众所周知，塔式光热发电技术始自上世纪50年代，前苏联科学家最早建立小型实验装置，在碟式聚光装置的基础上进行改进，其目的是保留碟式聚光器高聚光比优势，探索光热规模化利用或发电的可能性。上世纪80年代又在克里米亚建立5兆瓦实验装置。在这一时期，国际上也有很多国家相继建立了实验装置，但至今仍停留在技术探索上，特别是对传热介质的选择很类似核电，多种多样，眼花缭乱。

例如美国从建立太阳能1号采用水做传热和动力工质到太阳能2号采用熔盐介质时间跨度十余年。而真正具有商业化意义的塔式热发电实验项目Gemasolar电站则由欧盟出资建设，于2011年投入运行。在此期间，槽式光热发电技术逐渐成熟，与槽式热发电相比，显然塔式热发电技术还不能称之为成熟，至今仍在探索和进步中。但是与槽式热发电一样均暴露高投资、高成本，市场竞争力不足的共同问题。

近年来，美国和欧盟都将光热发电技术的创新放在发展可再生能源的重要地位看待，同时加大政府财政投资支持力度。美国能源部Sunshot太阳能计划公开了第三代光热发电发展路线图并按部就班推进，欧盟公开了2020地平线计划，其中“Next-CSP”（下一代太阳能热发电）和SCARABEUS课题着眼于超临界二氧化碳热发电技术与固体粒子储热传热结合，都取得了明显进展。目前我国也开始了“超临界CO2太阳能热发电关键基础问题研究”，并列入国家重点科研计划。但要实施超临界二氧化碳太阳能热发电，就不能不对塔式热发电技术进行再创新。

塔式光热发电技术在我国备受推崇，从2005年南京江宁和2006年北京延庆大汉两个实验项目算起，目前已经建成和在建的示范项目就多达8、9个，是国际上应用该技术最多的国家。什么原因呢？一句话，“高温、高工况、高效率”即“三高”最吸引中国专家的眼球。毫无疑问，塔式光热发电优势很突出；

1、依托高聚光比，接收器可获得近千度的高温；

2、接收、传热和储热系统构造紧凑，热损失少，定日镜跟踪技术相对成熟；

3、可为超临界二氧化碳动力设备提供高温媒介，进一步提高发电效率，远景可期。

但是，塔式光热发电还存在一些固有缺陷：

1、点聚焦和长焦距决定红外热辐射强度较低，衰减度较大，不仅受制于定日镜与接收器的距离，更受制于大气环境的变化，因此电站规模受限；

2、定日镜稳定度决定聚光焦斑的稳定性和焦斑温度；

3、接收器暴露在高空，热发射率和对流损失大，同时受风和环境温度制约；

4、液体接收器采用组串式布置，需要均衡稳定的聚光焦斑支持，但日照强度随季节性变动，以及现有的定日镜稳定技术难以保证；

5、传热介质和储热介质尚在选择中，没有定论；

6、站址选择不仅受DNI限制，更受限于地理维度、环境温度。

毋庸质疑，虽然塔式光热发电技术存在固有缺陷，但仍然是未来光热发电技术发展的重要选项。现在的任务就是针对固有缺陷进行创新，扬长避短，发挥技术优势。就像美国NREL在新近撰写的《Concentrating Solar Power Best Practices Study》一文指出的，目前塔式光热发电项目投入商业运行的较少，特别是吉玛索和新月沙丘两个项目先后出现一些问题，数据未公开，还有待进一步总结提高。

一、推广无缝隙定日镜，提高光热辐射率

塔式光热发电面临同槽式热发电站一样的初始投资高的问题，如何降低初始投资，关键是减少镜场投资规模。目前定日镜跟踪技术相对成熟，但单组定日镜在面积的选择上不尽相同，有选择100多平米的，也有选择20多平米的，那么究竟多大最好呢？建议以20至50平米为宜。理由是：

1、定日镜反辐射强度与单个镜面的面积直接相关，如果将镜面分割为小镜面再集合组装，实际降低了辐射强度，虽然总面积大了，但反射效率并不高。因此，在现有镜片制造工艺的基础上，用无缝隙方法组装单组定日镜，保证单位面积反射效率最大，同时降低组装成本。根据定日镜抗风荷及强度要求，单组定日镜的面积最好在20至50平米之内选择。

