光热发电产业链名词小词典：从聚光到并网

光热电站的产业链长，术语多。从聚光镜场到汽轮发电，每个环节都有专属名词。本文按产业链顺序，把较高频的术语讲清楚。

聚光与集热环节：光热电站的“前场”

聚光集热是光热发电的首要环节，核心设备是聚光器和吸热器。

槽式系统用抛物线形反射镜将阳光聚焦到一根集热管上。集热管内部有导热油或熔盐流动，温度可达400℃左右。槽式技术成熟、成本较低，但峰值温度受限，不适合高效率高参数汽轮机。

塔式电站用大量定日镜（heliostat）将阳光反射到塔顶的吸热器上。定日镜是双轴跟踪的平面或微曲面镜，单台面积可达100平方米以上。吸热器通常为熔盐或空气，温度可达600℃以上，适合搭配高效发电机组。

菲涅尔式用多条长条形平面镜将阳光聚焦到位于镜场上方的线状吸热管。结构简单、镜场成本低，但光学效率偏低，适合中低温热利用或小型电站。

槽式和菲涅尔式必须用真空集热管来减少热损。真空管由外玻璃管和内金属管组成，中间抽真空，并涂选择性吸收涂层。2026年国产真空管在400℃下的热损已低于10W/m，使用寿命可达25年。

储热是光热发电区别于光伏的核心优势。常见储热介质和换热设备如下。

熔盐（通常为硝酸钠和硝酸钾的混合物）在高温下呈液态，比热容高、粘度低。塔式电站多采用双罐储热：一个高温罐（565℃），一个低温罐（290℃）。储热时长从2小时到15小时不等，可根据电网需求调节。熔盐系统需要防凝，管路需电伴热。

槽式电站常用导热油作为传热流体，温度上限约400℃。导热油系统压力较低、安全，但存在老化分解问题，需定期更换。部分新建槽式电站已转向熔盐直接作为传热流体以简化系统。

从吸热器或储热罐来的高温流体进入蒸汽发生器，产生高温高压蒸汽推动汽轮机。蒸汽发生器通常由预热器、蒸发器、过热器和再热器组成，需精确控制水位和温度。直接蒸汽发生（DSG）技术可省去中间换热设备，但控制难度较大。

光热电站的发电部分与传统火电类似，但运行方式有差异。

光热电站通常采用再热式汽轮机，进汽参数因电站类型而异。槽式电站进汽温度约380℃，塔式电站可达540℃。汽轮机容量从10MW到150MW不等，部分塔式电站已采用超临界二氧化碳循环以提高效率。

光热电站因配置储热，可提供可调节的电力输出。容量因子（年发电量/额定容量×8760）是衡量电站利用率的关键指标。2026年国内运行良好的塔式电站容量因子可达40%-50%，优于同类光伏电站。

光热电站需要冷却蒸汽，常用空冷或水冷。空冷耗水少，适合干旱地区；水冷效率高但水资源消耗大。在西北地区，空冷系统已成为主流选择。

包括抛物线形反射镜、真空集热管、导热油系统、蒸汽发生器和汽轮机。反射镜和集热管决定集热效率。

常见设计为4至15小时。具体时长根据电站容量和电网需求确定，2026年新项目多配置6小时以上储热。

塔式定日镜可聚集大量阳光到一点，吸热器面积小，热损少，熔盐温度可达565℃，比槽式高约150℃。

通常需达到0.1°以内，以确保反射光斑始终对准吸热器。精度越高，光学效率越好，但成本也增加。

储热可平滑太阳间歇性，让电站按电网调度发电。没有储热的光热电站与光伏差异不大，经济性较差。

熔盐因温度上限高、直接储热成本低，在塔式电站中占优。槽式电站仍以导热油为主，但部分新项目转向熔盐。

若采用空冷系统，耗水量仅为水冷系统的10%左右。中国西北地区光热项目基本采用空冷。