写在前面的话：
本文的初衷是以客观的阐述，让读者尽可能对太阳能热发电技术，以及槽式和塔式这两种技术路线有更全面清晰的了解。
一、太阳能热发电技术简介
太阳能热发电是将太阳能转换为热能，通过热功转换过程发电的系统。
根据收集太阳光装置的不同，太阳能热发电一般分为槽式、塔式、线性菲涅尔式，以及碟式-斯特林等技术路线。其中，塔式和碟式属于点聚焦技术，槽式和线性菲涅尔式属于线聚焦技术。
四种太阳能热发电技术形式具有不同的聚光比。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；一般来讲，聚光比越大，太阳能热发电系统的集热温度就越高，系统发电效率也就越高。
从目前应用的技术来说，碟式-斯特林太阳能热发电的聚光比最高，在600~3000之间，塔式太阳能热发电的聚光比300~1000之间，线性菲涅尔式太阳能热发电的聚光比在150以下，抛物面槽式太阳能热发电的聚光比在100以下。
目前，除了碟式—斯特林技术外，其他三种太阳能热发电技术路线国内外都有商业化运行的电站。
根据国家太阳能光热产业技术创新战略联盟（简称“太阳能光热联盟”）发布的《中国太阳能热发电行业蓝皮书2021》，在全球主要国家和地区投运的太阳能热发电项目中，槽式技术路线占比约 76%，塔式约 20%，线性菲涅尔技术（以下简称线菲）约 4%。而在我国已建成的太阳能热发电系统中，塔式技术路线占比约60%，槽式技术路线占比28%，线菲约占12%。
二、槽式和塔式技术路线对比
1、运行原理
以熔盐作为传热流体的塔式技术，以及以导热油作为传热流体的槽式技术都是当前主流的商业化应用较多的太阳能热发电技术路线。
熔盐塔式太阳能热发电系统主要由定日镜、吸热塔、吸热器、储热系统、蒸汽发生系统和汽轮发电机组等组成。
熔盐塔式电站的运行原理为：定日镜以吸热塔为中心，呈圆周状分布，通过对定日镜的方位角和高度角的调节控制，将太阳光汇聚到吸热塔顶部的吸热器上，液态的低温熔盐（一般为60％的硝酸钠和 40％的硝酸钾配比的混合物）通过冷盐泵驱动，流经塔顶吸热器吸收热量，温度升高至565℃，被加热的熔盐流入高温热盐罐中，高温熔盐与水换热后产生高温高压蒸汽，驱动汽轮发电机组发电。经过蒸汽发生器，放出热量的熔盐被送至低温储罐，再循环至塔顶的吸热器被加热。
图片来源：可胜技术
导热油槽式太阳能热发电系统主要由抛物面槽式集热器（槽式聚光器和吸热管共同组成）、换热储热系统、蒸汽发生系统和汽轮发电机组等单元组成。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。
图片来源：Solar Millenium
导热油槽式电站一般采用双回路模式：一回路为吸热回路，传热介质为导热油；二回路为水-蒸汽回路，工质为水。
聚光器通过单轴跟踪太阳，将投射在镜面的阳光反射聚焦至吸热管上，加热吸热管内的导热油，并通过导热油蒸汽发生器产生过热蒸汽，送至汽轮机发电机组做功发电。汽轮机出口的低温低压蒸汽经过凝汽器冷凝后，返回导热油蒸汽发生器重新吸热蒸发。经过导热油蒸汽发生器放热后的导热油返回至吸热管进行加热，形成封闭的导热油循环回路。当太阳辐照度较高时，可将一部分导热油的热量通过油盐换热器存储在熔盐罐中；当太阳辐照强度较弱时，提取储热罐中的热量汇合集热场的热量共同用于发电，以降低太阳能波动对汽机出力稳定性的影响。
2、运行温度
槽式太阳能热发电的聚光比一般在 100 以下，同时由于传热流体许用温度范围的限制，目前商业化运行的导热油槽式电站最高工作温度一般为 393℃。如果改用硅油或熔盐作为传热介质（硅油的许用温度上限高于导热油、下限低于零下40℃，运行压力与导热油相当，熔盐价格低廉、传热性良好，运行压力较低），槽式电站系统的运行温度可提升至430℃或550℃。
塔式太阳能热发电的聚光比300~1000 之间，采用熔盐为传热流体的塔式电站吸热器出口熔盐设计温度可达565℃。如果采用颗粒为传热介质，运行温度可达上千度。
3、运行模式
在熔盐塔式技术中，由于采用熔盐作为传热和储热的统一介质，运行模式简单。其集热储热与放热发电是两个互相独立的环节，两者无需同时进行，互不影响，互相解耦。
