）从动力区的泵区流到低温母管，然后通过该总管将流体分配至太阳能集热场的各个平行的太阳能集热器组合管路中。每个回路包含4个太阳能集热器组合，以两排相邻方式布置，每排有两个太阳能集热器组合，各个太阳能集热器组合通过跨接管路（COP）实现连通。换热流体在回路中被加热，然后流入到高温母管，在此，来自所有管路的高温换热流体汇流，进入动力区。正常运行过程中，换热流体流入太阳能集热场的温度为296℃，流出时的温度为393℃。

通过聚光镜收集太阳能，聚光镜将太阳光聚焦于集热元件之上，集热元件安放在抛物面的焦线位置上。集热元件安装在一个由钢材塔门和轴承构成的机械支撑件之上。每个太阳能集热器组合包括：局部器件、液压驱动系统和局部控制器，太阳能集热器组合可以独立地跟踪太阳，使焦线始终位于合适的位置，而且能够防止集热元件过热。

图4-15 抛物型槽式太阳能集热场平面布置简图

太阳能集热场受现场监控控制器（FSC）的控制，以一个整体来运行。现场监控控制器是位于中心控制室的计算机控制系统，与每个太阳能集热器组合通信，并与热发电站的集散控制系统（DCS）通信。现场监控控制器（FSC）收集各个太阳能集热器组合的信息和分散控制系统的数据和指令，向集热场区发出总控制指令，向太阳能集热器组合回路发出模块式控制指令。在白天天气和热发电站条件允许时，现场监控控制器可以投入使用并有效控制太阳能集热场；在夜间或强风天气时，可以收藏起相关设备，避免受到损坏。

动力区附件的气象站可以提供与太阳能集热场运行的相关天气信息。太阳直接辐射数据用于确定太阳能集热场的参数。风速数据是必须的，因为强风条件下，太阳能集热场相关设备必须要关闭并收藏起来，避免受到损坏。现场监控控制器与热发电站集散控制系统实现数据传输，可以整体协调和控制发电区、导热流体系统和太阳能集热场的运行。

如上所述，太阳能集热场布局包含一定数目的集热回路。太阳能集热器组合为南北向排列布置，实现最大限度地收集太阳能，集热器组合排间距17.2m。换热流体总管离地面有一定高度，并放置在结构钢制管路吊架之上。同时，该整个太阳能热发电站区域需要安设保护性堤坝和排水沟渠，排水沟设计标准应该能够抵御50年一遇的暴雨的水平。

5.SKAL-ET技术

SKAL-ET技术是基于欧洲槽式集热器（EuroTrough Collector）的，欧洲槽式集热器是由Milenio Solar S.A及其合作公司和单位，如：西班牙INABENSA公司、德国的Flabeg公司、西班牙CIEMAT公司和德国空间研究中心（DLR）在西班牙Plataforma Solar de Almeria（PSA），于2000年研制成功，达到设计的技术要求。在先进的集热器制造领域，EuroTrough保持欧洲的技术领先地位。基于这些经验，在德国Flagsol公司和德国环境部的支持下，在Parasol-SKAL-ET项目中，欧洲槽式集热器得到进一步的改进。在该项目框架下，一个800m长的测试回路安装并一直运行在加利福尼亚州Kramer Junction太阳能热发电站。安装于加州Kramer Junction电站的SKAL-ET集热器单元如图4-16所示。从中可以看到金属支持架构（前面）和抛物型表面（后面）。

图4-16 位于Kramer Junction的SEGS V的SKAL-ET

采用SKAL-ET技术的抛物型槽式集热器包括一个呈抛物几何形状的聚光镜和一个太阳跟踪机构，用于调整抛物型聚光镜面以实现最大地吸收太阳直接辐射能。

图4-17为SKAL-ET集热器的跟踪机构。从东向西跟踪太阳，能够反射并聚集太阳直接辐射至集热管，达到80倍聚光比，集热元件位于聚光镜的焦线位置。集热元件包括：镀有表面选择吸收涂层的不锈钢管，钢管外部覆盖有石英套管以降低热损。金属吸热管-石英管

图4-17 SKAL-ET集热器的跟踪机构

间的空间抽成真空。通过集热元件循环流动的换热流体（HTF），通常为合成油，由太阳辐射能加热至约400℃。

SKAL-ET类型的太阳能集热器单元安装如图4-18所示，称为太阳能集热器组合。每个集热组合由12m长的太阳能集热器单元组成。抛物型聚光镜和集热元件安装在这些集热元件上，在运行状态下能够保持刚性以维持整个集热元件置于聚焦的位置。

图4-18 SKAL-ET集热器组合的工作原理（南北朝向）

SKAL-ET集热装置的12个太阳能集热器单元安装在12个“常规”塔门架上，一个“中心驱动”塔门驱动所有太阳能集热元件，同步跟踪太阳。位于太阳集热场外边缘的集热元件需要加强（也称为“强化太阳能集热器单元”），可以抵御强风；内部的集热元件用常规塔门。

每个SKAL-ET集热器均是一个独立单元，聚焦并收集太阳能直接辐射，而且有跟踪功能、控制和通信系统。为此，每个集热器安装有局部测量传感器、液压驱动系统、局部控制器，从而可以实现独立跟踪太阳，中心计算机指令保持聚光镜聚焦于集热元件之上，也可以防止过热，撤离焦点。

表4-13简要描述了SKAL-ET集热器的性能参数。

表4-13 SKAL-ET集热器的性能参数

太阳能集热场全部集热器在现场监控控制器统一控制下运行，现场监控控制器是以一个单元运行，是一个中央控制系统，位于热发电站总控制室。现场监控控制器收集各个集热器回路的信息，分析并输出至操作人员的计算机屏幕上。接收操作人员的指令，发出单元和模块指令到各个回路。白天天气条件和条件允许时运行整个太阳集热场，夜间和强风天气时收起集热器，避免受到损坏。

图4-19为SKAL-ET集热器的一个侧面（一个太阳能集热器单元）。为了实现太阳能集热器的高精度和高效率，金属支撑结构制造准确度要求非常高。

图4-19 SKAL-ET集热器侧面

每个太阳能集热器组合大约有150m长，安装在13个非常平直的而且排成一列的塔门架上。为了保护太阳能集热组合，因为大多数时间对暴露在强风中，结构件的各个部分均予以加强。13个塔门之间的部分是12个子单元，即太阳能集热器单元。每个集热单元包括一个箱式桁架结构，截面积大约为1.4m×1.4m，长度为12m，从而形成一个扭矩箱。该扭矩箱式结构可以抵抗强风和重力形成的扭转和弯曲。在该框架结构的左右两侧，安装有14对支杆支持聚光镜面装置（悬臂支杆）。在这些支杆上，安装28个反射镜，每个镜面各有4个支撑脚。在聚光镜的焦线上，安装有集热元件。每个集热元件为4m长，由固定在扭矩箱式结构上的“集热元件支撑杆件”支持。每个太阳能集热器单元有3个集热元件。图4-20为部分安装的太阳能集热器单元（在图4-20中，集热元件支撑臂和集热元件还没有完成安装）。在每一侧，太阳能集热器单元连接位于中间塔架的轴承基座之上的力矩传送装置。力矩传送装置能够将力量从驱动系统传送给整个太阳能集热器组合。

