我国能源消费结构中，以煤炭、石油为主的化石燃料占比超过80%，由此带来的环境问题十分严峻。为了解决环境问题，政府积极淘汰落后产能，不断发展清洁能源技术。太阳能光热技术正是一种可替代常规化石燃料且环境友好的新能源技术。

光热发电所需太阳能资源评价采用法向直射辐射强度（direct normal irradiance，DNI）^［1］。DNI＞1 600 kW·h·m⁻²·a⁻¹（～4.4 kW·h·m⁻²·d⁻¹）的地区建设太阳能光热电站具有经济效益；DNI＞1 800 kW·h·m⁻²·a⁻¹（～5 kW·h·m⁻²·d⁻¹）的地区具有良好的太阳资源条件。我国DNI≥5 kW·h·m⁻²·d⁻¹、坡度≤3%的太阳能光热发电可装机潜力约16 000 GW，与美国接近，其中DNI≥7 kW·h·m⁻²·d⁻¹的装机潜力约1 400 GW。以年发电量来讲，我国潜在太阳能光热发电潜力为42 000 TW·h·a^−1［2］。

1 政策及示范项目

我国光热资源虽然丰富，但相关研究起步较晚。为促进光热技术发展，政府公布的《中国可再生能源发展路线图2050》^［3］中明确了太阳能光热技术发展的路线图。根据路线图，按基本情景预测，2020年光热发电装机容量可达500万kW，2030年可达3 000万kW，2050年可达1.8亿kW^［3］。在技术路线方面，2015—2020年，主要是工程试点示范阶段，积累系统集成经验；2020—2030年，进入规模发展阶段；2030年以后，进入大规模发展阶段^［3］。

2016年国家发展与改革委员会核定全国统一的太阳能热发电（含4 h以上储热功能）标杆上网电价为1.15元·（kW·h）⁻¹，并且明确该电价仅适用于纳入国家能源局2016年组织实施的、且在2018年底前全部投运的示范项目^［4］。同年，国家能源局又公布了首批20个光热发电示范项目，总装机容量达134.9万kW，包括9个塔式电站、7个槽式电站和4个菲涅尔电站^［5］。

根据示范项目实际进度，2018年国家能源局下发通知。该通知中明确建立电价退坡机制、内容调整机制、项目退出机制和失信惩戒等制度^［6］。截至2018年底，共有3大项目（合200 MW）建成并网，仍在建设的有350 MW，建设终止的有50 MW，尚未全面启动的有749 MW^［7］。首批光热示范项目整体进度未及预期。

2 光热发电技术特点及现状

太阳能光热技术特指聚焦式光热发电技术（concentrating solar power，CSP），即通过反射镜将太阳光汇集，直接或间接产生高品质蒸汽，并推动动力系统做功发电。按聚焦方式的不同可分为碟式、槽式、线性菲涅尔和塔式光热技术。

2.1 碟式光热技术

图1为碟式光热技术示意图。该技术采用点聚焦方式，通过旋转抛物面将太阳光汇聚于一点。该技术具有聚光倍数高（可达3 000以上）、聚光温度高（750～1 500 ℃）的特点。通常采用斯特林机直接发电，具有较高发电效率（可达32%）^［8］。

该技术单碟功率通常不大，可单机标准化生产，具有寿命长、综合效率高、运行灵活性强等特点。发电成本不依赖工程规模，适合边远地区离网发电^［9］。但该系统单机规模受到限制，规模化造价昂贵，储能也有困难，目前基本处于研究试运阶段。

2.2 槽式光热技术

图2为槽式光热技术示意图。该技术采用线聚焦方式，通过槽式抛物面把光线汇聚于焦线，焦线上的集热管吸收太阳能。槽式光热技术聚光倍数通常小于100，集热管内工质温度一般不超过400 ℃，常用导热油作为吸热工质^［10］。

槽式光热技术成熟，在国内外已建成的光热项目中数量最多。最著名的是美国加州SEGS系列电站（共9座，总容量354 MW^［11］）和美国Solana 电站（280 MW，全球槽式单机容量最大电站^［12］）。

槽式光热技术（导热油为工质）受较低参数的限制，其光电效率比碟式和塔式的低。虽然如此，槽式技术也在不断寻求创新，例如直接采用熔盐为吸热和储热工质的示范回路在国内（200 kW，甘肃阿克塞熔盐槽式试验平台）^［13］和国外（意大利西西里岛熔盐槽式示范项目）都已建成。同时，示范项目中有2个槽式电站（金钒甘肃阿克塞50 MW和中阳河北张家口64 MW）采用熔盐槽式路线。熔盐工质的采用有助于简化热力回路，提高系统参数及效率。规模化熔盐槽式电厂若运行成功，可极大提高该技术的竞争力。

