第２４卷第４期２０１２年８月中国海上油气ＣＨＩＮＡＯＦＦＳＨＯＲＥＯＩＬＡＮＤＧＡＳＶｏｌ．２４Ｎｏ．４Ａｕｇ．２０１２第一作者简介：苏佳纯，女，２００９年毕业于美国爱荷华州立大学，获有机化学专业理学硕士学位，现主要从事液化天然气与新能源的研究工作。地址：北京市朝阳区安贞西三区１５号楼凯康海油大厦（邮编：１０００２９）。Ｅ－ｍａｉｌ：ｓｕｊｃｈ２＠ｃｎｏｏｃ．ｃｏｍ．ｃｎ。海洋温差能发电技术研究现状及在我国的发展前景苏佳纯１曾恒一２肖钢３王建丰３姜家骏１（１．中海油新能源投资有限责任公司新能源研究院；２．中国海洋石油总公司；３．中海油研究总院）摘要对海洋温差能发电技术的研究现状进行了调研，重点对比了不同类型海洋温差能发电装置的特点和技术指标，分析了海洋温差能发电的核心技术、装置成本以及研究方向。海洋温差能开发利用目前尚处于商业化开发前期阶段。我国南海温差能资源丰富，开发潜力巨大，对其开发利用应予以足够的重视。建议尽快建立南海海洋温差能示范基地，以加快我国海洋温差能开发利用的步伐。关键词海洋温差能发电核心技术研究现状中国南海发展前景海洋能包括潮汐能、波浪能、海流能、潮流能、温差能和盐差能。全球海洋能总量约有９．０×１０５ＴＷｈ／ａ［１］，远远大于２００４年的全球发电量１．７４×１０４ＴＷｈ／ａ［２］。海洋能是可再生能源，具有很多优越性，如清洁、环保、取之不尽、用之不竭以及不占用宝贵的陆地空间。海洋能发电在海洋油气、海洋矿产资源开发、孤立海岛开发等领域具有显著优势。如何合理地开发利用海洋能资源，保护海洋环境，将成为人类求生存、求发展的基本策略。海洋温差能是指以表、深层海水的温度差的形式所储存的海洋热能，其能量的主要来源是蕴藏在海洋中的太阳辐射能。海洋温差能储量巨大，占地球表面积７１％的海洋是地球上最大的太阳能存储装置，体积为６．０×１０７ｋｍ３的热带海洋的海水每天吸收的能量相当于２．４５×１０１１桶原油的热量［３］。按照现有技术水平，可以转化为电力的海洋温差能大约为１００００ＴＷｈ／ａ，在多种海洋能资源中，其资源储量仅次于波浪能，位于第二［１］。此外，海洋温差能还具有随时间变化相对稳定的特性。因此，利用海洋温差能发电有望为一些地区提供大规模的、稳定的电力。８００ｍ以下的海水温度恒定在４℃左右，因此海洋温差能的资源分布主要取决于海水的表层温度，而海洋表层海水温度主要随着纬度的变化而变化，低纬度地区水温高，高纬度地区水温低，赤道附近太阳直射多，海域表层温度可达２５～２８℃，与深层海水间的最大温差可达２４℃，是海洋温差能资源蕴藏最为丰富的地区。可开发的温差能资源，即水深超过８００ｍ、温差超过１８℃的海域，广泛分布在除了南美洲西岸海域的北纬１０°到南纬１０°之间的赤道地区，横跨太平洋、大西洋及印度洋（图１），有９８个国家和地区都在距其经济区２００海里的范围内有可利用的温差能资源［５］。图１世界温差能资源分布示意图［４］海洋温差能发电即利用表层温海水加热某些低沸点工质并使之汽化（或通过降压使海水汽化），以驱动汽轮机发电；同时利用深层冷海水将做功后的乏汽冷凝重新变为液体，形成系统循环。１８８１年法国科学家Ｊ．