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太陽能熱發(fā)電的原理是將太陽能轉(zhuǎn)換為高溫?zé)崮?，利用熱能產(chǎn)生高溫高壓蒸汽，從而推動蒸汽輪機(jī)發(fā)電。太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)通常由聚光系統(tǒng)、儲熱系統(tǒng)、熱能輸送系統(tǒng)和發(fā)電系統(tǒng)組成。其中，聚光系統(tǒng)是將收集的太陽能轉(zhuǎn)換成高溫?zé)崮?，主要由跟蹤系統(tǒng)、接收器、反射鏡及其支撐系統(tǒng)組成。根據(jù)采用的技術(shù)不同，通常，聚光系統(tǒng)可分為線聚焦槽式聚光系統(tǒng)、線性菲涅耳聚光系統(tǒng)、碟式聚光系統(tǒng)和塔式聚光系統(tǒng)。發(fā)電系統(tǒng)主要由汽輪機(jī)、發(fā)電機(jī)等組成。

太陽能熱發(fā)電的優(yōu)勢主要體現(xiàn)在以下 3 個方面：1) 光電轉(zhuǎn)換效率較高。通常聚光系統(tǒng)的光熱轉(zhuǎn)換效率為 60%～90%，例如，20 世紀(jì) 80 年代研制的 Acurex-15 碟式聚光系統(tǒng)的光學(xué)效率可達(dá)92%，美國 Sandia 國立實(shí)驗(yàn)室研制的腔式接收器在 750 ℃溫度下工作時的熱效率達(dá)到了 92%[1]，因而碟式聚光系統(tǒng)的光熱轉(zhuǎn)換效率高達(dá) 80% 以上。而通常發(fā)電系統(tǒng)的熱電轉(zhuǎn)換效率高達(dá)50%[2]，比如，武漢武鍋能源工程有限公司的 1350 MW 超超臨界二次再熱機(jī)組的熱耗為 6882 kJ/kWh [3]，計(jì)算得到其熱電轉(zhuǎn)換效率高達(dá) 52.50%。綜上所述，未來太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)的光電轉(zhuǎn)換效率有望達(dá)到 30%～40%。2) 可通過低成本、高效率的儲熱系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)連續(xù)發(fā)電 [4]。在以可再生能源為主的未來電力系統(tǒng)中，儲熱系統(tǒng)是目前實(shí)現(xiàn)大規(guī)模連續(xù)發(fā)電的必不可少的技術(shù)手段。3) 使用低成本的反射鏡高效收集太陽能，投資成本較低。

雖然未來太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)的光電轉(zhuǎn)換效率有望達(dá)到 30%～40%，但目前其光電轉(zhuǎn)換效率還相對較低。其中，采用斯特林發(fā)電機(jī)組的碟式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)的光電轉(zhuǎn)換效率雖然接近30%，但由于該系統(tǒng)規(guī)模小且成本高已淡出人們的視線，而采用其他技術(shù)的太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)的實(shí)際光電轉(zhuǎn)換效率都低于 20%。此外，當(dāng)前太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電成本還相對較高，目前國際上太陽能熱發(fā)電的最低上網(wǎng)電價為 0.5 元 /kWh，而我國則高達(dá) 1.0 元 /kWh[5]，遠(yuǎn)高于火力發(fā)電的電價，在經(jīng)濟(jì)上無競爭優(yōu)勢?；诖耍疚母鶕?jù)現(xiàn)有的太陽能熱發(fā)電技術(shù)及設(shè)備，在不考慮材料和制造技術(shù)方面進(jìn)步的情況下，提出了降低太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)投資成本并使太陽能熱發(fā)電具有競爭力的發(fā)展路線。

1 太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)投資成本的影響因素與降低途徑

在太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)的主要組成部分中，熱能輸送系統(tǒng)和發(fā)電系統(tǒng)均已在火電廠中長期應(yīng)用，技術(shù)較為成熟；儲熱系統(tǒng)主要是采用絕熱材料，當(dāng)前也已擁有成熟的產(chǎn)品及生產(chǎn)技術(shù)；而聚光系統(tǒng)的成本約占太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)總成本的一半以上，其中，除槽式聚光系統(tǒng)的技術(shù)較為成熟外，其他聚光技術(shù)目前尚處于快速發(fā)展階段。

