（北京电力建设公司 北京朝阳 100024）
摘要：槽式太阳能光热发电是将多个槽型抛物面聚光集热器经过串联并联的排列，聚集太阳直射光，加热真空集热管里面的工质，产生高温，在通过换热设备加热水产生高温高压蒸汽，驱动汽轮机发电机组发电。2017年5月25日，十二五国家863项目1MW槽式太阳能热发电试验项目在延庆八达岭中科院电工所太阳热发电试验园区成功试运行，“在实测DNI超800W/㎡的辐照条件下，导热油出口油温达到391℃。”国内此前一直没有建成MW级槽式光热发电试验项目，该项目的建成对国内槽式光热发电技术的产业化具有重要意义。
关键词：太阳能；光热发电
０引言
太阳能热发电按照太阳能采集方式主要可划分为槽式发电、塔式发电和菲涅尔式发电等。截至2016年2月，在全球建成和在建的太阳能光热发电站中，槽式电站数量最多，约占建成和在建光热电站总数的80%，塔式电站占比超过11%，菲涅尔式电站最少，占比不足9%。采用太阳能热发电技术，避免了昂贵的硅晶光电转换工艺，可以大大降低太阳能发电成本。而且，这种形式的太阳能利用还有一个其他形式的太阳能转换所无法比拟的优势，即太阳能所加热的水可以储存在巨大的容器中，在太阳落山后几个小时仍能够带动汽轮机发电。
我国太阳能资源丰富。根据全国700多个气象站长期观察积累的资料表明，青海西部、宁夏北部、甘肃北部、新疆南部、西藏西部等地区，年辐射总量可达1855～2333kWh/m2，满足建造规模化太阳能光热发电站所对应的辐射资源要求。另外，我国的沙化土地面积达169万平方公里，其中有水力和电网资源的沙地约有30万平方公里，有充分的土地资源条件发展太阳能光热发电。
与国外光热发电技术在材料、设计、工艺及理论方面长达50多年的研究相比，我国的太阳能热发电技术研究起步较晚，直到20世纪70年代才开始一些基础研究。“十二五”期间，我国太阳能光热发电行业实现突破性发展，形成了太阳能光热发电站选址普查、技术、导则、行业标准等指导性文件。
截至2015年底，我国光热装机规模约18MW，其中纯发电项目总装机约为15MW，除中控德令哈50MW太阳能热发电一期10MW光热发电项目具有商业化规模以外，其它均为小型的示范和实验性项目，多不足1MW，处于商业规模化的前期阶段。
中国科学院电工研究所八达岭太阳能热发电实验电站为国家“863”计划重点项目的一部分，电站集科研、示范、试验和展示为一体，是我国第一座具有自主知识产权的兆瓦级塔式太阳能热发电实验电站。为把电站真正建成我国太阳能光热发电实验基地，新建1MW槽式太阳能热发电项目。
本工程槽式太阳能发电系统和塔式太阳能热发电系统共用一套发电单元和储热单元。因此，槽式太阳能发电系统只涉及槽式太阳能集热场和蒸汽发生系统两部分。其它槽式太阳能热发电系统所需的汽轮机发电系统、回热系统、机组冷却系统、储能系统、辅助锅炉系统、给排水系统、冷却水系统等等全部与塔式太阳能热发电系统共用。
八达岭1MW槽式太阳能热发电实验平台由集热系统、蒸汽发生系统、储热系统和汽轮发电机组构成，如图所示。
1 MW级槽式热发电热力系统图
1太阳能集热系统介绍
1.1太阳能集热系统概述
太阳能集热系统是本工程的核心系统，由槽形抛物面集热器构成。
槽形抛物面集热器包括接收器(吸热体和透明盖层组成的真空集热管)、聚光器(包含反射镜、支架、驱动装置、控制系统、跟踪系统)。接收器由内部的不锈钢钢管吸热体和外层的玻璃管透明盖层组成，在透明盖层和吸热体之间抽真空，减少高温状态下的散热损失，吸热体的外表面镀有选择性吸收涂层，外层的透明盖层镀有减反膜，增加玻璃的透光率。
1.2 太阳能集热系统布置