2.3 线性菲涅尔光热技术

图3为线性菲涅尔光热技术示意图。该技术由槽式技术衍生而来，采用并列布置的长条形反射镜，把太阳光反射到焦线并加热集热管内工质。相当于把槽式反射面分割成长条形并展开成平面，直接安装在地面上。这样可以使焦线上的吸热器固定安装，不再跟随反射镜旋转，增加了系统可靠性，同时也极大地降低了反射镜的加工难度和成本。

线性菲涅尔技术研发起步较晚，现阶段整体效率不高，国外已建成的电厂容量远低于槽式和塔式。传统菲涅尔技术以水为吸热工质。全球目前已建成的两大商业化菲涅尔电站分别为西班牙Puerto Errado2 30 MW电站^［14］和印度信实电力100 MW电站^［15］。

示范项目中包含4个菲涅尔电站，吸热工质涵盖水、导热油和熔盐。截至2018年底，其中3个项目均未能如期开建。但以熔盐为工质的大成甘肃敦煌50 MW项目依然在列，为今后对以熔盐为工质的塔式、槽式和线性菲涅尔电站的实际运行情况进行对比提供了可能。

2.4 塔式光热技术

图4为塔式光热技术示意图。该技术利用定日镜将太阳光聚集在中心吸热塔的吸热器上，聚光倍数可达到500～1 000，具有聚光倍数高、蒸汽参数高和发电效率高等特点，特别适合大规模和大容量的商业化应用。

国外塔式光热电站主要有：西班牙GemaSolar电站（20 MW，全球首个可24 h持续发电熔盐工质电站）、美国Ivanpah电站（392 MW，3个塔式水工质电站构成，全球最大规模光热电站）、美国Crescent Dunes电站（110 MW，全球首个百MW级塔式熔盐电站^［16］）和摩洛哥NOOR 3电站（150 MW，全球最大单机容量塔式光热电站^［17］）。

北京延庆1 MW塔式水工质实验示范电站是我国首座自主研发、设计和建造的MW级塔式光热电站^［18］。2013年投运的中控德令哈2 × 5 MW水工质示范电站（见图5）是我国首套投入商业运行的光热电站。该项目具有完整自主知识产权，批复上网电价1.2元·（kW·h）⁻¹。2016年又完成了#1塔的熔盐回路改造[见图5（a）]并带2 h储热，验证了塔式熔盐技术^［19-20］。首航敦煌一期10 MW塔式熔盐电站是全球第三座、亚洲第一座实现24 h连续发电的光热电站^［21］。

2.5 吸热工质

吸热工质通常包括导热油、水和熔盐。导热油在槽式中应用最广；水主要应用在塔式和线性菲涅尔技术中；熔盐在塔式中应用居多，并逐渐向槽式和线性菲涅尔方向扩展。导热油在工业上应用广泛，但较低的工作温度（＜400 ℃）制约了其在光热领域的应用。

图6为早期的水工质塔式光热发电系统。该技术回路简单，技术相对成熟且成本较低，但也存在工作压力高和储热困难等问题。

在高温熔融状态下，熔盐具有性质稳定、液相范围宽、储热能力强和成本低廉等优势，是现阶段应用最广的储热工质。虽然熔盐凝固点高，但可通过管路伴热等方式加以解决。

3 塔式熔盐光热电站

综合考虑光热效率、工质特性、储热能力和可规模化商业运行等诸多因素，以熔盐作为吸热和储热工质的塔式热发电技术是最具市场潜力的技术路线。

采用塔式技术和熔盐吸热储热技术相结合，使塔式熔盐光热电站具备光热效率高、可24 h连续发电以及可规模化商业运行的综合优势。

3.1 系统组成

图7为塔式熔盐热发电系统。该系统由三部分组成：定日镜场、熔盐系统和动力发电系统。其中熔盐系统又可分为吸热系统、储热系统和蒸汽发生系统。

定日镜将太阳光汇聚在吸热器上，冷盐泵将290 ℃冷盐从冷盐罐输送至塔顶吸热器，冷盐吸热后成为565 ℃热盐，之后热盐再通过重力作用下塔并存储于热盐罐中。

吸热器白天工作时，热盐通过热盐泵输送至蒸汽发生系统与水/水蒸汽换热，产生高温高压过热蒸汽用于发电。放热后的冷盐再回到冷盐罐中，完成整个熔盐循环。常规水/水蒸汽循环发生在蒸汽发生系统和动力发电系统之间，此处不再赘述。

为满足夜间吸热系统停机状态下的电负荷需求，白天时吸热器中熔盐的吸热负荷要大于蒸汽发生系统中的放热负荷。这样就会有富余的热盐逐渐在热盐罐中积累，用于夜间循环发电，这便是储热过程。夜间机组发电小时数越多，白天需求的热盐储存量就越大，冷、热盐罐的容积也就越大。

