光热技术论文

光热技术论文（共10篇）

光热技术论文 篇1

引 言

光学薄膜已成为现代光学系统中不可或缺的组成部分, 其性能的优劣直接影响着光学系统的工作性能。吸收损耗是衡量光学薄膜性能的一个重要参数, 特别是在高功率激光系统中, 它已经成为光学系统性能进一步提高的瓶颈。因此, 目前光学薄膜吸收损耗的研究和测量成为该领域中的一个研究热点。在吸收损耗测量技术中, 光热技术由于其非接触性、灵活性、灵敏度高等优点已获得较为广泛的应用, 特别是在弱吸收测量中, 以表面热透镜技术、光热偏转技术等为代表的光热技术已逐渐被人们接受, 在弱吸收测量、微小形变测量等方面发挥了重要作用[1,2,3]。光热失调技术是近几年学者提出的一种可用于光学薄膜吸收损耗测量的方法, 该方法利用测试样品的反射或透射光谱随温度变化而发生漂移的现象, 通过测量光谱带边沿某波长激光反射率或透射率的变化间接研究光学薄膜对加热光束的吸收情况[4,5,6]。在该技术实验测量系统中, 通常采用两束激光的构型, 一束激光作为加热光束, 一束激光作为探测光束, 其中探测激光的波长通常选取在所研究样品反射或透射光谱带的边沿斜率较大位置处, 以便提高测试的灵敏度。理论和实验研究可知, 该技术的光热信号与加热激光的功率成正比, 且与加热光束的调制频率、样品表面两光束光斑的相对位置和探测光束的入射角度等均有关系[4]。前期的研究工作中, 对光热失调技术中反射和透射探测两种方式的光热信号没有进行分析, 同时, 对在实验中加热光束与样品并不垂直 (理论分析都以垂直入射建模分析) 的问题也没有做出分析。本文在前期研究的基础上, 以BK7玻璃为衬底的高反射膜为样品, 以连续激光作为加热光束, 建立实验测试系统, 着重对实验测得的反射和透射光热信号进行分析, 研究加热光束入射角度对光热信号测量的影响, 为光热失调技术的进一步应用提供实验依据。

1 实验装置

图1为光热失调技术的实验系统示意图[4]。波长为532 nm的连续二极管泵浦的激光器 (Verdi V-5, Coherent) 为加热光源, 它的输出功率可以在0.1～5 W间连续调节, 其输出功率用功率计监测, 其输出光束为标准的高斯光束, M2因子的值略大于1.05。经光学斩波器 (SR540, Stanford research systems) 强度调制后, 加热光束由透镜 (焦距为180 mm) 聚焦到样品的薄膜面上。一个5 mW的He-Ne激光器 (25 LHR 151-230, Melles Griot) 波长为632.8 nm作为探测光束。经过光强衰减器后, 探测光束由透镜 (焦距为120 mm) 聚焦到薄膜面上和加热光斑相同的位置。由样品透射或反射的光束经透镜 (焦距为70 mm) 聚焦后照射到光电探测器 (PDA55, Thorlabs) 的接收面上, 当同时测量反射和透射光束的光强变化时, 需用两个型号相同的探测器。反射或透射光的直流和交流部分分别由数字存储示波器 (TDS2012, Tektronix) 和锁相放大器 (SR830, Stanford research systems) 记录。光热失调信号通过交流部分与直流部分的比值来确定。样品上探测光斑和加热光斑的相对位置及样品表面的加热光斑大小可以通过调节固定在三维调节架上的聚焦透镜1来调整。探测光束的入射角度可以通过移动探测光路中反射镜的位置和旋转它的角度来改变。

实验用的样品为532 nm的标准的四分之一波长堆高反射膜, 入射角为0°时的反射率达到99.8%以上。样品结构为[A| (HL) 10H|Sub], 高折射率材料为TiO2, 低折射率材料为SiO2, 基底为BK7玻璃, 采用电子束蒸发的方式镀制。由分光光度计 (lambda 900) 可实际测量实验样品任意角度下的透射谱曲线。根据测试结果, 理论分析可知入射角为28°时, 波长为632.8 nm探测光与光谱反射带长波边缘的优化波长较为接近, 由前期的研究可知, 此时探测的灵敏度较高。因此, 实验中调整探测光波的入射角度为28°, 在此条件下可获得最优的光热信号。

2 实验结果及分析

实验首先研究了加热光功率、加热光束强度调制频率和样品表面加热光斑与探测光斑相对位置对光热信号的影响, 正如前期理论和实验研究结果一样[4], 光热信号幅值随加热光功率的增加而增大, 且保持较好的线性关系;光热信号幅值随加热光强度调制频率的变化情况, 与其他光热技术相似, 在低调制频率区域信号幅值变化缓慢, 在高调制频率区域信号幅值与调制频率的平方根呈反比关系;样品表面加热光斑和探测光斑重合时, 光热信号最大;同时, 当探测光束入射角度从小到大逐渐变化时, 光热信号幅值先增大后减小, 探测光存在一个最佳的入射角度, 当处于该角度时光热信号达到最优。

在前期的理论和实验分析中, 均假设加热光束垂直入射到样品表面, 而实际测量时为了防止样品反射的加热光波回射进入激光器, 引起加热激光器的工作状态出现起伏, 影响测量结果, 通常加热光束以一定角度入射到样品上, 另外, 在光热失调技术中测量反射光和透射光均可以得到所需要的光热信号, 反射与透射光热信号的不同, 以及加热光束的入射角度对光热信号的影响, 均可在上面实验分析的基础上进一步研究。

2.1反射与透射光热信号的比较

实验研究可知, 无论是透射光热信号还是反射光热信号都遵循前期研究的基本结论[4]。图2 (a) 和 (b) 分别是加热光调制频率为129 Hz和125 Hz时的透射和反射测量的光热失调信号波形, 由数字存储示波器记录并存储。实验分析可知, 当加热光强度采用方波调制, 与其他光热方法一样, 在低频区域光热信号波形近似为方波, 在高频区域光热信号波形近似为三角波。由图可以看出, 透射和反射信号的相位完全相反, 透射信号最大时反射信号最小, 反射信号最大时透射信号最大。理论分析可知, 光热信号测得的是探测光波强度的变化, 在相同的实验条件下, 若探测光波透射率增大, 反射率必然减小;透射率减小, 反射率必然增大, 因此, 在实验中测得的透射和反射光热信号出现相位相反的现象。

2.2加热光束入射角度对光热信号的影响

为了研究加热光束入射角度对光热信号的影响, 实验中, 调整加热光束的入射角度, 使加热光束相对于样品表面以较大的角度45°入射, 实验测得的光热信号幅值与加热光功率和调制频率的关系如图3 (a) 和 (b) 所示。

加热光束斜入射时, 光热信号幅值随加热光功率的关系, 其结果如图3 (a) 所示, 加热光强度的调制频率为308 Hz。实验时, 加热光的功率通过调节激光器的工作电流来调整。一般来说, 信号幅值与加热光功率呈良好的线性关系, 但由图可以看出实验结果存在一些偏差。这主要是因为当激光器的工作电流改变时, 由于激光器中YAG晶体的热透镜效应发生了改变, 进而影响到激光器输出光束质量, 也就是说输出功率与工作电流并不是良好的线性关系。需要指出的是为了改变照射到样品上的加热光能量, 采用一个对加热光吸收非常小的变角度的薄膜衰减器[7], 通过调整入射角度来改变通过衰减器的光束能量是个很好的选择。另外, 由于中性的密度滤色片中易存在强烈的热透镜效应, 不易采用它来衰减光强强度。同时, 光热信号的幅值还与薄膜的光吸收率或吸收系数呈正比关系。这些线性关系是光热失调技术能用于测量光学薄膜吸收的基础。图3 (b) 为最优光热信号幅值随加热光强度调制频率的变化情况。与其他情况一样, 在低调制频率区域信号幅值变化缓慢, 在高调制频率区域信号幅值与调制频率的平方根呈反比关系。

由图3看出, 当加热光束以一定角度照射到样品上时, 对光热失调技术中的光热信号随加热光功率和调制频率的变化规律没有影响。

图4为光热信号幅值随两光斑间隔距离的关系, 图中数据为归一化的实验值。由实验结果可知, 在样品表面加热光斑和探测光斑重合时, 光热信号最大, 与前期实验和理论分析结果[4]稍有不同的是所得结果关于最大值的左右对称性被破坏, 如图4所示。理论分析可知, 当加热光束以一定角度入射到样品表面时, 加热光斑的光强分布和垂直入射时加热光斑的高斯对称性有所不同, 进而引起样品表面温度变化区域的温度变化值也不再具有高斯对称性, 且调制频率越高, 由于热扩散的影响, 这种不对称性越明显, 导致所得光热信号呈现出图4所示的左右不对称性。

实验和理论上已经证明光热失调技术是测量光学薄膜元件吸收损耗的一种简单、灵敏的测量方法。与其他较为成熟的光热方法相比, 比如光热偏转技术、光热位移技术和表面热透镜技术, 这种新的光热技术在保持了较高测量灵敏度的同时降低了实验调试的复杂性[4,6]。由于多波段的二极管激光器可以用作探测光源, 光热失调技术可以在宽光谱的范围内研究高功率激光系统中所应用的光学薄膜元件的吸收测量和高分辨率的面吸收成像研究。

3 结 论

基于光学薄膜反射或透射光谱的温度效应研究薄膜吸收的光热失调技术, 在光学薄膜领域已逐渐引起了人们的注意。本文以BK7玻璃衬底的高反射膜为样品, 以连续激光为加热光源, 实验主要研究了在光热失调技术中反射和透射探测方式, 以及加热光束相对于样品表面的入射角度对光热信号的影响, 经分析可知透射和反射两种方式所得的光热信号相位相反, 加热光束入射角对光热信号随加热光功率和光强调制频率变化的规律无影响, 对光热信号随样品表面加热和探测光斑相对位置变化的对称性有所影响。通过实验研究, 与前期的研究结果对比分析, 进一步验证了光热失调技术测量光学薄膜吸收的可行性。

参考文献

[1]陶春先, 赵元安, 贺洪波, 等.基于图像锁相的薄膜吸收多通道检测技术[J], 光学学报, 2009, 29 (8) :2333-2337.

[2]陶春先, 李霞, 李大伟, 等.基于表面热透镜的薄膜弱吸收测量的调制频率研究[J], 光学学报, 2010, 30 (2) :609-612.

[3]王艳茹, 李斌成, 刘明强.表面热透镜技术测量光学薄膜样品表面热变形[J], 强激光与粒子束, 2010, 22 (8) :1805-1809.

[4]Hao Honggang, Li Bincheng.Photothermal detuning forabsorption measurement of optical coatings[J], AppliedOptics, 2008, 47 (2) :188-194.

[5]郝宏刚, 李斌成, 刘明强.脉冲激光光热失调技术[J], 光学学报, 2008, 28 (10) :1942-1946.

[6]郝宏刚, 李斌成, 刘明强.表面热透镜与光热失调技术测量光学薄膜吸收的灵敏度比较[J], 中国激光, 2009, 36 (2) :467-471.

[7]黄杰, 蔡希洁, 林尊琪.变角度薄膜衰减器的应用研究[J], 光学学报, 2001, 21 (8) :1008-1011.

蹒跚起步的光热发电 篇2

聚光光热发电原理：系统先使用汇聚的太阳光将热量接收器中的介质(液体或气体)加热到非常高的温度，然后把这部分热量转换为机械能，再从机械能转化为电能。聚光光热发电技术分为四种：槽式、塔式、碟式及反射菲涅尔式。

槽式：利用槽式聚光镜，直接将太阳光反射到位于镜面焦点处的集热管，将内部传热物质转化为蒸气从而驱动涡轮发电。

塔式：将吸收到的太阳能射线集中到塔中，对传热工作物质加热进而发电。

碟式：利用旋转抛物面反射镜，将入射太阳光聚焦到焦点上，用焦点处放置的斯特林发电装置进行发电。

菲涅尔式：工作原理类似槽式光热发电，只是采用菲涅耳结构的聚光镜来替代抛面镜。

在非洲撒哈拉沙漠建一座巨型太阳能光热电站，为欧洲提供15％的清洁电力，听上去带有科学幻想色彩的计划，正在欧洲悄然进行；而大洋彼岸的中国，在历经数年犹豫、波折之后，太阳能光热发电也开始由幕后走向前台。

专家预测，目前200兆瓦的太阳能热力机组，每年将会帮地球减少1500万吨二氧化碳，等于种了1280万亩的森林，也等于为地球减少了290万辆汽车。

太阳能光热发电起步于上世纪70年代，但一直作为实验电站在世界各地建立。从1985年到1991年，美国和以色列联合成立的路兹公司，在美国加州沙漠建成了9个太阳能光热电站，并成功实现了商业化运行。

