国际主要槽式太阳能热发电站介绍河海大学南京中材天成新能源有限公司.安翠翠张耀明王军刘德有郭苏摘要:本文对国际上槽式太阳能热发电系统进行了归纳;介绍了几座具有代表性的系统，详细说明了其参数、现状;并跟踪了正在建设的几座槽式系统。

关键词:太阳能;槽式;热发电虽然世界各国研究太阳能热发电技术已有很多年，但目前只有槽式太阳热电站实现了商业化示范运行，本文较为详细地介绍了世界各国槽式太阳能热发电的发展情况。

一、槽式太阳能热电系统简介槽式太阳能热发电系统的工作原理是:采用只向一个方向弯曲的抛物面槽形镜面集热器将太阳光聚焦到位于焦线的中心管上，使管内的传热工质(油或水)加热至350~390 ℃，然后被加热的传热介质经热交换器产生过热蒸汽，过热蒸汽推动常规汽轮发电机发电。

从20世纪80年代初开始各国就积极发展槽式太阳能热发电技术，美国、西欧、以色列、日本发展较快，表1列出了已建、在建的槽式太阳能热电站。

二、实践应用1 SEGS系统20世纪80年代早期，美国由于能源危机致使石油价格猛涨，开始寻找替代能源，美国鲁兹(LUZ)公司在1985~1991年的短短七年间，投资12亿美元，共建造了9座槽式太阳热发电系统(SEGS I-SEGSIX )，总装机容量达354MWe，至今仍在运行。

9座电站到2003年年发电总量见图1。

太阳能集热装置是槽式太阳能热发电系统的重要组成部分，LUZ公司分别开发了3种太阳能集热装置LS-I , LS-2和LS-3，并在SEGS I-SEGS IX上应用，从而大大降低了电站的运行费用。

LS-I和LS-2集热器，由带铬黑表面的不锈钢管和抽真空的玻璃外套构成，铬黑表面的吸收率为0.94，在300℃时反射率为0.240。

LS-3采用的是不锈钢管外表面涂覆有光谱选择性吸收涂层，太阳光吸收率为0.96，在350℃时的反射率为0.19。

三种太阳能集热装置的参数及应用情况详见表2。

2005年，除SEGS I和SEGS II外，其余7座电站均被FPL能源公司及SOLEL 接手。

SEGS III-SEGS IX七座电站采用天然气混合电站形式，其中天然气贡献25%电量，在夜间能工作较长时间，在阴天也能满足电网需求。

FPL也开始应用上述混合系统，其名下电站发电量成为美国电站之最。

SEGS所发电量均卖给了加利福尼亚南部电网公司，该协议从20世纪80年代起就由LUZ公司签订。

电站的很多改进工作也在进行中:①由于集热器装配所花费的费用占系统总费用的很大一部分，所以改进系统支撑结构已受到很大关注。

目前已建造了一种使用铝制骨架的新型支架结构，该支架质量轻，制造简单，抗腐蚀性好，安装容易且费用低。

该技术的关键在于设计结构时考虑了极限公差和结构承载力，从而保障了镜面的精确对焦，另外抗大风性能也是该结构的一个重要考虑方面(图2);②集热器方面也在尝试新的技术，一种由SCHOTT公司生产的新型集热管将应用于SEGS电站;③太阳能技术商业化公司开发了一套集热器系统用于监测集热器装置的反射性能，结果显示该系统重量轻，花费低，且集热性能非常好;④反射部分包括单独的集热装置和用来支撑镜面的钢结构，改进该部分的目的是减小镜面厚度，提高玻璃与金属封接的可靠性;在镜面上加涂层的目的是为改善镜面性能，开发一种新型的质量较轻的复合集热装置;⑤除此以外，用球形阀取代金属软管可使热油管中的压力降减少50%，在可以减少电能损失的同时提高系统安全性。

随着技术的不断改进，电站建造费用不断降低，由原来的SEGS I的4500美元/kW降低到SEGSⅧ的2650美元/kW , SEGS电站未来发展规划具体见表3。

2 DISS系统DISS系统是一项完全用于研发的工程，目的是发展一种新的槽式太阳能热发电系统，并将在该新型系统中应用改进的抛物线形槽式集热器单元和DSG技术，从而提高效率，减少工程投资。

DISS项目(图3)共分为两个阶段，1996~1998年11月为第一阶段，1998年12月~2001年8月是第二阶段。

该系统共有4组抛物面型槽式模块，每个抛物面镜的开口为5.76m，长度为12m;有11个太阳能集热器单元，总长度为550m，太阳光跟踪装置为南-北放置，跟踪轴倾斜角分别为0°, 2°, 4°, 6°, 8°，集热管内外直径分别为50mm, 70mm，一次通过单元内的水流量为1 kg/s，最大进出口温度400℃、压力10MPa。