在集热储热时，低温熔盐在吸热器中被加热后流入高温储罐进行储存，完成集热储热环节；在发电时，高温熔盐通过热盐泵驱动，流经熔盐蒸汽发生系统释放热量产生高温高压蒸汽，驱动汽轮发电机组。熔盐放热后温度下降至 290℃，然后被送回至低温储罐存放，完成放热发电环节。
在常规的导热油槽式技术中，电站有9种运行模式，整体运行操作较塔式电站复杂。而且由于太阳能直接发电与储热系统单独放热发电时，汽轮机入口的主蒸汽温度不同，存在两个主蒸汽工况，因此汽轮机设计需要考虑两个主蒸汽设计工况，无形中增加了汽轮机的设计复杂度，也增加了汽轮机和电站的运行难度。
“但导热油槽式电站也能够进行解耦运行。”常州龙腾光热科技股份有限公司技术总监卢智恒博士表示。
“常规工艺流程的9种运行模式，通过解耦可以简化为6种。由槽式集热场收集的热量通过导热油循环、传热，全部换热给低温熔盐，低温熔盐吸热后温度升高，流入高温储罐进行储存，从而完成集热储热环节——这一步与常规流程中的太阳能单独充热运行模式类似；在发电时，高温熔盐通过热盐泵驱动，流经熔盐蒸汽发生系统释放热量产生高温高压蒸汽，驱动汽轮发电机组。熔盐放热后温度下降，返回至低温罐储存，从而完成放热发电环节——这一步与熔盐塔式中的放热发电环节类似。由此，新流程完成了集热储热与放热发电之间的解耦。
解耦运行以后，有以下优点：
1）简化电站运行模式，减少太阳能波动的影响，稳定最终的电能输出；
2）主蒸汽温度由原来的两个设计工况简化为一个设计工况（如采用硅油后，太阳→电的418℃与熔盐→电的406℃两 个设计工况简化为熔盐→电的412℃一个设计工况），从而简化汽机设计及运行；
3）降低对运行人员的技术要求，有利于槽式电站向整体全自动化运行方向发展。”
4、商业化起步时间
导热油槽式技术是全球最早商业化运行且实际运行性能已超过30年验证的技术。美国于1984年建成世界首座商业化槽式电站SEGS I号，容量14MW；随后又有6座30MW的SEGS 2~7号槽式电站陆续投运，1989-1990年又新增2座容量为80MW的SEGS 8~9号槽式电站，9座电站合计总容量354MW。其中，SEGS 1~2号槽式电站于2017年退役， SEGS 3~ 8号槽式光热电站于2021年退役，目前1990年投运的80MW SEGS 9号槽式电站仍在服役运行。全球首座配置熔盐储热的商业化导热油槽式电站，同时也是欧洲第一个槽式电站——Andasol 1号于2008年在西班牙投运，装机为50MW，储热时长7.5小时，其中熔盐用量为2.85万吨。
熔盐塔式技术方面，美国太阳II号（Solar Two）电站是全球首个采用熔盐作为吸热和储热介质的熔盐塔式热发电试验系统，储热时长3小时，它是由原来的太阳I号水蒸汽塔式热发电试验系统改造而成，其目的在于验证熔盐塔式技术的可行性，于1996年4月-1999年4月期间运行发电。全球首座以熔盐作为传热和储热介质的商业化熔盐塔式电站Gemasolar（也称Solar Tres太阳3号电站）于2011年6月在西班牙建成，装机容量20MW，储热时长15小时。2015年3月，全球首座百兆瓦级别的熔盐塔式电站Crescent Dunes新月沙丘电站在美国投运，装机容量110MW，储热时长10小时。
5、最大单机容量
目前，全球导热油槽式电站的最大单机容量为200MW，包括已投产的摩洛哥努奥2号以及正在建设的迪拜3座200MW槽式电站。2013年10月投产的美国Solana槽式电站装机容量为280MW ，它采用的是2×140MW的汽轮机组配置方案。
熔盐塔式电站全球单机容量最大的为摩洛哥努奥3号电站，装机容量为150MW。
6、对天气的适应性
阳光在大气中传播存在衰减现象，大气透射率与当地的天气及气候条件有着密不可分的联系。槽式光热电站的反射光程短，一般反射镜到吸热管的距离约2-3米。而在塔式光热电站中，定日镜到吸热器之间的距离比较远，反射光程比较长，一般为几百至几千米。
”如果项目的厂址在沙漠地区或者风沙比较大的地区，空气能见度较低的时候，大气能量衰减对于塔式电站较长的光路影响较大。定日镜距离吸热塔越远，反射光线中被大气吸收的能量越多，投射到塔顶吸热器上的能量也就越少。这种衰减会影响电站的运营，并会提升系统运行的复杂度。但槽式反射镜和吸热管之间的距离很短，浮尘天气对电站的影响就较小。”中国科学院电工研究所太阳能热利用技术研究部副主任雷东强博士表示。