从国际上来看，未来光热发电容量将大大超过光伏发电，并有可能取代常规能源而广为人类利用。

全球发展光热发电趋势已现

两千多年前古希腊人在西西里岛上用金属镜反射阳光打败罗马舰队的传奇故事，给后人带来了深远的影响，对西西里岛人尤其非同一般。

上世纪70年代，西西里岛卡塔尼亚省政府决定在阿德诺镇上建立一座太阳能发电站。这个计划得到了欧洲共同体九个成员国的支持，并共同出资于1980年12月建设完成。

这个太阳能发电站实际上是一座摆满了镜子的巨大广场，共有180面特大的玻璃反射镜，镜面的总面积共有6200多平方米。镜面的角度用电子计算机控制和调整，使它们反射出去的阳光都集中到矗立在对面的中央塔上。中央塔有55米高，顶上装备有锅炉和阳光接收器。接收器接收到阳光热能将锅炉内的水加热，最高温度可达到500摄氏度，压力可达到6485千帕，这样的高温高压蒸汽完全可以推动涡轮机发电。这座发电站的发电能力达1000千瓦，在当时，这可算得上是规模最大的太阳能发电站之一了。

广场上180面特大的反射镜，使人不能不想起阿基米德当年利用金属镜反射阳光打败敌船的阵势。负责这项工程的工程师格雷茨坦率地说：“这项工作就是根据当年阿基米德的著名战争故事设计的。”阿德诺镇上的这个太阳能发电站，就是今天我们所说的聚光光热塔式太阳能发电站。

从那以后，世界各地陆续开始建设太阳能发电站。从1985年至1991年，美国和以色列联合组成路兹公司，在美国加州沙漠建成9座槽式太阳能热电站，从第一个电站的30兆瓦装机容量发展到第九个的80兆瓦装机容量，并成功实现了商品化运行。之后，世界各国相继建立起不同形式的太阳能示范电站，促进了太阳能光热发电技术的发展。

如今，太阳能光热电站遍布美国、西班牙、德国、法国、阿联酋、印度、埃及、摩洛哥、阿尔及利亚、澳大利亚等国家。2009年，全球已并网运行的光热电站装机容量约600兆瓦，全部集中在美国和西班牙。

美国目前投入商业运行的太阳能光热电站总装机容量达432兆瓦，位居世界首位。2009年，美国有3座总计12兆瓦的太阳能光热电站投入运行，2010年还会再新增3座。这几座电站若能如期建成，美国在世界聚光光热发电领域的领先地位将更加巩固。

西班牙目前的总装机容量达330兆瓦，仅次于美国。西班牙的远期规划是在2020年达到2万兆瓦的装机容量。2009年，西班牙预登记的太阳能光热发电项目达57个，预计在2013年投入运营。照这样的趋势，2013年，西班牙的光热发电规模将超越美国。

2009年7月，欧洲各国联合启动“欧洲沙漠行动”，各国政府和企业计划在未来十年内投资4000亿欧元，在撒哈拉沙漠地区建立庞大的光热电站，该项目至少将满足全欧洲15％的电力需求。

由于光伏产业尤其是晶硅太阳能，在发展过程中会带来高能耗、高污染等问题，很多国家和地区已经开始鼓励光热发电，限制光伏发电。美国加州的规划是要求到2030年，光热发电与光伏发电的装机比例为4：1。

太阳能热发电的四种技术形式，相比之下各有优劣。像以美国为主的槽式电站最长的运行了将近三十年，说明槽式光热发电技术的可靠性已经经受住了时间的考验，技术最为成熟；而塔式发电系统发电效率较高，但占地面积较大，目前主要用于边远地区的小型独立供电；碟式发电效率最高，但存在反射镜局部容易过热等问题；菲涅尔式发电优势明显，投资比槽式发电低45％，占地面积仅为塔式的1／4。

根据国际权威机构2009年统计，目前在全世界运行的槽式太阳能热发电占整个太阳能聚热发电装置的88％，占在建项目的97.5％。未来十年，全世界光热发电规模将达到24G瓦，其中槽式太阳能热发电仍占主导地位。特别是欧盟即将在非洲建立的“欧洲沙漠行动”项目，仍将采用成熟的槽式太阳能热发电技术。

中国企业各自为政

2010年10月20日，国内目前最大的太阳能热发电项目——内蒙古50兆瓦槽式太阳能热发电特许权示范项目开始招标。然而，从招标启动至今，只有少数几家国企和外资企业表示了投资意向，看热闹的人多，掏腰包的人少。

与国内如火如荼的太阳能光伏产业相比，光热发电目前在国内还处于示范和研发阶段，还没有形成商业行为。显然，很多企业对于国内光热发电产业还心存犹豫。

不过近几年，国内各地光热发电示范项目已经开始启动。2010年1月9日，美国太阳能发电供应商esolar公司与山东蓬莱电力设备制造有限公司在北京宣布，双方签订了在中国建立200万千瓦太阳能聚光热电机组的总代理协议，总投资额超过50亿美元。这座考虑使用eSolar技术的太阳能光热电站位于陕西榆林新能源产业园区。在这里，将建设中国第一个太阳能热力混合示范电站，由中国华电集团承建，未来，电站将扩展到50兆瓦。

7月18日，山东皇明与中科院、华电集团合作，在山东德州建设全球首座屋顶太阳能高温热发电站。电站装机容量为2，5兆瓦，可供约3600个家庭的全年用电，这是国内首座线性菲涅尔式中高温热发电站。

太阳能光热发电控制技术研究 篇3

关键词：太阳能,新能源,光热发电

1 太阳能发电系统

1.1 太阳能简介

太阳能 (Solar) (图1) 是太阳内部连续不断的核聚变反应过程产生的能量, 是各种可再生能源中最重要的基本能源, 也是人类可利用的最丰富的能源。太阳每年投射到地面上的辐射能高达1.05×1018千瓦时, 相当于1.3×106亿吨标准煤, 大约为全世界目前一年能耗的一万多倍。按目前太阳的质量消耗速率计, 可维持6×1010年, 可以说它是“取之不尽, 用之不竭”的能源[1]。

地球上的风能、水能、海洋温差能、波浪能和生物质能以及部分潮汐能都来源于太阳;即使是地球上的化石燃料 (如煤、石油、天然气等) 从根本上说也是远古以来贮存下来的太阳能, 所以广义的太阳能所包括的范围非常大, 狭义的太阳能则限于太阳辐射能的光热、光电和光化学的直接转换。太阳能既是一次能源, 又是可再生能源[2]。它资源丰富, 既可免费使用, 又无需运输, 对环境无任何污染。

1.2 太阳能光热发电

现代的太阳能科技可以将阳光聚合, 并运用其能量产生热水、蒸汽和电力。集热式太阳能 (Solar Thermal) 。原理是将镜子反射的太阳光, 聚焦在一条叫接收器的玻璃管上 (图2) , 而该中空的玻璃管可以让油流过。从镜子反射的太阳光 (图3) 会令管子内的油升温, 产生蒸气, 再由蒸气推动轮机发电。

除了运用适当的科技来收集太阳能外, 建筑物亦可利用太阳的光和热能, 方法是在设计时加入合适的装备, 例如巨型的向南窗户或使用能吸收及慢慢释放太阳热力的建筑材料。在适当地点, 太阳能的长期使用成本已经接近甚至低于传统的化石燃料[2]。

2 太阳能光热发电控制技术

2.1 太阳能光热发电控制系统的现状及特点

对于太阳能热发电控制系统来说, 发电控制系统的特点类似或者等同常规火力发电机组的控制系统, 以下就常规火电机组分散控制系统叙述太阳能热发电发电岛控制系统的发展现状和特点[3]。

基于系统结构及控制模型, 设计合理的控制系统, 给出参数整定方法, 在机组稳定运行及按电网负荷要求变负荷运行时, 使机组参数运行在合理范围之内, 不发生超温超压、跳机等故障, 是火电机组自动化控制系统的主要目标之一。火力发电机组热力系统复杂, 设置了较多的热工保护项目。在非正常情况下, 实现机组的安全停机, 以避免因操作失误而造成重大设备损坏。另外, 为了实现机组及设备的有序启停, 还设置了若干顺序控制回路。典型的火电机组控制系统有:机炉SOE、锅炉保护、炉前油系统、密封风、火检冷却风系统、微油点火系统、制粉系统及其火检、燃油及其火检系统、协调系统、给水主控系统、燃烧主控、送分、引风、一次风系统、过热汽温、再热汽温系统、风烟系统、锅炉启动系统、吹灰系统、脱硫系统、脱硝系统、汽轮机本体系统、旁路系统、回热加热系统、发电机冷却系统、润滑系统、发变组、励磁系统、厂用电系统、小汽机系统、辅助车间系统等。

火电机组自动化装置主要为分散控制系统DCS编程逻辑控制器PLC。DCS一般用于主机控制, PLC一般用于辅助车间控制, 如输煤控制、化学水处理控制等。集散控制系统虽然种类众多, 但最基本的集散控制系统一般具有如图所示的结构。其中控制器 (或称现场控制站、过程控制站、分布处理单元等) 属于分散控制部分, 与现场仪表相连;工程师站、操作员站、服务器属于操作管理部分。分散控制部分和操作管理部分通过计算机网络连接成一个整体。集散控制系统通过开放的网络接口与其它系统相连。图4为DCS一般的结构。

2.2 太阳能光热发电系统电站运行方式

2.2.1 普通清晨启动

各区域定日镜处于各自自然朝向位置, 并没处在如图4所示的待机状态 (Standby, 即各区域定日镜的聚焦光线分别定位于空中数点) , 此时的全厂启动运行称为“普通清晨启动”, 其启动过程中各模块的基本逻辑判断顺序如图6所示[4]。

2.2.2 冷启动

在全厂启动运行过程中, 吸热器由于热损失影响, 启动时的状态参数与周围环境相应, 定日镜场在前一次运行之后, 处于如图5所示的待机状态, 此类运行称为全厂“冷启动”。其各模块运行的逻辑顺序除了镜场是从待机状态而非自然朝向状态启动外, 其余都与普通清晨启动相同。

2.2.3 热启动

由于某些原因比如辐照、大风等导致吸热器和汽轮机解耦运行时, 某些带有隔离门的吸热器, 可以保持内部蓄有一定压强和温度的蒸汽, 当辐照、风速等外界条件变化, 使得吸热器满足再次运行时的启动称为“热启动”, 此时将能在较短时间内达到额定运行状况, 具体视吸热器设计而定。此类启动时除了镜场位于待机状态而非自然朝向状态启动、及蒸汽参数能较快达到额定值而减少旁路流通外, 其余与图6基本相同。

2.2.4 正常运行

当启动完成后, 在外界条件没有剧变影响的条件下, 全厂处于正常运行状态, 全厂的发电功率与辐照变化存在直接关联。

2.2.5云遮运行

当投射到吸热器表面的辐照强度低于吸热器设计的下限达到N个 (由具体设计决定) 时间步长后, 定日镜场开始启动偏转到待机状态的程序;由此导致当汽轮机进汽压强低于设定值时 (为了确保与电网持续联接, 该设定值越小越好) , 在储能充足的条件下, 由储能系统自动产生蒸汽供给汽轮机。若在定日镜场完全偏转前辐照强度恢复, 则重新将定日镜从当前位置投射聚焦到吸热器表面运行。该过程的基本逻辑判断如图7所示。

2.2.6 晚间关停

当傍晚投射到吸热器表面的聚光辐照强度低于设计下限值时, 自动启动镜场从聚焦吸热器的位置偏转到待机状态的程序, 控制调压和调温装置来减小汽轮机所带负载, 最后将发电机组与电网解裂。

2.2.7 事故应急运行

事故主要来源于吸热器及镜场两个方面:吸热器的故障主要发生在给水系统, 比如给水泵失灵、管路出现机械或电气故障, 此时由于吸热器表面仍有很强聚光分布, 所以在启动定日镜场偏转的同时必须启用喷水减温系统, 并开启吸热器的安全阀。镜场的故障通常来自于通讯或供电中断, 此时必须启用备用电源偏置定日镜到待机位置, 如图8所示。

3 结论

本文就太阳能光热发电控制技术的现状及特点给出了详细的介绍, 并对太阳能光热发电系统电站的运行方式做出了相关解释。针对如今严重的环境污染, 太阳能作为新能源中最受青睐的绿色能源, 不仅可以缓解环境污染的问题, 同时也带来了很大的商机。

参考文献

[1]黎兆林.太阳能发电及其展望[J].研究与探讨, 31-32.

[2]李琼慧.太阳能光热发电发展现状与前景[J].行业展望, 2011, 8:28-31.

[3]张晓霞, 候竟伟, 殷攀攀, 张国.太阳能发电系统现状及发展趋势[J].机电产品开发与创新, Vol.20, No.5, Sep, 2007.

