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太阳能热发电技术及其产业化进展

主办单位: 中国科学院老科协
承办单位:中国科学院老科协电工所分会
举办时间:2019-05-16       【字号: 访问量:

目录

简介
主持人致辞
主旨报告
邀请报告
讨论与交流
主要专家简介:
  1.                吴石增(主持人) 中科院电工所研究员,中科院老科协电工所分会理事长
  2.                王志峰(主旨报告) 中科院电工所研究员,中科院太阳能热利用及光伏系统重点实验室主任,中科院“百人计划”项目专家,中国科学院首批特聘核心骨干研究员,国家首批“万人计划”入选者,国家重点基础研究发展计划(973计划)能源科学领域专家咨询组成员,国际能源署太阳能热发电和热化学组织(IEA Solar PACES)副主席,国家太阳能光热联盟第四届理事长
  3.                韩  巍 (邀请报告) 中学学院工程热物理所研究员,长期从事可再生能源与化石燃料互补利用方法与多功能能源系统,分布式供能系统集成与优化,新型太阳能热发电技术等研究工作。
  4. (以下按姓氏笔画排列)
  5.                陈振斌   中科院电工所高级工程师 老科协电工所分会会员
  6.                陈东兵   中科院电工所高级工程师 老科协电工所分会会员
  7.                郭明焕   中科院电工所副研究员
  8.                何远光   老科协执行理事长兼秘书长  中科院离退休干部工作局原局长
  9.                金家骅   中科院电工所高级工程师 老科协电工所分会副理事长
  10.                李耀华   中科院电工研究所研究员 所长
  11.                李亚南   中科院老科协办公室主任助理
  12.                雷东强    中科院电工研究所副研究员
  13.                刘长春   中科院工程热物理所 博士研究生
  14.                刘  红   中科院电工所老干办主管 老科协电工所分会副秘书长
  15.                麻莉雯   中科院老科协办公室主任 老科协电工所分会秘书长
  16.                孟祥仪   中科院电工所高级工程师 老科协电工分会副理事长
  17.                马  盼   中科院电工所科技处主管
  18.                孙建国   中科院老科协副理事长  中科院离退休干部工作局原局长
  19.                孙广生   中科院电工研究员  老科协电工分会副理事长
  20.                王柏懿   中科院力学所研究员 原副所长 老科协力学所分会理事长
  21.                邢福生   中科院电工所原党委书记 老科协电工分会副理事长
  22.                原郭丰   中科院电工所副研究员
  23.                余  强   中科院电工所副研究员
  24.                赵慧斌   中科院电工所科技处处长
  25.                张亚彬   中科院电工所高级工程师 老科协电工所分会理事
  26.                周树青    中科院老科协电工所分会理事
展开

【简介】

 

开发可再生能源已成为全球能源转型及实现应对气候变化目标的重大战略举措,而太阳能热发电是大规模开发利用可再生能源的一个重要技术途径,其储热特性使其不仅具有输出平稳可承担基础负的特点,而且也具有电力调峰填谷的功能。国际上太阳能热发电技术发展始于上世纪80年代,目前已经进入第三代太阳能热发电技术研发阶段,而国内起步较晚,各研究院校及相关企业从2006年才开始展开深入研究,直到2016年9月国家能源局才批准了20个太阳能热发电项目的建设。我国科研机构,特别是中国科学院电工所, 是开展太阳能热发电技术较早、且获得了卓有成效的研究工作的单位,在“十一五”建设完成了亚洲首座1MW塔式太阳能实验电站,在 “十二五”建成1MW槽式太阳能实验电站,在热发电系统核心的聚光-吸热技术研究占据了重要位置,曾获科技部颁发的“‘十一五’国家科技计划执行优秀团队奖”,并获得科技部的“重点领域创新团队”奖。

本次学术沙龙的重点是分析国际上第三代太阳能热发电技术发展现状与趋势,介绍国内太阳能热发电技术研究现状及其产业发展情况,讨论国内太阳能热发电技术存在的共性问题及新一代太阳能热发电技术研究方向及进展。

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【主持人致辞】

 

吴石增:各位领导、各位专家、各位同事大家上午好!由中科院老科协主办、电工所分会承办的《太阳能热发电技术及其产业化进展》为主题的学术沙龙活动现在开始了。

开发可再生能源已成为全球能源转型及实现应对气候变化目标的重大战略举措,而太阳能热发电是大规模开发利用可再生能源的一个重要技术途径,其储热特性使其不仅具有输出平稳可承担基础负的特点,而且也具有电力调峰填谷的功能。国际上太阳能热发电技术发展始于上世纪80年代,目前已经进入第三代太阳能热发电技术研发阶段,而国内起步较晚,各研究院校及相关企业从2006年才开始展开深入研究,直到2016年9月国家能源局才批准了20个太阳能热发电项目的建设。

我国科研机构,特别是中国科学院电工所, 是开展太阳能热发电技术较早、且获得了卓有成效的研究工作的单位,在“十一五”建设完成了亚洲首座1MW塔式太阳能实验电站,在 “十二五”建成1MW槽式太阳能实验电站,在热发电系统核心的聚光-吸热技术研究占据了重要位置,曾获科技部颁发的“‘十一五’国家科技计划执行优秀团队奖”,并获得科技部的“重点领域创新团队”奖。对推动国家太阳能热发电技术、政策等的发展起到了重要作用,在国际太阳能热发电技术领域上占据了重要席位。

分析国际上第三代太阳能热发电技术发展现状与趋势,介绍国内太阳能热发电技术研究现状及其产业发展情况,讨论国内太阳能热发电技术存在的共性问题及新一代太阳能热发电技术研究方向及进展,是今天学术沙龙活动的主要事项。

今天的学术沙龙,请王志峰研究员做主旨报告。王志峰研究员现为中国科学院太阳能热利用及光伏系统重点实验室主任,中科院“百人计划”项目专家,中国科学院首批特聘核心骨干研究员,国家首批“万人计划”入选者,国家重点基础研究发展计划(973计划)能源科学领域专家咨询组成员,也是国家太阳能光热产业技术创新战略联盟创始人,国际能源署太阳能热发电和热化学组织(IEASolarPACES)副主席。其科研团队曾入选科技部“重点领域创新团队”,在中国建成首个兆瓦级塔式太阳能热发电实验电站,2017年国家“十二五”863重点项目“槽式集热发电系统试验平台研究及示范系统”顺利验收,完成了兆瓦级槽式太阳能热发电示范电站。