三、关于对槽式光热发电技术的认识误区
根据太阳能光热联盟的统计信息，目前甘肃、青海第一批和第二批大型风电光伏基地项目，吉林、青海直流外送项目，新疆、青海等市场化并网新能源项目，以及西藏源网荷储一体化项目中，配置长时储能太阳能热发电的项目近30个，总装机容量超过3GW。这些项目预计将在2023或2024年前投产。
大多数新建太阳能热发电项目采用了熔盐塔式技术，已经全面展开项目建设工作的甘肃省首批四个光热+一体化项目之一——玉门“光热储能+光伏+风电”示范项目中的100MW的光热储能电站采用熔盐线性菲涅尔式光热发电技术。中广核新能源西藏阿里地区“50MW光热+100MW光伏”源网荷储一体化热电示范项目明确采用熔盐槽式技术路线。
“目前国内新建的风光热储一体化项目中配储太阳能热发电项目多选择了塔式技术路线。我想这与行业内对槽式技术存在一些认识误区有关。”卢智恒博士表示，“因为我早期的任职经历关系，我本人对槽式和塔式两种技术路线都有所了解，也参与过两种技术路线项目的设计，在此我想纠正几个对于槽式技术的认识误区。”
第一个认识误区，关于高纬度和余弦效应。
槽式和塔式电站都存在因为纬度导致的余弦效应，只是具体的表现方式不同而已，与单轴跟踪或双轴跟踪没有必然的因果关系。
目前商业化的熔盐塔式电站都采用圆周式布置，在高纬度的地区，因为余弦效应影响很大，吸热塔南侧的定日镜效率比较低。
常规的槽式电站是南北方向布置，由东向西跟着太阳转的；我们可以改变它的布置方向，把南北向的布置变成东西向的布置，这样就可以减小余弦效应的影响。当槽式集热场采用东西向布置时，集热器跟踪的是太阳的高度角，由东向西的方位角会产生余弦，电站每天的余弦效应在一年内都是差不多的。
我们做过计算，分析结果表明越是纬度低的地方，南北向的布置越有利，越是纬度高的地方，就越有必要把集热场变为东西向布置进行弥补。而我国适合建设太阳能光热电站的地方普遍处于高纬度地区，通过改变集热回路的布置方向，就能够适应我国特殊的地理和气候情况。
“中核龙腾内蒙古乌拉特100MW/1000MWh槽式光热发电示范项目就位于全球现有槽式电站中纬度最高（北纬41.5°）的地方。经过第三方检测，电站的相关性能指标达到了国际先进水平，充分验证了国产化集热场核心装备和集成技术的可靠性、稳定性和高效率。”常州龙腾光热科技股份有限公司总经理俞科表示，“项目从投产到今年7月底，累计发电量已达4.3亿度，其中，2021年发电量是2.1亿度，今年上半年发了1.8亿度。今年第二季度电站利用小时数超过1200小时；2022年6月5日单日最高发电量达到了2192MWh，期间天气较好的6月5日-6月14日的连续不停机发电期间10天累计发电量达到19464MWh，充分展现了槽式光热电站连续高负荷的运行能力。”
第二个认识误区，关于发电量的季节性差异。
对于槽式电站，如果是南北向布置，从一年的发电量曲线来看，夏天的时候确实很高，冬天的发电量只有夏天的1/3左右。但如果采用东西向布置后，整个发电曲线很平滑了，全年的季节性差异变得很小了。同时，减少季节性差异后，有利于换热系统、储热系统的功率、容量设计，避免设备的季节性闲置，提高设备利用率。
我们通过计算发现，南北向换成东西向布置之后还可以节省土地。由于光热项目大部分都是镜场的占地，如果每排集热器的行间距从17米缩到14米，能省20%的占地。
同时，改变集热器的布置方向还能降低风载对集热器的影响，因为槽式集热器正对风吹的时候所受到的力是最大的，当风从两行之间过去的时候，受到的负荷是最小的。将布置方向与现场风玫瑰图结合考虑，就有可能减少迎风面时的设计荷载，这样集热器的钢材用量就会减少，整个项目的造价也会降低。
第三个认识误区，关于槽式集热场对土地平整度的要求。
槽式电站对地形的要求是高于塔式电站，但实际上，槽式集热器只是对轴线方向上的坡度要求很高，但是在垂直于轴线方向上是可以沿着自然的坡度。场地的平整土方量是组成造价的很大的一部分，如果能把集热器布置的方向和场地的自然地形结合起来，场平的土方量就能够减少。
槽式集热器的布置，不是只有南北向布置、东西向布置两种方式，实际上是可以以任意的角度来布置的。在设计的时候，集热器的布置方向一方面是考虑得到更多的能量，另一方面是能够减少整个系统的造价，这两个方面需要综合衡量。
四、关于成本下降路径