图4-20 平行安装的集热器单元、扭矩箱结构和部分反射镜

在每排集热组合的末端，最后一个塔架是一个常规类型的塔门结构，具有单旋转接头。所有塔门均严格排成一列，以实现最大限度的定位准确，并牢固地铆接在混凝土基座的地脚螺栓上。

塔门共有3种类型：

1）驱动塔门：位于各个太阳能集热器组合的中央，支持驱动组件、传感器和区域控制器。

2）常规塔门：仅支撑太阳能集热器单元子单元。

3）共享塔门：位于两个相邻的太阳能集热器组合之间，与两个抛物型系统均连接，具备双旋转接头。

（1）反射镜

太阳能集热器组合通过反射镜将太阳光束聚集到一条焦线上，从而收集太阳能直接辐射能。这些反射镜（见图4-21）是关键光学部件，可以实现聚焦能量密度、光学性能和SKAL-ET集热器的耐用性最大化。反射镜接收阳光直接辐射，然后反射光至焦线，从而将能量聚集在集热元件之上。SKAL-ET集热器的聚光比为82∶1，每个太阳能集热器单元有7个反射镜在内侧和7个RP在外侧，分别安装在两侧，每个太阳能集热器单元共有28块反射镜，每个太阳能集热器单元的开口投射面积68.125m²。每个太阳能集热器组合的12个太阳能集热器单元共有336个反射镜，每个太阳能集热器组合的投射面的开口面积为817.5m²。一般情况下，SKAL-ET集热器使用的RP—3型反射镜是4mm厚度。但是，为了减少反射镜破损，反射镜外边缘和太阳集热场朝风方向应该覆盖更加结实的反射镜，玻璃厚度为5mm。

图4-21 反光镜面

每个反射镜由位于其背部的4个支撑垫脚和太阳能集热器组合来连接支撑。允许玻璃在挠性范围内振动、弯曲，而不会在集热元件上产生明显的光学损失。表4-14简述了集热器内部和外部的反射镜的几何特征。

表4-14 集热器内部和外部的反射镜的几何特征

高准确度、高反射率和高耐久性的反射镜构成如图4-22所示。由于其较低的铁含量，该种玻璃具有很好的太阳光辐射透过性。在其背面有采取化学方法镀的高反射率的银涂层，厚度为0.7g/m²（±0.1）；又有通过化学方法沉积的铜膜0.3g/m²（±0.2），具有很好的防腐蚀性能；铜膜外又涂覆有两层高质量薄膜，防止使用过程中可能会出现的腐蚀和破坏。基底涂层涂覆一层高质量的漆层，防止太阳光辐射造成破坏。所有反射镜边缘均打磨并涂覆保护涂层。4mm厚的玻璃其反射率为93%，5mm厚的玻璃其反射率为92%。反射镜的耐用性测试，结果见表4-15。

图4-22 反射镜构成

表4-15 反射镜的耐用性测试

（2）集热元件

集热元件是SKAL-ET集热器的另外一个关键部件，将反射镜聚集的太阳直接辐射能转换成热能，温度可达400℃。图4-23为集热元件的构造原理。集热元件包括一个内层不锈钢管，直径为70mm，外层为石英管和两端金属波纹管。内管涂覆有选择性吸收涂层，以实现聚集太阳直接辐射能的吸收率最大，和红外波再辐射的最小。两端的精密玻璃-金属封接与金属波纹管实现连接，提供高温保护，密封内部空间保持真空。在另一侧，金属波纹管焊接在内部吸热管上。这些弹性连接功能的波纹管可以在吸热管升温和冷却过程中补偿内部金属管和外部石英管之间的热胀冷缩的差异。玻璃-金属密封材料需要套管保护，避免由于太阳直接辐射导致的过热而造成破坏。

聚集的太阳直接辐射能可以在集热元件表面转化为热能，传送至换热流体，并将流体加热至最高温度达400℃。外部石英管可以作为附加防护，防止红外波长能量向外再辐射，以降低热损，其原理就像玻璃温室一样。石英管外部覆盖有减反射涂层，允许96%的太阳辐射入射能量透过玻璃管。

图4-23 真空集热元件构造原理

1—玻璃-金属连接 2—玻璃套管 3—防反射涂层 4—真空度指示 5—真空稳定吸气剂 6—不锈钢管 7—膨胀补偿封套 8—真空空间 9—太阳涂层

集热元件的技术数据见表4-16。

表4-16 集热元件的技术数据

每个集热元件长度为4m，3个集热元件以串联方式连接，构成子单元太阳能集热器单元，36个集热元件管端对管端对接焊接，组成SKAL-ET集热器的12个太阳能集热器单元。为了方便太阳能集热器单元中集热元件的现场安装，集热元件均会预安装（焊接）成3组，如图4-24所示。

图4-24 段集热元件组合正在预组装

（3）驱动跟踪系统

关于驱动和跟踪系统，太阳能集热器组合可以从日出直至日落一直跟踪太阳。每个集热器在白天跟踪太阳时，均会绕其旋转轴旋转，旋转过程由两个液压缸驱动两个连接在扭矩传送装置的悬杆臂来实现。

太阳能集热器组合动力源是一个电动机，驱动液压泵，进而驱动悬杆臂沿着预先设定的方向运动。马达安装在室外的箱体内（IP-56标准），适合于在现场的环境条件中运行。

跟踪系统由局部控制器（LOC）来控制，局部控制器安装在驱动塔门上。信号线和动力线由局部控制器连接至液压机构和传感器，这些组件功能是给局部控制器提供输入信息。

三个不同的传感器安装在每一个太阳能集热器组合上，用于跟踪控制，分别为位置传感器、太阳光传感器、温度传感器。

位置传感器测量太阳能集热器的定位角度，并提供数据，输入给局部控制器。位置传感器安装在ET150驱动塔门架上。太阳传感器安装在位于驱动塔门架附近的移动金属结构架上。该种传感器包括两个光敏二极管传感器，对太阳的运动做出电响应。

太阳传感器提供给局部控制器关于太阳相对于太阳能集热器组合抛物型轴线（焦点之上、焦点之下、对准焦点）的具体位置信息，以及太阳光线辐射强度信息。局部控制器接收两种不同的电信号，每个电信号对应一个二电极管。该信息用于计算两个值：两个信号的太阳和与太阳差。太阳差是两二极管信号差值的函数，表示两二极管信号间，哪一个离太阳更近，例如，判断集热元件在焦点之前还是焦点之后。太阳和是光强的函数，表示何时辐射强度足够高，可以运行，可以跟踪太阳。

温度传感器（PT-100）是电阻温度计（RTD），以白金作为电阻计，安装在每个太阳能集热器组合中心油管的热井中。电阻温度计在温度0～400℃之间时的准确度为±1.15℃。