2、提高定日镜热发射率，减少热吸收率。光热发电对光的要求与光伏发电截然不同，根据光的频谱特性，可见光在光热发电中仅起指示作用，热含量很低，接收器欲获得稳定的高温辐射热，只能依赖红外光谱，即波长在750纳米到2300纳米的不可见光（图1）。由此可见，光热发电从定日镜到接收器，其热的传输模式包括热辐射和介质传热。如果采用固体粒子作为传热和储热介质，热传输过程基本遵循热辐射规律。因此，给定日镜提出的要求就是反辐射强度越高越好，热吸收率越低越好，这就要求镜片溅射的银层和铜层要有较高的热辐射率和较低的热吸收率，否则就要增加专门的热发射涂层。同时定日镜与接收器的距离和热效之间也要兼顾，依据接收器辐照强度与定日镜距离之间的反比关系，镜场规模不是越大越好，镜场设计尽可能规避无效投资。

图1太阳能利用光谱可用范围

二、选择固体粒子作为传热和储热介质

塔式热发电选择固体粒子传热始于上世纪八十年代，最早由美国桑迪亚实验室提出，千年后被业界重新提起。

为什么固体粒子做传热介质被再次重视？关键是熔盐介质存在的局限性，特别是在应用中暴露出经济性差、电站寄生损耗大、事故率高是根本原因。采用固体粒子则可以实现以下目标：

1、适应塔式热发电不稳定的光照辐射焦斑；

2、能应对温度瞬变冲击，规避熔盐介质一怕凝固二怕气化的风险；

3、可提高工况温度到600至1000度，以满足超临界二氧化碳高效发电之需；

4、固体颗粒不会像熔盐发生冻结，消除了伴热成本以及相关的维护和寄生电源损耗：

5、固体颗粒没有腐蚀性，减少了对传热管道和储热设备的防护成本。

借鉴桑迪亚塔式固体粒子技术，以及欧盟NEXT-CSP项目选择橄榄石即镁硅酸盐的经验，建议我国选择便于流化的粉煤灰或水泥粉末做塔式传热和储热介质。

粉煤灰系燃煤电厂固体废弃物，主要组分为：SiO2、Al2O3、FeO、Fe2O3、CaO、TiO2等，目前主要应用在建筑和公路交通基础设施。粉煤灰原本就是燃煤电厂流化床或煤粉锅炉的传热介质，工况温度在800至1000度，且粉煤灰球磨后就可以再利用，其粒度可恢复与现有超临界燃煤发电一样；粉煤灰同样适宜作高温储热介质，而且粉煤灰系脱硫产物，对环境友好，成本相比熔盐更低。（见表1）

欧盟资助协议编号的727762项目，在《作为传热流体和储存材料的悬浮颗粒的评估》报告中对不同的固体粒子性能做了分析，其分数排序为从0(最差)到5或10(最好)。

三、固体粒子接收器的选择

固体粒子传热遵循热辐射基本理论，严格地讲，辐射换热与导热、对流换热不同，无需冷热物体接触，热平衡的建立依赖物体间辐射热的发射和吸收。

固体粒子接收器最早在美国阿尔伯克基市的桑迪亚国家太阳热测试设施(NSTTF)进行实验，接收塔高61米，接收器透孔高6.3米，宽1.85米，深1.5米。粒子从透腔上方料斗排出释放，粒子通过空腔自由下落，在动态中粒子接收聚焦于空腔前方透射的太阳光辐射热。一般的理解是，热辐射在静态中通过被照射物体表面涂敷的高效选择性吸收涂层以获得最大热吸收效果，让落砂在动态中直接吸收光辐射效果好吗？2020年9月美国能源部拨付桑迪亚75万美元，拟与德国DLR合作实验其设计的转笼式接收器。

欧盟NEXT-CSP计划专注于管内微粒技术的研发，并由法国承担欧盟“CSP2”的固体粒子金属管道传热流体接收器研究,其方案采用的是40只3米长金属管组成的接收器，其中金属管的外径为50.8 mm，每根管之间的间距为14.2 mm，涂敷Pyromark 2500©选择性吸收涂料，管后设置耐火板，以反射通过管缝隙进入背面耐火板的光辐射，实验温度在800至900度，满足超临界二氧化碳布雷顿发电机组工况要求。它的设计理念与美国桑迪亚和德国DLR的粒子下落式不同，它通过底部高压风将流化粒子送入接收器管道，高温粒子由上部落入储热罐，再经流化床锅炉换热进入冷罐。