Ｄ’Ａｒｓｏｎｖａｌ第一个提出利用海洋温差第２４卷第４期苏佳纯等：海洋温差能发电技术研究现状及在我国的发展前景８５发电的具体设想，此后他的学生Ｃｌａｕｄｅ于１９２９年６月在古巴马但萨斯海湾的陆地上建成了一座输出功率为２２ｋＷ的温差能开式循环发电装置。但是，由于温差能利用在技术及经济性上还存在很多问题和困难，开发工作一直受到冷遇，直至１９７３年石油危机之后才复苏，并取得了实质性进展。２０世纪后期，相关研究曾一度放缓，但在２００８年后全球新能源经济政策的推动下，关键技术的研究已有较大的突破，已示范运行的小规模温差发电装置也取得一定效果，商业化装置已经被提上日程。本文概述了海洋温差能发电的发展现状，对比了国际上不同温差能发电装置的类型特点和技术指标，分析了海洋温差能发电的核心技术以及装置成本，得出的基本判断是温差能开发利用处于商业化开发前期阶段：目前设计建造规模为１０ＭＷ的温差能发电装置的相关技术已经成熟，并且在现有条件下与其他可再生能源相比已经具有了一定的经济性，而发电规模在１００ＭＷ级别的装置在技术上还存在着较多瓶颈问题。笔者还研究了我国温差能资源分布情况，并编制了我国海域温差能资源分布示意图，同时提出我国对海洋温差能的开发利用应予以足够的重视，并对如何开发温差能资源提出了建议。１海洋温差能发电技术发展状况调研１．１海洋温差能发电技术的发展历程海洋温差能发电技术的研究已有１００多年的历史（表１）。美国和日本在海洋温差能的研究中起了主导作用，试运行了一系列的示范工程。１．２海洋温差能发电装置的热电转换海洋温差能发电装置的热电转换主要依靠其循环系统完成。循环系统主要有３种形式，早期研究主要采用的是郎肯循环系统（包括开式循环系统、闭式循环系统以及混合式循环系统），郎肯循环的效率比较低，发电效率为３％左右；美国的Ｋａｌｉｎａ教授发明了使用氨及水混合物作为工质的Ｋａｌｉｎａ循环，使发电效率有较大提高（４．５％～５．０％）；日本的上原教授进一步优化了系统，发明了上原循环，使发电效率提高到４．９７％（表２）。海洋温差能发电装置的循环系统与常规热电站循环系统的主要差别在于在换热过程中使用大量的冷热海水，电动机在发电过程中带动水泵运转，因此损失了一部分电能。此外，由于冷热海水温差小、能表１国际海洋温差能发电技术发展年表年份重要事件１８８１法国物理学家Ｊ．Ｄ’Ａｒｓｏｎｖａｌ最早提出海洋温差能利用的设想。１９２６法国物理学家Ｇ．Ｃｌａｕｄｅ开始海洋温差能的实验。１９２９法国物理学家Ｇ．Ｃｌａｕｄｅ首次在古巴马但萨斯海湾沿海建成了一座开式循环发电装置，输出功率２２ｋＷ，但水泵耗功太大。１９６４美国科学家Ｊ．Ｈ．Ａｎｄｅｒｓｏｎ等人构想了一种新的闭式循环“海洋温差能转换”（ＯＴＥＣ）发电站。１９７３在能源危机的推动下，日本和美国开展了相关的基础研究。１９７４日本将ＯＴＥＣ研究列入“阳光计划”（ＳｕｎｓｈｉｎｅＰｒｏｊｅｃｔ）。１９７４美国能源研究与发展管理局（ＥＲＤＡ，现能源部前身之一）成立了夏威夷官方自然能源实验室，开展了对ＯＴＥＣ的研究。１９７４第一届国际ＯＴＥＣ会议在美国举行。１９７７日本佐贺大学在实验室成功发出１ｋＷ电力。１９７９世界上第一个具有净功率输出的ＯＴＥＣ装置，名为“ＭＩＮＩ－ＯＴＥＣ”的５０ｋＷ漂浮式ＯＴＥＣ电站在美国夏威夷建成。