影響太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)投資成本的主要因素是其硬件的成本和系統(tǒng)效率，且系統(tǒng)效率與系統(tǒng)的工作溫度相關(guān)。其中，發(fā)電系統(tǒng)的熱電轉(zhuǎn)換效率隨其工作溫度的增加而增加，而聚光系統(tǒng)、儲熱系統(tǒng)及熱能輸送系統(tǒng)的效率則隨其工作溫度的增加而降低，但各系統(tǒng)均存在最佳工作溫度。

1.1 系統(tǒng)效率

對于線聚焦槽式聚光系統(tǒng)和線性菲涅耳聚光系統(tǒng)而言，聚光比較低、接收器接收面的面積較大、接收器中工質(zhì)的工作溫度較高時，接收器產(chǎn)生的熱損失較大，因此接收器的最佳工作溫度通常在 300～400 ℃，但這會限制發(fā)電系統(tǒng)的熱電轉(zhuǎn)換效率，導(dǎo)致太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)的光電轉(zhuǎn)換效率較低。而碟式聚光系統(tǒng)的聚光比是 4 種聚光技術(shù)中最大的，因此其光熱轉(zhuǎn)換效率較高，而且其接收器的最佳工作溫度可達(dá) 600 ℃以上。雖然塔式聚光系統(tǒng)的聚光比介于上述最高聚光比與最低聚光比之間，但受目前傳熱介質(zhì)工作溫度的限制，采用集中發(fā)電的塔式和碟式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)的接收器的工作溫度并無明顯區(qū)別，因此這 2種太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)中發(fā)電系統(tǒng)的熱電轉(zhuǎn)換效率并無明顯差別。此外，由于目前線聚焦槽式和線性菲涅耳聚光系統(tǒng)通常采用單軸跟蹤系統(tǒng)，低余弦因子和接收器對反射光線的低攔截率，導(dǎo)致聚光系統(tǒng)的光學(xué)效率較低，在最佳工作溫度下，聚光系統(tǒng)的年平均光熱轉(zhuǎn)換效率不到 50%；而塔式聚光系統(tǒng)的光熱轉(zhuǎn)換效率有望達(dá)到 60%，碟式聚光系統(tǒng)的光熱轉(zhuǎn)換效率則可接近 90%。

提高材料性能是提高聚光系統(tǒng)光熱轉(zhuǎn)換效率的重要手段。比如提高反射鏡鏡面反射率、接收器吸收率等，可直接提高聚光系統(tǒng)的光學(xué)性能；提高反射鏡鏡面加工精度和跟蹤系統(tǒng)加工精度，可降低光學(xué)誤差，減少太陽光散射，增加接收器對反射光線的攔截率，從而提高光熱轉(zhuǎn)換效率。

1.2 系統(tǒng)規(guī)模

規(guī)模是影響系統(tǒng)中硬件成本的關(guān)鍵因素之一。本文為簡化計(jì)算，假設(shè)僅考慮擴(kuò)大硬件的規(guī)模 ( 包括生產(chǎn)規(guī)模和系統(tǒng)規(guī)模 )2 方面，而不考慮其他方面產(chǎn)生的影響。通常當(dāng)規(guī)模擴(kuò)大 10 倍時，該規(guī)模所對應(yīng)的單位投資成本下降一半以上。以給水和排水管道建設(shè)為例 [6]，當(dāng)輸水管道的日輸水量達(dá) 1～5 萬 t 時，每 km 管道的單位投資成本為 6074 元，而當(dāng)輸水管道的日輸水量達(dá) 20 萬 t以上時，每 km 管道的單位投資成本則降至 2884元。對于塔式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)而言，規(guī)模效應(yīng)同樣非常明顯。例如，美國一項(xiàng)研究發(fā)現(xiàn) [7]，塔式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)的規(guī)模從 13.5 MW 增至 220 MW 后，鏡場的單位投資成本最大可下降 70% 以上，其中下降的投資成本中，70% 以上是由規(guī)模擴(kuò)大貢獻(xiàn)的，這與上述假設(shè)得出的結(jié)論相近。