今天我们还邀请到中国科学院工程热物理研究所的韩巍研究员作题目为《太阳能超临界CO2发电技术原理、瓶颈与研究进展》的邀请报告,韩巍研究员一直从事可再生能源与化石燃料互补利用方法与多功能能源系统,分布式供能系统集成与优化,新型太阳能热发电技术等研究工作。主持或参加了国家自然科学基金项目、国家高技术研究发展规划项目(863)、国家重点基础研究发展规划项目(973)、国家重点研发专项等20余项。在国内外发表科研论文100余篇,获得国家发明专利20余项。曾获美国机械工程师协会(ASME IGTI Coal, Biomass & Alternative Fuels Committee) 2007年最佳技术论文奖,国家能源局软科学二等奖,2017年中国专利优秀奖,2018年中国电力科学技术进步一等奖和浙江电力科学技术进步一等奖。

两位专家报告之后,进行沙龙讨论发言,请大家敞开思路,踊跃发言,积极参加讨论。我们电工研究所李耀华所长在百忙中来参加此次活动,体现了所领导对今天学术沙龙活动的重视和支持,下面首先请李耀华所长讲话。

李耀华所长:各位老领导、各位老同事、在职的同事大家上午好!十分高兴参加2019年度老科协主办的学术沙龙,这也是我第三次参加学术沙龙了,这次沙龙现在以太阳能热发电技术为主题开展讨论,还邀请了工程热物理所的韩巍老师来参加。老科协对推动电工所的科研工作、活跃学术气氛做了卓有成效的工作,在此我代表所领导、代表全体在职职工对老科协做的工作表示衷心的感谢。

电工研究所是一个比较低调的研究所,但工作都是自己干自己的,相互交流的机会比较少,老科协的活动也推动了所内的交流,尽管是刚刚起步,但是已经取得了很好的作用。今后希望在职的各个研究部门大力支持老科协的工作,进一步活跃所里面的学术气氛,推动所里科研工作的发展,我衷心的祝愿这次会议取得圆满成功,谢谢大家!

吴石增:谢谢李所长的讲话。下面请王志锋研究员作主旨报告:

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【主旨报告】

 

王志峰:太阳能热发电技术及其产业化进展

首先非常感谢各位老师、各位领导来参加此次活动!非常感谢吴老师的邀请,吴老师工作非常认真,从去年十月份就开始与我沟通,确定了本次沙龙活动的主题。我也想就本次机会向大家汇报一下太阳能热发电技术及其产业化进展情况,不当之处请大家批评指正。

1. 引言

太阳能热发电技术是大规模开发利用太阳能的一个重要技术途径。它通过聚光器捕获低密度的太阳辐射能量然后聚焦到位于焦点或焦线处的吸热器上,吸热器将太阳能转化为热能并加热内部的传热工质,然后利用不同的热力循环将热能转换为机械能来驱动发电机进行发电,如图1所示,它的最大的特点是可以进行储热,从而消除了太阳间歇性、不稳定性的缺点,可以保证电能的稳定供应以及在电网中进行调峰填谷的功能。

图1 太阳能热发电过程

太阳能热发电技术自从上世纪80年代初开始发展,已经有了近40年的历史。总结起来,根据吸热器参数不同,太阳能热发电技术可以分为四代技术。

第一代为导热油和水作为工质的太阳能热发电技术,其吸热器运行温度在230℃-430℃范围。导热油工质主要用在槽式太阳能热发电系统中,最高运行温度为400℃,超过该温度后导热油会发生分解。由于热机效率随温度升高而提高,因此这种技术的由于最高温度400℃的限制,导致太阳能热发电效率较低。但是基于导热油作为传热工质的槽式太阳能热发电技术由于其模块化制作、系统运行稳定、成本较低的优点,是目前国际上商业化程度最广的技术。目前,德国的瓦克公司(WACKER)开发了HELISOL硅油,这种硅油可以最高运行在425℃,进一步提高了传热工质出口温度,其凝固点定于-40℃,非常适合应用于中国的西部或北方地区。

对于塔式太阳能热发电来说,采用水/蒸汽作为吸热与传热工质,能直接将吸热器的热量带入汽轮机,简化了整个系统。但水工质在300℃左右时,若处在饱和状态下运行,由于其工作压力为超高压,从而对吸热器及相应设备管路的材料和安全性要求非常高;而若在过热状态下运行,则存在过热蒸汽比热较小的问题,使得吸热器在非稳态非均匀的太阳辐射条件下运行监控十分复杂。水工质的工作温度受到压力的制约一般不会太高,系统整体发电效率的提高受到很大限制。目前西班牙PS10、美国Ivanpah电站及电工所在延庆的八达岭塔式实验电站采用的都是水/蒸汽的吸热器。对于槽式太阳能热电技术来说,采用水/蒸汽作为传热工质同样可以显著简化系统,减少换热器等,不足之处就是在槽式集热管内存在两相流问题,相变过程比较复杂,需要开发复杂的控制策略才能保证系统稳定。另外,水/蒸汽传热工质的系统如何进行储热也是较大的问题,大部分都是配置了辅助锅炉保证电站系统的稳定性。因此目前采用水/蒸汽作为传热工质的技术只在西班牙PSA测试中心、法国及泰国建设了较小规模的槽式系统,国内北京兆阳光热公司建设了水/蒸汽传热工质的类线性菲涅尔系统。

图2 电工所水/蒸汽工质的1MW塔式太阳能热发电实验电站

第二代技术为采用熔融盐作为传热工质的太阳能热发电技术,其吸热器运行温度在375℃-560℃范围。熔融盐是盐类的熔融态液体,太阳能热发电技术中通常所说的熔融盐是指无机盐熔融体。一般为混合熔融盐,其熔点(或凝固点)普遍较高,在某一特定温度范围内,物理化学性能稳定,超过特定温度也会发生分解和氧化反应。如二元体系的混合硝酸盐(成分为60%的NaNO3和40%的KNO3),熔点在221℃到243℃之间,分解点在620℃左右。温度高于分解点会因发生分解反应导致盐质劣化;三元体系的混合硝酸盐(成分为40%的NaNO2,53%的KNO3 和7%的NaNO3),熔点为146℃,分解点在550℃附近。温度高于分解点,会因发生亚硝酸盐分解和氧化反应导致熔融盐熔点升高,盐质劣化。熔融盐可以同时作为电站的储热工质, 从而实现“吸热-储热”。目前大部分塔式太阳能热发电站采用熔融盐作为传热工质,而部分槽式太阳能热发电系统也开始采用熔融盐作为传热工质。这些电站中,通常采用二元盐做为传热工质,其最高使用温度可以达到550℃,显著提升了光热发电效率。 但熔融盐的缺点是其较高的凝固点,如二元盐,其凝固点在230℃左右,低于该温度系统将发生冻堵,因此需要采用电伴热系统维持其全天温度不低于凝固点温度,导致较高的维持成本和热量损失。