散一世光热，洒一路花香 篇4

这不，她来了。

闲暇时分，好读她的词，常读常新。她的词温热而不火热，有如春日里融融的暖阳，散发着光与热，照亮了我的世界，亦温暖了古往今来的迁客骚人。

常人眼中的她，是个感月吟风、悲悲切切的纤纤女子，充其量也不过是位才华出众的女词人而已。但在我看来，她——易安，绝不仅仅是一位词人，她所散发的光热温暖了无数的人。

她在那里。少女时，她便吟出这样的诗句：“蹴罢秋千，起来慵整纤纤手。露浓花瘦，薄汗轻衣透。见客入，袜刬金钗溜。和羞走。倚门回首，却把青梅嗅。”那般安逸活泼，若不是心里擎了明亮的烛光，又何以散发出生命的光热；那般娇羞俏皮，若不是有着对生活的追求与热爱，又怎会撰写出如此细腻的词作。她将青春的光和热留在少女时那个有秋千、有欢乐的院落里。有笑声的地方，那里便抽出新芽来。

她在那里。为人妇时，这样一个细致的女子与其夫一起将对文物的热爱缝入了生命的布匹。这份挚爱，又有几人解得其中滋味？多少次，他们典当了冬日的棉衣来换取文物；多少次，他们持蜡彻夜不眠研究古玩；又有多少次，易安，这样一个瘦弱的女子在战火中誓死守护着明诚所爱。因为热爱，他们在艰苦的条件中仍完成了《金石录》。有爱的地方，那里便长出花苞来。

她在那里。漠北的风雨淡退了琉璃繁华，她的泪光里，常含着忧伤，家已不能回，心已无处归。夜太漫长，惨白的弯月勾住了过往，孤独融入了淡酒，令她最难将息，直到“寻寻觅觅，冷冷清清，凄凄惨惨戚戚”。她的一生，被这漫天的愁绪包围。在那片片乌云之下，她仍将热留在中年后的残月瑟风中。无烦扰的地方，那里便绽放出不败的花朵来。

就这样，她要了无痕迹地带走所有的热吗？

不，我坚信，在新的时代，仍有像她一样蕙质兰心的女子。张爱玲继承了她的坚定与毅然，热爱着生活；三毛继承了她的豪放与洒脱，热烈地追求着理想；张小娴继承了她的锐利与透彻，热诚地书写着人生；舒婷继承了她的温柔与独立，热情地高歌着爱情……她就是那个热源，那层层温热荡开阵阵涟漪，轻轻推动着落在人们心湖上的片片落叶，难以平息。

她虽已离开，而身后散发出的是光，是热，是阵阵花香……

全文围绕易安来写，而又不仅仅在写易安，而是围绕中心词“热”展开。更难能可贵的是，结尾部分，作者宕开一笔，将思维纵横于古今，显示出了作者不凡的视野。

光热技术论文 篇5

太阳能是一种清洁能源,取之不尽,用之不竭。根据美国能源信息署的报告,2012年全球的一次能源消费总量为553EJ[1],而每年到达地球表面的太阳能高达3 850 000EJ[2]。因此,只要利用合理,太阳能完全可以满足整个人类社会对能源的需求。

目前,太阳能发电主要有两种形式,分别是光伏发电和光热发电。为了获得最大产能,光伏电站的太阳能电池板一般倾斜固定在地面上,出力主要受倾斜面总辐射影响。与此不同,光热发电系统的运行需要借助太阳跟踪器,它主要利用来自太阳的法向直接辐射(DNI)。

为了减缓气候变化,解决日益突显的能源短缺和大气污染问题,近几年太阳能行业在各国政策的支持下得到了迅猛发展。2015年,全球新增光伏发电装机容量超过48 GW,累计装机容量超过227GW[3]。其中,2015年中国新增光伏发电装机容量15.13GW,累计装机规模43.18GW,年发电量39.2TW·h[4]。与此同时,全球光热发电产业稳步增长。2015年,全球新增光热发电装机容量0.42GW,累计装机规模4.94 GW,同比增长9.3%[5]。与光伏发电相比,国内的光热发电刚刚起步。截至2015年年底,全国太阳能热发电累计装机容量仅为18.1 MW[5]。2015年下半年,国家发改委和能源局先后印发了《河北省张家口市可再生能源示范区发展规划》和《国家能源局关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知》,涉及的光热发电项目规模达2GW[6,7]。国内光热发电行业即将步入高速发展期。

太阳能是一种波动性电源,受太阳几何位置和天气过程的影响,具有季节性、随机性和间歇性等特点。为了光热发电项目的顺利并网和稳定运行,对未来几天的法向直接辐射进行准确预报至关重要。首先,准确预测未来几天的发电功率是电网优化调度的基础,而功率预测的准确度取决于法向直接辐射预报的品质。其次,光热发电系统的运行成本比光伏高,特别是多云和阴天时,太阳能资源的减少会严重影响产能。为了保证经济效益,是否开机运行需要参考未来时段内的法向直接辐射资源量。另外,提前获知镜场范围内的法向直接辐射,可以提高塔式光热发电项目对熔盐的控制水平,避免熔盐低温凝固。最后,法向直接辐射短期预报还可以为业主制定储热罐的充热及放热计划提供决策依据。因此,开展法向直接辐射的短期预报研究具有极高的科学和应用价值。

世界上第一批商业化太阳能热发电站建设于1984至1990年。之后,全球太阳能热发电产业持续低迷,项目建设一度停滞。进入21世纪后,随着能源和气候问题的加剧,2006年起,西班牙和美国等国开始启动新的太阳能热发电项目。工业的发展带动科技的创新,法向直接辐射的短期预报研究也从那时开始兴起。

“十二五”期间,国内光热发电产业发展缓慢,法向直接辐射的短期预报研究也没有引起足够的重视。针对国内的电力工业标准和电网政策,国内学者还没有系统地开展过相关的研究工作。本文通过介绍法向直接辐射的定义、国内电力工业标准和政策、法向直接辐射短期预报技术、国内研究进展及存在的问题,介绍这一新兴的研究领域。

1 法向直接辐射的定义

法向直接辐射有多种不同的定义。

国际标准化组织9488文件中,直接辐射的定义如下:“直接辐射是一个接收平面从以日面为中心的小立体角内接收的辐射通量和其面积之商。如果接收平面垂直于立体角的轴,那么它接收的是法向直接辐射。”[8]

世界气象组织仪器与观测方法委员会对直接辐射的定义是:“直接辐射用直接辐射表进行测量,直接辐射表的接收面放置在太阳方向的法向。利用孔径,直接辐射表只测量来自太阳及天空中一狭窄环面的辐射,后者有时被称作环日辐射或者日晕辐射。”[9]

根据国家标准化管理委员会制定的《太阳能热利用术语》和《太阳能资源术语》,法向直接辐射的定义是:“从日面及其周围一小立体角内发出的辐射,一般来说,是由视场角约为5°~6°的仪器测定的,包括日面周围的部分散射辐射,即环日辐射,而日面本身的视场角约为0.5°。”[10,11]

国际标准化组织、世界气象组织和国家标准化管理委员会使用了法向直接辐射和直接辐射两种不同的表述。不过,其物理意义相同,两者的差异仅仅是定义角度的不同。前者是从地面入射的角度定义,后者是从太阳出射的角度定义。因此,在很多文献和标准化文件中,法向直接辐射和直接辐射表述的是同一物理量。用来测量法向直接辐射的地面仪器叫做直接辐射表(pyrheliometer),如图1所示,它可自动跟踪太阳视位置,并时刻与日面保持对准。

与直接辐射表不同,光伏电站所使用的总辐射表(pyranometer)是水平放置的,它接收到的能量即水平面总辐射(GHI)是法向直接辐射在水平面的分量和水平面散射辐射(DHI)之和(见图1)。因此,水平面总辐射IGHI、法向直接辐射IDNI和水平面散射辐射IDHI之间满足以下关系:

式中:θ为太阳高度角,它和太阳天顶角互为余角(见图1)。

直接辐射表存在一定的孔径,既可以接收垂直于日面的辐射,也可以接收一定角度范围内的环日辐射,波长响应范围约为200~4 000nm。不过,一部分被直接辐射表记录的环日辐射并不能被光热发电系统使用,系统能利用的波长范围约为350~2 500nm[12]。因此,用地面观测资料估算的光热电站产能存在系统性偏高。当日面被薄云遮挡时或气溶胶浓度较高时,偏高可达10%[13]。

天气模式中的法向直接辐射由辐射传输模式计算得到。辐射传输模式在处理法向直接辐射时,一般将太阳看作一个点源,并没有考虑日面和环日辐射的影响[12,14]。因此,用地面观测资料进行项目前期选址、发电量评估和预报方案检验时,要特别注意这一系列问题带来的不确定度。环日辐射带来的影响,可以参考文献[12]。

2 国内电力工业标准和政策

在欧洲和北美地区,市场化的电力交易机制已经非常成熟,精确的太阳能发电功率预测可以为发电厂带来良好的经济效益。

与欧洲和北美地区不同,国内电力工业对太阳能发电功率进行预测的目的是便于调度机构制定发电计划,而不是电力交易。因此,国内的太阳能发电功率预测标准规范只规定了两种不同的预测机制,分别是面向未来15 min至4h的超短期预测和面向未来3d的短期预测。

超短期预测要求发电厂每15 min滚动预测一次未来15min至4h的发电功率,输入参数为实测功率、实测气象和设备状态等生产系统数据。短期预测要求发电厂在每日上午预测次日00:00起至未来72h的发电功率并完成上报,输入参数为数值天气预报等数据[15]。各个省份的电网一般以此为基准,结合本省情况对规则进一步细化。

实际运行时,超短期预测通常采用时间序列法,即对历史实发功率变化趋势进行外推。短期功率一般通过历史天气预报和历史发电功率之间的映射关系进行预测,可采用人工神经网络等统计方法。

此外,为了避免电力系统遭受网络攻击,保障电力系统的安全和稳定运行,《电力二次系统安全防护规定》和《电力二次系统安全防护总体方案》规定,安全生产区和外部公共因特网之间的数据通信需要借助横向单向安全隔离装置[16,17]。

3 法向直接辐射短期预报技术

3.1 太阳能预报方法概述

根据预报时长的不同,地表太阳辐照度的预报方法可以分为随机学习法、全天空成像外推法、卫星成像外推法和数值天气预报等方法[18]。不同的方法其时效性不同,空间分辨率和可应用的空间范围也不一样(见表1)。

随机学习法是一种统计预测法。以惯性预报法为例,它假设当前的天气状况在一定时段内不变,将当前实测的太阳辐射值看作未来的预报值。天气稳定状况对惯性预报影响很大。随着预报时长增加,其精度下降很快,只适用于预报未来几分钟内的地表太阳辐照度变化。

全天空成像外推法和卫星成像外推法的原理基本一样,都是用图像处理和云跟踪技术分析连续图像,估算出云的运动矢量,再通过云的位置、运动速度和方向预报太阳辐照度的变化。全天空成像仪分辨率高,适用于电厂范围内未来10~30 min的预报。地球静止轨道卫星观测范围大,预报时长可以达到未来5h。

数值天气预报是以当前天气状况为初始和边界条件,用数学模式来预报未来天气的一种方法。描述大气运动的数学模式被称为天气模式,可分为全球模式和中尺度模式。全球模式一般是业务化预报模式,初始和边界条件来自各种观测资料,空间分辨率较低,由国家和地区级别的气象机构开发并运行维护,如美国国家环境预报中心、欧洲中期天气预报中心、日本气象厅和中国气象局等。中尺度模式是区域模式,一般以全球模式的预报结果为初始和边界条件,通过降尺度提高时空分辨率,并可以根据研究和应用需求提取所需要的预报参数。许多科研机构和商业公司都拥有自主开发的中尺度模式,有的可以免费开放获取,如WRF(weather research and forecasting model)和MM5(the fifth-generation NCAR/Penn State mesoscale model)等。

针对未来1~3d的短期太阳辐照度预报,数值天气预报是目前精度最好的方法。

3.2 法向直接辐射的计算

全球和中尺度天气模式通过辐射传输模式计算向下短波辐射[19]。出于简化的目的,天气模式中的辐射传输方案都经过了修改,一般只能输出水平面总辐射[20]。法向直接辐射和水平面散射辐射的求解需借助其他模式,如总辐射—散射辐射模式和晴空模式。

总辐射—散射辐射模式以观测资料为基础,先通过回归分析求得总辐射和散射辐射之间的统计关系,然后利用经验公式将总辐射预报分离为散射辐射和法向直接辐射预报两部分。这种方法简单实用,适用于晴空、多云和阴天等不同能见度。不过,观测资料的误差和目标区域的局地气候效应会影响模式的性能。

晴空模式是一种参数化辐射传输模式,比辐射传输模式简单。它不考虑云的因素,只计算晴空条件下的地表辐射,一般以气象变量为输入,气溶胶光学厚度、可降水量和臭氧含量等都是重要的输入参数。许多晴空模式可以直接估算总辐射、直接辐射和散射辐射,在不同的气候条件下表现优越,但是结构比较复杂,而且对输入要求较高。

3.3 影响短期预报精度的要素

法向直接辐射主要受太阳几何参数、气溶胶、水汽、臭氧和云影响。其中,云的影响最大。没有云的晴空下,气溶胶、水汽和臭氧等大气成分是影响消光的主要因素。

3.3.1 太阳几何参数

太阳天顶角和时角等几何参数决定了地面辐照度在晴空下的日变化[21]。

文献[21]以NWS(national weather service)预报数据库为输入,先用伽马检验和遗传算法对输入变量进行筛选,然后用人工神经网络算法对未来6d的逐时法向直接辐射做了回溯预报研究。结果表明,归一化的时角对预报精度影响很大,是关键的输入参数。

目前,可用于太阳能工业的太阳位置算法有多种,精度最高的是美国国家可再生能源实验室的SPA(solar position algorithm)算法[22]。在-2 000~6 000a的尺度上,SPA计算的太阳高度角和方位角不确定度仅为0.000 3°[22,23]。