從實(shí)際情況來看，主要有 2 種通過擴(kuò)大規(guī)模來降低投資成本的方法。一種方法是通過增加生產(chǎn)規(guī)模來降低單個裝置的制造成本，比如隨著光伏組件制造量的增加，其制造成本在不斷降低。另一種是通過增加單個系統(tǒng)的規(guī)模，比如目前碟式聚光系統(tǒng)中單個反射鏡的最大面積可達(dá) 500 m2 [8]，線聚焦槽式聚光系統(tǒng)中單個反射鏡的面積超過了 1000 m2，塔式聚光系統(tǒng)中單個反射鏡的最大面積為 248 m2。反射鏡面積的擴(kuò)大有助于降低單位面積反射鏡的制造成本，而且隨著單個反射鏡面積的增大，跟蹤系統(tǒng)的數(shù)量減少，投資成本隨之下降。但在反射鏡面積增大的同時，其所需要的支撐結(jié)構(gòu)的強(qiáng)度與高度也隨之增加，投資成本相應(yīng)增加；且面積較大的反射鏡易受風(fēng)力影響，在風(fēng)力作用下跟蹤系統(tǒng)容易跟蹤失位，從而影響聚光系統(tǒng)的光熱轉(zhuǎn)換效率。

1)在鏡場規(guī)模方面。對于塔式聚光系統(tǒng)而言，不僅可以通過增加反射鏡鏡場規(guī)模來降低投資成本，而且可以通過減少接收塔的數(shù)量來進(jìn)一步降低投資成本。但是，離接收器較遠(yuǎn)的反射鏡的光學(xué)效率會較低，且易受風(fēng)力作用影響導(dǎo)致跟蹤系統(tǒng)跟蹤失位，使光學(xué)效率進(jìn)一步下降。因此，若塔式聚光系統(tǒng)采用環(huán)形鏡場方案，可以在同樣鏡場規(guī)模下縮短反射鏡離接收器的最大距離，但布置在鏡場南部的反射鏡的余弦因子會較低，導(dǎo)致聚光系統(tǒng)光熱轉(zhuǎn)換效率明顯下降。對于線聚焦槽式聚光系統(tǒng)而言，隨著反射鏡鏡場規(guī)模的增加，會增加熱能輸送系統(tǒng)單位傳熱量的輸送距離，與鏡場規(guī)模擴(kuò)大帶來的成本下降效應(yīng)部分抵消。目前的塔式聚光系統(tǒng)采用的是大鏡場方案，1 個接收塔配置 1 臺發(fā)電機(jī)，極大地降低了熱能輸送系統(tǒng)的投資成本，但不利的一方面是隨著鏡場規(guī)模的擴(kuò)大，聚光系統(tǒng)的光熱轉(zhuǎn)換效率會下降，而且會導(dǎo)致反射鏡的工作狀態(tài)不穩(wěn)定，因此，鏡場規(guī)模不能無限增大，需要進(jìn)行優(yōu)化限制。

2) 發(fā)電系統(tǒng)的規(guī)模增加，不僅能直接降低其單位制造成本，而且還可以提高熱電轉(zhuǎn)換效率，從而可以更進(jìn)一步地降低投資成本。例如，當(dāng)塔式聚光系統(tǒng)中接收器的工作溫度約為 535 ℃時，根據(jù)額定功率和額定進(jìn)汽量估算，南京汽輪電機(jī)( 集團(tuán) ) 有限責(zé)任公司生產(chǎn)的 50 MW 蒸汽輪機(jī) [9]的熱電轉(zhuǎn)換效率為 38.81%，而上海汽輪機(jī)廠生產(chǎn)的 600 MW 蒸汽輪機(jī) [10] 的熱電轉(zhuǎn)換效率則為48.67%，比前者的熱電轉(zhuǎn)換效率提高了 25.4%。從火力發(fā)電的歷史來看，目前已投入運(yùn)行的蒸汽輪機(jī)的最大規(guī)模已經(jīng)高達(dá) 135 萬 kW，熱電轉(zhuǎn)換效率超過 50%[3]；但在太陽能熱發(fā)電領(lǐng)域，已投入運(yùn)行的蒸汽輪機(jī)機(jī)組的最大規(guī)模僅約為 10 萬kW，與火力發(fā)電的相比，二者相差 10 余倍，這說明降低太陽能熱發(fā)電成本的潛力還很大。若采用 100 萬 kW 的蒸汽輪機(jī)機(jī)組，根據(jù)發(fā)電系統(tǒng)的熱電轉(zhuǎn)換效率和硬件規(guī)模估算，目前發(fā)電系統(tǒng)的投資成本有望降至 40% 以下。若在此基礎(chǔ)上進(jìn)一步優(yōu)化聚光系統(tǒng)中的反射鏡鏡場面積，還可以進(jìn)一步降低投資成本，從而使太陽能熱發(fā)電真正具有商業(yè)化價值，使其上網(wǎng)電價低于目前的火電，成為非常有競爭力的能源技術(shù)。