图3 首航节能100MW熔融盐塔式太阳能热发站

第三代技术为空气作为传热工质的太阳能热发电技术。利用高温空气发电的热力循环,通常称作 Brayton 循环。 空气吸热器是整个循环系统中的关键部件, 空气吸热器的核心部件是吸热体。空气吸热器的工作原理是:多孔材料吸热体吸收聚光太阳辐射并把其转化为热能,空气在压力驱动下流经吸热体材料,通过与多孔材料的固体骨架表面进行对流换热而温度升高,最后获得高温的空气。以空气为传热流体的塔式电站优点在于易于获得,无成本,清洁,环境友好;工作温度范围宽,无相变;可实现高运行温度,发电效率高等特点。不足之处在于空气传热效果差,源于其低密度和高粘度的物理特性,吸热内温度部分不均,承压不足等。

常用的多孔材料如碳化硅泡沫陶瓷材料,其是一种强度高、导热系数高、 热膨胀系数低、 抗热冲击能力强和高温下抗氧化性能优异的高性能陶瓷材料。目前被认为是最有潜力作为空气吸热器吸热体的材料。电工所在延庆太阳能热电基地开展了基于泡沫陶瓷吸热器的塔式太阳能系统实验测试,如图4所示,空气最高温度可达到800℃以上。

图4 电工所1MWth空气吸热器

第四代技术以固体颗粒或液体金属作为传热工质的太阳能热发电技术,其吸热器运行温度在800℃及以上,可以采用超临界二氧化碳(S-Co2)的布莱顿循环,获得更高的发电效率。当前,从交变应力下吸热体的安全性考虑,全球目前还没一个超过600℃的面式或管式液体吸热器运行。而采用颗粒作为吸热体可以形成不连续的吸热面和体,颗粒器的优点在于:柔性吸热面,耐非均匀高能流高温和热冲击;耐温高,1000℃;使用温域宽,不冻结,不过热,避免了熔融盐的问题;体吸收效率高;价格低廉等特点。目前颗粒吸热器是国际上研究的热点技术,表1示出了不同的颗粒吸热器研究情况。当颗粒吸热器达到高温后,通过与S-Co2进行换热,获得更高的发电效率。美国、德国、法国及西班牙等国家都开展了大量的S-Co2太阳能发电技术研究。电工所近年来也开展了该方面的研究,如图5所示,开发了固体颗粒自由下落式吸热器。在2019年也刚刚获得了国家重点研发计划:“超临界CO2太阳能热发电关键基础问题研究”项目,共有18家单位,开展相关研究。具体的超临界CO2技术,将由工程热物理所的韩巍博士来具体介绍。

图5 电工所的固体颗粒自由下落式吸热器

在太阳能热发电技术里面有一个重要的技术就是储热,储热可以帮助太阳能热发电系统实现平稳发电和调峰填谷的功能。但目前的储热问题是热进去容易,但输出较为困难。越容易储热的介质其热量越难以出来,因为储热材料的导热系数一般比较低。目前,我们提出了采用仿生学的方法来做,在人工器官或者是植物、动物里面有很多各种通道,会把能量输送到很多的地方,也会带出很多的废弃物,通道是等级孔,比如血管,有动脉、颈脉、毛细血管分布在全身的表面,让每个细胞得到能量的营养,基于仿生的原理,开展储热技术研究将是今后太阳能热发电技术里的一个新的研究热点。

另外,如何降低聚光成本也是太阳能热发电技术的一个核心问题,目前聚光器成本占了热发电的成本50%以上。首先是跟踪采用的都是曲面玻璃,材料制造和跟踪设备的成本高。目前国际上提出了采用超表面聚光方式,用负折射率常数产生特殊的性能,通过调制腔体的频率,可实现控制光波的共振频率,形成光在某个波长下向某个方向反射和传输,如图6所示。该超表面聚光可以大大降低成本,预计聚光成本降低60%,是属于变革新技术。


图6 表面超材料聚光

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吴石增:谢谢王志锋研究员的主旨报告!下面请韩巍研究员作邀请报告。

 

 

【邀请报告】

 

韩巍:太阳能超临界CO2发电技术

感谢中科院老科协电工所分会的邀请,有机会向各位专家老师汇报太阳能热发电领域的技术研究进展。我的报告题目是“太阳能超临界CO2发电技术”,下面我主要从一下四个方面简单介绍研究背景、超临界CO2循环原理、关键技术瓶颈、研究进展。

1. 研究背景

下图1是一个太阳能的发电系统原理图,太阳能集热场将太阳辐射转换成热,具体的有槽式、塔式以及碟式集热方式,聚光之后部分热通过热力循环的形式发电,部分储存起来。图中显示的是一个典型的热力循环,即朗肯循环。通过朗肯循环实现热功转换,然后再通过一个发电机组进行发电。

图 1 太阳能热发电系统示意图

目前应用在太阳能热发电技术的热力循环主要有两类,一类是朗肯循环,另一类是布雷顿循环。朗肯循环广泛用于燃煤电站中,它以工质是水,整个循环由四个过程组成:在泵中的绝热压缩过程;在锅炉里面的等压吸热过程;在汽轮机里面的膨胀过程;在凝汽器里面的等温放热过程。这是目前正在运行的太阳能热发电站最常见的一种发电方式。对于布雷顿循环,其循环工质不再是水,而是以空气、氦气或者超临界CO2气体,循环包括:绝热压缩过程,等压加热过程,绝热膨胀过程和等压放热过程。布雷顿循环与朗肯循环最主要的区别在于压缩和放热过程,前者是气体压缩和等压放热,后者是液体压缩等温放热。由于等压放热过程存在比较大的温度变化,布雷顿循环能通常为回热循环形式,即透平排气的高温余热通过回热器加热压气机出口低温工质,减少压加热过程中吸收的外部热量,从而提高发电效率。