温度值发送至局部控制器，然后传送至现场监控控制器，提供场区中各太阳能集热器组合中换热流体温度的信息。

对于较大型太阳集热场并且具有储热装置，换热流体系统将能量从集热元件传送到蒸汽发生器和/或热储能单元。在动力区内，换热流体在管路、泵和膨胀阀和控制阀构成的系统内中循环流动。在太阳集热场，称为太阳集热场换热流体泵送系统。换热流体系统和太阳集热场管路系统的所有元件需要全部绝热，以最大限度地降低热损失。

太阳集热场内部的换热流体泵送系统包括4个主要的子系统，即高温低温换热流体总管、旋转接头、中心油管路以及跨接管。

高温和低温母管的构造取决于太阳集热场的大小和布局。对于大型太阳集热场，换热流体总管从太阳集热场中部穿过，沿南北方向。换热流体进一步延伸至位于回路系统的东/西总管。每个太阳能集热器组合回路通过分立的管路系统与换热流体总管实现连接。对于小型的太阳集热场，只要有东/西走向的换热流体总管就足够了。

旋转接头能够在相邻的太阳能集热器组合之间转动，因为各个太阳能集热器组合必须能够独立于相邻的太阳能集热器组合或独立于与之连接的静止管路旋转。为了达到这一目的，需要使用两种类型的旋转接头：单头和双头球形接头。单头球形接头系统用于太阳能集热器组合联排末端的管路连接，可以是回路连接至太阳集热场总管路，或者是通过跨接管路实现两排太阳能集热器组合间连接，双头球形接头用于两相邻太阳能集热器组合的相互连接。

单头和双头球形连接系统之测试件如图4-25所示，跨接管路如图4-26所示。

图4-25 ET—150集热器单头和双头球形连接系统的测试件

关于上述仪表和控制，在集散控制系统内，太阳能集热器组合由局部控制器分别单独控制。

场区现场监控控制器用于控制并与各个单独的局部控制器进行通信。监控控制器的计算机系统位于中央控制室。通过监控控制器，操作人员能够监控各个太阳能集热器组合的状态和位置。监控控制器和局部控制器通过以太网实现通信。太阳集热场控制系统，如图4-27所示。

监控控制器发送给局部控制器基本指令，以设定运行模式。在早晨，发送指令至太阳集热场，启动跟踪系统，在夜间关闭集热场。它能够对太阳集热场中的各种传感器产生的报警信号做出响应，并采取相应的措施。

图4-26 两排间的跨接管路

图4-27 太阳集热场控制系统（集散控制系统-监控控制器-局部控制器）

现场监控控制器发送关于太阳集热场运行相关的信息至集散控制系统，包括关于太阳能集热器组合跟踪的百分比和正确操作换热流体系统所需求的信息。现场监控控制器还给集散控制系统提供换热流体系统低温凝结报警数据。集散控制系统发送关于换热流体系统的现场监控控制器信息，从而允许跟踪和执行其他太阳能集热器组合动作。另外还会产生报警条件，并通过现场监控控制器接收气象站传感器发送的数据。

太阳集热场现场监控控制器控制整个太阳集热场的太阳能集热器装置。现场监控控制器通过以太网与各个局部控制器通信，收集数据，执行对局部控制器的控制运算。现场监控控制器通过界面单元与热发电站的集散控制系统通信，从而保证在其开始跟踪太阳前，可以将换热流体输送至太阳能集热器组合，并保证太阳集热场运行与全热发电站运行过程协调一致。

现场监控控制器系统包括下述主要元件：基于PC的系统（主计算机和备用计算机）；双屏显示、鼠标和键盘；彩色激光打印机；局部控制器通信用的连线机柜（开关或者无线接入端）；与集散控制系统交互的界面；软件在自动模式下，系统基于时钟（日期和时间提供太阳位置的信息）、内部算法和传感器发来的数据，对现场监控控制器的动作实施控制。现场监控控制器还可以作为一个监视器供现场操作人员使用，在双屏上以图形形式来显示局部控制器发来的信息。另外还允许手动操作集热器，允许对单个太阳能集热器组合的实施转动。

局部控制器控制跟踪太阳，以及太阳集热场内单个太阳能集热器组合的位置。向现场监控控制器通信并对现场监控控制器直接做出响应，现场监控控制器是所有局部控制器的主控制器。但是局部控制器独立自动对某些报警条件做出响应。如果换热流体温度升的过高，局部控制器将会自动停止太阳能集热器组合的跟踪。

局部控制器具有闭环控制功能，其主要目的是使能够跟踪太阳，将准确度控制在±0.1°（跟踪），从而实现最大限度的收集太阳能。

通过这种方式，局部控制器就能够利用太阳传感器和位置传感器提供的信息来控制液压驱动系统而准确定位太阳能集热器组合的位置。电阻温度装置监控换热流体的温度，提供关于系统性能信息，并且如果出现换热流体温度超出上限值或下限值时启动警报。局部控制器控制盘界面如图4-28所示。

图4-28 局部控制器控制盘界面

同时，需要在控制室以及太阳集热场场地上安装气象站。其中传感器可安装在单独的金属支架上，以避免被冷却塔雾气的阴影遮蔽。锋利传感器必须被安装在10m高的塔上，避免与地面相互影响，气象站包括以下传感器：直接太阳辐射传感器、辐射发送器、风向传感器、风速传感器、风速变送器、风向传感器（风向标）、风向发送器、环境温度传感器。

气象站通过现场监控控制器系统将数据传送到集散控制系统，集散控制系统将收到的直接辐射读数做平均，并计算适当的换热流体流动速率。风速风向数据的处理用以确定什么时候达到最大的太阳能集热器组合风力负载。当达到报警条件，集散控制系统通知现场监控控制器，现场监控控制器来执行收藏太阳能集热器组合的指令。

6.热发电站的运行模式

平行排列的槽式集热器组成太阳能集热场，这些太阳能收集器是玻璃镜面的集热器，如图4-29所示。通过对太阳进行由东向西的跟踪，槽式集热器将太阳的直接辐射汇集在集热元件上，集热元件中载有换热流体，通常是合成油，被加热到约400℃。在一个非燃烧的蒸气发生器中，换热流体加热产生过热蒸气，过热蒸气进入汽轮发电机产生电力。

图4-29 抛物型槽式集热器原理图

图4-30显示了一个带有热储能装置的发电站。该方案由槽式集热器组成的太阳集热场作为主要能量源，高效的汽轮机作为发电设备。槽式集热器有着先进的设计，这些设计在西班牙PSA、美国加利福尼亚州的太阳能热发电站被证明，并经过了各种发展和改进。

基本的设计理念是纯太阳模式。从太阳集热场到动力区的热输出将在发电机输出端产生电能。设计点的热循环效率大约为38%。

太阳集热场加热换热流体，换热流体在换热器里产生蒸汽。在换热器中产生高压蒸汽和再热蒸汽，由于换热流体热物性的上限限制，最高温度被限制在370～400℃。考虑热力循环的最优化，蒸汽的温度选定在383℃。为了使转换过程中的效率最大，给水最好被预加热为240℃，这是一个最佳值。较低的给水温度会降低热效率。较高的给水温度会导致换热流体换热器的热吸收下降并且增加太阳集热场辐射损失。