2 碟式與點(diǎn)聚焦菲涅耳太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)展方向

2.1 碟式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)展方向

2.1.1 聚光系統(tǒng)的光熱轉(zhuǎn)換效率

采用腔式接收器的碟式聚光系統(tǒng)的光熱轉(zhuǎn)換效率最高，技術(shù)也較為成熟，是目前最具潛力的太陽能熱發(fā)電技術(shù)之一。使用腔式接收器可使太陽光在腔內(nèi)被多次吸收，使聚光系統(tǒng)能夠更好地吸收太陽光，被反射的太陽光僅占 1.4%[11]，吸收率可達(dá)到 98.6%。

聚光系統(tǒng)的光熱轉(zhuǎn)換效率主要與鏡面反射率、光學(xué)誤差和接收器工作溫度等相關(guān)。其中，改進(jìn)反射鏡的質(zhì)量，提高鏡面反射率是非常重要的工作，一直是太陽能熱發(fā)電領(lǐng)域的研究熱點(diǎn)之一，已有很多技術(shù)方案可獲得鏡面反射率超過 97% 的反射鏡 [12]。以玻璃作為基底，通過熱分解有機(jī)金屬化合物沉積形成高附著的鍍銀膜，以此制備的反射鏡對太陽光的反射率約為 97%[13]。NWOSU 等 [14] 通過熱蒸發(fā)將銀沉積在薄的微觀玻璃基板上，同時通過濺射 Cu 在 Ag 膜表面形成 Cu 膜，再加上漆膜保護(hù)后制備的反射鏡的反射率高達(dá) 96%～99%。HASS [15] 通過使用雙層反射膜使鍍銀的鏡面的反射率從 98.3% 增加到 99.3%。KENNEDY 等 [16] 開發(fā)了一種低成本的、先進(jìn)的反射鏡材料來制備聚光系統(tǒng)的反射鏡(ASRM)，反射鏡以鍍銀玻璃作為基板，該基板由幾 ?m 厚的氧化鋁涂層保護(hù)，涂層通過離子束輔助沉積制備。通過測試表明，該反射鏡樣品經(jīng)過3 年以上的加速戶外曝曬后仍可保持 95% 的半球反射率，制造成本低于 10.76 美元 /m2。因此，反射鏡的平均鏡面反射率有望達(dá)到 95%。

光學(xué)誤差來源于鏡面坡度誤差和跟蹤誤差等，主要會影響聚焦效果；較大的光學(xué)誤差會在鏡面形成較大的光斑，使最佳聚光比減小。而接收器的熱效率與分?jǐn)偟絾挝幻娣e鏡面的接收器熱損失相關(guān)，聚光比越大，接收器的熱效率越高。聚光比約為 1000 的塔式聚光系統(tǒng)中接收器出口的工質(zhì)溫度為 620 ℃，而熱損失會使接收器的熱效率下降 3.9%[11]；而對于聚光比為 2000 的碟式聚光系統(tǒng)而言，因熱損失而引起接收器熱效率下降的幅度約為 3.9% 的 1/2?？紤]到目前較為成熟的太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)通常使用熔鹽作為傳熱介質(zhì)，熔鹽的工作溫度為 560 ℃時，接收器的熱效率損失應(yīng)不大于 3%，即碟式聚光系統(tǒng)中腔式接收器的熱效率約為 97%。

提高聚光比的關(guān)鍵工作之一是減小光學(xué)誤差。采用大量小面積球面反射鏡組合構(gòu)成大面積的碟式聚光系統(tǒng)，是降低光學(xué)誤差、保持高聚光比的主要技術(shù)手段。通常加工球面反射鏡時的光學(xué)誤差較小，約為 1～2 mrad[17]，而制作碟式聚光系統(tǒng)的旋轉(zhuǎn)拋物面鏡時的光學(xué)誤差則高達(dá) 3～4 mrad[18]。當(dāng)光學(xué)誤差為 2 mrad、最佳聚光比約為 2000 時，碟式聚光系統(tǒng)中接收器對反射光線的攔截率為 98.6%[19]。當(dāng)采用球面反射鏡代替旋轉(zhuǎn)拋物面鏡時，碟式聚光系統(tǒng)中的反射鏡與塔式聚光系統(tǒng)中的在制造方面的要求是一樣的，因此碟式聚光系統(tǒng)中反射鏡的制造成本也與普通塔式聚光系統(tǒng)的反射鏡相似。