1、槽式技术
“对于槽式技术，采用高温熔盐工质、大开口槽式、二次聚光及超低热损等新技术，可实现系统效率的提升，显著降低成本。”雷东强博士表示。
“槽式集热器技术的发展是朝着大开口的方向，所以大开口的集热器有助于进一步降低造价，降低度电成本。降本有三种不同的槽型。目前常用的是开口5.77米的欧槽，下一阶段8.6米大开口的槽式集热器，单个集热器集热量输出已经超过5.77米的常用槽型，此后还有更大的14米的超大槽的设计。”卢智恒博士认为，槽式光热发电技术路线的降本主要遵循三条路径：第一、规模化，第二、经验积累，第三、技术进步。具体可以分为三个阶段实施：
第一阶段，现有成熟技术的规模化。需要把现有的100MW装机（目前已经投产，各方面可靠性和稳定性都已经得到证实）容量做大，无论是以多个电站的形式，还是一个超大型的槽式电站，只有通过规模化的效应，才能让更多的供应商进来，实现更多的市场竞争，这样才能带动产品造价的下降。
第二阶段，通过大开口槽式集热器+硅油来实现。比如8.6米集热器+硅油，采用这种大开口槽可以减少回路设备，减少防凝系统，同时工作温度提高到420-430℃，熔盐的使用量也能相应减少。据测算，度电成本在此条件下预计相比上一阶段可以下降20%-30%。
第三阶段，采用超大开口槽和熔盐。使用熔盐作为传热储热工质可以减少油盐换热器，此外还会引入一些反射镜工艺上的改进，现在反射镜面反射率一般为94%左右，目前正在做的技术研发计划把反射率再提升2-3%。这个阶段的度电成本预计还可以在上一阶段的基础上再下降15-20%。
预计，经过这三个阶段之后，槽式光热电站的电价能够接近于调峰火电电力的平价价格。
2、塔式技术
对于现有的熔盐塔式技术，最快而且有效的降低成本的方式是通过优化，提升发电效率，从而降低度电成本。
太阳能光热联盟2019年度共性技术课题《太阳能热发电成本下降路径》（浙江可胜技术股份有限公司承担）研究表明：在现有塔式熔盐技术路线体系下，以青海、甘肃等光资源较好地区，装机容量100MW储热12小时规模的熔盐塔式电站为例，通过各部分的优化，光电转换效率可提升12-27%。若项目投资不变时，度电成本可达0.71-0.80元/kWh。
表：现有熔盐塔式技术路线体系下，技术进步带来的光电转换效率和发电量的提升
从塔式电站造价的构成来看，聚光、吸热、储换热系统约占整个电站成本的77%左右，其中定日镜、吸热器和储换热装置是最为关键的设备。规模化也是塔式电站成本下降的重要推动力，通过光热发电关键设备部件的标准化和批量复制推广可以有效拉低系统成本。在理想情况下，由于规模化发展带来的造价整体降低可达18.42-27.56%，发电量不变时，度电成本可达0.72-0.77元/kWh。
表：规模化发展后塔式电站各部分造价降低汇总表
以熔盐塔式项目的规模化发展（每年保证一定规模的装机容量）、现有塔式熔盐技术路线体系下技术进步，以及下一代塔式太阳能热发电技术进步带来的发电量及光电转换效率提升为基础，结合电站的标准化建设和建设期、发电量达产期（实际发电量/设计发电量）的缩短，预计2027年（2019-2021年没有新建光热发电项目），熔盐塔式光热电站的度电成本可达0.60-0.65元/kWh，10年后可达0.35-0.40元/kWh。浙江可胜技术股份有限公司董事长兼总工程师金建祥表示。
小结
实际上，无论哪种太阳能热发电技术路线，都是集发电与长时安全储能于一体，具有电力输出稳定，储热系统效率高且价格低廉等优势。
在“碳中和碳达峰”的大背景下，随着具有间歇性和不稳定性的光伏、风电等可再生能源的大规模发展，传统燃煤机组占比逐步降低，电网现有调峰能力逐步见底，以及各种储能技术各自存在优缺点的综合形势下，具有传统同步电源特性的太阳能光热发电正迎来更大的发展空间。
国务院《2030年前碳达峰行动方案》“重点任务”中提出：积极发展太阳能光热发电，推动建立光热发电与光伏发电、风电互补调节的风光热综合可再生能源发电基地。
国家首批太阳能热发电示范项目对各类技术路线都进行了工程示范。具体采用何种太阳能热发电技术路线，仍是投资者需要综合考虑慎重确定的。
（文/杜凤丽 转载请注明来源）
参考文献：
国家太阳能光热产业技术创新战略联盟《中国太阳能热发电产业发展蓝皮书2019》、《中国太阳能热发电行业蓝皮书2021》