在纯太阳能运行模式中，换热流体流过太阳集热场到蒸汽发生系统，产生377℃、98bar^[3]的蒸汽，并供给三级相连的热交换器（预热器、蒸汽发生器、过热加热器）。从预热器中流出的冷的换热流体被输送到太阳集热场再次加热。该过程中，换热流体作为太阳集热场和蒸汽循环中的动力区的热交换介质，在太阳集热器中被加热，在蒸汽发生器产生蒸汽的过程中冷却。蒸汽导入动力区，在汽轮机中膨胀做功，并驱动发电机发电，经过汽轮机的余热在空气冷却器中被释放。在该过程中，从太阳集热场收集的太阳辐射被转换成电力并送到电网上。

图4-30 抛物型槽式集热发电系统（带热储能）

热储能系统是为了在太阳落下后延长发电时间。为了给储热系统蓄热，太阳集热场的规模要比没有储热系统的面积规模大。一天中，在太阳辐射比较强的时间里，系统发电的同时，也向储热系统中存储热量。换热流体中的一部份热量同时被转换到储热系统中的热介质中，这种液态的熔盐介质从低温储罐转到高温储罐的过程中吸收了热量。由于这些存储的热量和高太阳辐射输入，热发电站可以在白天太阳充足时满负荷发电，晚上没有太阳的时候也能发电，不受干扰和间断，以提供较大的电力需求。

在下午，太阳直接辐射减少时，热量不再提供给储热系统，而是全部用来发电。如果需要更多的热量以满足发电需求，这些热量可以由储热系统提供。太阳落下后，太阳集热场停止工作，储热系统（如果存在）释放热能继续发电。热储能罐中的热量被放出并转移到换热流体中，以维持夜间的发电。为了避免在发电中断期间，熔盐和换热流体发生凝结，储热系统（TES）和换热流体系统需装备辅助的加热系统，以维持储热系统的熔盐和换热流体不低于最低的运行温度。

7.热发电站的空冷技术选择

热发电站冷却塔需要消耗天然水——这可以提高热发电站的效率，然而却会产生相当数量的水蒸气，消耗大量水。在受到地表水或海水资源限制的情况下，或由于环境原因，只能使用空冷系统。

与常规的湿冷相比，利用冷空气在空冷式换热器中作为冷凝剂，需要大面积风扇驱动冷空气流经散热器，将蒸汽冷凝为水。空气冷却过程中会产生额外费用，降低热发电站的效率。然而，应用空气冷却的主要原因是由于缺乏足够的水，或者是受区域供水情况的限制，需要将热发电站用水的影响降至最低。尽管如此，热发电站还需要有限的工艺用水。

目前可用的基本上有两种类型的空冷技术，即

1）直接空冷系统，将周围空气直接用于冷却过程。

2）间接空冷系统，水由空气再冷却作为闭路循环的间接过程。

直接空冷系统包括带有翅片管空冷式冷凝器，在该翅片管装置中使用自然通风或机械通风驱动冷空气冷凝。机械通风结构对于各种规模的汽轮机厂在技术上和经济上都是可行的。因此，这已经在世界各地得到广泛应用。自然通风冷却的结构，因为需要非常大的传热表面，至今仍未在热发电站中使用。

间接机械通风系统使用一个封闭的风冷水回路，在经济上适用于中小规模的汽轮机。然而，在50MW以上规模的系统中，自然通风系统或直接空冷系统更经济。

在最近的研究应用中，推荐使用一种特殊类型的带有喷雾式冷凝器的间接自然通风干燥冷却塔（NDDCT），即所谓的海勒（Heller）系统。

喷雾式冷凝器直接位于涡轮排气口上，将冷却剂喷洒到蒸汽上，进行冷凝。使用的冷却剂来自于冷凝器热井，对翅片管空冷器工作。像常规火电厂一样，剩余的冷却水被送回除氧器。

一般的空冷冷凝器必须直接位于或至少毗邻汽轮机排气管，海勒系统提供了更大的灵活性，可以将冷却塔放置在厂区。当动力区位于在太阳集热场的中央时，该设计是非常必要的。

海勒系统可以使用钢铁建造，从而降低了投资成本和建设时间，亦适用于地震带。

与常规空冷冷凝器相比，海勒系统的主要优点有：

1）设计灵活，不影响热力学数据；

2）从水到冷却塔中的空气具有高传热系数，因而传热面相对较低；

3）能耗低，相关的经营成本低，因为自然通风不需要风扇；

4）由于没有风扇而不产生噪声；

5）钢结构适合于地震区域。

同时，海勒系统的缺点有：

1）循环冷却剂的数量要显著的高于动力循环冷却剂的数量，需要具有更高功率的冷凝泵；

2）需要特别注意防冻保护；

3）铝管需要中性凝结剂处理；

4）首选钢结构建筑，其适合地震敏感地区，也可能会影响安装成本。

8.热发电站蓄热技术的选择

由于太阳能的独有特性，受到季节、气候、昼夜、地理纬度和海拔高度等的影响，太阳辐射是间断且不稳定的，要使太阳能能够持续稳定的被利用，就必须很好的解决蓄能问题，蓄热系统已成为衡量热发电系统效率的重要因素。

太阳能高温蓄热技术按照热能储存方式的不同，可以分为潜热蓄热、化学反应蓄热和显热蓄热三种方式。

（1）潜热蓄热

潜热蓄热主要是通过蓄热材料发生相变时吸收或放出热量来实现能量的储存与释放，现在应用较多的主要是固液相变进行蓄热的相变材料（PCM）。与显热蓄热相比，潜热蓄热具有蓄热密度大，相变过程中接近恒温等特点，可显著降低蓄热系统的尺寸。但是选择合适的相变材料以及换热器的设计都比较困难，因此太阳能热发电系统中的潜热蓄热技术还处于试验研究或中试阶段。

潜热蓄热自20世纪70年代起就引起人们的极大关注。太阳能高温潜热蓄热技术主要是应用于太阳能发电中。理想的相变材料应具有相变温度适宜、相变潜热高、热导率高、比热容大、无腐蚀性和无过冷现象等特点。作为高温应用的潜热材料主要包括硝酸盐、碳酸盐、氯化物等各种无机盐类以及混合盐类、金属和合金等。相变材料主要有导热系数低、换热表面的同相沉积和腐蚀等缺点。通过在相变材料中加入导热系数高的物质形成复合潜热蓄热材料，同时具有潜热和导热系数高的优点。表4-17为国外研究的用于太阳能热发电站中的潜热蓄热材料。

表4-17 太阳能热发电站中的可供使用的潜热蓄热材料

1988年，在美国太阳能研究所（SERI）的倡议下，美国、德国等国家开始研究用于太阳能热发电站的高温潜热蓄热技术。Contdsl等人在报告中指出，在混凝土蓄热、固体盐蓄热、双罐式液态熔盐蓄热和相变材料蓄热等5种太阳能高温蓄热技术中，潜热蓄热具有相对高的比热容，并且成本最低。