另一項(xiàng)效率損失來自于低太陽高度角下的太陽光損失。當(dāng)太陽高度角為 12°時碟式聚光系統(tǒng)開始工作，可使聚光系統(tǒng)的光學(xué)效率下降約3%。因此，當(dāng)接收器對反射光線的攔截率為 98.6%、接收器對太陽光線的吸收率為 98.6% [19]、接收器的熱效率為 97%、鏡面半球反射率為 0.95 [16] 時，碟式聚光系統(tǒng)的光熱轉(zhuǎn)換效率為 0.95×0.9862×0.97×(1–0.03)=86.9%。其中，根據(jù)接收器工作溫度為620 ℃時其熱損為 3.9%[11]，可估算得到接收器工作溫度為 560 ℃時其熱損為 3%，從而得到接收器的熱效率。美國在 20 世紀(jì) 80 年代研制了多種碟式聚光系統(tǒng)，其最好的光學(xué)效率和接收器熱效率均達(dá)到了 92%[1]，相當(dāng)于光熱轉(zhuǎn)換效率為84.64%，接近上述分析中得到的未來最佳水平。

上述分析也表明，碟式聚光系統(tǒng)在光熱轉(zhuǎn)換效率方面的改進(jìn)空間已經(jīng)很小，今后的發(fā)展方向應(yīng)該是增加聚光系統(tǒng)的硬件規(guī)模。

2.1.2 系統(tǒng)成本

未來，碟式聚光系統(tǒng)中多個反射鏡可以安裝在 1 個方位跟蹤裝置上，可以共用太陽高度和方位跟蹤設(shè)備，從而可減少跟蹤裝置的數(shù)量，降低跟蹤系統(tǒng)的成本。

目前碟式聚光系統(tǒng)中多個反射鏡共用 1 個跟蹤裝置尚無實(shí)際案例，本文僅從理論方面將該方案與塔式聚光系統(tǒng)進(jìn)行比較。從規(guī)模增長來看，當(dāng)聚光系統(tǒng)的硬件規(guī)模擴(kuò)大 10 倍，聚光系統(tǒng)成本約下降 50%；另外，若多個碟式反射鏡共用1 個跟蹤裝置，可大幅度減少跟蹤裝置的數(shù)量，比如以 2500 個碟式聚光系統(tǒng) ( 不包括太陽方位角與太陽高度角跟蹤裝置 ) 為例進(jìn)行分析，將2500 個碟式聚光系統(tǒng)平行布置 50 排、每排放置50 個，這些聚光系統(tǒng)均安裝到一個超大的旋轉(zhuǎn)平臺上，相當(dāng)于這 2500 個碟式聚光系統(tǒng)共用 1個方位跟蹤裝置；同時這一方案只需 50 個太陽高度角跟蹤裝置，使跟蹤裝置的數(shù)量從 5000 個降至51 個，數(shù)量僅為原方案的約 1/100。美國 UIUC 大 學(xué) Sunlab 實(shí)驗(yàn)室對碟式聚光系統(tǒng)的反射鏡鏡面面積為148 m2時的跟蹤系統(tǒng)成本進(jìn)行了核算 [7]，其中，太陽方位角跟蹤裝置的成本占跟蹤系統(tǒng)成本的20%，太陽高度角跟蹤裝置的成本占跟蹤系統(tǒng)成本的 6.1%，通信裝置的成本占跟蹤系統(tǒng)成本的 4.4%。若按上述聚光系統(tǒng)布置方式再次進(jìn)行成本估算，太陽方位角跟蹤裝置的成本將降至其自身原成本的2.5%，而太陽高度角跟蹤裝置則降至其自身原成本的 30.8%，通信系統(tǒng)則降至其自身原成本的1%，跟蹤系統(tǒng)的成本下降可使反射鏡的成本下降 26.1%；按反射鏡成本占塔式聚光系統(tǒng) (Solar 220) 成本的 47%[7] 估算，由于跟蹤系統(tǒng)成本下降，可使塔式聚光系統(tǒng)成本下降 12.3%，比單純考慮硬件規(guī)模擴(kuò)大 10 倍還可以多下降 4.8%( 扣除單純規(guī)模擴(kuò)大帶來的 7.5% 成本下降 )。