3.3.2 气溶胶

晴空条件下对直接辐射和散射辐射影响最大的因素是气溶胶[24]。沙尘暴发生时,气溶胶对直接辐射的消光甚至可以达到100%[25]。

文献[26]用WRF对美国地区的法向直接辐射和水平面散射辐射做了回溯预报研究,并与SURFRAD(surface radiation budget network)地面台站资料做了对比。研究发现,在WRF中加入MODIS(moderateresolutionimaging spectroradiometer)气溶胶信息后,晴空下的法向直接辐射和水平面散射辐射预报结果有了很大的改善,平均偏差分别改进了约80%和70%。

文献[27]用WRF中的RRTMG(rapid radiative transfer model for GCMs)辐射传输方案对法向直接辐射和水平面散射辐射做了模拟研究,并用BSRN(baseline surface radiation network)测站资料验证了结果。研究发现,在没有气溶胶信息时,总辐射模拟结果的系统性偏差很小,可以忽略,而法向直接辐射和水平面散射辐射的均方根误差分别高达8%和37%。在计算中加入AERONET(aerosol robotic network)测站的气溶胶光学特性信息后,两者的均方根误差分别降至1%和6%。

因此,法向直接辐射对气溶胶变率更加敏感,预报难度更大。

3.3.3 水汽

水汽是大气中最重要的温室气体,也是唯一能发生三相转换的大气成分,在时空分布上存在较大的变化。水汽在近红外波段的吸收作用很强,而太阳短波辐射总量的50%左右都集中在这一波段[28]。

研究发现,在模式中加入可靠的水汽信息可以减少法向直接辐射模拟的不确定度[24,26,27]。

3.3.4 臭氧

臭氧对太阳辐射的吸收主要发生在3个光谱带。200~300nm的Hartley带吸收最强,300~360 nm的Huggins带吸收较弱。在440~1 180nm的可见和近红外区,臭氧也有较弱的吸收带,被称为Chappuis带[28]。

文献[29]分析了WRF中不同臭氧廓线的时空偏差,并量化了3种臭氧方案对法向直接辐射模拟的影响。研究发现,两极地区的臭氧偏差最大,由此引发的法向直接辐射模拟偏差在两极地区的冬季可达12 W/m2;热带地区偏差最小,法向直接辐射模拟偏差接近0 W/m2。

3.3.5 云

在多云和阴天的情况下,云对太阳辐射的削弱作用会超过气溶胶等大气成分。由于云瞬息万变,准确预报云的位置、速度和方向一直是大气科学面临的挑战。

文献[30]对西班牙南部地区未来72h的直接辐射做了回溯预报研究。结果显示,在云的影响下,模式无法捕捉到直接辐射的高频变率,预报偏差可达823 W/m2。

文献[31]用WRF对西班牙南部地区未来3d的法向直接辐射做了回溯预报研究,通过与地面观测资料对比,分析了不同能见度条件对预报结果的影响。研究发现,WRF对法向直接辐射的预报误差较大,多云和阴天下24h预报的均方根误差在100%和400%以上,说明云对法向直接辐射的影响远远高于其对水平面总辐射的影响。

文献[32]研究了ECMWF(European centre for medium-range weather forecasts)全球模式对澳大利亚地区未来5d水平面直接辐射的预报能力,并与地面台站资料做了对比。研究结果发现,多云时的误差较大,其均方根误差大约是晴空下的2~4倍。

3.4 提高短期预报精度的方法

太阳能预报的不确定度主要来自初始边界条件和模式。下面介绍的几种方法都可用于短期预报精度的提升。虽然有些案例只涉及总辐射,但是原理和方法同样适用于法向直接辐射。

3.4.1 资料同化

太阳能短期预报所用的初始场一般是全球模式的预报场,时空分辨率较低。为了获得最优的初始条件,可以用局地观测资料降低背景误差,这种方法被称作资料同化。

文献[33]开发了一套云同化预报系统WRF-CLDDA(WRF cloud assimilation system),用于改善日前总辐射的预报精度。通过改变水汽混合比,WRF-CLDDA可以直接同化GOES(geostationary operational environmental satellite)的云场信息。地面资料的验证结果显示,WRF-CLDDA可以极大地改进云天条件下的预报精度,多云和阴天时的均方根误差分别减小了10.5%和10.7%。

文献[34]用局地分析预报系统对风云二号卫星资料进行了同化,并将改进的云参数用于北京地区的总辐射模拟。研究发现,同化后的总辐射模拟误差明显减小。以2008年6月份典型降水过程为例,总辐射模拟的均方根误差在同化后减小了102.6 W/m2。

3.4.2 耦合大气化学模式

考虑到计算效率和实用性,天气模式(如ECMWF)中的气溶胶信息一般不在线生成,而是取自气候学数据集。这种离线获取的形式在晴空下会引入误差[24]。为了提高气溶胶等大气成分的预报精度,可以将天气模式和大气化学模式耦合在一起,把在线生成的气溶胶信息传递给天气模式。

文献[24]用AFSOL(aerosol-based forecasts of solar irradiance for energy applications)和ECMWF两种模式分别对三种不同能见度条件下未来72h的直接辐射做了回溯预报研究,并与西班牙南部的地面台站资料做了对比。其中,AFSOL模式所需的气溶胶、水汽和云的信息由空气质量预报模式EURAD(European air pollution dispersion)生成,ECMWF模式的气溶胶信息来自气候学数据。研究发现,AFSOL和ECMWF在晴空下的均方根误差分别是18.8%和31.2%。

因此,耦合大气化学模式可以有效改进晴空直接辐照度的预报精度。

3.4.3 改进模式

以WRF为例,它有7种辐射传输方案可选,默认的方案是Dudhia。由于Dudhia对气溶胶散射因子的考虑过小,也没有考虑平流层臭氧的吸收效应,其对水平面总辐射的预报存在系统性偏高,对法向直接辐射的预报误差更大[31,35]。为了增强中尺度模式对法向直接辐射的预报能力,许多学者对WRF的物理方案做了持续改进。

通过修改RRTMG和New Goddard两种辐射传输方案的源代码,WRF的输出参数从V3.5.1起已经覆盖了法向直接辐射和散射辐射[27]。

为了提高WRF对气溶胶的模拟能力,文献[36]开发了一种气溶胶光学特性参数化方案,并将参数化的单次散射反照率、不对称因子和Angstrm指数应用于RRTMG辐射传输方案。WRF从V3.6起包含了这项新功能。

在计算地面辐照度时,WRF所需的臭氧时空分布信息来自每一种辐射传输方案自带的臭氧数据集。通过将臭氧数据集和MSR(multisensor reanalysis)数据集进行对比,文献[29]发现用CAM(community atmosphere model)臭氧廓线进行直接辐射模拟产生的偏差最小,并据此对WRF模式进行了修改。从WRF V3.7开始,CAM之外的几种辐射传输方案也可以自由调用CAM的臭氧廓线。

此外,美国大气科学中心为太阳能工业开发的增强版中尺度天气模式———WRF-Solar即将发布。WRF-Solar以WRF V3.6为原型,在“辐射—气溶胶—云”方面做了大量改进。首先,在计算太阳几何位置时,考虑了真太阳时与平太阳时之间的时差。其次,加入了基于气候学数据的气溶胶参数化方案,并考虑了气溶胶的湿度效应。此外,模式还考虑了气溶胶与云之间的相互作用,以及云和辐射之间的反馈[37]。

3.4.4 集合预报

集合预报是一种有效减少预报不确定度的统计释用技术。根据理论基础的不同,它可以分为等权集合、多模式超级集合和相似集合等形式。

等权集合预报中各个成员拥有相同的权重,最终预报是不同成员的算数平均。文献[38,39]发现,对两个模式的预报结果进行简单平均,得到的结果比单一预报要好。以加拿大地区为例,GEM(global environmental multiscale)和ECMWF日前总辐射预报的均方根误差分别为33%和32%,集合后的均方根误差降至31%[39]。

多模式超级集合预报将研究时段分为训练期和预报期两个部分。每一个成员的权重由训练期内的模式性能决定,权重在预报期内保持不变,最终预报是各个成员的不等权平均[40]。文献[41]用TIGGE(THORPEX interactive grand global ensemble)产品研究了不同集合预报方案对地表太阳辐射预报精度的影响,并用HelioClim卫星数据验证了法国本土及周边地区的测试结果。研究发现,多模式超级集合预报的均方根误差最小,与等权集合和单一模式相比分别改进了8.1%和21.2%。

相似集合是近几年才出现的一种新方法,已成功应用于风能和光伏短期功率预测[42,43]。相似集合的原理是从历史预报中寻找未来预报的相似值,并把相似值对应的观测值看作集合成员。与前面两种方法相比,相似集合不需要多个模式构建集合,只需要一个“冻结”模式,因此,可以大量节省成本和计算资源。另外,用相似集合预测发电功率,还可以省略中间的天气变量验证环节[43]。

3.4.5 模式输出统计

模式输出统计是一种统计后处理方法。它利用历史观测和历史预报建立统计方程,然后用统计关系对未来预报进行订正,以降低模式的系统性偏差。

文献[44]开发了一种4阶多项式回归订正法。它以晴空指数和太阳天顶角的余弦为自变量,可以很好地拟合总辐射的预报偏差。

文献[45]发现,模式输出统计订正后的GFS(global forecast system)在美国地区性能最优。当日总辐射预报的均方根误差为110.5W/m2,订正后降至84.6 W/m2。

文献[46]用人工神经网络算法和地面台站资料对西班牙中部的法向直接辐射预报做了统计订正。结果表明,该方法对阴天时的预报改进较大,相对误差从30.52%降至26.80%,但晴空下的订正效果不明显。

3.4.6 空间平均

与全球模式不同,中尺度模式以冷启动的形式工作,云水信息要在模式运行一段时间后才能生成。由于时空分辨率较高,中尺度模式生成的云场和实际情况相比发生了时空偏移,从而降低了预报精度。为了消除这种效应,可以采用空间平均的方式对预报结果进行处理[47]。

文献[44]对空间分辨率为25km的总辐射预报进行了空间平均测试。研究发现,原始预报被空间平均为100km分辨率时精度最好。

文献[48]用WRF对西班牙Andasol光热电站所在地的法向直接辐射做了回溯预报研究。该研究对不同空间分辨率的模拟结果进行了对比,并利用空间滤波对预报结果作了空间平均。研究结果表明,提高空间分辨率不能相应地提高预报精度(晴空条件除外),空间平均对晴空条件下的预报改进不如多云条件下显著。

3.5 光热功率预测

由于系统复杂(见图2),光热发电功率只能借助仿真软件实现预测,如美国国家可再生能源实验室的SAM(system advisor model)[49]。根据电厂详细配置(如集热器类型、太阳倍数和储热时长等),仿真软件可计算项目产能及相应的经济效益,并可检验不同精度的法向直接辐射预报对电厂财务指标的影响[50]。

与光伏发电不同,光热发电输出功率波动性小,加之仿真软件设置过程繁复,计算量大,因此,与光热发电短期功率预测有关的工作开展得很少。

此外,光热发电技术尚处于探索期,行业成熟度不高,面向光热电站的集群预测也不是当前行业关注的热点问题。

4 国内研究进展及存在的问题

4.1 国内研究现状

近几年,随着国内太阳能工业的发展,利用中尺度天气模式预报地表太阳辐射的研究也引起了国内学者的关注[34,51,52,53,54,55,56]。

文献[56]用WRF和辐射传输方案SES2(SunEdwards-Slingo radiation scheme)研究了不同短波辐射方案和不同初始边界条件对当日24h逐时总辐射、直接辐射和散射辐射预报的影响,并与北京地区的地面台站资料做了对比。其中,SES2的三维云量场来自WRF,气溶胶信息来自AERONET观测资料,臭氧信息来自经过卫星资料订正的NCEP再分析资料。这是国内开展的唯一和法向直接辐射预报有关的研究。

4.2 存在的问题

4.2.1 缺少天气模式的对比和验证工作

不同气候背景下,天气模式的预报性能存在差异[57,58]。

文献[45]研究了不同模式对美国地区当日总辐射的预报能力。研究发现,晴空指数等于1时,GFS性能最好,其他条件下,ECMWF性能最好;经过模式输出统计订正的GFS性能优于ECMWF。

文献[38]研究了7个全球模式和中尺度模式对美国地区未来几天总辐射的预报能力。研究发现,ECMWF和GEM的预报精度最好。

文献[39]比较了10种模式对美国、加拿大和欧洲地区未来几天总辐射的预报能力。研究发现,针对不同的台站和不同的气候条件,ECMWF的性能优于GFS-WRF;在美国和加拿大,GEM的预报性能接近ECMWF。

在中国地区,不同全球模式和中尺度模式之间的对比和验证工作开展得很少。为了发挥不同模式在业务化预报中的区域优势,相关研究应当加强。

4.2.2 缺少晴空模式的对比和验证工作

与天气模式类似,用于计算法向直接辐射的晴空模式也存在局地效应。

文献[59]对5种晴空模式做了横向对比,并用全球4个BSRN台站的分钟级资料做了验证。研究发现,5种晴空模式中REST2,Ineichen和METSTAT(meteorological/statistical)的精度最好。

文献[60]用罗马尼亚2个台站的逐时资料检验了54种晴空模式对总辐射和散射辐射的模拟能力。研究发现,输入参数对模拟结果影响很大。其中,ASHRAE 1972,Biga,Ineichen和REST2对总辐射和散射辐射的模拟能力最好。

文献[61]用全球5个台站的分钟级资料检验了18种晴空模式对直接辐射的模拟能力。研究发现,REST2,Ineichen,Hoyt,Bird和Iqbal-C的性能最好。