在相变材料传热研究方面，Hunold设计了一种直立式的管壳式换热器，采用NaNO₃（熔点为305℃）作为蓄热材料，证实了潜热蓄热在技术上是可行的，不过他的实验研究只限于一种换热器和蓄热材料。Michels则设计了三种不同的换热器，并将其串联，同时采用IC-NO₃、KNO₃/KCl和NaNO₃作为潜热蓄热材料，实验中获得了高的热利用系数。

欧洲的DISTOR项目是为直接蒸汽发电槽式系统设计的潜热蓄热系统，以二元熔盐NaNO和KNO的混合物作为主要的相变材料，相变温度范围为230～330℃。

在采用合成油作为传热介质的槽式系统中，合成油传热介质的温度变化范围为250～400℃。蒸汽传热介质的温度变化范围是200～400℃，这就要求潜热蓄热介质在换热过程中，温度变化也比较大，此时单一相变材料是无法满足要求。于是，1989年美国LUZ公司就提出了级联潜热蓄热的设计方案，2006年Horst Michels等人用3个垂直的壳管式换热器串联进行了潜热蓄热的实验和模拟研究，串联蓄热尽可能利用了不同相变材料的蓄热能力，出口温度更加保持一致，证实了串联潜热蓄热的可行性。但是由于固液相变后的热损失、相变材料的不稳定性、系统的复杂性和投资的增加等使串联潜热蓄热系统需要更深入的研究。

1993年，DLR与ZSW（德国太阳能及氢能研究中心）共同提出了潜热蓄热介质。显热蓄热材料一潜热蓄热介质混合蓄热方法。系统蓄热能力为200MWh，蓄热和放热时间分别为3h和1h。

近年来，许多研究人员对各种不同特性的高温蓄热材料的热物性及其测量进行了研究，同时对高温相变材料的封装和高温相变复合材料也进行了深入的探索，但高温潜热蓄热技术的实际应用进展不大，主要是固液相变换热器的设计没有取得突破，复合相变材料与微封装技术可能提供了一种方法。PCM的微封装具有很多优点，如增加传热面积、减少PCM与外部环境的反应及减少相变时带来的体积变化。PCM的微封装在不同热控制领域的潜在应用将受到其成本的限制，对于太空应用，热控制性能远重于其成本，采用微封装技术是必然选择。高温潜热蓄热器是空间太阳能热动力发电系统的关键部件之一。而对于大规模的太阳能高温热利用，还未进行深入研究。

在国内，对太阳能高温潜热蓄热技术的研究主要在北京航空航天大学对空间站热动力发电系统中高温吸热/蓄热器的研究上，袁修干等人采用80.5LiF-19.5CaF2共晶盐作为空间站热动力发电系统蓄热器的相变材料，在数值模拟和实验研究方面对其相变传热过程做了大量的工作。

（2）化学反应蓄热

化学反应蓄热是利用可逆化学反应的热能与化学能的转换来进行蓄热的，具有蓄热密度高、反应物可在环境温度下存放、热能储存时间长、可以远距离传输等优点，而且成本有可能降到相对较低的水平。但存在技术复杂、一次性投资较大和整体效率不高等缺点，目前仍然处于实验室研究阶段。

1988年，美国太阳能研究中心（SEPO）指出，化学反应热蓄热是一种非常有潜力的高温蓄热方式，而且成本有可能降到相对较低的水平。在国家能源部的支持下，美国太平洋西北国家实验室（PNNL）开始了这方面的研究，利用Ca（OH）2分解成CaO和H₂O的逆反应来储存太阳能。

在蓄热过程中，热能驱动吸热反应，由Ca（OH）₂产生CaO和H₂O，在放热过程中，只要用水蒸气加热CaO，两者生成Ca（OH）₂并释放出热能。Brown等人在报告中指出，化学反应热蓄热方式在理论上可以满足太阳能热发电的要求。不过，他们的研究只是基于理论分析和基础实验研究，对于能否满足太阳能热发电蓄热系统的动力要求，以及如何与发电系统结合的问题尚未解决。

澳大利亚国立大学也对这方面进行了研究，他们采用氨的分解与合成来蓄热，在系统太阳能反应器中，液态氨分解成H₂和N₂，然后通过在反应器中合成液氨放得热量，这种小规模的实验装置已经用于抛物碟形集热系统中，当然理论上也可以用在同种温度范围的抛物槽形集热系统中。综上所述，太阳能高温潜热蓄热和化学反应蓄热虽然具有很多优点，但目前只是处于小规模实验研究阶段，而在大规模的应用之前，仍有许多问题需要解决。

1991年，Brown等人采用CaO与H₂O的化学反应进行了理论和基础的蓄热试验研究，由于系统约束条件苛刻，不能确定其反应是否适合太阳能热发电蓄热系统，也没有确定如何将蓄热反应与发电系统相结合。但是认为氢氧化物与氧化物之间的热化学反应将是化学反应蓄热的潜在对象。

1999年，澳大利亚国立大学设计了一种太阳能碟式热发电氨化学反应蓄热系统，其中碟式镜面的面积为20m²，输入系统的太阳能功率为1kW。在高温热反应器中氨吸收热量后分解成氢与氮。当需要热量的时候，氨合成反应器中热量被回收，完成放热过程。系统没有其他副反应产生，反应器容易控制，反应温度与太阳能集热器温度相适应，系统具有为兆瓦级大规模热发电进行蓄热的潜力。

尽管化学反应蓄热的技术不成熟，但利用太阳能热化学反应循环制氢便是一种间接蓄能技术，这方面的应用发展很快。太阳能热化学反应循环制氢技术就是利用太阳能热发电系统提供的高温环境与热化学反应装置联合，采用金属氧化物作中间物，输入系统的原料是水。产物是氢和氧，不产生CO和CO₂。可用于太阳能热化学反应循环制氢的金属氧化物有ZnO、FeO、CaO等，反应温度在1000K左右，大大低于直接分解水的效率，且效率可以达到30%，是很有潜力的制氢技术。

由于化学反应蓄热方式的应用技术和工艺太复杂，存在许多不确定性，在大规模的应用之前，还有许多问题需要解决。

（3）显热蓄热

显热蓄热时，蓄热材料在储存和释放热能时，材料的温度会发生连续变化。一个完整的蓄能过程包括蓄热过程、保温过程和放热过程。这是三种热能储存方式中原理最简单、技术最成熟、材料来源最丰富、成本最低廉的一种，因此被广泛地应用于太阳能热动力发电等高温蓄热场合。

显然蓄热材料主要分为固体和液体介质，需要考虑密度、比热容、热导系数、热膨胀系数、成本和操作温度等参数。固体蓄热介质主要有高温混凝土、铸造陶瓷和花岗岩等。液体蓄热介质包括水、熔盐、矿物油和合成油等。