布雷顿循环里面的超临界CO2循环是目前研究的一个热点,主要是超临界CO2循环的发电效率比较高。太阳能热发电系统装机容量较小,对于以水为循环工质的朗肯循环效率一般低于40%,而超临界CO2循环在40-50%之间。对于同样为布雷顿循环,以超临界CO2为工质的循环效率也要比以氦气和空气为工质的循环高。超临界CO2循环概念很早就提出了,第一个相关专利在1948年申请,在1960-1970年之间是循环研究的一个高峰期,之后就一直沉寂下来了,主要由于循环的一些技术瓶颈,包括透平技术、换热技术、集热技术等。虽然这个循环在理论上很好,但是在实际上缺乏相关的技术作为支撑,到了2000年之后,随着工业的发展,这些技术瓶颈逐渐的得到了解决或者是部分解决,超临界CO2循环又成为了研究热点。超临界CO2循环除了太阳能热发电,还可以用于核能以及高温工业余热回收利用。

2. 超临界CO2循环原理及其优势

下面重点分析超临界CO2循环的高效原因。研究方法比较简单,采用循环比较法。假设将太阳能集热作为一个恒温热源,环境作为另一个热源,根据卡诺定理,在两个热源之间工作的所有循环,可逆循环的效率是最高的,所有的可逆循环的效率是相同的,与卡诺效率相等。另外,假设循环内部过程可逆,即忽略回热过程、压缩与膨胀过程的不可逆损失。实际循环与卡诺循环相比,工质从热源吸热的平均温度和向环境放热的平均温度,与热源温度和环境温度存在一个差值,这个差值的大小就能判断出循环效率的高低,差值越小,说明这个循环越接近卡诺循环,循环效率越高,反之亦然。

图2布雷顿循环与朗肯循环对比

图2为前面提到的两类热力学循环T-s图。左侧图中1-2-3-4-5-6-1为超临界CO2循环各过程,平均吸热温度为764K(红线所示),与热源的平均吸热温差为59K,平均放热温度为319K,平均放热温差为14K;右侧图中1-2-3-4-5-1为朗肯循环各过程,由于工质吸热存在相变,它的平均吸热温度592K,平均吸热温差为231K,远高于超临界CO2布雷顿循环,平均放热温度为315K,平均放热温差为10K,略低于超临界CO2布雷顿循环。根据平均吸热温度和平均放热温度,计算出布雷顿循环效率达到了58%左右,朗肯循环在47%。由此看出,超临界CO2布雷顿循环吸热过程更加接近热源,是循环效率高的主要原因。

图3不同工质的布雷顿循环对比

布雷顿循环可以有很多种工质,为什么以超临界CO2为工质的循环效率最高呢?也可以从两方面来进行分析,如图3所示,对于以空气为工质的布雷顿循环的平均吸热温度为737K,其平均放热温度为359K;而以超临界CO2为工质的布雷顿循环的平均吸热温度为764K,平均放热温度为319K。由此可以看出以超临界CO2为工质的循环的吸热过程和放热过程都要更接近高温热源和低温热源,最终使超临界CO2布雷顿循环效率为58%,而以空气为循环工质的布雷顿循环效率为51%。主要原因是受到超临界CO2工质的物性影响,对于超临界CO2是临界点附近的一种状态,越是在临界点附近,它的非理想性越强,而对于空气近似于理想气体。

图4超临界CO2的物性

图4显示的是超临界CO2在临界点附近的可压缩性,即压缩因子,压缩因子越小,越偏离于理想气体,越容易压缩。相同压比下,压缩因子越小压缩前后流体温度变化越小,超临界CO2的压缩因子远小于空气(压缩因子近似为1),所以压缩之后流体温升远小于空气。如图3所示,对于空气来说压缩之后温度上升到413K,使用超临界CO2压缩之后温度为347K,压缩机耗功小于空气压缩。另外,超临界CO2在临界点附近的比热远大于空气比热,因此前者的放热过程是温降较小,更加贴近低温热源。以上两个因素共同作用下使超临界CO2为布雷顿循环吸放热过程更加接近高温和低温热源,从而更加高效。

总的来说,超临界CO2循环效率高的原因在于它使用了回热循环,与热源的匹配更加合理;另外也利用了超临界工质物性的特征,如临界点附件压缩因子小、比热大的特征,使实际循环更接近理想循环,循环效率更高。

3. 关键技术瓶颈

高温集热和储热的技术。由于超临界CO2循环在高温下更具优势,因此高温集热和储热非常关键。目前现有的熔盐传热工质的工作温度在600℃以下,更高温度下会分解,对集热温度700-800℃的目标来说仍然是一个挑战。现在高温太阳集热方面研究主要集中在两个方向,一是新型高温熔盐的开发,降低成本和腐蚀性,美国亚利桑那大学的李佩文教授在美国能源部的支持下开发了高温熔盐,并进行了高温熔盐的物性测试工作;二是开发高温颗粒吸热器,利用陶瓷颗粒作为吸热介质,正在研究自由落体、阻流式、离心式和石英管颗粒吸热器。

透平机械技术。透平机械包括近临界流体压缩和高压膨胀、轴承、密封等关键技术。现有的压缩技术都是针对远离临界点的流体,近临界点附近流体的压缩还没有相关的技术。临界点附近流体的物性,包括:密度、比热、粘性等,会发生剧烈变化,为压缩机组的设计和运行带来了非常大的挑战,同时也要求非常高的控制精度。由于超临界CO2与气体相比,能量密度是非常大,若要获得高效的膨胀和压缩,就要求透平机械的转速比较高,例如1MW发电容量的机组,转速高达7万转/分,因此需要相应高转速的轴承。超临界CO2布雷顿循环透平入口压力是20-30MPa,温度在600℃以上;出口的压力在7.5-8MPa左右,整个透平机械运行在高温高压的条件下,为了保证高温高压得超临界CO2不泄露的大气中,要求非常先进的密封技术。

超临界流体换热技术。回热器是超临界CO2布雷顿循环的关键部件,该换热器的冷侧是20MPa-30MPa的超临界CO2流体,热侧是8MPa的超临界CO2流体,工作温度是从600℃到近环境温度,这种高温高压条件下的换热是非常困难的。英国开发了一种印刷电路换热器,使用印刷电路板的方法在薄板上刻蚀出微槽,然后再把这个薄板堆积起来,然后用扩散焊的方法变成一个整体。