结合中国地区的气候特征和辐射资料的可获取性,对晴空模式进行性能评估是下一步需要开展的工作。

4.2.3 缺少总辐射—散射辐射模式的参数调优工作

总辐射—散射辐射模式的参数由局地或区域观测资料推导而来,经验性影响了模式在其他地区的应用。

文献[59]用全球4个BSRN台站的分钟级资料对18种总辐射—散射辐射模式做了横向对比研究。结果表明,在有云的情况下,所有的总辐射—散射模式都表现不佳。晴空条件下,只有Perez,Skartveit,Boland和Posadillo模式的计算结果稳定,说明总辐射—散射辐射模式不能通用。

因此,利用当地辐射资料对总辐射—散射辐射模式的参数进行优化是业务化预报的前期工作。

4.2.4 缺少高质量的辐射观测资料

1993年起,国内共有总辐射观测站98个,同步测量直接辐射和散射辐射的台站只有17个[62]。一旦测站和电厂间的距离超过25km,测站资料的参考性将大大降低[63]。

太阳能发电厂厂区内一般也建有地面辐射站。不过,由于测站维护水平普遍不高,电厂观测资料质量整体偏低。

因此,高质量辐射观测资料的缺失不仅影响了模式的验证,也制约了模式输出统计的应用。

4.2.5 不具备实时资料同化的条件

利用电厂实时气象观测资料对天气预报初始场进行优化,是提高太阳能短期预报精度的一种有效途径。

国内绝大多数太阳能发电项目未在安全生产区和外部公共因特网之间安装正向隔离,不满足电力二次系统安全防护的有关规定,导致发电厂无法向外发送实时气象观测资料。

因此,利用电厂实时气象资料进行资料同化的基本条件是不具备的。

4.2.6 不满足电力生产要求

目前已经开展的太阳能预报工作,时间粒度皆为1h,起报时刻和spin-up时段均未考虑国内电力工业日前上报的时效性[34,51,52,53,54,55,56]。

因此,将这些研究成果应用于国内现有的太阳能发电项目之前还需要更多的评估和检验。

5 展望

光热发电是一种新的太阳能利用形式。由于配备了储热系统,光热项目出力稳定,可昼夜连续发电,有参与电网移峰填谷的潜力。

行业内现有的太阳能预报技术标准主要面向光伏发电。考虑到光热发电的特殊性,这些技术标准无法照搬。因此,结合光热示范项目运行情况,制定专门的预报及预测技术规范,是光热项目大规模并网前亟待解决的问题。

天气模式、晴空模式和总辐射—散射辐射模式在性能方面存在区域差异。如何科学合理地利用模式是太阳能行业面临的基本问题。因此,气象部门和科研院校应当尽快启动针对各类模式的比较计划,检验其在国内不同气候区的模拟性能和不确定度,以为行业应用提供权威性的指导。

晴空条件下,气溶胶等大气成分对太阳能预报精度影响较大。近几年,空气质量模式发展迅速,MACC(monitoring atmospheric composition and climate)和ICAP-MME(international cooperative for aerosol prediction multi-model ensemble)等全球大气化学项目进展顺利,为气溶胶和臭氧等大气成分的区域数值模拟提供了有利条件。因此,加强大气化学或空气质量模拟研究,可以进一步提升晴空条件下的太阳能预报精度。

由于电厂实时气象资料外送不便,如何利用卫星资料改善云天条件下的预报精度,也是近期太阳能预报研究的重点。目前,国内卫星资料的可获取性和时效性还不能满足行业的应用需求。因此,为了促进行业技术进步,气象部门还应加强卫星资料共享,以提高气象观测数据的使用价值。

高质量的法向直接辐射观测资料对太阳能预报意义重大。法向直接辐射测量难度大,测站维护要求高。为了提高观测资料的质量,业主应选择品质较高的观测仪器,并派专人保养和维护厂区内的太阳辐射站。

另外,国内已有的成果更注重大气科学方面的研究,与电力生产紧密结合的应用研究开展较少。为了促进行业技术进步,学科间的交叉互补应当加强。

最后,不同精度的法向直接辐射预报对储热系统运行和电站出力的影响,也是近期值得发电企业和调度机构关注的问题。

摘要：随着全球太阳能行业的迅猛发展,越来越多的太阳能以光热发电的形式被电网吸纳,准确地预报未来几天的法向直接辐射已成为光热项目并网和现场运行维护的基础。文中介绍了法向直接辐射的定义、国内电力工业标准、法向直接辐射短期预报方法、影响短期预报精度的要素和提高短期预报精度的方法,回顾了国内最新的研究进展,提出了当前研究中存在的问题,并对未来的研究趋势做了展望,以期对“十三五”期间太阳能热发电行业的发展提供参考。

太阳能光热发电技术发展现状研究 篇6

社会经济的发展对于石油、核电、煤炭以及水力等能源的依赖性强, 但是这些能源的储量比较有限, 在开发利用这些能源的过程中, 会对环境造成严重污染。因此寻找新的能源成为了世界各国发展的迫切要求。而中国是能源需求大国, 利用太阳能光热发电技术能够解决能源不足问题, 还能够减少环境污染。因此研究太阳能光热发电技术有着重要的意义。

1 简述太阳能的光热发电系统

太阳能光热发电技术包括了塔式太阳能光热发电、蝶式太阳能光热发电以及槽式太阳能光热发电。其中塔式以及槽式光热发电站已经完成了商业性示范运行, 对于蝶式太阳能光热发电系统的研究还处在示范阶段。笔者针对上述简述三种发电技术。

1.1 槽式发电系统

槽式发电系统指的是利用槽式抛物面中的聚光装置聚光, 以此进行太阳能光热发电的一种系统。本系统通常是由热机发电装置、蓄热装置、辅助能源装置以及聚光集热装置等组合而成。槽式抛物面把太阳光聚成一条焦线, 并在该焦线上配备管型集热器, 用来吸收太阳能。一般情况下, 所有槽式聚光器采取的是串并联成方式。此外, 槽式聚光器能够跟踪太阳辐射[1]。槽式发电系统采取的是双回路设计, 动力蒸汽回路与集热油回路相分离, 在通过换热器后, 进行热量交换, 从储油罐内将低温导热油泵入槽式集热场, 进行加热处理, 然后利用再热装置、过热装置、蒸发装置以及预热装置等, 把采集到的所有太阳热能送至蒸汽设置中, 最后进入到汽轮机内做功。在太阳能的供应量不足的情况下, 用辅助加热器, 加热导热油, 以此保证槽式发电系统的稳定运行。

1.2 塔式发电系统

集中型太阳能光热发电系统也称为塔式太阳能光热系统。本系统在利用定日镜的基础上, 把太阳光聚在吸热器中, 聚焦的太阳辐射转变为热能, 传递到热力循环工质中, 最后利用驱动汽轮机达到发电的目的。塔式发电系统主要由空气系统、熔盐系统以及蒸汽系统这三个部分组合而成。因为太阳能具有间隙性特征, 因此要利用蓄热器所提供的热量, 补充太阳能, 以此保证系统的正常运行。

1.3 蝶式发电系统

这种发电系统利用的是旋转抛物面的反射镜, 把太阳光聚在焦点中, 太阳能接收器聚集温度高的热量, 利用驱动汽车轮作为加热工质, 把热能转化成电能。蝶式发电系统主要有接收器、旋转抛物面的反射镜、蓄热系统以及跟踪器这四个部分组合而成。

2 太阳能光热发电技术的发展现状

2.1 国外发展现状

国外针对太阳能光热发电的研究较早, 从18世纪80年代开始就出现了关于太阳能光热发电的研究。在20世纪初期才开始将太阳能光热发电技术运用在工业领域中。20世纪80年代, 在美国以及西班牙等国家, 太阳能光热发电技术得到了大规模地应用。

美国的SEGS电站, 1985年始建, 之后不断进行扩建完善, 是国际最大的一个太阳能光热发电站, 也是全球第一座商业性运作的槽式发电站。总装机的容量为350 MW左右, 该电站共配备了九台槽式发电系统。美国随后在内华达州建立了另一座槽式发电站, 该发电站在具体的设计过程中, 借鉴了SEGS电站的实际运行经验, 装机总容量是64 Mw, 机组的可靠性以及运行效率提高了。1997年, 在希腊克里达岛, 建造欧洲首座太阳能光热发电站, 也是装机总容量为50 MW的槽式发电站。

现阶段, 欧美国家在积极建造性能更强、参数更高的太阳能光热发电站。按照国际能源的部署方案, 全球各个国家要求采取槽式技术路线以及塔式技术路线等, 建立运行更加稳定的太阳能光热发电站。

2.2 国内发展现状

我国对于太阳能光热发电技术的研究始于2 0世纪7 0年代。然而因为当时多个领域的科学技术难题并未得到妥善解决, 因此制约了太阳能光热发电技术的发展。至2 0世纪9 0年代, 在国家科技部门的支持下, 清华大学、中科院电工所等高校和国家科研院的指导下, 国家新能源工程企业、制造厂以及设计公司等的支持参与, 我国的太阳能光热发电技术才获得了更为客观的发展。在内蒙古的鄂尔多斯建造的槽式太阳能光热发电站, 是我国第一座槽式发电站, 其装机总容量为5 0 M W。本发电站的建立充分说明了我国太阳能光热发电技术正式迈入商业化道路。

太阳能光热发电技术的发展与完善, 使得中国内部的市场需求也在不断膨胀。现阶段, 国内的大型电力企业都积极参与太阳能光热发电技术的研究, 初步形成产业链。在太阳能光热发电的示范项目以及产业推动下, 我国太阳能光热发电的市场每年将会以350 Mw至550MW的速度不断增长。此外, 中国的太阳能光热发电工程项目集中于内蒙古的西部、青海、新疆的南部、西藏以及河西走廊等人口密度小、光照充足的地区。

2.3 太阳能光热发电技术的市场研究方向

太阳能光热发电技术的商业性发展, 主要考虑的是成本问题。建造高聚光比、大容量、高效率的太阳能发电站, 是现阶段太阳能发电技术的市场研究方向, 也是降低太阳能发电成本的一个重要研究方向。笔者认为为积极促进太阳能光热发电技术商业性发展, 应该重点分析太阳辐射的间歇性, 利用和化石燃料相结合的发电方式, 保证能源供应量。此外, 笔者认为在今后的工作中, 要重点研究:太阳能光热发电站的建设成本、槽式发电技术、塔式发电技术以及热存储技术这四个方面的内容[2]。

3 结语

太阳能光热发电技术的运用, 能够更好地解决资源、环境以及能源等诸多问题。太阳能作为一种可再生能源, 具有清洁、取之不竭等优点。利用太阳能发电对于保护环境以及开拓新能源都起着积极的作用。现阶段, 太阳能光热发电技术都是较为先进的太阳能发电技术。笔者建议要加大研究力度。

摘要：文章从简述太阳能的光热发电系统入手, 重点分析太阳能光热发电技术在国外以及国内的发展现状, 探讨该技术的市场发展前景。

关键词：太阳能,光热发电技术,发展现状

参考文献

[1]高子涵, 侯元元, 潘锐焕.我国太阳能光热发电技术专利分析[J].中国科技信息, 2014 (8) :220-222.

光热技术论文 篇7

太阳能光热发电即聚光太阳能热发电 (Concentrating Solar Power) , 也称CSP, 是太阳能发电中不同于光伏发电的另一种技术。

光热发电技术是利用光聚焦原理, 把太阳光线的分散能量进行高度聚集, 通过吸热器中工质吸收阳光热能, 直接或间接地加热水, 产生一定参数的蒸汽, 然后送往汽轮发电机组进行发电。实际应用的主要技术种类有槽式、塔式、碟式和线性菲涅尔式。

1.1 槽式光热发电技术

分别采用槽式聚光镜和吸热管来聚焦和吸收太阳光热能, 进而转化成电能。槽式聚光镜是一种高精密度的太阳反射镜, 按主要制造材料可分为两种:玻璃反射镜和铝板反射镜, 反射镜的横截面采用槽式抛物面。吸热管一般由碳钢或合金钢材料制作, 具体根据设计运行温度而定。吸热管安装在抛物镜的焦线上, 与聚光镜一起构成槽式聚光器。

槽式聚光器的聚光比比较低, 一般不超过100。槽式光热发电技术在欧美具有二十多年的商业化运行经验, 技术比较成熟, 产生的水蒸气已经达到371℃的商业化电站运行温度, 电站年均光热电转换效率已达16%, 理论峰值光热电转换效率最高可达21%。

目前带储热系统的槽式光热电站, 发电功率所需土地约20 m 2/k W (露天布置聚光镜场) , 10MW的槽式光热电站占地300亩, 50MW槽式光热电站占地1500亩。如若采用玻璃房内布置聚光镜, 则占地面积可减半。目前国外带储热系统的槽式光热电站功率造价折合人民币2.5万元/k W左右, 不带储热系统的槽式光热电站功率造价人民币2.2万元/k W左右。槽式光热电站目前可设计建设的单机发电规模以不超过50MW为宜, 适合建设集中式光热电站, 规模越大单位功率造价越低。

槽式光热电站一般采用一维跟踪方式, 如果聚光镜焦线采用南北布置, 则只需要在东西方向根据太阳的视位置变化而调整聚光镜的旋转角度, 以保证阳光始终直射聚光镜, 跟踪系统比较简单。