1）固体显热蓄热。

德国航天航空研究中心（DLR）的Doerte Laing等人在研究沙石混凝土和玄武岩混凝土的基础上，研究开发出了耐高温混凝土和铸造陶瓷等固体蓄热材料，耐高温混凝土的骨料主要是FeO，水泥为黏结剂；铸造陶瓷骨料也主要是氧化铁。黏结剂包括氧化铝等，其物理性质见表4-18。

表4-18 黏结剂物理性质

蓄热系统由蓄热材料、高温换热流体和嵌入固体材料的圆管式换热管组成。在蓄热阶段，换热流体沿着换热管流动，把高温热能传递到蓄热材料中。在放热阶段，冷流体沿着相反方向流动，把蓄热材料中的热能吸收到流体中用来发电。

在西班牙的阿尔梅里亚太阳能实验基地（PSA）的WESPE项目中，Laing等人对高温混凝土和铸造陶瓷作为蓄热介质进行了测试，其蓄热最高温度为400℃，蓄热能力为350kW·h。每个换热单元由36根单管组成，其中管外径为25mm，内径为21mm，管间距为80mm。在对蓄热单元的截面分析中发现蓄热介质的材料分布均匀，孔隙率低，同时在高温下换热管壁与蓄热材料接触良好。研究发现两种蓄热材料都非常适合于固体显热蓄热系统，高温混凝土更具有低成本、高强度和易于操作的特性。经过大约60个循环后，换热管和蓄热材料间传热性能没有降低，可以达到较高的发电功率。预计商业化后的固体蓄热能力投资可以达到20欧元/kW·h，发电成本可以小于0.01欧元/kW·h，使用寿命达到30年。

Tamme等人利用TRNSYS软件和Storage Tech Thermo模块对同体蓄热系统进行了模拟研究，对影响蓄热性能的不同参数进行了分析。结果表明，蓄热材料的热导率和体积热容对整个系统的蓄热能力影响不是非常明显。换热管的管间距太大，会造成蓄热材料间的温度梯度，从而降低蓄热能力；间距太小会增加换热管的用量成本，因为换热管的造价会达到总投资的65%～75%。为了提高蓄放热能力，需要增加蓄放热时蓄热材料的温度差值，为此提出了模块化蓄热的设计方式，在蓄热阶段把蓄热管沿长度方向由串联模式改为并联模式，从而增加了材料的平均温度；在放热阶段通过把材料的不同温度段与水蒸气的预热、蒸发和过热段相匹配的换热从而降低了材料的平均温度。通过模块化的优化设计，其发电功率可以增加到原来的3倍。

不过，制造混凝土蓄热器的技术难度较高。这是因为混凝土蓄热器里的金属管道和混凝土的热膨胀系数不同会导致混凝土产生裂纹，从而减少使用寿命和换热性能。通过在金属管道上裹一层石墨，让金属管道和混凝土可以相互独立地热胀冷缩，这样还可以进一步改善管道和水泥块之间的热传递效果。由于混凝土的热导率低，须寻找高效低成本的强化传热方法，掺入高导热系数的石墨提高混凝土的热导率是比较合适的手段。目前，这方面的研究已经取得很大进展。由于最高工作温度限制，混凝土蓄热方法较适用于槽式和温度较低的太阳能热发电系统。

和其他蓄热方法相比，混凝土蓄热装置利用的是具有良好蓄热性能的混凝土，因此造价很低，且操作简便易行，适合推广。混凝土蓄热器还有另外一个优点，即可以根据发电机组装机容量的大小进行灵活配置。在终年阳光明媚的地区，如我国新疆的塔克拉玛干沙漠、内蒙古的巴丹吉林沙漠、腾格里沙漠等地，这种混凝土蓄热器非常值得广泛开发利用。而且混凝土的主要原料是沙子和砾石，在沙漠地带几乎免费就可获取，为实现全天候发电进行热量储存。

2）液体显热蓄热。

目前，比较常用的液体蓄热介质包括各种熔盐、矿物油、合成油、液体金属和水等。熔盐被认为是一种较好的蓄热材料，具有较好的蓄热传热性能，工作温度与高温高压的蒸汽轮机相匹配，在常压下是液态，不易燃烧，没有毒性，而且成本较低。熔盐不仅在太阳能热发电中用作蓄热传热介质，同时在化学和金属等非太阳能应用工业中也常作为换热流体。现在应用较广的熔盐主要有二元熔盐Solar Salt和三元熔盐Hitec。二元熔盐由60%NaNO和40%KNO组成，凝固点为220℃。三元熔盐由53%KNO₃、7%NaNO₃和40%NaNO组成，凝固点为142℃。硝酸熔盐的高温稳定性是其在使用过程中的重要指标。三元熔盐的凝固点低，有利于减少系统停机后的保温能耗和重新启动时的加热能耗，但最高工作温度偏低，不利于提高系统的发电效率。Sandia国家实验室正在研制一种新的混合熔盐，使其凝固点低于100℃。熔盐的缺点有高温分解和腐蚀问题，相关材料必须耐高温、耐腐蚀，这又使系统成本增加、可靠性降低；熔盐还具有低温凝固问题，必须对相关设备进行保温、预热和伴热等，这也使系统的能耗增加。

选用合成油作为蓄热传热材料时，不存在冻结问题，但由于矿物油的温度不能高于400℃（否则易分解，导致发电效率比较低，同时容易引发火灾），而且价格昂贵，因此，目前主要用作槽式太阳能热发电的吸热传热介质的材料为液态金属钠。液态金属钠能应用于较高的温度，且金属材料密度大、导热率高、整体温度分布均匀，具有良好的吸热和放热性能，但是金属的比热容小，热负荷高时温度波动大，而且高温下与空气接触易燃易爆。

（4）双罐蓄热系统

双罐蓄热系统是指太阳能热发电系统包含两个蓄热罐：一个为高温蓄热罐，一个为低温蓄热罐。其按照蓄热方式可分为直接蓄热系统和间接蓄热系统。间接蓄热系统的传热介质和蓄热介质采用不同的物质，需要换热装置来传递热量。间接蓄热系统常采用不存在冻结问题的合成油作为传热介质，熔融盐液作为显热蓄热介质，传热介质与蓄热介质之间有油-盐换热器，系统的工作温度不能超过400℃。其缺点是传热介质与蓄热介质两者之间通过换热器进行换热，由此带来不良换热。直接蓄热系统中换热流体既作为传热介质，又作为蓄热介质，蓄热过程不需要换热装置。直接蓄热系统常采用熔融盐作为传热和蓄热介质，不存在油-盐换热器，适用于400～500℃的高温工况，从而使朗肯循环的发电效率达到40%。对于槽式太阳能热发电系统，管道多为平面布置，需要使用隔热和伴随加热的方法来防止熔融盐液传热介质的冻结。塔式太阳能热发电系统的管网绝大部分是竖直布置在塔内，管内的传热介质容易排出，解决了防冻问题，且其工作温度比槽式系统高，因此双罐蓄热系统相对于塔式系统是比较好的选择。双罐蓄热系统中冷罐和热罐分别单独放置，技术风险低，是目前比较常用的大规模太阳能热发电蓄热方法。但是双罐系统存在需要较多的传热蓄热介质和高维护费用等缺点。