精准的系统控制技术。超临界CO2布雷顿循环发电系统是一个非常复杂的系统,涉及集热、压缩、换热、膨胀等过程,尤其是在临界点附近物性是急剧变化的,很小的控制偏差会是整个系统性能就会急剧下降,因此精准的系统控制技术是超临界CO2布雷顿循环发电系统的关键。

4. 研究进展

美国Sandia实验室建成了国际首套发电功率为250kW的超临界CO2布雷顿循环实验台,如图5所示。循环的设计效率为40-50%,通过实验,实际达到了15-20%;发现需要改进的地方还很多,比如减少密封的泄露量、减小轴承和发电机的风阻损失、改进保温、增加压比等。

图5 250kW超临界CO2布雷顿循环实验平台

中国科学院工程热物理研究所也在进行超临界CO2布雷顿循环关键技术的研发,目前在衡水分所设计并建造了我国第一座大型超临界CO2压缩机测试平台,如图6所示,驱动功率约为500kW。目前已经实现CO2在近超临界点压缩,工作平稳。目前正在设计和建造透平发电装置,形成超临界CO2布雷顿循环完整实验平台。

图6 超临界CO2压缩机测试平台

另外,工程热物理研究所也开展了超临界CO2印刷电路板换热器相关的设计研究,掌握了换热器的设计、优化和加工等关键技术,并试制了印刷电路板换热器原理样机,高压侧最大承压为32MPa,最高温度是823K,低压侧承压12MPa,最高温度873K。在工程热物理研究所廊坊中试基地搭建了的换热器测试平台,实验结果表明换热器的换热效率达到98%,阻力损失小于50kPa。

太阳能超临界CO2布雷顿循环发电技术是下一代太阳能热发电技术,具有大幅降低太阳能热发电成本的潜力,也是国内外太阳能热发电领域的研究热点,我国已经设立的重点研发专项项目支持该技术的研发,具有重要的研究价值和应用前景。

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【讨论与交流】

 

吴石增:谢谢两位专家的报告,下面是自由发言讨论,希望大家踊跃发言,热烈进行讨论。

张亚彬:我去年退休,退休之前跟王老师干了五年,对热发电有一定的了解,当时是做的863的槽式项目,我是从头跟到尾。对于超临界方面,我认为超临界的技术对于整个发电是个很好的技术,也就是说,它的效率有很大的提高,我提的问题是超临界的温度压力这么高,在做系统的时候用的材料肯定要比槽式的要高,如果要做槽式一兆瓦的系统,它的造价要比槽式高多少,有没有计算?

韩巍:超临界的循环优势是在高温侧,槽式是在400度以下,导热油在390度开始发电,这时候用水公共介质是最好的,把塔式的集热能集热提高到600、700度的时候优势也就体现出来了,槽式的循环,热的发电效率是30%多,如果用超临界二氧化碳可以有50%循环效率的提高,意味着相同的集热面积发出来的电多了50%,未来对发电成本的降低是50%左右或者是更高降低成本的潜力,具体做到一兆瓦的水平,整个集热是这样的,就是热转工的不同,发展中很多高的技术也在突破,现在很难说超临界二氧化碳发电成本具体有多少,因为目前都是实验平台建设的验证工作,现在做的预先的技术,250千瓦效率是很低的,有很多关键技术没有突破,超级二氧化碳用在高温侧,首先是发电成本会低一些,这也是大家在研究的原因。另一个原因,超临界流体密度比较大,250千瓦的发电机组它的压缩机和透平是7厘米左右的直径,未来如果关键技术突破后,整个成本也会降低,现在现在设备非常的庞大,有人进行过估算,相同发电功率条件下,超临界二氧化碳的发电机组整个体积是汽轮机的三分之一,材料方面对工业设备是小头,最主要是关键技术是比较大的成本,中国人做热力工业应该成本降低也是非常快,但是前提要掌握这个技术,包括密封技术、轴承技术目前也都是没有的。

陈东兵:光热发电十年前接触过,但是并不深入,电工所、工程热物理最后是要运用的,光伏发电、光热发电,最后是要平价上网。不知道光热发电从电费的角度,光伏发电三毛多钱,确实也出乎搞光伏的预料,十几年前光热和光伏基本上差不多,15年前光热有优势但是十年前差不多了(上网电价),不知道光热已经到了什么水平,就是上网电价方面,刚才说的是平方米的造价,可能和上网电价并不一样,因为光伏运营成本很低的,光热运营成本是很高的。现在超临界总体上也是比较革命性的,大幅度提高转换效率,对搞光伏来说对光热发电是怎么发展、发展到什么地步,确实光伏对光热的压力很大。

王志峰:最低的贷款利息,寿命回收期最低的成本是在迪拜有一个电站,售电价是7美分,上海电气承包的700兆瓦迪拜的电站是7美分。不要补贴做不到,7美分比较低了,但是比当地的光伏要高,延庆的聚光场两千一平米,目前降低到八百一平米了,不算安装费是四百多一平米,所以便宜了很多。

金家骅:现在大家眼睛盯着成本,这个问题看的对不对呢?我觉得也没什么错、没什么不对,但是因为早年我搞过一点点热发电,我觉得如果来考虑太阳能热发电,就仅仅从这一点来考虑作为一个科学工作者就太窄了一些,或者从管理者来讲,在列国家的计划和发展规划方面光考虑这个问题影响到规划抓这个项目的话,我觉得也是个很大的欠缺。说一些老话,太阳能的利用要从人类利用太阳能来讲已经有千年以上的历史,甚至两三千年,但是真正提到太阳能利用是从1974到1975年才开始引起世界上一些国家的重视,因为那时候第四次中东战争打的一塌糊涂,石油开采受到了严重的破坏,石油运输也成了国际上斗来斗去很重要的问题。当时有一种说法,可能和一些搞地质的有关,查明当时的石油储备只够当时和按照一定规模发展的话用30年,这就引起了大的国家和能源消耗大国的紧张,所以就造成了石油危机,在这种前提下、背景下很多国家就开始做太阳能利用,我国也是在这个时候,当时国家科委在1978年在大兴召开了我国太阳能利用座谈会,这个座谈会是我国太阳能利用的起点,这个时候国家科委才开始列五年计划,当时有十二年赶英超美的计划把太阳能列入,后来有幸我也调到国家科委,我虽然没有搞技术工作,但是知道国家的想法和政策,后来在太阳能利用中,早年在太阳能热利用主要是热水器、家里集体洗澡解决烧煤的问题,而光伏发电也在进行研究。