另一個降低系統(tǒng)投資成本的因素是提高系統(tǒng)效率。發(fā)電系統(tǒng)采用超大功率蒸汽輪機(jī)可使機(jī)組規(guī)模擴(kuò)大 10 倍，同時熱電轉(zhuǎn)換效率提高25%；按照光學(xué)效率和接收器熱效率均達(dá)到 92%計(jì)算 [1]，碟式聚光系統(tǒng)的光熱轉(zhuǎn)換效率可達(dá)到84.64%，而塔式聚光系統(tǒng)的則為 57.73%[20]，前者比后者提高了 46.62%，使碟式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)的光電轉(zhuǎn)換效率可比塔式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)提高 83.3%，從而使碟式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)的總投資成本比塔式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)下降 45.4%；加上前文所述的共用跟蹤系統(tǒng)帶來的成本下降4.8%，以及規(guī)模效應(yīng)使發(fā)電系統(tǒng)的規(guī)模擴(kuò)大 10倍所帶來的投資成本下降一半；最終，與塔式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)相比，碟式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)的總投資成本可下降 75.2%。

與塔式聚光系統(tǒng)相比，在共用跟蹤系統(tǒng)時會增加碟式聚光系統(tǒng)的接收器數(shù)量，但由于大部分碟式聚光系統(tǒng)的接收器可在較低溫度下工作，對于設(shè)備的制造要求較低，因此不一定會增加接收器總成本。在 Solar 220 塔式聚光系統(tǒng)中 [1] 導(dǎo)熱流體輸送時，熱能輸送系統(tǒng)與接收塔的成本占該塔式聚光系統(tǒng)總成本的 6%；當(dāng)共用跟蹤系統(tǒng)時，熱能輸送系統(tǒng)的總長度增加，成本也會有所增加，但高溫導(dǎo)熱流體輸送路徑長度增加有限，省略了建塔成本，其對投資成本的影響很小。

綜上所述，對于碟式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)而言，提高系統(tǒng)效率和擴(kuò)大規(guī)?？墒蛊淇偼顿Y成本降至現(xiàn)有塔式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)的 1/4。

2.1.3 碟式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)的其他研究方向

用于碟式聚光系統(tǒng)的反射鏡的最佳尺寸是今后非常重要的研究方向。對于碟式聚光系統(tǒng)而言，采用傳統(tǒng)的雙軸跟蹤系統(tǒng)是一種選擇，但會在跟蹤方面增加投入，可能會使其成本不再具有優(yōu)勢。

2.2 點(diǎn)聚焦菲涅耳太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)展方向

點(diǎn)聚焦菲涅耳聚光系統(tǒng)是一種新的聚光技術(shù) [21]，其將大量反射鏡安裝到方位跟蹤裝置上，1排反射鏡共用 1 個太陽高度角跟蹤裝置；同時其光學(xué)效率比傳統(tǒng)塔式聚光系統(tǒng)提高了 20% 以上，這主要是因?yàn)橛嘞乙蜃拥奶岣摺｜c(diǎn)聚焦菲涅耳聚光系統(tǒng)相當(dāng)于是將碟式聚光系統(tǒng)的鏡面分散布置到水平面上，極大地降低了反射鏡高度，從而降低了支撐結(jié)構(gòu)的成本。

與碟式聚光系統(tǒng)相比，點(diǎn)聚焦菲涅耳聚光系統(tǒng)的接收器效率約下降了 3%，主要是因其聚光比較低。與普通的塔式聚光系統(tǒng)相比，在相同反射鏡尺寸下，點(diǎn)聚焦菲涅耳聚光系統(tǒng)的跟蹤系統(tǒng)數(shù)量可減少 95% 以上，相當(dāng)于降低了跟蹤系統(tǒng)的成本。以大尺寸反射鏡為例，對于點(diǎn)聚焦菲涅耳聚光系統(tǒng)而言，當(dāng)其與塔式聚光系統(tǒng)每個水平軸上安裝的反射鏡面積相同時，其跟蹤系統(tǒng)成本可下降一半，而且支撐結(jié)構(gòu)成本遠(yuǎn)低于大尺寸反射鏡方案。