１９８０美国又建造了另一座漂浮式ＯＴＥＣ电站，名为ＯＴＥＣ－１，发电功率１ＭＷ，主要用于示范和测试研究，并没有安装透平发电。１９８０日本佐贺大学进行了ＯＴＥＣ海试实验。１９８１东京电力公司在瑙鲁建立岸基ＯＴＥＣ电站，成功发电１２０ｋＷ。１９８２九州电力公司在日本鹿儿岛县徳之岛建立岸基ＯＴＥＣ电站，成功发电５０ｋＷ。１９８５佐贺大学在佐贺县伊万里完成了７５ｋＷ的实验电站。１９８５美国Ｋａｌｉｎａ教授设计了采用氨和水混合物为工质的热循环系统。１９８８日本ＯＴＥＣ协会成立。１９８９日本工业技术委员会在富山湾研究深海海水的利用。１９９０国际ＯＴＥＣ协会在台湾成立。１９９０日本在鹿儿岛县冰永良部岛建立了１ＭＷ的岸基闭式电站，除利用温差能发电外，还用于水产养殖和空调。１９９３美国在夏威夷建成了２１０ｋＷ的岸基开式循环ＯＴＥＣ电站，发电同时可生产淡水，于１９９９年拆除。１９９４日本佐贺大学上原春男教授发明了上原循环系统。２００１印度国家海洋技术所（简称ＮＩＯＴ）开始建造１ＭＷ的漂浮闭式循环ＯＴＥＣ示范电站“ＳＡＧＡＲ－ＳＨＡＫＴＨＩ”，于２００５年在杜蒂戈林进行了为期１０天的海试实验，成功产出淡水（１０００００Ｌ／ｄ）。２００３日本佐贺大学研制了３０ｋＷ的小型ＯＴＥＣ综合利用实验电站，并成功输出电力。２００５海洋温差能推广组织（简称ＯＰＯＴＥＣ）在日本佐贺成立。２００５印度国家海洋技术所在卡瓦拉蒂岛建造了日产１０００００Ｌ淡水的岸基闭式循环电站。２００９美国政府拨出１．４８亿美元专款支持洛克希德马丁公司开发ＯＴＥＣ关键组件和完善实验电厂方案设计，并成功建造了位于美国维吉利亚州马拉萨斯（Ｍａｎａｓｓａｓ）的２～４ＭＷ测试装置，在可变状态下进行模拟试验，输出功率４０ｋＷ。２０１１由洛克希德马丁公司主持建造的、位于夏威夷州柯纳的４０ｋＷＯＴＥＣ实验电厂在４月份投入运营。量密度低，当温差是２０～２７℃时系统的理论转换效率仅有６．８％～９．０％，实际效率通常只有３％～４％。这些特点使得海洋温差能发电系统对于其装置有着特殊的要求。８６中国海上油气２０１２年表２海洋温差能发电装置使用的主要循环系统循环系统名称系统工作原理优点缺点开式系统以在真空下不断蒸发的温海水蒸汽为工作流体，推动涡轮机做功，然后在冷凝器中被深层海水冷却。无需其他介质，无需海水与工质的热交换，结构相对简单；如采用间壁式冷凝器，还可以得到淡水。系统处于负压，汽轮机压降较低、效率低、尺寸大，海水需要脱气处理。郎肯循环（效率２．９０％）闭式系统低沸点工质（如丙烷、氟利昂、氨等）吸收表层海水的热量而成为蒸汽，来推动涡轮机带动发电机发电，然后工质进入冷凝器中被深层海水冷凝，通过泵把液态工质重新打入蒸发器循环发电。装置（特别是透平机组）尺寸大大缩小；使用低沸点工质，没有不凝性气体对系统的影响；整个循环系统容易进行工业放大。海水与工质需要二次换热，减小了可利用温差；蒸发器和冷凝器体积增大，材料金属耗量大，维护困难；不能产生淡水。混合系统在闭式循环的基础上结合开式循环改造而成。混合式循环系统既可发电又可产生淡水，具有开式循环和闭式循环的优点。系统较复杂，工程造价较高。Ｋａｌｉｎａ循环（效率约４．５％～５．