这几十年光伏进展比较快、比较成熟,从当时小的再生的单晶,过去做的半导体、整流器达不到标准重新拉一下,拉出来一个指头这么粗的单晶,拿这个片子做出来效率是7%到8%,价格120元到130元一瓦,它发展的非常快,今天可以做到几寸几寸,一瓦是几块钱了,所以太阳能光伏发电这几年发展的非常快,在应用中也很普及,当然也有其问题,太阳能光伏发电寿命是25年,到底有没有25年呢?现在太阳能光伏发电真正有一定规模的利用没有到25年,就是十几二十年的水平,寿命到底怎么样,效率曲线下来衰减是怎么样,但是比热发电优势比较大,现在为什么搞太阳能发电,电工所曾经一个曲折,在80年代初的时候,学部委员就是现在的院士在评议电工所方向的时候,说电工所搞什么热啊,结果太阳能被迫暂停下马,这就是一种搞科学技术视野思路太狭窄,管理部门也禁不起压力,这些都是权威啊,因为是学部委员啊,他们几句话一说,太阳能项目停了。那个时候电工所就是在70年代末目标是搞太阳能热发电,结果没搞两年停掉了,人散了,走的走、也改行了。因为当初的水平很低,只搞了一点集热管、选择性涂层等等,正经的实验刚刚要开始就停了,后来接着有人干了。

所以是视野太狭窄,我们应该考虑这段过程,考虑到这一段曲折。第一个意见,搞太阳能热发电的人要顶住,尽管现在我不如他,但是别害怕,将来有咱们出头的日子。二是搞也要有科学规律的去搞,今天听了二位的报告,我觉得很好,自己也有收获,第一我们思路开拓了,过去搞太阳能热发电很简单,就是怎么弄点油、温度高一点啊等等,考虑的水平、层次和技术等等方面比较低,现在我们已经进入到开始试用,基本成熟和进一步研究深化 的阶段,一方面搞成了一些电站,另一方面无论是在材料上、工艺上、热力学过程和原理等等,已经比当时思路深入开阔了,深度和广度都有很大的突破,这是可喜的现象,希望在今后太阳能热发电研究开发的过程中,一定要突破老的框框,涉及到其他领域曾经试探要研究的问题,或者他们正在研究的问题,比如高温陶瓷,包括航空发动机成立了专门的研究机构,搞太阳能的人搞太阳能热发电需要的材料也别光考虑到自己,也可以深入一些、延伸一些到别的领域中,到别的领域中好比墙内开花、墙外香一样,不仅可以解决太阳能发电本身需要的问题,也可以带动和促进其他领域科学技术的研究。

总的思路,我们现在也有很大的进步,不比也可以,我们好日子马上就到,所以首先是坚持,而且要花大力气来研究,还要呼吁上面支持、底下支持,我们要跟别的领域,这个领域涉及到的东西不仅仅是这个领域所涉及到的,别的领域中人家的经验教训、成果和技术也可以拿来,我们搞的东西也可以影响到别人,也可以延伸一些,多做一点。

何远光:太阳能发电是作为很多发电一个,目前光伏电池从很多方面做的比较好,为什么还要研究推广程度还是有难度的工作,完全是从学术角度考虑的还是从今后的发展前景考虑的,第二国家对太阳能热发电政策的支持度和政策的管理上有什么考虑,王老师是牵头单位组织这件事,遇到了什么困难没有,国家的政策是什么,过程中遇到了什么困难和难度,有什么好的建议,怎么来继续推动这项工作。要把太阳能热要带出来才能发电,有水有油还有盐,有没有金属呢?能不能用金属把能量带出来,我们也提出核物理中的核电站原来一开始也是水,现在是用钠把核能带出去,考虑没考虑用金属把热取出来的情况,我是随便问啊。

王志峰:目前为什么要做热发电,因为要找到夜间可以发电的方式,24小时可以发电的方式对电力用户很重要,风电光伏一年满发是一千多小时,太阳能热发电可以提高到六千小时。

如下图所示,摩洛哥250兆瓦的Noor电站,太阳能集热厂,这块是储热的,是夜间发电的,因为沙漠中基本上没有云,是在摩洛哥东部建的电厂。这块是蒸发器,储热的部分,光伏是非常困难的,现在储电一种是源端还有用户侧储能,用电池几乎是没可能性,一般是抽水蓄能一般是用户侧储能用各种电池是可以的,现在储能价格每千瓦时40美元,储电是200到400美元左右,所以储能成本很低。

电站的蒸发器,盐罐产生蒸汽,连系统都算起来,盐本身是三千一吨,就是智利的盐。电站目前有三台机组,从九点发电,一个小时就满负荷,升速非常快,一个小时就升速非常快。这个电站是中国参与了建设,但是是属于安装,中国人安装,核心还是西班牙有一家做航空航天的公司来做的。整个系统,包括蓄热罐等等的流体,盐回路、油回路、蒸汽回路三大回路,技术比较复杂,所以技术上有很多空间,尤其在夜间还要发电,还有储能的环节,控制室是三四个人可以控制整个的电站,这个电站三台机组加起来510兆的电站。

太阳能上塔之前聚集的光斑,所有的镜子移到起跑点上做的准备,所以做热力循环的效率还是比较高的。盐罐直径47米,目前迪拜做的盐罐总装49米,所以盐罐也比较有挑战性,上下温度的分层,而且加盐以后,里面是空冷,热盐通过集热器加热又回来了,一冷一热所以盐罐技术非常的复杂,目前情况下是40美元千瓦时。