槽式光热发电应用的典型案例有:20世纪80~90年代美国加州建造的由9座电站组成的354MW的SEGS系列电站;西班牙Andasol1-2 (100MW) ;希腊的克里达电站 (50MW) 。

目前国内已经建成试运行的典型槽式光热发电示范项目有:国电青松吐鲁番新能源180k W槽式光热发电示范项目;兰州大成能源在甘肃兰州建设的200k W槽式菲涅尔电站;华能集团在海南三亚南山电厂1.5MW线性菲涅尔光热发电项目。

1.2 塔式光热发电技术

采用平面玻璃银镜阵列聚集太阳光辐射到吸热器去加热工质, 吸热器则安装在聚光镜阵列中间的高塔顶部, 目前比较流行的是多面体腔式吸热器。

塔式光热发电技术由于采用大面积的聚光镜阵列来聚集太阳光, 可以达到1000以上的聚光比, 因此聚集的光强很高, 能将吸热工质 (一般采用工业熔盐) 加热到565℃的工作温度, 目前能将水蒸气加热到高达540℃的商业化电站运行温度, 电站年均光热电转换效率已达13.7%, 理论峰值光热电转换效率最高可达23%。

目前带储热系统的塔式电站, 发电功率所需土地约66m2/k W左右, 10MW塔式光热电站占地1000亩, 50MW塔式电站占地5000亩。因此, 考虑到占地面积和吸热器的体积限制, 塔式光热电站可设计建造的单塔发电规模以不超过10MW为宜, 塔式适合建设集中式大型光热电站。

目前带储热系统塔式光热电站单位功率造价在人民币2.5万元/k W, 与槽式光热电站差不多。

塔式光热电站采用二维太阳跟踪方式, 对跟踪系统的精准度要求很高, 跟踪系统比较复杂。

典型的塔式水/蒸汽太阳能光热发电试验电站有:美国在20世纪80~90年代建成的10MW Solar One, 后来增加熔盐储热系统, 演化为Solar Two;西班牙的CESA-1和11MW的PS10电站 (2007年投运) 。皇明太阳能、华电集团和中科院在北京延庆合作建设1MW塔式光热发电项目已经正式运行;浙江中控太阳能在青海德令哈50MW塔式光热电站一期10MW已经完工;青岛神泰能源准备投资16亿元在山东平度市建设塔式热气流光热电站。

1.3 碟式光热发电技术

采用旋转抛物面聚光镜, 将阳光聚焦在焦点上, 采用斯特林发电机吸收光能加热工质驱动发电机发电。碟式聚光镜的聚光比很高, 可以产生2000℃以上的高温, 目前的发电机材料还难以承受如此高的温度, 因此斯特林发电机吸热器一般不能布置在正焦点位置上, 而是偏移焦点一段距离, 以防止高温毁坏发电机。

碟式光热发电具有很高的光热电转换效率, 年均光热电转换效率已达25%, 峰值光热电效率理论上最高可达到30%, 但造价高昂, 是几种光热发电技术中最高的, 目前功率造价在人民币4万~6万元/k W。

碟式 (斯特林) 系统适合小型的分布式发电, 和其它太阳能光热发电系统不同, 碟式 (斯特林) 系统是由斯特林发电机直接实现由热能到机械能到电能的转化, 而不需要汽轮机。这种系统规模较小, 高效、模块化, 可以灵活单独使用或者集成使用。

碟式光热发电单碟装机容量一般以不超过25k W为宜, 单位发电功率所需土地约50m2/k W左右, 最适宜建设分布式小型光热发电系统, 也能建设集中式光热电站。

1.4 线性菲涅尔式光热发电技术

是槽式光热发电技术的一种简化。该技术采用长条形反光板代替槽式抛物镜, 即线性菲涅尔聚光器, 制造更为简单。线性菲涅尔聚光器的聚光比一般为10~8 0, 年平均效率10%~18%, 理论峰值效率可达20%, 蒸汽参数可达250~500℃, 发电功率所需土地约15m2/k W左右。目前单位功率造价比槽式低45%左右。

线性菲涅尔式光热发电技术与槽式一样, 采用一维跟踪, 跟踪系统比较简单。电站单机规模以不超过50MW为宜, 适合建设集中式光热电站。目前, 华能海南1.5MW线性菲涅尔天然气耦合电站已经投运。

2 太阳能光热发电市场与成本分析

2.1 国际市场现状

2007年起, 全球光热发电年新增装机容量成倍增长, 到2011年底, 全球光热装机容量达到1300MW, 在建3000MW, 预计到2020年达到25GW, 主要集中在美国和西班牙。

美国处于准备阶段的太阳能热发电项目已有8.5GW, 其中3200MW已经签署购电协议, 美国计划2020年光热发电生产的电量将占总能量的25%。美国加州政府能源局处于审批公示阶段中的太阳能热发电装机容量则达24GW, 占地面积超过12.14万公顷。根据美国加州的计划, 到2030年, 太阳能热发电与光伏发电的比例为4∶1。

美国已经建成的典型光热电站有:加州Moj ave沙漠354MW槽式光热电站, 20世纪80~90年代建成, 成功运行了多年;内华达州65MW槽式光热电站, 2007年6月投运;亚利桑那州280MW槽式光热电站, 2011年投产;内华达州10MW塔式Solar One, 后来增加熔盐储热系统, 演化为Solar Two。

2009年7月启动的“欧洲沙漠行动计划”, 堪称全世界太阳能领域最具雄心的计划。以德国企业为主的多个欧洲财团和公司, 计划在未来10年内投资4000亿欧元, 在中东及北非地区建设一系列并网的太阳能光热发电站, 来满足欧洲未来15%的电力需求, 以及电站所在地的部分电力需求。

目前, 西班牙是太阳能热发电规模最大的国家, 既有20MW量级的塔式电站, 也有50MW量级的槽式电站。在西班牙的可再生能源规划中, 提出2010~2013年太阳能热发电装机容量的新目标为2440MW。

西班牙的Andasol系列电站是欧洲第一座大规模槽式光热电站, 其中的AndosalⅠ, 电站容量50MW, 是世界上首座带有蓄热系统的光热电站, 蓄热时间可达7.5h。蓄热工质采用硝酸熔盐混合物, 采用双罐间接式蓄热, 冷罐温度292℃, 热罐温度386℃, 罐体高度14m, 直径38.5m, 可容纳熔盐28500t, 蓄热量1010MW/h。电站年均光-热-电转换效率可达16%, 高于美国SEGS电站13.7%。

2 0 1 1年7月, 总装机2 0 M W的西班牙Gemasolar太阳能光热电站顺利完成了试运行, 成功实现24h不间断发电, 成为世界上首个能够全天候持续供电的商业化太阳能发电厂。

2.2 国内市场现状

我国光热发电项目属于国家8 6 3计划, 于2006年立项, 2008年获得国家发展改革委批准。2011年6月国家发展改革委颁布的《产业结构调整指导目录》中, 鼓励新增新能源产业, 光热发电放在首位。《可再生能源发展“十二五”规划》中明确指出, 我国太阳能光热发电目标为2015年装机达到1GW, 2020年达到3GW, 年增装机容量300MW以上, 但按目前“光热发电西北圈地”的情况看来, 未来规模将远超规划。

我国初步拟定的四个重点光热发电试点地区是:内蒙鄂尔多斯高地沿黄河平坦沙漠、甘肃河西走廊平坦沙漠、新疆吐鲁番盆地、塔里木盆地和西藏拉萨。这四个地区除了光照好, 还具备丰富水源及电网接入条件, 非常适合建设光热电站。

随着设备国产化, 技术的成熟, 2012年下半年, 甘肃金塔、宁夏哈纳斯、中广核宁夏德令哈、大唐鄂尔多斯等几个50MW以上的大项目相继开工, 国内光热发电项目进入实质性建设阶段。

目前, 中海阳、皇明、力诺和中航通用等光热设备制造企业纷纷加快了产业链布局。其中, 中海阳连续三年保持业绩高增长, 主要投资方向是太阳聚光镜生产线建设及电站系统集成能力提升。早在2001年, 皇明公司就自行开发光热发电技术, 如今光热发电所需的核心部件, 如定日镜、槽式镀膜钢管、槽式聚光器均可自行生产。

北京延庆电站是亚洲首座塔式太阳能光热发电站, 装机容量为1MW, 属于示范项目。电站建成后, 每年的发电量将达到270万k Wh, 相当于节约标准煤1100t, 可减排CO22300t、SO221t、NOx35t。

2.3 成本分析

由于我国光热核心设备及关键技术还没有国产化, 在发展光热发电的过程中, 受到国外的技术垄断。一台实际价值不过500万美元的镀膜机国外报价1.2亿元人民币, 一吨成本不过2.5万元的高温导热油, 国外报价5万元。最为核心的聚光镜和吸热管技术被少数几家公司垄断, 这导致了我国光热发电成本居高不下。因此, 要降低成本, 必须实现关键技术和核心设备的国产化, 实现规模化生产, 带动相关产业链的发展。

以大唐鄂尔多斯50MW光热电站为例, 根据该项目0.9399元/k Wh的中标上网电价, 结合国外光热电站成本比例, 可以推算出大唐鄂尔多斯50MW电站成本大约为23000元/k W, 与美国SEGS电站相当。

太阳能光热发电最大的优势就是清洁与低成本, 规模越大成本越低。光热电站单机和装机规模的提升是降低光热比成本的最大动力, 近一半的成本降低来自规模效应。光热装机由50MW提高至100MW, 单位成本将下降12%, 提高至200MW, 单位成本将下降20%;聚光镜和集热管等核心部件的技术升级能带来20%以上的成本下降空间。

根据目前国内外现状分析, 光热电站单位功率造价比光伏略高, 但通过4~5年的发展, 光热电站的电价预计将降低至0.8~1.0元/k Wh, 并在2020年有望实现无需补贴就能平价上网。

光热技术论文 篇8

3.1 太阳能光热发电与热电耦合发电系统概念

按照太阳能与热电的主辅关系, 太阳能与热电耦合发电系统可以分为两大类:太阳能辅助热电系统和热电辅助太阳能发电系统。太阳能辅助热电系统是在常规化石燃料发电机组的设计基础上, 利用太阳能集热系统吸收太阳能热量合理集成的耦合热发电系统。热电辅助太阳能发电系统, 是在单纯太阳能发电机组的设计基础上, 投入合适的化石燃料辅助太阳能发电的热发电系统。该系统以太阳能发电为主, 化石燃料补充发电为辅, 可以实现大规模利用太阳能持续发电。还可以充分利用热电机组的可调整性来弥补太阳能的间歇性, 降低独立太阳能热发电的投资成本。美国加州运行的9座SEGS电站就是属于化石燃料辅助太阳能热发电系统的典型。

太阳能光热-热电耦合系统 (双能源循环系统) 相对于集中式光热电站而言, 可以不设置储热子系统, 无需增加汽轮发电机组, 光热系统造价比独立集中式光热电站要低的多, 大约只有其55%~60%, 采用槽式光热系统, 单位功率建造成本约为1.1万~1.5万元/k W。

国外越来越多的项目选用太阳能光热与热电站 (包括火电站、天然气电站、垃圾发电站和工业余热电站) 联合建设、联合运作。一来可提高光热电站的发电持续性, 二是通过提高工质运行温度可提高电站系统效率。目前, 在国外已经有这方面的工程应用, 太阳能在联合循环发电系统中的热能贡献率约为15%~40%。

另外, 联合电站投入使用后还有望改善当地生态环境, 因为集热器可吸收遮挡阳光, 可降低电站地区的地表温度和蒸发量, 同时聚光镜的冲洗水漏入地面, 有利于植物生长。

3.2 太阳能光热发电与热电耦合发电系统类别

目前, 根据我国工业产业布局实际情况, 光热与热电 (火电、余热发电) 耦合构成双能源发电系统, 概括起来不外乎如下几大类:

3.2.1 光热系统与水泥窑余热电站构成联合循环发电

目前, 水泥余热发电市场将近饱和, 但实际上由于各种原因, 很多水泥余热发电装机容量没有得到充分利用。可在太阳能和土地资源条件适合的地区, 将光热发电与水泥余热发电结合起来, 挖掘水泥余热发电潜力。国内外目前还没有在水泥余热发电领域商业化应用的先例。

利用槽式光热技术, 聚光镜将太阳光线性聚焦到吸热管上, 加热管内传热工质, 直接或间接地产生一定参数的中压/低压过热水蒸气, 与水泥余热发电系统中AQC锅炉中压/低压过热器的蒸汽汇合, 增加汽轮机主蒸汽/补蒸汽流量, 从而增加发电量。阴雨天和晚上则关闭光热系统, 切换到原来的系统运行。

以4500t/d水泥余热发电项目为例, 如在晴天用光热增产主蒸汽10t/h, 则可增加进入汽轮机的蒸汽热量18%, 增加发电功率1500k W;增发电量450万k Wh/a, 节省标准煤1800t/a;减排CO24500t/a;增加经济效益324万元/a;光热初投资成本1800万元, 投资回收期6年 (未考虑土地成本) 。