本工程站址受用地范围限制，3个槽式太阳能集热器回路当中的1个槽式太阳能集热器回路采用南北布置，一维跟踪方式；2个槽式太阳能集热器回路采用东西布置，一维跟踪方式。
靠站址西侧的1个槽式太阳能集热器回路采用南北轴线水平布置、一维跟踪方式，采用水平轴南北向东西旋转跟踪太阳；靠站址北侧的2个槽式太阳能集热器回路采用东西轴线水平布置、一维跟踪方式，采用水平轴东西向南北旋转跟踪太阳。每一个槽式太阳能集热器回路都装有太阳传感器和控制器。聚光器位置可以通过该控制器独立调节，对其它聚光器的正常运行不造成干涉。
槽式太阳能集热器回路末端的槽形抛物面集热器通过一个管路来横跨连接。冷的导热油从导热油主泵流向低温导热油总管，然后流入3个槽式太阳能集热器回路中。导热油在槽式太阳能集热器回路中被加热，然后通过高温导热油总管流回到蒸汽发生器。
2热传输系统
2.1 导热油
本工程传热工质采用Thermino VP-1型号液相导热油。
2.2 导热油主泵
导热油输送系统由变频调速导热油主泵驱动。在运行中，太阳能集器出口导热油温度393℃(高温侧)，油水换热汽出口导热油温度根据最终的汽轮机热力平衡图和蒸汽发生系统的油水换热器组设计来确定(低温侧)。
本工程配置2台100%容量导热油主泵。
导热油主泵运行根据太阳能集热区及天气变化负荷变化较大，因此所有导热油主泵均配备变频装置。
2.3导热油膨胀罐
当太阳能集热区开始跟踪太阳时，导热油开始升温、体积膨胀，部分导热油膨胀至导热油膨胀罐中，当太阳能集热区收集到热量减少时，导热油开始降温、体积减少，导热油膨胀罐内液面将下降。
本工程导热油总量较少，因此设置1台导热油膨胀罐就能满足系统运行要求。
为防止导热油系统中介质氧化，并防止导热油汽化，采用氮气来填充导热油罐。
氮气系统保证导热油罐、导热油主泵密封用气。本工程氮气系统暂按采用外购氮气瓶考虑。
导热油膨胀罐高位布置在6.5m高，以便可以倒灌导热油主泵和整个导热油管路系统。
2.4太阳能集热区导热油管路
为平衡不同太阳能集热器回路的导热油母管压力降差异，在每个从冷母管到槽式太阳能集热器回路的入口连接处安装电动调节阀。
在每个集热器回路，均需要安装泄压阀，以避免升温时超压。泄压阀出口连接到槽式太阳能集热器回路关断阀前。
2.5导热油防凝
为了简化系统组成，本工程采用导热油膨胀罐设置浸泡式电加热器的在线导热油防凝加热工艺和导热油储存罐设置浸泡式电加热器的系统长期停运后重新启动时导热油加热工艺。
2.6导热油储存罐
本工程设置1台100%容量的导热油储存罐和1台导热油充油泵，用于回收、储存长期停运或检修期间的系统导热油。导热油储存罐和导热油充油泵采用低位布置，依靠导热油自流收集回收导热油，当系统需要充油时用1台导热油充油泵，将预加热后的导热油送入高位布置的导热油膨胀罐进行充油工作。
导热油储存罐布置在导热油膨胀罐的下方，区域下方设置防火油池，当任何油罐泄露时，油池可以容纳系统内全部导热油。油池内壁面涂阻油剂，同时设置清空油池内导热油的排油泵。
3蒸汽发生系统
3.1 蒸汽发生系统
蒸汽发生系统由1列100%容量的油水换热器组，导热油主泵驱动的导热油将收集到的热能通过油水换热器传给塔式系统来的给水，加热给水使其变成塔式系统汽轮机所需的过热蒸汽。油水换热器组包括：给水预热器、蒸汽发生器、蒸汽过热器，暂按卧式、管壳式换热器考虑。导热油通过油水换热器把太阳热能转换成中温、中压蒸汽。
油水换热器出来的低温导热油进入导热油膨胀罐，再由导热油主泵驱动，再次送入太阳能集热区槽式太阳能集热器回路，收集太阳能集热区热能形成循环回路。
3.2 给水、主汽系统