FIT 含税国家支撑电价,中国和西班牙含税上网电价是国家补贴比火电高的政策,国家政策制定目前给的热发电1.15元,电价是针对1.35GW电站给的,到今年开始2019年1月1日 1.14元,2014年1.12元,2025年会降低到国家降低到7毛。在全球的中东地区太阳资源非常好,它的发展支撑电价政策和美国一样,有个开发商,中东最大的开发商迪拜迪瓦公司,有很多王室投资在里面,投资了光伏电站,所以光伏是共生的不是互相排斥的,900兆瓦电站中有200兆瓦是光伏700兆瓦是热发电,900兆瓦的投资中中国的资本占了80%以上,主要是“一带一路”建设长,中国最好的辐照是在这里,喜马拉雅山,但是山太高了嘛,喜马拉雅山在藏北,青海德令哈辐照1900、敦煌1400、包头北侧又是1900,但是往鄂尔多斯方向去的时候又会降低,伊春是1400多,上海不到1200、成都是600到800,中国大部分好的地方都在西部,西部又有山,传输距离是四千公里,北非建立大型的太阳能电站、光伏电站和热发电站,通过直布罗陀海峡电缆过去之后给欧洲大陆供电,这带有沙漠、海水和阳光,会有很大的发展,热发电在这里,中国的企业不仅仅局限在这里,而是向太阳带资源的方向发展,南部、印度、泰国、南非并不好,印度太阳能资源并不好,泰国热死了,但是直射资源也比较差,我们要找一个夜间可以发电的东西,这里面热发电会产生很大的作用,中国的银行也支持这个方面,比如上海电气中国银行给的钱还款期25年,1.5%的利息,还有零点几相当于赠送中国去海外做产业,国家也往这个方向倾斜,但是这方面由于电力传输、地形的问题企业并不会太多,中国热发电会向北非和中东方向发展。

王柏懿:中国太阳能热发电的状态在研发阶段还没有运行状态?

王志峰:正式的商业化电站在西班牙建的1995年,运行到现在每年三千小时以上,目前中国也有实验电站的运行,中国的实验电站在青海和敦煌,包括中广核和民企在西部建设的。

王柏懿:太阳能发电能够并网吗?包括风能等等并网的事情很困难。

王志峰:您说的非常重要,我们在上个月中国工程院开展可再生能源法的评估,要求优先上网,目前可再生能源上网比较困难,因为电网对波动电力比较排斥,但是有可再生能源法又不敢说不要,但是也比较困难,但是办手续时候很肯定,比如延庆这个小电站,给北京市电力公司2012年行文了,到现在还没上网,因为有各种原因,不让上网。

王柏懿:国家在支持可再生的清洁能源,但是国家电网又拒绝让它并网,怎么解决这个问题呢?

王志峰:一是可再生能源电力大规模接入电网波动性对电网安全性的影响没有评估,超过20%风电上网电网会瘫痪,突然风没了怎么办,突然没有了就坍塌了,是大事故了,包括用户就拉闸了,这是可再生能够本身的问题。热发电本身,包括光伏十兆瓦、一百兆瓦,热发电站体量很大,五兆瓦以上是商业电站,这比小片光伏影响大得多,比如电网要调度,所以对接入也非常的谨慎,技术的角度是非常谨慎的,包括标准都不健全,上周我做过报告,中国可再生能源协会热发电专委会,包括国家电网来的,周院士每次都参加,电网对这个非常重视也在推进,我想技术角度如果可以解决的话是非常好的,因为储能的特性,一小时可以拉起负荷来,但是电网是毫秒级的负荷,包括风电并网项目中,如何来预报风电对网的冲击,风也要预报,预报风,不知道风机什么时候停,突然一阵大风电网一下子就上去了,风没了又下来了,所以也在研究风电对电网的冲击。

王柏懿:能给个展望吗?

王志峰:比例问题一直在研究,因为很多人出很多的报告,比如BP最权威的报告、IEA国际可再生能源组织机构,预计到2050年应该占到10%到15%,电价到2050会跟光伏基本上持平,因为里面没有什么昂贵的东西,主要是铁和玻璃,没什么特别昂贵的材料,吸热器是合金钢但是用的非常少,可能是十几吨,光伏的成本硅是要提炼出来的,成本在于提炼,提炼硅的成本比较很低的话,零电价硅就没有成本的,只是设备折旧了,如果提炼硅的价格高,那么硅的成本就高,硅的成本和电价有关,比如建设的大型炼硅是水电站用气水在三峡、葛洲坝建设,用水电来做,因为水电很便宜,所以跟能源价格也有关,我们是更好一些,而且电网接入越多要求稳定性越高,小的时候无所谓。CSP+D,D是海水淡化,美国能源部部署的项目中,去年部署三千多万美金海水淡化项目,就是发电预热做海水淡化这是光伏无法实现的,包括中国的西部地区敦煌试图做CSP+S就是+采暖,因为预热45度左右,用于采暖也可以,用热泵做就更好了,也可以做热电联供,所以跟光伏比有这些问题,所以说推热发电的原因是总能效率比较高,达到65%左右如果是热电联供都做起来以后,但是目前热发电技术本身还没有攻克,所以这些还是属于研究阶段。

吴石增:西班牙帮助我们在延庆电站上的帮助,西班牙技术比我们国家要高很多吗?

王志峰:西班牙主要是集成技术,比如苹果手机、华为手机部件是可以买到的,但是无法集成出华为手机,因为集成是非常麻烦的技术,所以西班牙人建了很多电站,我国六大院但是设计不了,高级工程师一堆堆的,但是也弄不了,因为我们电站当时热岛设计是西北院设计的,聚光场是电工所设计的,后来我们团队去敦煌弄了十兆瓦的。

吴石增:这件事我们自己解决不了?

王志峰:我们设计完了请他帮助咨询,看看哪不对。当时延庆的电站热力系统是韩国设计的,请西班牙人咨询一下,因为第一次做。

吴石增:他们已经实用化了?

王志峰:对,塔式电站96年就商业化了,10兆瓦。

孙广生:塔式和槽式哪个更好一些呢?

王志峰:前一段时间去广核他就看重槽式的。也有说就做塔式的,但是聚光比低温度上不去,而且寿命也有影响,有些宁肯低效率运行也做槽式的。中国有六七个塔,电工所的塔是属于实验级的,人家有商业化一百兆瓦的,中国商业化运行的塔式、槽式都有。现在中国塔式的更多,目前运行的塔式多,今年年底槽式会多于塔式的,摩洛哥是槽式的。槽式油管路的保温,油因为散热大了以后温度就下来了,在非洲和南欧比较的槽式的,因为油凝固点是零上12度,在非洲的地区,西班牙难度几乎没有低于零上12度的天气,但是我国在西部地区、北部低于12度的天太多了,张家口采暖期就是183天,将近半年时间都低于12度,所以油会冻住,所以在我国,因为油一冻住整个回路就停止了,到中国以后就要增加保温,因为要防止油的凝结,所以管路热损比较大,塔式管路热损比较小,延庆的塔上下管路加起来不到300米,夜间的时候不走油了,白天突然走油也走不动,所以有很多问题,目前我感觉在中国考虑到严寒地区的防冻问题,中国塔式更好一些,但是需要降低到500度左右,但是槽式能量损失会比较大。