０％）采用氨和水的混合物为工质，工质通过蒸发器，一部分变为蒸汽，蒸汽通过气液分离器之后再进入汽轮机做功；从气液分离器中分离出来的液态氨水在回热器内放热，预热将要进入蒸发器内的氨水工质，然后进入冷凝器，和从汽轮机出来的氨水工质一起被深层海水冷却。冷却的工质再次被泵打入预热器，然后进入蒸发器进行下一次循环。相同条件下，Ｋａｌｉｎａ循环效率约是闭式循环的２倍。系统较复杂，工程造价较高。上原循环（效率４．９７％）和Ｋａｌｉｎａ循环原理类似，仍以氨和水的混合物为工质，采用板型热交换器，增加了吸收器、加热器、蓄热器。结构更为紧凑，效率进一步提高。系统较复杂，工程造价较高。１．３海洋温差能发电装置的类型海洋温差能发电装置可以建设在岸上，也可以建设在海上。岸式温差能发电系统（图２）目前已有多个示范装置。岸式发电装置的优势是维护和修理简单，不受台风影响，长期使用经济性较好，如果抽取的海水可以用作其他用途，其经济性还可提高；其局限性是建厂位置条件苛刻，要求厂址附近有水深超过８００ｍ的热带海域以确保表深层海水间具有足够的温差，使用的冷水管包括水下竖直部分及陆上水平部分，长度较长，以及运转水泵需要较高能量。温差能发电装置也可建在海上。海上装置垂直于水面吸水，水管长度减短，海水在输运过程中的热图２美国夏威夷２１０ｋＷ开式循环岸式ＯＴＥＣ系统［６］损失也相应减少；但海上装置需要用锚固定，需要具备抗风浪的能力，且需要电缆将电力输送出去，这就增加了工程的难度和造价。海上装置有船式设计（图３）、半潜式设计（图４）以及全潜式设计（图５）。第２４卷第４期苏佳纯等：海洋温差能发电技术研究现状及在我国的发展前景８７图５美国ＬｏｃｋｈｅｅｄＭａｒｔｉｎ公司构想的名为“Ｓｐａｒ”的全潜式海上温差能发电系统［８］船式温差能发电装置的建造技术可参考造船技术，比较成熟，目前已经有示范工程。半潜式和全潜式海洋温差能装置目前还处于概念设计阶段。１．４主要示范工程及其性能指标１９７９年８月美国在夏威夷海面的一艘驳船上建成了第一座５０ｋＷ闭式循环海洋温差能发电装置Ｍｉｎｉ－ＯＴＥＣ。此后，夏威夷官方自然能源实验室于１９９３年４月在夏威夷沿海建成了２１０ｋＷ的首个开式循环岸式ＯＴＥＣ系统。装置连续运转８天，１０％的蒸汽用以产生淡水，每天成功产出２６．５ｍ３淡水［５］。１９８１年１０月，日本在瑙鲁共和国建成一座１００ｋＷ闭式循环温差电站。１９８２年９月，九洲电力公司等在鹿儿岛县的德之岛建成５０ｋＷ的混合型试验电站，发电运行至１９９４年８月。电站的热源不是直接抽取海洋表层的温海水，而是利用岛上的柴油发电机的发动机余热将表层海水再加热后作为热源。此外，佐贺大学还于１９８５年建造了一座７５ｋＷ的实验室装置，并得到３５ｋＷ的净出功率。印度政府与日本佐贺大学海洋能源研究中心进行技术合作，于２００１年建造了一艘１ＭＷ的漂浮闭式循环示范电站“ＳＡＧＡＲ－ＳＨＡＫＴＨＩ”。表３列出了目前世界范围主要的海洋温差能发电示范装置及其性能指标。