作为塔式太阳能热发电装置的扩建实验装置，蒸汽发生器的给水由塔式的给水系统提供，连接点定为塔式辅助锅炉入口给水管道，在不改造塔式系统的给水系统和主蒸汽系统的前提下合理选择槽式系统给水、主蒸汽管道规格，使得塔式系统2台650m扬程给水泵提供的压力能满足汽轮机入口蒸汽参数要求。蒸汽发生系统出口蒸汽按接入的塔式辅助锅炉出口原有蒸汽管道考虑。
3.3蒸汽发生器疏放水、排污
槽式系统无法自己回收利用蒸汽发生系统连续排污扩容器的扩容蒸汽，因此蒸汽发生系统连续排污暂按引接至塔式系统的连续排污扩容器考虑。
蒸汽发生系统附近设置一台定期排污扩容器。定期排污扩容器疏水设置排污井收集后送回塔式系统污废水处理系统。
4主要技术及设备参数
4.1主要技术参数如下（额定工况）：
5 槽式集热器安装
5.1 集热器简介
集热器回路（LOOP）的集热长度约为600m，包含4 个集热器组合(SCA)。每个集热器组合(SCA)长约为150 m，包含12 个集热器单元(SCE)，1 套驱动立柱，12 套支撑立柱，一套液压驱动装置及就地控制系统（LOC）。
每个集热器单元(SCE)包含7 行4 列 RP3 反射镜及其钢结构支架。抛物面反射镜焦距为1710mm，焦线位置布置3 根真空集热管，单根集热管长度约为4060mm，集热管钢管外径约为70mm。
每套液压驱动系统包含一套液压站和两套驱动油缸，配合就地控制系统驱动集热器组合(SCA)进行追日跟踪。
回路(LOOP)管道上布置测量仪表。集热器组合(SCA)之间通过旋转接头及跨接管道相连接，并设有保温措施。
5.2集热器安装说明
5.2.1 集热器单元安装顺序
根据集热器支架的结构，确定集热器单元部分的安装顺序为“扭矩框组装—悬臂梁托片安装—集热管支架及悬臂梁安装—镜片安装”。在“集热管支架及悬臂梁安装”步骤之后需要对集热器支架部分进行旋转拍照检测，其目的是为了保证悬臂梁安装后各个托片的空间位置精度，保证镜片安装后集热器的面形超差在可修正的范围内。
5.2.2集热器装配
扭矩盒式集热器属于空间桁架结构，零件的使用数量较多，优点是便于生产加工,对零件的精度要求不高,抗风抗扭的强度好,同时能够大量节约运输成本,是目前国内外技术最成熟使用最广的结构类型。由于其加工的特殊性，需要在电站安装现场进行就地组装。
为保证集热器的安装精度，现场预设一个900 平方米的安装区，支架组装在调整校验合格的高精度组装工装上进行。安装区内配置3 套工装，分别是反射镜托片安装工装、扭矩框安装工装和悬臂梁支架安装工装，以另外配置反射镜玻璃片安装台。
集热器组装时先将集热器装配线各部分工装调整到最高精度，然后组装工人按单元分别在28 个悬臂上安装反射镜托片，并组装好1 个扭矩框，再将扭矩框移动至悬臂安装工装上定位固定，将安装有托片的28 个悬臂放置在扭矩框上的预定位置，用高强度螺栓将悬臂和扭矩框连接在一起，安装集热管支架。确认几何精度正确。对于组装好的支架，点位测量采用激光跟踪仪对其检测，激光跟踪仪代表了世界上最先进的光学测量技术，激光跟踪仪可提供非常准确的动态和静态坐标以及角度测量，是大尺寸测量、工件安装、定位、校正等方面功能强大的计量工具。美国API 跟踪仪其测量精度（MPE）达到15+6L/1000um，测量范围长达320m。测量过程中，首先在待测点放置跟踪仪匹配的测量辅助件——球形棱镜，激光跟踪仪跟踪棱镜依次测量112 个反射镜固定位置托片坐标、托片倾斜角度以及相邻托片连线与水平面夹角、扭矩盒同轴度、集热管支撑架坐标及扭转角度等。托片位置精度直接影响着最终的太阳能拦截率，因此至关重要。对于支架组装单元检测，实行100%全检方式。