DISS系统在运行和维护方面的情况如下:系统管道总长大于2400m，钢结构总重大于26吨;系统使用开环太阳跟踪系统，跟踪误差非常小（<4mrad）;绝热及集热管布置形式的改变使得电站启动时间减少了50%。

至2005年，DISS系统的模块在lOMPa, 6MPa, 3MPa情况下过热蒸汽温度均为390℃，DISS系统已证明DSG 技术在真实光照情况下运行和应用于商业电站的可行性，该电站也证明了集热管水平放置时DSG技术的可行性。

3 Andasol一1和Andasol-2系统于2006年6月19日在西班牙南部KramerJunctiong省开工，该地辐射量为2201kWh/m2·a，太阳能场面积为510.12m2，装机容量均为50MW，储热介质为熔融盐，所储热能可提供9小时满负荷工作，净发电量均为179.1 GWh/a，每年产生的热能为594312MWh/a,蒸汽轮机的效率为38%，满负荷工作为3630h/a，两座电站总投资5.2亿欧元。

该系统中所应用的集热管是SKAL-ET150，其焦距为1.71m，焦点之间的平均距离为2.12m，集热元件(HCE)吸收装置半径为3.5cm, HCE长度为4m，口径宽度为5.77m,面积为817.5m2，集热器长度为148.5m，聚光集热单元(SCE)数量为12个，集热管数量为36根，总的光学效率为78%，集热器单元排与排之间距离为17.2m。

由于该电站所在地光照情况很好，Andasol电站每年可以工作1900 ~ 4400小时，根据所选择的太阳能场面积和储热能力，每年可以向电网提供94~210GWh的电量。

工程现场图见图4~7。

4 SOLAER-ONE2007年美国将在内达华州建造一座装机容量为64MW的槽式太阳能热发电站SOLAER-ONE，该电站将采纳其它电站的技术优势来提高效率和可靠性。

通过改善装置电站只需2%的天然气作为辅助能源，而SEGS中却使用了25%的辅助能源;电站中用于支撑抛物线形镜面的支架换成了质量较轻的铝质，这种结构节省了建造费用，而且也更容易装配。

该电站占地面积357.2m2, 30分钟储热，无热存储装置，年发电量可以满足4万户居民用电。

在SOLAER-ONE电站中共用了19300根SHOTT公司生产的新型集热管PTR70(图8).SHOTT公司对这种集热管进行了如下改革:①重新设计了集热管的波纹管和封接方式，使管子的有效面积提高到96%;②采用新型吸收涂层，吸收率达到95%，发射率小于14%;③改善玻璃-金属封接方式，不会因管内外膨胀系数不同而导致管子失效;④采用与金属具有同样膨胀系数的玻璃，适应内华达州巨大的昼夜温差，减少了维护和部件更换次数。

试验表明PTR70的效率较以往类型提高了2%.太阳能热利用专家认为，该电站的发电成本将在9~15美分/kWh之间。

一份由世界可再生能源实验室发出的报告称:槽式太阳能热发电系统的发电成本到2020年将降至4.3~6.2美分/kWh，完全有能力与传统能源相抗衡。

5 THESEUS1997年在希腊克里达岛建造了欧洲第一座大装机容量的槽式太阳能电站，从电站设计到真正运行经历了四年的时间。

电站装机容量50MW，占地面积30万m2。

电站采用液化石油气作为辅助能源，发电部分采用了传统的朗肯循环。

汽轮机可在太阳能单独工作、辅助能源单独或混合三种情况下发电。

该电站使用的是曾经应用于80MW SEGS电站上的LS-3集热器，并在后几年进行了很大改造。

电站工作系统图见图9.三、槽式太阳能热电系统发展情况槽式太阳能电站具有广阔的发展前景，世界各地都在开发建设该类型的电站，目前在建及计划建设的电站见表4.四、结语在三种太阳能热利用系统中，槽式太阳能热发电系统是唯一可以实现商业化运作的系统，投资成本相对较低，可以在白天用电高峰期提供很稳定的电能，而且在该系统中应用DSG技术的可行性也已得到证实。

槽式太阳能热发电系统的发展必将具有十分广阔的前景。

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