表３世界范围主要的海洋温差能发电示范装置及其性能指标示范工程Ｍｉｎｉ－ＯＴＥＣ［９－１０］ＮＥＬＨＡ［１１］ＮａｕｒｕＰｒｏｊｅｃｔ［１２］ＴｏｋｕｎｏｓｈｉｍａＰｌａｎｔ［１３］ＳＡＧＡＲ－ＳＨＡＫＴＨＩ［１４－１５］建造完成时间１９７９年８月１９９３年４月１９８１年１０月１９８２年９月２００１年实施国家美国美国日本、瑙鲁共和国日本印度、日本建造地点夏威夷Ｋｉａｈｏｌｅｐｏｉｎｔ夏威夷柯纳海岸瑙鲁鹿儿岛县的德之岛蒂鲁琴杜尔港口海岸外３５ｋｍ处的海面设备投资３００万美元５００万美元１１亿日元１０亿日元７亿日元建设方式浮式岸式岸式岸式浮式循环系统闭式开式闭式混合型闭式工质氨海水氟利昂２２氨和海水氨热水平均温度／℃２７．２７２６．００２９．８０４０．５０２９．００冷水平均温度／℃６．１７６．００７．８０１２．００７．００冷热水温差／℃２１．１２０．０２２．０２８．５２２．０冷水管长度／ｍ６５５２０４０９４５２３００１１００冷水管直径／ｍ０．５６１．０００．７００．６００．９０冷水管材料ＨＤＰＥＨＤＰＥＨＤＰＥＨＤＰＥＨＤＰＥ热交换器面积／ｍ２４０８（蒸发）４０８（冷却）未找到发表数据３７１（蒸发）４３８（冷却）未找到发表数据３７２０（蒸发）３４１０（冷却）换热器材料钛水泥和铝钛钛钛换热器形式板式ＦＥＶＤＣＣ壳管式水平平滑管式板式电站平均输出功率／ｋＷ５０．０２５５．０（温差为最大值）１００．５５０．０１０００．０自身消耗功率／ｋＷ冷水泵１４．０热水泵１０．０氨泵６．０１５２．０（温差为最大值）工质泵耗电量１４．９１８．０冷水泵２９７．０热水泵１９２．０氨泵１８．０向电网输出功率／ｋＷ１８．０１０３．０（温差为最大值）３１．５３２．０４９３．０８８中国海上油气２０１２年１．５海洋温差能发电的综合利用及前景海洋温差能发电装置除了发电以外，还在制造淡水、空调制冷、海洋水产养殖以及制氢等方面有综合利用前景。在海洋温差发电过程中，如果将表面海水放入特殊的真空容器里使其迅速蒸发，然后用深层海水进行冷却可得到淡水，这对于解决水资源匮乏地区的淡水供应问题有重要意义。５０ＭＷ规模的混合循环海洋温差能发电装置每天可以生产６２０００ｍ３淡水［５］。由ＯＴＥＣ系统得到的寒冷海水还可为附近居民提供相当数量冷却水作为冷水空调。另外，海洋温差能发电装置还可以采用抽取的海水来养殖鱼贝类。当然，冷水空调系统和海水养殖系统所需要的海水量相比于一个海洋温差能发电厂来说是比较小的，因此当海水温差能装置发展到一定规模时，冷水空调系统和海水养殖系统因为可以利用的冷水有限，其附加值所占的比重就会降低。此外，科学家还设想用海上温差能发电装置产生的电力来分解海水制备氢气，并将氢气运送到岸上作为燃料使用。２海洋温差能发电装置的核心技术２．１发展现状海洋温差能发电装置的核心技术包括泵与涡轮机技术、平台技术、平台定位技术、热交换器技术、冷水管技术、平台水管接口技术及水下电缆技术，以下简述各项技术的发展现状。（１）泵与涡轮机技术温差能发电装置的运行完全依靠泵和涡轮机的运转。相比于其他技术，泵与涡轮机是最成熟的、离大规模工业应用最近的技术。涡轮机的常用材料是钢、碳钢以及铬。５～１０ＭＷ的轴流叶轮机在商业上已经有现成产品，可以进行模块组装以适应不同规模装置的需要。海上温差能发电装置采用的是已经成熟的氨透平技术，但目前很少有适宜于商业化规模的海洋温差能工程需求的氨透平装置。大型的氨透平设备通常由冷冻设备生产厂商生产，工期通常需要１８～２４个月［１６］。