根据以上流程组装完成的集热器单元被运至现场，完成2×150 米集热器组合的现场安装。
5.2.3集热器的转运
集热单元组装完成合格后，利用起重设备将完成镜片安装的集热器吊装至专用转运车上并固定，将其由集热器装配区转运至相应的吊装位置。
5.2.4立柱及驱动装置安装
安装区组装集热器单元(SCE)的同时，现场进行立柱及驱动装置的安装调整工作。
1) 测量前期预制的基础标高和螺栓标高，确定立柱的初步安装高度。
2) 使用起重机将驱动立柱和支撑立柱吊装到指定位置，调节地脚螺母使立柱达到初步安装高度并固定。
3) 使用起重机将主传动装置吊装到驱动立柱顶端，调整位置无误后使用螺栓紧固。
4) 液压泵站安装时，要保证四周有足够的空间，以方便其装拆、操作及维修保养。
5) 高压胶管安装时不允许扭曲、应在其自然状态下进行连接。通过过滤设备向油箱内加入相应标号清洁液压油（污染指标：ISO 标准20/17)，建议在用一年后更换（第一次换油期为六个月）。油液加入量在液位计4/5刻度处。
5.2.5 集热器单元组装
根据现场情况，可使用25t 汽车吊或50t 履带吊进行吊装工作。集热器单元(SCE)各就位后调整并预紧各连接点，通过倾角传感器及液压驱动系统调整相邻SCE 夹角至技术要求范围，紧固各连接点螺栓至安全力矩。
5.2.6集热管、管道焊接
以3 根集热管为一组进行焊接，焊前检查集热管是否有破损、漏气，镀膜脱离等现象，检查集热器焊接接口是否符合焊接要求，彻底清除集热管内的灰尘杂
所有焊接材料必须有出厂合格证，严谨使用不合格品。使用时需对钨极、焊丝、除油、除锈、除水分、氩气纯度达99.99%。将三根集热器依次放入焊接工装的卡具上，将焊口对正对齐（如果对不齐，需要打磨处理），集热管定位焊采用四点定位。焊接时将集热管上的真空收气嘴保持一致方向，集热管背面充氩完成后使用氩弧焊机将集热管焊接在一起，焊接方法采用转动集热管焊接，保证焊缝外观符合要求。
管道焊接技术要求与集热管焊接技术要求相同。
6技术创新
槽式太阳能热发电系统在试运前需进行导热油煮油工作。否则由于导热油中存在水份，在运行过程中易引起爆管。
传统煮油方式是利用储存罐自带的电加热加热导热油。这种方式加热时间长，水分蒸发不彻底，易引起爆管。因此，本次创新是利用充油泵将油打入系统循环同时利用系统的防凝装置使油加热到150度进行煮油，大大降低了加热时间，使油内水分得到了充分蒸发。
6结论
八达岭MW级太阳能槽式热发电系统示范项目的成功运行，对掌握太阳能槽式热发电电站设计、集成和运行技术。对槽式真空管管内传热、大型槽式热力系统设计以及系统启动与停机的热力循环方法、槽式系统热性能评价技术等的研究，摸索出适合我国气候条件的槽式太阳能热发电站运行控制系统，从而为我国未来建设更大规模的槽式太阳能电站打下坚实基础。尽管我国太阳能光热发电起步相对较晚，但从目前的形势来看，随着太阳能光热发电示范项目的出台，我国光热发电已经开启新的历史转折。确信在我国政府和企业的共同努力下，太阳能光热发电产业必将在我国能源利用中发挥越来越重要的作用，未来发展前景广阔。
参考文献:
1. 《电力建设施工及验收技术规范》（锅炉篇）
2、中海阳能源集团股份有限公司槽式集热器安装说明书
3、 八达岭项目可研报告
作者简介
王建立、男、1974年9月、大专、助理工程师、北京电力建设公司延庆光热运维项目部副经理、
论文作者:王建立
论文发表刊物:《电力设备》2017年第31期
论文发表时间:2018/4/12
标签：太阳能论文; 导热油论文; 系统论文; 光热论文; 蒸汽论文; 回路论文; 热管论文; 《电力设备》2017年第31期论文;