目前技术挑战和发展的重点是设计一种可以在高温状态下具有良好性能和可靠性的固体粒子接收器。美国桑迪亚的固体粒子实验限于颗粒的自由下落，以及通过窗口吸收光照热辐射热能，暴露的问题就是效率低且固体颗粒损失严重。由法国承担的欧盟“CSP2计划”选择固体颗粒橄榄石即镁硅酸盐金属管道传热流体接收器，除此之外还一并对固体粒子流化床换热装置进行了实验。

根据固体粒子传热储热特点，建议接收器采用陶瓷材料制作，以模块方式组装，模块外表层涂敷耐高温的选择性热吸收涂料，模块中心为固体粒子或粉煤灰的热辐照通道，其温度和流速由底部阀门控制，粉煤灰在密闭通道通过辐射热获得高温，再通过流化床锅炉换热（图2）。

图2自主设计塔式光热发电模块式陶瓷接收器

四、固体粒子循环流化床换热

在塔式光热发电装置中使用流态化颗粒作为传热介质，与传统的液体传热介质相比有许多优点。流态化颗粒可在远高于1000℃的温度下保持热稳定性，并消除传热流体的冻结风险。相对于最先进的液体传热介质，用于传热和储热的固体颗粒成本极低，为塔式光热发电带来了巨大的成本效益。总之，流态颗粒具有高温度、高热动力、低成本优势。在提高定日镜光学效率的同时，适当布局塔式太阳能镜场，可以大幅提高太阳能通量，保证固体粒子辐照温度达到近千度高温。循环流化床在我国燃煤电站广泛使用，技术成熟，经验丰富，稍加改造即可直接移植塔式光热发电系统，如果结合粉煤灰固体粒子接收器统一设计，投资成本会大幅降低。

美国NREL和Babcock&Wilcox公司共同提出的可适应多种动力装置的塔式固体粒子光热发电装置和流化床换热系统的示意图如图12所示，带有一个结合流化床加热的近黑体封闭粒子接收器、交换器和固体粒子热能储存装置。欧盟的下一代光热发电技术同样选择了流化床换热，但他们更注意考察所选择的固体粒子的在磨损、比热容等方面分析和选择。

五、固体粒子接收器与镜场布局

为最大限度吸收光热辐射，接收器可采用带固体粒子通道的陶瓷模块构筑接收器墙体，墙体外表面涂敷耐高温和具有极低发射率的选择性热吸收涂层，可大大减少热辐射损失，或陶瓷墙体模块包裹陶瓷管道，通过墙体自身具有的储热功能应对不稳定的光照和焦斑跳变。接收塔可借鉴南非Khi Solar One 50兆瓦DSG塔式光热电站设计模式，固体粒子接收器也采用三面体布置，定日镜镜场相应为东、西、北三个扇形镜场，分别对应三个固体粒子接收墙体。且定日镜面积由远及近为50平米至20平米，以兼顾不同远近定日镜的辐射强度实现均衡。通过优化镜场布局，降低初始投资。该设计比较适合我国纬度高、海拔高、环境温度低的环境。

结语

目前塔式光热发电站在传热和存储介质方面有多种选择，但每一种介质都有特定的限制条件和应用特点。拿熔盐来说，因受限于化学性质，它的上限温度在565℃左右，而结晶点在230℃，导致系统的热电转换效率受限，为防止熔盐凝固还要增加很多电伴热设备，无端增大电站寄生损耗。采用创新型的流态化的耐火颗粒作为传储热介质，可将系统工作温度提升到600至1000℃，大幅提升光热发电效率。根据国外的实验结果，预计采用流态化固体粒子作为传热储热介质，光热发电系统的理论发电效率将比目前最先进的熔盐塔式光热电站高出约20%，同时发电成本降低约25%，并显著降低存储介质的成本和电站初始投资。但是欲实现这个目标，不仅要精心选择固体粒子，还要考虑塔式接收器的可靠性和制造成本、以及蓄热罐、流化床悬浮粒子热交换器、超临界二氧化碳发电机组、固体粒子传输设备、冷料罐、电力或燃气互补储热等的设计和配套，特别是将其集成在塔式聚光发电系统中还需要做很多功课。可喜的是我国已经启动了这些工作。

总之，塔式光热发电前景诱人，技术路线多种多样，核心是能否结合国情，走我们自己的路。一句话，这是前无古人的事业，也为年轻一代光热技术人员留出足够大的创新空间。该文仅为抛砖引玉，但愿为国内塔式光热发电技术创新尽绵薄之力。

注：本文作者系太阳能热发电技术资深学者张建城。