涡轮机的日常运行和维护已经比较完善，通常情况下安装的涡轮机的数量是据额定功率的２倍来确定，这样可以定期对涡轮机进行维护同时又不影响发电装置的运行。涡轮机使用当中主要的不确定因素来自工质泄露对环境的影响，因此需要使用传感器来进行环境检测。冷、热水泵采用涡轮液流设计，所使用的制造材料是碳钢、不锈钢、铜以及绝缘材料。目前这些泵在商业上已有现成产品，其叶轮可达到的最大尺寸是２．１ｍ，其效率通常为８７％～９２％［１６］。生产这种叶轮通常需要１２～１８个月的时间，造价较低，但是它们需要大量的维护工作。在实际安装过程中，通常在装置上比额定个数多安装一个泵，以使泵可以定期轮换维护。因此，一个１００ＭＷ的装置通常需要安装８个工质泵和８个循环泵，而循环泵需要推动循环２００ｍ３／ｓ的冷水以及４００ｍ３／ｓ的表层温海水［１６］。在某些设计中，泵被置于水下，这种情况会增加设计的复杂性和工程的成本。泵和涡轮机技术目前是成熟的，但是如果出现故障，则整个温差能发电装置就会陷入瘫痪。因此，需要在工作机组附近准备一套备用机组；而且为了防止外来物体吸入涡轮机损害叶片，还需要安装探测器对设备进行监控。目前泵和涡轮机的效率一般是８０％～９０％［１６］，如果进一步提高泵和涡轮机的效率会大大提高整个装置的效率，从而提高输出功率。（２）平台技术在海上油气工业以及海上风电工业的驱动下，海上平台的设计、建造、运行以及维修都已经发展得非常成熟，平台在面对恶劣天气时也表现得更加稳定可靠。目前已有平台装置类型与特点见表４，其中，半潜式平台在油气工业已有标准的建造程序，船式装置采用浮式生产储存卸货装置（ＦＰＳＯ）生产技术来建造。相比半潜式平台和船式平台来说，具备全潜式平台生产能力的生产商比较少。全潜式平台与冷水管的连接简单易行，但由于全潜式平台需要完全在水下进行安装，所以平台安装比较困难，而且造价较高。全潜式平台的日常运营维护也比另２种平台困难。表４目前已有平台装置的类型及特点平台类型被损坏的风险安装困难程度造价技术成熟度半潜式较低中等中等非常成熟全潜式较低较高较高比较成熟船式中等较低较低非常成熟３种平台的运行和维护程序都已经趋于完善，主要包括机械装置的维修保养以及清理装置在海面第２４卷第４期苏佳纯等：海洋温差能发电技术研究现状及在我国的发展前景８９以下部分的生物附着。平台的迁移尤其是全潜式平台的迁移目前还面临着一些困难。全潜式平台需要拆卸然后在另外的地点组装。平台退役后的拆卸在其他的工业中已经是一种常规的操作。（３）平台定位技术随着海上油气工业的发展，平台定位技术也有了长足的发展，目前可以进行锚链定位的水深已经达到了３０００ｍ。随着计算机模拟技术的进步，现在可以建立模型精确地模拟和优化锚链系统，而利用ＧＰＳ定位系统以及水下声纳技术，则可以将锚链准确地放到指定的位置。平台定位系统的设计、生产、建造、安装、固定、运营、维护、监控及拆除均已成熟，是稳定可行的商业化技术，只需针对特定的情况进行改进和优化，即可应用于海洋温差能装置。（４）换热器技术应用于闭循环的换热器已经通过示范工程得到验证，应用于混合循环的换热器设计已经成型，而且使用混合工质的换热器的研究也取得一定进展。针对发展相对比较成熟的闭循环来说，最合适的工质是丙烷或氨，尤其是氨的优良热力学性质在一系列的示范工程中得到了验证。