3.2.2 光热系统与烧结余热电站构成联合循环发电

钢铁行业有大量的烧结冷却机余热电站, 很多因为设计原因或者工艺波动原因而不能达到额定的发电量, 汽轮发电机组还有很大的挖潜空间。

在有空闲土地资源和太阳能资源的钢铁厂, 可以增加光热系统, 与烧结余热电站耦合起来构成双能源联合发电系统。利用光热直接预热锅炉给水, 或者产生蒸汽补充到汽轮发电机组去发电, 均可提高余热电站的系统效率, 增加余热发电量。

3.2.3 光热系统与小型燃煤热电厂构成联合循环发电

由于小型燃煤发电机组热经济性较差, 已属于淘汰机组, 在太阳能与其集成进行联合发电时, 原有燃煤发电机组不必重复投资, 这部分成本可以不考虑, 从而使这种太阳能辅助燃煤热发电机组的单位热经济学成本大大下降。

以C50-8.82/0.294型供热机组为例, 如果将光热产蒸汽取代1段高压加热器的抽汽, 当不考虑原有燃煤发电机组部分投资成本时, 其发电成本为0.16元/k Wh, 远低于纯燃煤发电机组的发电成本0.25元/k Wh。这为我国的小型火电机组升级改造提供了可能的方向。

3.2.4 光热系统与大型燃煤热电厂构成联合循环发电

目前大型燃煤热电厂的主力机组为300MW、600MW凝汽式汽轮发电机组, 它们都是八级抽汽加热, 将锅炉给水温度加热到278℃左右。以300MW机组为例, 从第一级到第七级, 各级的抽汽加热温度范围从386~95℃, 这样的温度范围, 一般的中高温太阳能光热系统都是可以达到的。

根据太阳能光热系统的参数, 选择某一级或者几级参数比较匹配的给水加热器, 利用光热直接加热给水代替汽轮机抽汽加热, 构成太阳能-常规能源联合循环发电系统。这种系统具有如下特点:

光热系统只作为联合循环电站的给水预热系统, 系统投资小而太阳能利用率高。

可以很方便地用于现有燃煤热力发电厂的节能减排技术改造。

国外已有成功应用实例。如澳大利亚的太阳热动力工程公司利用条形菲涅尔式光热装置, 产生265℃的湿蒸汽, 对Liddell燃煤热力发电厂的锅炉给水进行加热。

利用光热系统直接产生中高温参数的过热蒸汽, 与汽轮机高压缸的排汽汇合, 再进入中压缸, 太阳集热器入口接自锅炉的除氧器出口, 锅炉、光热统一供水, 构成联合循环发电系统。这种系统具有如下特点:

无需独立光热电站的储热子系统, 大大简化了总系统, 节省了大量设备投资。

夏季电网负荷高峰期, 正好是太阳辐射最强的季节, 充分利用了光热发电的天然调峰功能。

主要适用于新建燃煤热力发电厂, 增加光热系统, 组成太阳能-常规能源联合循环发电。

以国产N600-16.7/537/537型凝气式汽轮发电机组为例, 若以光热直接产汽代替除氧器从汽轮机抽汽, 可节省汽轮机抽汽35t/h, 则可增加发电功率7600k W, 按年2800h计算, 每年可增加发电量约2130万k Wh, 电费按0.6元/k Wh计算, 年增发电效益约1280万元。节约标煤8520t/a, 减排CO221300t/a, 年节省标煤量可得国家财政补贴255万元, 合计年增效益1535万元。光热设备初投资约9120万元, 设备投资回收期约6年 (未考虑土地成本) 。

3.2.5 光热系统与燃气-蒸汽热电厂构成联合循环发电

将槽式太阳能光热发电系统与燃气轮机发电系统相结合, 利用燃气轮发电机组发电, 燃气轮机尾气排入余热锅炉, 加热水工质, 产生蒸汽, 推动汽轮发电机组发电。光热系统直接产蒸汽, 与汽轮机高压缸排汽汇合, 进入中压缸。这种系统具有如下特点:

(1) 无需独立光热电站的储热子系统, 简化了总系统, 节省了设备投资。

(2) 对天然气燃烧尾气作了充分的余热利用。

(3) 主要适用于新建燃气-蒸汽热力发电厂, 增加光热系统, 组成太阳能-常规能源联合循环发电。

太阳能联合循环系统 (ISCC发电系统) , 可避免因自然条件造成的发电设施闲置问题, 较常规单一太阳能热发电厂和常规单一燃气-蒸汽联合循环发电厂而言, 总体热效率可提高。同时, “联合循环”能保证电站长时间稳定供电, 可增加电网的安全性。

自20世纪90年代ISCC系统研发成功投入使用以来, 已在埃及、美国等国成功运营。该系统适用于光热和油气资源都较丰富的地区, 在中国西北部地区有着广泛的应用前景。

亚洲首个槽式太阳能-燃气联合循环 (ISCC) 发电站建设于宁夏回族自治区盐池县高沙窝毛乌素沙漠边缘。该项目由宁夏哈纳斯新能源集团投资22.5亿元建设, 规划容量92.5MW, 2013年10月建成投产。项目建成后年发电量相当于节约标准煤10.4万t/a, 减排CO2 21万t。

4 太阳能光热发电市场前景展望

至2010年底, 全球已实现并网运行的光热电站总装机容量为110万k W, 在建项目总装机容量约1200万k W。欧盟、美国等发达国家或经济体都将太阳能光热发电作为可再生能源重要领域, 制定了2020年乃至更长远的发展目标。欧盟启动了“欧洲沙漠行动”计划, 计划在撒哈拉沙漠建设大规模太阳能电站向欧洲电力负荷中心输电。欧洲太阳能光热协会2005年发布的一份报告中预计, 到2040年, 光热发电将满足世界上5%的电力需求。

中国通过863、973计划对光热发电进行了基础研究和示范项目建设, 光热发电已被列入《产业结构调整指导目录2011版》。根据规划, 2011~2015年主要为技术验证和商业化起步阶段;2015~2020年为商业化规模化建设阶段;2020年后进入飞速发展阶段。预计造价将降低至1万元/k W, 光热发电成本将低至6美分/k Wh, 届时光热发电将如同现在的风电。

2012年10月26日, 国家电网出台太阳能发电免费并网的相关政策。五大发电集团的新能源公司纷纷投入光热领域, 在内蒙古、甘肃武威、新疆吐鲁番、青海格尔木、西藏等地开始光热的前期工作。

大唐电力和皇明联合体中标国内首个光热发电项目——内蒙古鄂尔多斯50MW槽式光热电站;华电集团与澳大利亚雄狮国际正在青海省格尔木合作开发100万k W光热发电项目。

国内企业从零部件开始切入光热产业链, 部分公司开始涉入光热发电。首航节能、航空动力、三花股份、杭锅股份、金晶科技、湘电股份、华仪电气、天威保变、亚玛顿等均进入该产业。一类是光热发电系统研发和系统集成商, 如天威保变和三花股份均已着手光热电站的项目规划工作;另一类是光热发电相关核心设备制造商, 包括研制斯特林太阳能发动机的航空动力和规模生产太阳能玻璃的金晶科技等。相关机构预计至2020年, 国内光热发电的装机有望突破1000万k W, 市场规模可达千亿元以上。

我国多处于中低纬度, 每年接收太阳辐射总量在3300~8300MJ/m2之间, 相当于2.4×104亿t标准煤, 太阳能资源十分丰富。其中西北地区尤其是青藏高原, 空气稀薄、日照时数长, 是我国太阳能资源最丰富的地区。因此, 我国具备开发太阳能热发电的先天优势。

在我国辽阔的西北部地区, 如内蒙、新疆、青海、宁夏、西藏等地区以及河北北部、山西北部、四川高原地区、辽宁西北部、吉林西部、黑龙江西部和山东部分地区, 有丰富的太阳能资源和良好的地质环境, 在这些地区开发利用太阳能光热资源具有得天独厚的自然条件。我们可以根据当地的能源具体分布情况, 采取不同的光热利用措施。

(1) 可建设大型光热电站, 发电并网, 满足本地区的工业和生活用电或者输送到其它缺乏电力的地区。可结合当地的风力资源条件, 建设风、光互补型的电站, 发电并网。

(2) 在有闲置空地的水泥厂, 可利用光热与水泥余热发电结合起来, 形成双能源联合循环发电, 从而可提高水泥余热电站的发电功率, 创造更大的节能效益。

(3) 在有闲置空地的钢铁厂, 可利用光热与烧结余热发电结合起来, 形成双能源联合循环发电, 从而可提高烧结余热电站的发电功率, 创造更大的节能效益。

(4) 在条件合适的火电厂, 可将光热系统与之有机结合起来, 形成双能源发电系统, 节约化石能源, 增加发电量, 节能减排、创造经济效益。

(5) 光热系统与油田燃气锅炉组成双能源联合循环发电/采油系统。油田有很多旧油井, 经过多年开采, 地下储油的浓度越来越高, 从而开采难度也越来越高。为了提高采油率, 传统的做法是用燃气锅炉产生的蒸汽注入废旧油井, 稀释浓油, 需要消耗大量的一次化石能源。可以利用光热与原来的燃气锅炉耦合构成双能源联合循环发电/采油系统, 与燃气锅炉有机组合和切换, 光热可以预热锅炉给水或者直接产生高压蒸汽, 用于发电或采油, 充分利用太阳能, 节省化石能源。

5 结论

太阳能光热产品需突破认证壁垒 篇9

力诺嘉祥光热科技有限责任公司是新能源知名企业力诺集团的成员企业之一。力诺集团成立于1994年，从一台玻璃窑炉、两条玻璃生产线和单一药用包装安瓶起步，经过15年的稳健发展，现已成为国内外知名的国际化集团公司，太阳能行业的领军企业，中国制造业500强企业之一。在太阳能光热利用领域，力诺已经向着全球最大的产业基地迈进。

太阳能光热具备完整产业链

与太阳能光伏发电的高度政策依赖性相比，被我国业内戏称为“野孩子”的太阳能光热产业，特别是民用低温热水产业，则是在不依赖政府政策补贴的情况下自然而然地形成了完备的产业链。“在这一产业中，不管是上游的玻璃管，还是中游的真空管，以及下游的太阳能热水器产品，我国都已经拥有了世界领先的技术水平，并已经形成了自主知识产权。特别是在山东，如果说皇明集团等先行者在这一领域的科普工作中做出了巨大贡献的话，那么力诺集团则在行业的发展中付出了艰辛的劳动。”张召水对该行业的发展表示出自豪。

据了解，我国太阳能光热产业白有技术占95％以上，在太阳能集热、高温发电集成系统、采暖制冷、海水淡化、建筑节能、设备检测等方面，拥有国际领先的技术。除此之外，产业链也十分完整，从毛坯管、真空管生产，到太阳能热水器整机制造，再到配件供应，所有环节一应俱全。

作为行业的排头兵，力争做“全球太阳能光热科技领航者”的力诺集团，已经将产品出口到世界多个市场。张召水说：“从出口广度上来说，力诺已将太阳能光热产品出口到了欧洲、北美，以及亚洲的日本、韩国、印度和东南亚等多个国家和地区；从出口深度上来说，力诺一直致力于中高端产品的出口，在技术和规模上均排位靠前。”

技术壁垒依旧存在

尽管我国太阳能光热产品在技术上和市场上均占有优势，但是出口的贸易壁垒依旧严重。“在欧洲市场，特别是在鼓励使用新能源产业的德国市场，以及附近的法国和波兰等市场，取得Solar Keymark认证是进入这些市场的必由之路。而在北美市场，取得SRCC认证也是出口环节上重要的链条。”

据悉，张召水所言的SolarKeymark是欧盟针对太阳能集热器的质量认证标志。欧盟不同国家之间各种各样的测试和认证要求妨碍了太阳能系统及其元件在欧洲市场上的自由高效竞争。欧洲太阳能能源工业与欧洲标准委员会(CEN)一起发展了Solar Keymark认证，并得到欧盟委员会的支持。该认证用于向消费者和使用者证明太阳能集热器符合相关的欧洲标准的证明，是由欧盟的授权机构颁发的自愿性的认证。它与欧盟CE不同之处就在于，Solar Keymark认证需要与生产管理、售后服务等一系列产品跟踪相结合。

在欧盟的大部分区域，只要安装使用的太阳能集热器贴有KEYMARK标志，其消费者可以获得政府给与的节约能源补助。各个地区的补助比例在10％～50％不等。所以Solar Keymark认证对于增强产品业内竞争力具有深远意义。随着对能源利用的关注，欧洲的政府和消费者对Solar Keymark认证也愈加青睐，获得Solar Keymark认证已经成为出口欧洲的首要条件。

然而，对于我国企业而言，即使是像力诺集团这样的大型企业，要取得Solar Keymark认证也并非易事。“我们是直接通过国外的某知名认证机构做的这个项目。从申请、检测，到报告形成，再到厂验，差不多花费了两年多时间。在这个过程中，我们与这家国外认证机构的沟通存在很多障碍，工作方式的不同、工作效率的差异，以及语言上的障碍，都使得认证过程相对艰难。”

除了沟通不便之外，认证所需费用也是另一大难题。张召水说：“当时我们做这个认证项目，对一个系列中的一类产品，其检测认证费用就达到20万～30万人民币。如此高的检测费用，对企业来说是个不小的数目。”