1996年Solar Two在Solar One的基础上于美国的加利福尼亚州建成，其发电功率为10MW，系统采用双罐直接蓄热系统。传热蓄热介质为二元熔盐，工作温度范围为290～565℃，总的蓄热能力达到105MW·h，在没有太阳辐射能的情况下可继续供汽轮机满负荷运行3h。太阳能转化为电能的平均效率为19%。蓄热罐为圆柱形罐体，冷罐由碳钢制成，直径为11.4m。热罐由不锈钢制成，直径也为11.4m，两个熔盐罐可存放150万吨熔盐。系统工作时，冷罐内的熔盐经熔盐泵被输送到高塔上的吸热器内接收来自太阳的辐射能，熔盐吸热升温后进入热罐，热罐熔盐流经蒸汽发生器，加热冷却水产生蒸汽，驱动传统汽轮机发电，换热降温后的熔盐流回冷罐，完成一个循环。由于熔盐同时作为传热介质和蓄热介质，中间没有热交换器，大大节省了投资费用。

Solar Tres是2008年西班牙在Solar one和Solar Two的技术基础上建立的第一个商业化的塔式太阳能热发电系统，其发电和蓄热原理与Solar Two相同。发电功率为15MW，熔盐罐的蓄热能力达到600MW·h，可连续供汽轮机满负荷运行15h。Andasol I是西班牙建的槽式太阳能热发电系统，采用双罐间接蓄热系统，换热流体只沿着冷罐和热罐之间流动。不经过太阳能镜场。系统传热介质为过热水蒸气，蓄热介质为二元熔盐，通过换热器进行热量交换。蓄热冷罐熔盐温度为291℃，热罐熔盐温度为384℃，系统蓄热能力达到1010MW·h，可连续供汽轮机满负荷发电7.5h。太阳能转化为电能的平均效率为14.7%。

（5）单罐蓄热系统

单罐蓄热系统是指作为蓄热介质的冷流体和热流体都储存在一个单罐中，在蓄热或放热过程中，冷流体和热流体会相互接触，在接触区域形成一个温度斜温层，而当换热过程结束后，单罐中的流体温度维持相同。系统蓄放热过程时冷流体在罐的底部被低温泵抽出，经过外部换热器加热后由罐的顶部进入罐内或者热流体在罐的顶部被高温泵抽出，经过外部换热器冷却后由罐的底部进入罐内。换热过程中在罐的中间会存在一个温度梯度很大的自然分层，使得斜温层以上流体保持高温，斜温层以下的流体保持低温，随着换热过程的进行，斜温层会上下移动，抽出的流体能够保持恒温。为了缩短斜温层的距离，防止冷热流体对流混合，增加蓄热量，一般会在罐内填充石英岩或石英砂等材料来增加斜温层的效应。单罐蓄热系统的好处是投资费用比双罐蓄热系统节省了约35%，但注入和出料结构比较复杂，冷热流体的导热和对流作用使真正实现温度分层具有一定困难。同时，涉及到大温差斜温层的流动和换热特性规律，各种物性参数、结构参数与操作参数的匹配与优化是非常复杂的问题。

1982年，美国能源部在加利福尼亚州建立的Solar One塔式太阳能热发电站采用单罐间接式蓄热系统，其中换热流体为高温蒸汽，温度范围为218～302℃，蓄热能力为182MW·h。罐内装有6170t砂石和906m³的Caloria型导热油。由于导热油最高温度的限制，发电循环的效率只有21%。为了满足热发电站运行温度越来越高的要求，必须提高蓄热系统的工作温度。

James E、Paeheeo等人对熔盐作为蓄热介质的单罐槽式太阳能热发电站进行了分析研究，对斜温层系统进行了理论模拟计算。其中单罐高为16m，直径为34.3m，蓄热能力为688MW·h，对17种矿物质材料作为填充材料进行了比较分析，并且建立了一个2.3MWh蓄热能力的实验装置，结果表明熔盐斜温层单罐蓄热系统是一个可行的蓄热方法。东莞理工学院提出了一种新型熔融盐高温斜温层混合蓄热系统（＞200℃），与现有蓄热系统相比，提高了单位体积的蓄热容量，简化了熔融盐的注入和出料结构，研究了熔融盐、多孔介质孔隙结构以及工况参数对多孔介质中熔融盐传热与流动的影响规律，建立了熔融盐壳管式相变换热器的同心套管模型，分析了内管流体进口温度与相变材料的熔点等参数对液相率与熔化时间的影响。

（6）蒸汽蓄热系统

在太阳能热发电系统中，太阳的辐射热量最终都是通过换热产生高温高压的水蒸气用来发电，如果用水直接作为传热和蓄热介质，那么就成为一种直接蒸汽发电系统。以水作为吸热器与蓄热器的传热介质，具有热导率高、无毒、无腐蚀、易于运输和比热容大等优点。由于没有中间换热器和中间介质，系统结构简单。但直接蒸汽发电系统中水蒸气在高温时有高压问题，水蒸气的临界压力为22.129MPa，临界温度为374.15℃，当水的温度高于临界温度时，都是过热蒸汽，高温下水蒸气通常处于超临界状态，压力特别高，对热传输系统的耐压提出了非常高的要求，增加了设备投资与运行成本。为此，在系统中加入了蒸汽蓄热器，可以把多余的水蒸气变成体积热容较大的水来储存热量，同时还可以保持系统压力稳定在工作范围之内。

蒸汽蓄热器的工作原理是将多余的蒸汽通入到装有水的高压容器中，使水被加热后变成一定压力的饱和水；当重新需要蒸汽时，容器内的压力下降，饱和水变成蒸汽。而容器中的水既是蒸汽和水进行热交换的传热介质，又是储存热能的载体。

直接蒸汽发电系统是最有希望减少成本的方法之一，而蒸汽蓄热器通过多余的能量储存为热发电系统的稳定运行提供了保证，避免了太阳辐射能量的波动而引起的系统瞬时热应力的巨大变化。蒸汽蓄热系统不仅具有较少的反应时间、较高的放热速率，同时还可以作为相分离器、换热器或者与其他显热及潜热材料相结合来储存热量。

在我国由国家发展改革委员会、科技部、中国科学院和北京市政府共同资助的863重点项目“1MW塔式太阳能热发电技术及系统示范”，也采用了塔式蒸汽方案，目前，该项目正在紧张进行中。

1981年，美国等9个国家在西班牙的Tabemas-k试验基地建成了一座槽形抛物面太阳能发电装置，该项目称为小型太阳发电系统/分散式集热系统（SSPS/SC），采用矿物油作为传热和蓄热介质，验证了太阳能发电以及高温显热蓄热的可行性，为以后建设的太阳能热发电站蓄热系统运行提供了大量的宝贵数据。