陈振斌:我的专业是工程热物理传热,我对物理所和电工所都有所了解,又搞了可再生能源,我听了这个报告,这两位老师的报告我觉得我对热发电增加了信心,原来我也有这个感觉,现在离市场化,跟光电和风电比离市场化远了一些,风电现在要搞平价上网,有些人申请项目达到2.9角一度电,听起来很吓人,我们还有一块多一度电,但是听了两位老师的报告之后,我觉得增加了信心。太阳能热发电必须搞,因为是规模式发电,光电、风电项目也比较分散,但是大规模也是集中式的,每次招标可以搞300兆瓦、500兆瓦,但是即便是300兆瓦项目都分好几期做。满发小时数,一年全功率运行能够运行多少小时,现在热电厂一般是五千多小时,太阳能热发电可以达到四千小时,我觉得太阳能热发电实现后这方面有一定的竞争。因为风电号称两千小时,但是目前还比较难以达到,现在弃风率也比较高。光电号称1300小时,我个人看法达不到。所以王博士讲了风光1600,我觉得是这个概念,这也是热发电的优点,所以我认为热发电还是有前景的、可以搞的。

为什么现在好像发展这么慢,我觉得这两方面完全不一样,因为光电和风电已经进入了商业化,现在是商业化开发,而太阳能热发电处于研究阶段,刚刚也介绍了研究的方面,比如透平方面、换热器,太阳能吸收率、反射率等等,这些在技术上很有意义,因为科学院要求是要研究前瞻性的,要有创新性的,热发电工作里面有很多创新性的工作可以做,但是不是光电风电没有创新,光电主要借助于是IT产业发展,搞西藏送电到乡的时候是30多块钱一瓦,光电是做集成电路的,最好的太阳级工业级的说法,最好的拿去做集成电路芯片,第二是做光电,光电可以借助他们的技术,当时根本就拉单晶都是等着进口,现在所有设备都已经可以生产了,现在全部国产化了。但是特朗普为啥对我们这么发疯呢,因为我们能力强啊,你保密也没有用了,因为要挣钱,光电发展快是借助于这个。风电我认为它比我们的工作技术含金量上稍微低一些。太阳能热发电我认为有前途,符合科学院的发展方向。

通过两位老师的介绍,两位老师都是博士真正是科学家,说话有些科学家的味道,我们搞风电的、搞光电的老总说最便宜的电价,现在风电主流电价还是在四毛多到五毛多接近六毛的状态,还是拿国家的补贴,但是他们的困难是国家答应给补贴,有政策但是国家拿不出钱没补上,所以这两年光电风电遇到了一些困难,但是它的电价现在两毛九和三毛二仅仅是做样板,达到了这样的电价,这个电价是赔了还是赚了,大家心里也有数。两位专家的介绍应该先介绍热发电发展的前景,我们已经有了电站,有些达到七美分了,我们是科学家实事求是的讲话,这里讲的比较实际情况的电价,现在是一块多,现在光电国家也有补贴,补贴还是达到八毛多。

提到关于上网的问题,风电、光电很难上网,这个传的有点过分,风电、光电上网不是特别困难,因为国家有各式各样的政策,不光是可再生能源法,现在很多具体的政策,要求风电光电项目批准首先要过电网这关,要拿来上网协议国家才批。现在降下来的基本上可以上网,当然上网协议比较难批肯定是的,但是什么工作都是有很多困难要做的,我认为太阳能热发电如果能够达到接近现在的风电光电的价格之后肯定是可以上网的,我认为上网肯定没问题,我认为是有竞争力的,谢谢!

韩巍:评价一个技术看关键性的问题,从国家层面来说,最难的问题在于供应和需求侧的匹配,拿电网来说,为什么弃光、弃风这么多,就是因为有光电和风电的时候是没有需求的,没有需求情况下提供低成本的电也是垃圾电。去年美国能源部专家来我们所进行访问,光热和光伏之争的问题我们也提出来了目前的单纯看技术本身成本差距会比较大,但是美国为什么还要支持光热的发展呢?他解释说是,一是供需匹配的角度,必须要加上储能,光伏最好的是锂电池,光伏电池加锂电池储能有综合的成本,这个时候就可以进行可再生能源的电力的调峰,不是看技术本身的成本情况下,评估起来光热+储能比光伏+电池功能更便宜。现在电池储能成本也在降低,这种情况下光伏+电池成本仍然比较高,美国也不会把光热技术砍掉,如果锂离子电池可以降低成本光伏低成本的储电技术整个占领市场也有可能,但是目前还是在竞争条件下,并没有说光伏变成的黄金电成本也是很高的,比光热储热的设备更高,目前还是两者并行发展的态势。我个人观点,锂离子电池和其他的电池基于材料学的研究,光热也有很大竞争的余地,很多工作光热还是很有发展前景的。

陈振斌:如果光热方面在储能方面有所突破,对于光电和风电也是帮助和促进,因为光电和风电依靠储能的问题,大容量的储能不是锂离子电池可以做到的。

王志峰:热发电从业人员很少,物理原理上没什么突破,微观的角度原理还可以突破,咱们是搞工科的人,清华、北大只能做工科的工作,原理上突破会比较少。咱们材料上也没什么突破,1996年中国热水器突然产量成了世界总和更多的产业,就是因为有一个搞物理的人加入,英志强教授是搞材料物理的,他把吸热模型突破了,一下子真空管出现了,冬天就可以洗澡了,全面四季可以洗澡,所以英老师今年87岁了,我们每年热利用行业联盟,每年在年底都要开老专家座谈会,基本上来的人70岁以下人没资格去,英老师去听他们研讨,要怎么发展,发现没有搞物理的人,搞物理的学生招个研究生也没有搞物理的,变革性技术方面有很大的瓶颈,突破也很困难,我老父亲52年上清华读的书,我儿子上西安交通读的也是那本书,我读还是那本书,所以物理上没有突破,光靠其他的方面也是不行的。今年年初去找何祚庥院士,他搞理论物理的,来几个我的学生去,搞理论的人说不行肯定这件事就不行,你们认为行,包括新的技术在物理上还没有发现,对于光的吸收,包括表面的问题等等。包括吸光率非常高的材料,让我们搞也搞不了,我们只能搞已有的公式整合效率高一些梯级利用等等方面。

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