按照適度擴(kuò)大規(guī)模的原則，推薦單個點(diǎn)聚焦菲涅耳聚光系統(tǒng)中反射鏡的總面積為 2000 m2，而一個商業(yè)化規(guī)模的點(diǎn)聚焦菲涅爾太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)需要 2000 個這樣的反射鏡面積，發(fā)電系統(tǒng)的裝機(jī)功率高達(dá) 100 萬 kW，占地面積約為 20 km2；此聚光系統(tǒng)的光電轉(zhuǎn)換效率有望達(dá)到 30% 左右，這主要是因?yàn)槌蠊β拾l(fā)電系統(tǒng)熱電轉(zhuǎn)換效率的提高和聚光系統(tǒng)余弦因子的提高。鏡場的規(guī)模效應(yīng)則主要依靠擴(kuò)大工廠的生產(chǎn)規(guī)模，通過大規(guī)模制造反射鏡來降低生產(chǎn)成本。

點(diǎn)碟式聚光系統(tǒng)的安裝方案相比，點(diǎn)聚焦菲涅爾聚光系統(tǒng)的安裝方式使其大幅度減少了接收器的數(shù)量，這部分成本可下降 60% 以上，相當(dāng)于系統(tǒng)成本下降了 10% 以上，抵消了接收器熱效率方面的劣勢，使點(diǎn)聚焦菲涅爾太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)總成本比碟式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)下降了約 7%。

3 與其他可再生能源技術(shù)的合作與競爭

未來的可再生能源發(fā)電量中必然是多種清潔電力的組合。傳統(tǒng)的水電成本很低，例如，三峽電站的水電上網(wǎng)電價僅為 0.075 元 /kWh，遠(yuǎn)低于火電。但很多水力發(fā)電站都是季節(jié)性電站，而且水力資源有限，不能成為未來可再生能源電力的主體。風(fēng)電成本同樣很低，但資源分布不均勻性更嚴(yán)重。在未來以可再生能源為主的電力系統(tǒng)中，受限于自身缺陷，這 2 種方式都不可能成為主體，但會成為必不可少的組成部分。

隨著光伏發(fā)電技術(shù)的日益成熟，及其與儲能技術(shù)結(jié)合的日益普遍，未來光伏發(fā)電可能會成為可再生能源發(fā)電的主力。但目前聚光太陽電池的散熱問題是技術(shù)難點(diǎn)，高聚光比下，無可供使用的大面積聚光太陽電池。對于當(dāng)前的碟式聚光光伏技術(shù)，單個光伏發(fā)電系統(tǒng)中反射鏡面積很小，主要依賴擴(kuò)大生產(chǎn)規(guī)模來降低成本。使用線聚焦聚光光伏發(fā)電系統(tǒng)，如槽式系統(tǒng)和線性菲涅耳系統(tǒng)，可降低太陽電池散熱要求，是目前聚光光伏發(fā)電系統(tǒng)的重要發(fā)展方向。聚光光伏光熱系統(tǒng)是目前光伏發(fā)電領(lǐng)域比較熱門的技術(shù)方案之一。該技術(shù)使用分光技術(shù)，將長波輻射和短波輻射分離，使用太陽電池直接將短波輻射轉(zhuǎn)換為電能，避免了長波輻射產(chǎn)生的熱能對太陽電池的危害，同時又利用長波輻射產(chǎn)生高溫?zé)崮?，從而可以提高光電轉(zhuǎn)換效率。

采用生物質(zhì)氣化推動燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電，可以使燃?xì)廨啓C(jī)快速啟動，可在不同季節(jié)和夜間使用該方式，能較好地彌補(bǔ)光伏、風(fēng)能等不穩(wěn)定的缺點(diǎn)，很可能成為未來可再生能源電力系統(tǒng)的重要組成部分，但其存在成本較高的缺點(diǎn)。

4 結(jié)論

本文從理論角度對降低太陽能熱發(fā)電投資成本使其上網(wǎng)電價具有競爭力的方式進(jìn)行了分析。結(jié)果表明，通過優(yōu)化設(shè)計(jì)提高系統(tǒng)效率和擴(kuò)大規(guī)模，可使太陽能熱發(fā)電投資成本下降，并使上網(wǎng)電價降至 0.25 元 /kWh，完全可以與現(xiàn)有燃煤電廠競爭。按照上述技術(shù)路線，逐步增加系統(tǒng)規(guī)模，預(yù)計(jì)經(jīng)過 8～10 年的努力就可以實(shí)現(xiàn)。這為我國解決能源問題和溫室氣體排放問題提供了一項(xiàng)重要的選擇。 

原標(biāo)題：對太陽能熱發(fā)電走向成功之路的思考