SEGS-I热发电站为槽式太阳能热发电站，采用Caloria矿物油作为传热和蓄热介质，该矿物油在常压、温度低于315℃的条件下为液态。工作时，冷油罐内的合成油经泵输送到太阳能收集场中，经吸热器加热，温度从175℃升高至295℃，进入热油罐；放热时，则热油罐内的高温油流过蒸汽发生器加热冷却水生成饱和蒸汽后温度降低后回到冷油罐。两个油罐的容量为850000USgal^[4]，可为3h透平全负荷提供足够的能量储存。

在以后SEGS热发电站中，为满足更高电站运行温度的要求，使用了TherminolVP1合成油作为传热介质，此种油的使用温度可以达到400℃左右，不过却给蓄热带来了如下一系列问题：

1）TherminolVP1合成油的价格非常高，采用SEGS-I热发电站中的双油罐式蓄热非常不经济。

2）合成油在高温时的蒸汽压力非常大，使用其作为蓄热介质需要特殊的压力阀等设备，同样存在很大的困难。

Solar One蓄热系统具有以下三个特点：

1）采用碎石和沙等价格低廉的填充材料来代替昂贵的合成油，使蓄热系统成本大大降低，这也为未来太阳能热发电站蓄热系统降低成本提供了一个非常有效的方法。

2）采用斜温层罐蓄热，与采用冷、热两个罐的方案相比较，省却了一个罐的费用，使得蓄热成本大大降低。不过由于斜温层罐是根据冷、热流体温度不同则密度不同的原理，在罐中建立温跃层，而由于流体的导热和对流作用，使得真正实现温度分层具有一定困难。

3）Solar One仍是采用换热流体作为蓄热材料，因此蓄热温度依旧很低。

为了满足热发电站运行温度越来越高的要求，必须提高蓄热系统的工作温度，而熔盐由于成本低、使用温度高以及在高温时蒸汽压力非常低等优点，成为良好的高温蓄热材料。

1981年，欧共体在意大利西西里的Adrano附近建成了Eurelios塔式太阳能热发电站，该热发电站采用Hitec熔盐（7%NaNO₃+53%KNO₃+40%NaNO₂）作为蓄热材料，不过由于蓄热、传热系统设计不完善，于1984年关闭。

1983年，西班牙的CESA-1热发电站运行并发电，该热发电站同样采用Hitee作为蓄热介质，经过短期运行，为熔盐蓄热提供了大量高质量的资料。Eurelios和CESA-1都是采用双工质蓄热，虽然热发电站能达到预期的设计性能，但是采用双工质蓄热也存在一些问题：

1）换热环节比较多，导致在充、放热的过程中，蓄热材料温度降低，因此导致整个系统的工作温度也随之降低。

2）在充、放热的过程中，传热介质和蓄热材料没有直接的接触，两者之间通过换热器进行换热，因此导致换热效率比较低，特别是当蓄热介质为固体材料时，效果尤为明显。而采用单工质蓄热，即熔盐起着传热和蓄热的双重作用，则解决了以上问题。

1984年，在美国新墨西哥州Albuquerque建立了750kW的熔盐发电试验装置（MESS），采用硝酸盐作为传热和蓄热介质，并使用两个蓄热罐，该试验电站的运行验证了单工质熔盐蓄热系统的技术可行性和灵活性。

1996年，在吸收以往熔盐实验的基础上，Solar Two太阳能试验电站在美国加利福尼亚的Mojavc建成。作为传热和蓄热介质，此熔盐在220℃时开始熔化、在600℃以下热性能稳定。蓄热系统由一个直径为11.6m、高为7.8m的冷盐罐和一个直径为11.6m、高为8.4m的热盐罐组成，两个盐罐可存放熔盐150万吨，蓄热能力为105MW·h，可供汽轮机满负荷运行3h。系统工作时，冷盐罐内的熔盐经熔盐泵被输送到高塔上的吸热器内，吸热升温后进入热盐罐；同时，高温熔盐从热盐罐流经蒸汽发生器，加热冷却水产生蒸汽，驱动汽轮机运行，而熔盐温度降低后则流回冷盐罐。

Solar Two塔式试验电站蓄热系统从1996年一直运行到1999年结束，一直未出现大的操作问题，为目前最成熟的熔盐蓄热系统。

（7）其他方法

德国DLR正在研制一种单罐蓄热新方法，其原理为利用可活动的机械壁面把一个罐分为两部分，分别储存高温熔盐和低温熔盐。在蓄热过程中，经过换热器或者吸热器升温后的熔盐进入单罐的高温部分，使得高温熔盐体积增加，推动分隔壁面移动使低温熔盐流出蓄热罐，使得低温熔盐的体积减少，但整个蓄热单罐的熔盐体积保持不变，放热过程与蓄热过程原理相同。此方法的好处是减少了一个单罐的投资费用，由于单罐间采用了分隔界面使得冷热熔盐的热损失比斜温层单罐蓄热要少，同时其结构和控制过程都比斜温层单罐蓄热简单，但其实际应用可行性需要得到更深入的研究。DLR还应用流化床的概念研制了一种蓄热方法，其原理为来自塔式吸热器的高温空气与流动的沙子进行充分的换热，高温空气中的大部分热量可以传递给沙子，升温后的沙子可以储存在热罐中，需要的时候与水进行换热产生高温水蒸气用来发电，降温后的沙子回到冷罐完成一个循环。

（8）熔融盐蓄热技术的进展及存在的问题

不管是槽式太阳能热发电还是塔式热发电，熔融盐传热蓄热技术都是一种先进的传热蓄热技术，它对于提高系统发电效率，提高系统发电稳定性和可靠性具有重要意义。而且熔融盐传热蓄热技术已在太阳能2号和意大利ENEA工程中得到成功应用。因此熔融盐传热蓄熟技术是一种很有前途的太阳能高温热发电技术。

熔盐传热蓄热系统一般由熔融盐吸热器、冷盐罐、热盐罐、预热器、蒸汽发生器、蒸汽过热器等组成。在熔盐传热蓄热系统中由四个换热器组成，这四个换热器性能的好坏，是否匹配，直接关系到整个系统性能的高低。因此进行熔盐对流传热研究，掌握熔盐的传热规律，对于熔盐传热蓄热系统的设计和优化，具有非常重要的现实意义。

尽管国外已有熔盐传热蓄热的试验系统或试验电站，但国外对熔盐传热规律的研究还是非常缺乏。熔融盐温度高、熔点高、腐蚀性大，由此带来燃烧、爆炸、冻堵等一系列安全问题，因此截止目前在世界上还没有一所高校建立熔融盐试验系统。进行此项研究的一般是像美国国家太阳能实验室、意大利新技术能源与环境国家研究局等国家级科研机构，但他们的研究也主要集中在熔融盐系统可靠稳定运行上，例如如何防止冻堵、如何捧盐、如何电加热、熔盐泵的研究、熔盐系统热效率的研究、熔盐热物性等，还未见有对高温混合熔盐传热规律进行系统深入研究的报道。目前只在Sadia国家实验室发布的一份《太阳能2号电站的最后测试报告》中对熔盐预热器、熔盐蒸汽发生器和熔盐过热器的总换热系数进行了报道。