3.2 技术特点

塔式熔盐热发电系统与常规热力系统的区别主要体现在：熔盐在吸热系统和储热系统中的应用，以及由此带来的系统结构和运行等方面的特殊性。

（1）熔盐工质

光热发电系统应用的主要是二元熔盐，由质量分数分别为60%、40%的NaNO₃和KNO₃组成，通常称为太阳盐（solar salt）。该盐凝固点为220 ℃，最高耐温620 ℃，实际运行温度为290～565 ℃。由于凝固点高，为防止局部流动死点或停机期间出现冻盐，需要对所有熔盐工质管道、阀门和设备等进行伴热保温，并对温度进行监控。

（2）吸热器

常规锅炉受热面与烟气（除水冷壁外）为对流换热，换热管四周换热；而塔式吸热管是受光面单侧辐射换热（见图8），换热面积不及管周的一半，受光侧和背光侧壁温差可高达数百度^［22］。同时，吸热系统为日启停运行模式，对吸热管承受温差应力、热膨胀应力和低周疲劳等方面的能力提出了更高要求。

吸热器安装在数百米高塔上，因此在设计中要尽量减小吸热器重量和尺寸，以节约项目材料和安装成本。故吸热管的设计热流密度远比常规锅炉大，管壁也更薄。再考虑到熔盐的腐蚀特性，所以吸热管普遍采用的是进口镍基合金材料。进口镍基合金材料定货周期较长，是影响项目进度的关键因素之一。

（3）熔盐阀门

熔盐凝固点高，使系统存在冻盐风险，特别是阀门，如果设计结构有缺陷就会在停机疏盐时无法疏尽而发生冻盐，从而影响整个系统的再次启动。锅炉中常用的闸阀就由于存在无法避免的积盐结构，在熔盐系统中几乎不使用，而通常采用三偏心蝶阀代替。熔盐系统中有良好应用业绩的三偏心蝶阀品牌全部为进口，价格十分昂贵。

（4）熔盐储罐

熔盐储罐是储存冷热熔盐工质的容器，尺寸大，需要现场分段焊接完成。现场制造质量直接影响储罐的可靠性，出现问题后处理难度大，耗时长。

（5）施工周期

图9为50 MW塔式光热电站水泥吸热塔，其高度约200 m。从结构和成本角度考虑，采用水泥塔更优。水泥塔是整个吸热系统的基础。水泥塔完工后，塔顶和塔内设备才能依次安装。示范项目多位于北方，这些地区一年中适于工程建设的时间较短。冬季时间长、平均气温低，塔顶高空作业难度极大。充分预估施工难度、合理制定施工计划是确保项目顺利推进的前提。

3.3 运行风险

2016年Crescent Dunes电站发生一起熔盐罐泄露事故，导致该电站自2016年10月起开始停运。直至2017年7月才正式恢复运行，停运时间长达8个月^［23］。2017年GemaSolar电站也因熔盐储罐发生事故导致电站停运数月，这也是该电站第三次发生此类事故^［24］。

除此之外，管道冻盐、阀门泄漏等故障也时有发生，可能造成吸热管在低周疲劳下发生涨粗甚至爆管。图10是某熔盐吸热器启动时的红外热像图。由图中可见，几根吸热管温度较高。这是停机疏盐不畅发生冻盐，系统再次启动后吸热管壁温偏高的典型现象。通常，冻盐可在高温缓慢加热条件下逐渐熔化而使系统恢复正常工作；但如果发生爆管，系统将被迫停运。

4 光热发电成本

2017年9月，ACWA Power与上海电气的联合体以7.3美分·（kW·h）⁻¹[约0.48元·（kW·h）⁻¹]的最低价斩获了迪拜Mohammed bin Rashid Al Maktoum太阳能园区第四阶段的700 MW光热发电项目，成功刷新迪拜光热发电项目最低电价记录^［26］。

国内光热发电尚处于起步阶段，成本远高于常规电厂。未来随着示范项目投运成功，光热项目规模化和大型化后，成本有望和国际市场持平。

5 结束语

我国太阳能光热资源丰富，未来市场潜力巨大，是未来化石燃料的重要替代能源之一。本文在对光热发电技术特点和国内外现状进行介绍的基础上指出：塔式熔盐吸热加储热系统是最具前景的光热发电技术。该技术可实现规模化商业运行，并可24 h连续可调节发电。但熔盐工质的高凝固点带来的潜在风险也应重点关注。屡创新低的国际光热电价给国内光热发电成本的降低带来了希望。示范项目的投运验证，有望使成本快速降低。