海洋温差能发电装置使用的换热器主要有壳管式、板框式和板翘式３种类型，这３种换热器通常需要２～３年的时间来进行设计施工。①壳管式换热器通常使用钛、碳钢、不锈钢、铜镍以及铝来制造。目前最大的壳管式换热器可以用来建造５ＭＷ的海洋温差能发电设备，如果建设更大规模的海洋温差能发电装置，需要将几个模块并联。模块式设计使得壳管式换热器可以比较容易地放大到１００ＭＷ装置所需的规模。壳管式换热器通常在岸上建造，然后再运送到海上，但是当换热器的规模增大时，运送大型换热器需要用特殊的装置，这会增加建造成本。换热器安装的复杂程度以及费用通常随着平台设计的不同而有所差别。壳管式换热器的日常运行和维护比较简单。②板框式换热器通常用不锈钢或钛制造。受换热板的数量和体积的限制，板框式换热器不能放大到很大的规模，不适于放大到１００ＭＷ的商业规模；另外，板框式换热器不能置于水下，不适用于全潜式或半潜式平台。板框式换热器通过一系列自动化焊接过程建造，建造过程相对简单，但是由于要使用到复杂的管道系统以及阀门，将换热器装到平台上是一个比较困难的过程。虽然板框式换热器本身比壳管式换热器更便宜，但是管道和阀门的附加费用使得板框式换热系统的成本与壳管式换热系统的成本相当。板框式换热器的日常运行和维护与壳管式换热器相似。板框式换热器可以通过更换换热板来维修。③板翘式换热器一般使用钎焊铝来建造，且大量地使用在低温工业以及液化天然气工业。板翘式换热器像壳管式换热器一样可以进行模块制造，因此板翘式换热器也可以通过模块并联达到很大的规模，但是每个模块的最大功率不超过２ＭＷ。板翘式换热器通常可以在现场组装且每个单元可以用标准的船舶进行运输，板翘式换热器的组装费用相对较低，其日常运行维护与壳管式、板框式换热器并无大的差别，但是板翘式换热器需要对铝的腐蚀进行监控，且维修需要在岸上进行。（５）深水冷水管技术目前冷水管的材料主要包括Ｒ－玻璃、高密度聚乙烯、玻璃纤维复合塑料和碳纤维化合物，并且通常采用拉挤成型技术将其加工成具有中空的“三明治结构管壁”的水管（图６）。目前应用于实践的冷水管的直径多数小于等于１ｍ，适用于规模小于等于１ＭＷ的海洋温差能发电装置。可以应用于１０ＭＷ装置的直径为７ｍ的冷水管的设计、建造和铺设现在已经有成型技术，而且这些技术很有可能被用来建设直径为１０ｍ的冷水管并为１００ＭＷ规模装置服务。冷水管可以在现场进行组装，也可以在岸上建造后再运到平台上。这种组装方法，对于冷水管直径为７ｍ、功率为１０ＭＷ的装置已经发展得比较成熟了，而且对于冷水管直径小于２ｍ的装置已经有了示范装置，但对于规模大于１００ＭＷ装置所需要的冷水管的建造和铺设还没有先例。图６洛克希德马丁公司生产的深水冷水管的夹心结构示意图（左）以及名为“坚贝”的冷水管制造模具设施（右）（洛克希德马丁（ＬｏｃｋｈｅｅｄＭａｒｔｉｎ）公司提供）９０中国海上油气２０１２年以前的研究表明，用于海洋温差能发电装置的冷水管的内壁和外壁的海洋生物附着不会影响冷水管的功能。目前的技术可以使冷水管的使用寿命达到３０年，冷水管的日常运行可以使用光纤技术进行监测。海上油气专业有多年的使用光纤监测管道的经验，并且具有在深海修复管道的经验。