在北美市场，SRCC认证对于我国出口商的作用也不可小窥。据悉，SRCC(太阳能等级认证)最早是建立在美国佛罗里达州的独立的第三方认证项目，它统一了各州的行业标准，是美国唯一的针对太阳能产品的国家级认证；并参与标准的管理和工业结合的组织。为了鼓励消费者使用新能源，美国联邦政府在2009年出台了对购买已获得SRCC认证的太阳能热水器的消费者提供不低于30％的补贴，该优惠政策有效期至2016年12月31日。

“为了进入北美市场，我们申请了对产品进行此种认证，前后用了近3年时间，花费了近30万元人民币。”张召水说，“太阳能光热产品有其一定的特殊性，即每年只能在合适使用太阳能产品的季节，才能做相关产品的检测试验，因此，试验周期较其他产品显得尤为漫长。”

市场前景突显认证作用

尽管贸易壁垒存在，但是对于未来的全球市场，张召水仍然表现出乐观态度。“目前，无论是在以德国为代表的欧洲，还是美国和加拿大，其政府都制定了一些鼓励使用新能源的措施，这对于我国太阳能光热产品制造商来说，无疑是利好消息。”

在太阳能光热领域，流传着这样一句话：世界太阳能利用看欧洲，欧洲太阳能利用看德国。在德国，政府规定若新建建筑使用新能源比例达到标准，则可以享受25％的补贴，这些补贴以现金的形式返还给房产开发商；在修缮房屋时，对建筑物使用环保能源则有严格的硬性指标以及补贴，以法律、法规的形式确保其实施。

而在美国，在全球金融危机、经济低迷形势下诞生的奥巴马政府，打出了新旗帜，就是把开发以太阳能光热为重点的可再生能源，作为美国经济新引擎，作为一场跨产业、跨越式的经济、技术、环境和社会的总体革命。

尽管市场前景依旧看好，但是国内相关产品的出口却出现了同质化、无序化、价格战层出不穷的现象。“未来的3～5年，国内光热产品的出口或将出现重新洗牌的过程。在这个过程中，能否突破国外产品的认证显得日益重要。”张召水说。

光热技术论文 篇10

稠油(heavy oil)亦称重质原油或高粘度原油。按粘度分类,把在油层温度下粘度高于100mps、已脱气的原油称为稠油。据估计世界常规石油总储量为3000亿t,此外还有稠油、油砂及油页岩等非常规石油资源,它们的储量折合成常规石油大约有八九千亿吨,这些将成为未来石油的重要来源。

世界各国在石油工业的发展过程中,都是先开采较易开采的轻质原油。国外石油储量大的国家,因其资源丰富且开采稠油成本高、风险大,尚未将开采稠油列入议事日程。一旦打出稠油井,除部分为满足工业生产进行开采外,一般是采用封井的办法,暂时搁置,不进行开采。

随着轻质原油资源的逐渐减少,不得不开始开采一些较难开采的稠油,因此在世界石油产量中稠油的份额正在逐渐增大。稠油具有高粘度和高凝固点,开采和炼制都比较困难。就开采而言,胶质、沥青质和长链石蜡等高粘性物质造成稠油在储层和井筒中的流动性变差,要求实施高投入的二次采油或三次采油工艺。高粘、高凝稠油的输送必须采用大功率的泵送设备,并且为了达到合理的泵送排量,要求对输送系统进行加热处理或者对稠油进行稀释处理。

针对稠油粘度大和各油藏的不同构造可采取不同的采油工艺,主要分为稠油水驱开采、稠油热采两大类技术。稠油水驱开采技术主要包括机械降粘、稀释降粘、化学降粘、微生物单井吞吐、抽稠工艺配套等;稠油热采技术主要包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、井筒加热、丛式定向井以及水平井、火烧油层以及与稠油热采配套的工艺技术等。化学降粘法加入的化学药剂会造成油层土壤和水质的严重污染,而火烧地下油层实施工艺难度大,不易控制燃烧,同时高压注入大量空气的成本十分昂贵。

我国稠油的储量在世界上居第七位,迄今已发现9个大中型含油盆地和数量众多的稠油油藏区块,是继美国、加拿大和委内瑞拉之后的世界第四大稠油国。我国的稠油资源重点分布在胜利、辽河、河南、新疆等油田,我国陆上稠油资源约占石油总资源量的20%～30%,探明与控制储量约为40亿t,目前在12个盆地发现了70多个稠油油田。胜利油田地质稠油储量约1.5亿吨,克拉玛依油田约6660万t,中原油田约3200万t,国内稠油年产量约占全国石油年产量的10%左右。

目前国内外对稠油和高凝油一般均采用热采方式,比较常用的有电加热技术和蒸汽加热技术。电加热技术是在空心抽油杆中穿一根电缆,电缆的一端与空心抽油杆的底端相连,在由电缆、空心抽油杆构成的回路上施加交流电,通过被加热的空心抽油杆对稠油或高凝油实现加热降粘。与其他技术相比,具有较高的效率,而且该工艺作业比较简单,费用较低,因此具有明显的优越性,在我国的许多油田得到广泛应用。蒸汽加热技术一般是利用燃气锅炉产生蒸汽,注入地下油层去稀释推动稠油,从而使稠油便于开采。

2 太阳能光热EOR技术

通常把利用油层能量开采石油称为一次采油;向油层注入水、气,给油层补充能量开采石油称为二次采油;而利用化学物质来改善油、气、水及岩石相互之间的性能,开采出更多的石油,称为三次采油。二次采油、三次采油又称提高原油采收率(EOR),即提高原油采收率。对于石油开采企业而言,对于EOR技术的研究,是当前面临的重大课题。各国对于EOR技术的研究已经开展多年,已经商业化应用的EOR技术有多种,其中应用最广泛的是热法采油(热采技术)。当前稠油热采主要是利用电加热降低稠油粘度或利用燃气锅炉生产蒸汽注入油井去稀释稠油,这两种方法均要消耗大量的电能或天然气燃料,存在着较大的能源浪费。

随着可供一次开采的石油储量和产量日益下降,稠油的开采将日益迫切。传统的利用电加热或天然气辅助稠油开采的方法浪费宝贵的电力和燃气,并不具备可持续发展性。利用太阳能聚光集热技术来提供稠油热采所需的热能,亦即太阳能EOR技术是一种可持续发展的绿色能源技术,随着电力和天然气价格的逐步上涨,绿色环保的太阳能EOR技术将迎来勃勃市场生机。

3 玻璃房槽式太阳能光热EOR技术

玻璃房槽式太阳能光热技术是近几年才出现的一种新型太阳能光热技术,主要特征是其槽式聚光镜场布置在玻璃房里面,聚光镜无需清洗,只需要定期清洗玻璃房。

美国GlassPoint是第一家将玻璃房槽式太阳能光热技术应用于稠油热采的公司。在中东欧曼油田建设了首期7MW的玻璃房槽式太阳能光热EOR技术示范项目,项目占地4英亩(合16187m2),于2013年5月21日成功投运,日均产蒸汽50t,蒸汽通入阿曼南部的Amal West油田,驱动稠油开采,目前运行状况良好。该项目的成功示范为太阳能光热EOR技术在中东乃至全世界产油地区的进一步推广应用奠定了良好的基础。

GlassPoint以槽式技术为基础,结合沙漠地区的气候特点,设计了封闭型槽式聚光镜场,与传统的光热发电用露天槽式聚光镜场相比,技术上有了很大突破:其聚光镜场设计的最大亮点是将太阳能聚光镜置于玻璃房结构中,玻璃房里保持着高于外界的空气温度和压力,可以防止灰尘进入,能抵抗外部风沙等对聚光镜的侵蚀损坏。

传统槽式太阳聚光镜都是采用玻璃制造聚光镜片,加上笨重的聚光镜钢结构支撑支架和液压传动转动装置,整个聚光镜场钢材消耗十分巨大,结构笨重、成本高昂。玻璃房槽式太阳聚光镜采用铝材制造聚光镜片,采用轻便的吊拉杆结构进行吊拉和转动,聚光镜安装于玻璃房内,风吹散热损失很小,具有结构简单、重量轻、安装方便、成本低廉、传动转动机构耗电功率小等优点。

相对传统槽式聚光镜,GlassPoint的玻璃房槽式聚光镜的重量大约仅是其十分之一,成本也因之大幅下降,聚光镜成本的下降完全可以抵消玻璃房的增建成本。

为了保证槽式集热系统产出的蒸汽能够达到设计压力,GlassPoint采用了槽式DSG的技术路线,集热管并未采用常见的玻璃真空管,而采用了类似于菲涅尔集热技术的镀膜钢管,这种钢管可以承受更高的压力,保证输出蒸汽达到100bar的压力水平。同时,由于玻璃房的反射等作用将造成一定的阳光入射损失,为更大程度上聚集热量,其反射镜采用了7.5m的大开口设计。

在跟踪驱动方面,GlassPoint也采用了创新设计。由于聚光镜重量轻,无需为每个聚光镜配置昂贵的跟踪驱动系统,其采用整体跟踪的方式来调节聚光镜,通过玻璃房顶的横梁结构,用钢丝通过横梁上的滑轮与镜体连接,通过一套驱动装置通过拉动钢丝来完成一组聚光镜的朝向转动。

传统的露天布置槽式聚光镜由于其形状特殊较难实现自动清洗,只能定期由人工洒水车喷水清洗,水量消耗巨大。玻璃房式设计由于整个聚光镜场置于一个玻璃房结构内,清洗就变得更为简单,无需清洗聚光镜,仅需清洗玻璃房即可,玻璃房的顶部采用屋脊型设计,以避免灰尘堆积,采用简易的机器人清洗装置,就能高效完成整个聚光镜场的清洗。

上述玻璃房槽式太阳能光热EOR技术的特点可以概括为:封闭玻璃房结构+轻型反射镜+集热镀膜钢管+钢丝跟踪转动+自动清洗+高压蒸汽+油井。这种设计不但适用于所有具备太阳能资源的油田地区,尤其非常适用于沙尘暴多发采油地区的太阳能光热EOR项目开发。

4 玻璃房槽式太阳能光热EOR技术经济分析和市场前绞展望

我国多处于中低纬度,每年接收太阳辐射总量在3300～8300MJ/m2,相当于2.4×104亿t标准煤,太阳能资源十分丰富。可见,我国具备开发利用太阳能的先天优势。

但在我国的稠油油田中,能够满足“充足的可利用土地面积+充足的太阳能辐照资源+可利用太阳能EOR技术浅层稠油矿藏”多重条件的首推新疆油田,特别是当地的浅层稠油矿藏。结合当地的气候环境特点,制定出适宜的、具有一定经济性的太阳能光热EOR技术方案,是开拓国内太阳能光热EOR市场的第一步。该技术不仅仅局限于稠油油田,对于常规油田的旧油井,只要具备继续开采稠油的条件,都可以采用太阳能光热EOR技术,挖潜增效。

国内部分光热技术企业着眼于中国的EOR市场,开始尝试开发这一市场。要开发一个新的市场,首先需要解决的是技术方案的问题,太阳能光热EOR技术的核心在于利用聚光集热技术生产出高压适温的蒸汽,以满足地下稠油稀释的工艺要求。

一般而言,我们可以从以下几个方面来考量太阳能光热EOR技术方案。

(1)土地面积

油田并非荒漠,其土地价值相对光热电站用地更加宝贵,不是所有的油田所在地都能轻易拿出大量的土地来满足大型聚光镜场的建设需求,这是太阳能EOR项目推广首先需要克服的一个难题。GlassPoint的阿曼油田项目热功率为7MW,每小时可产蒸汽10t,日产蒸汽平均为50t,占地面积约16187m2。因此,太阳能光热EOR项目的聚光镜场设计应向紧凑型发展,尽量少占用土地面积。

(2)蒸汽参数需求

EOR项目对蒸汽的需求并非温度越高越好,过高的蒸汽温度反而不利于石油的萃取,适宜的蒸汽温度约在300℃左右即可,但其对压力的要求很高,越大的压力越容易打入地下油层。采用高聚光比的塔式集热技术开发太阳能EOR项目并不适合,BrightSource早在2011年就和Chevron合作建设了全球最大的2 9MW塔式EOR项目,但之后该技术并未得到推广应用。根据参数适用的原则,采用槽式或菲涅尔集热技术应是较为理想的太阳能光热EOR技术选择,但目前这两种技术还不具备与天然气EOR技术竞争的优势。

玻璃房槽式太阳能光热技术是基于槽式光热技术的改进型技术,GlassPoint公司已经在中东地区阿曼南部的Amal West油田建设了7MW的示范项目,应用效果很好,是当前得到商业化应用的最高效太阳能光热EOR技术。

玻璃房槽式太阳能光热EOR技术的经济性需要与电加热EOR和天然气EOR技术的经济性相竞争,其需要更加严格控制建设成本,不能超过当前采用的EOR技术的成本太多,才能体现出太阳能作为绿色能源的优势,具备一定的竞争力。随着天然气价格的上涨以及建材价格的下降,玻璃房槽式太阳能光热EOR技术将越来越具备竞争优势,我们要根据中国稠油油田的特点,以及油田业主对经济性的要求,开发适宜的玻璃房槽式太阳能光热EOR技术方案,为国家节能减排、提高原油采收率、提高石油战略储备、为国民经济作贡献,相信在未来几年玻璃房槽式太阳能光热EOR技术就可以在我国油田得到推广应用。

5 总结