（６）平台水管接口技术材料科学的进展，使得应用质量更轻、强度更高、更耐久的材料来建造平台水管接口成为可能。目前平台水管接口技术主要有以下３种：软管连接（通过海面浮标固定相对位置）、固定连接和万向节连接。固定连接的建造、日常运营和维护都比较简单；万向节连接的建造相对比较容易实施，但在日常的运营和维护时，需要进行定期的清理和润滑；相比前２种技术，软管连接的建造比较复杂也相对较难操作，而且在日常维护的过程中需要对连接点做经常的修理。当铺设垂直管时，通常使用固定连接；当铺设水平管时，主要通过软管连接实现，铺设水平管比建设竖直管的难度更大。固定连接和万向节连接最具有工程放大的可能性，而软管连接在冷水管直径较大时技术可行性较低。（７）水下电缆技术在海上石油工业和海上风电发展的带动下，水下电缆的研究有了发展，目前全球范围已有１０条９０～５００ｋＶ的海底交流电缆以及２０条最高功率达到５００ｋＶ的海底直流电缆在运行中，其中大部分电缆都是在近１０年安装的，尤其是海上风电产业的发展使得５０ｋＶ的海底电缆已经成为一种常规设备［１６］。对于５００ｋＶ以下的电缆，只须对工业上已有成型产品稍做修改，就可以运用于海洋温差能发电装置。同时，用以建造适合海洋温差能发电装置使用电缆的技术（包括建造电缆、接合、终端的技术）已经成型。平台和电缆的连接已有行业标准，而且最高可以达到５０ｋＶ。电缆的固定和布置虽然难度很高，但是已经被广泛研究，影响固定和布置电缆的难度及造价的主要因素为水深、海底地形、电缆的重量以及布置电缆的线路。对电缆的日常运营和维护已经形成常规操作，并在业界达成共识。电缆的维护需要对其上附着的海洋生物做定期的清理以及全程检查，并且要定期潜入水下对海底变电站做维护。电缆发生故障后，在浅水区可以做修理，但水深超过１５２ｍ时，一旦出现故障就要进行全程更换［１６］。２．２技术挑战及研究方向海洋温差能发电装置核心技术中比较成熟的技术有泵与涡轮机技术、平台技术、平台定位技术以及热交换器技术，而冷水管技术、平台水管接口技术、海底电缆技术以及各部分的整装集成技术等均存在瓶颈问题［１６］。泵与涡轮机技术是目前最为成熟的技术。采用现有技术制造的泵与涡轮机可以在海洋温差能发电装置上服役大约３０年，完全满足海洋温差能装置的寿命要求。目前，泵与涡轮机的研究主要集中在泵与涡轮机的远程监控，以及用于开式循环并且可以在较低压力下运转的泵与涡轮机技术。平台技术在海上油气工业的推动下也已经是非常成熟的技术。船式、半潜式以及全潜式平台装置均已实现，且在将平台改造为海上温差能发电装置过程中，在制造、安装、运行以及维护方面均不存在突出的技术挑战，存在的主要问题是当海洋温差能装置规模增加时，平台的规模也要配套增加，这就大大增加了建造、安装的成本。如何进一步降低平台成本，并建立海洋温差能发电装置配套平台的专业标准是这一领域主要关注的问题。平台定位技术在海上油气工业的推动下已经实现，但在应用于海洋温差能系统的过程中还存在一些问题有待进一步研究。例如，排出的大量海水对平台定位的影响，陡坡上的锚链系统以及火山岩上锚链系统的优化等。此外，还需要解决深水中锚链的生物附着问题以及在风暴来袭时如何迅速断开并复原锚链等。值得一提的是，在锚链里安装电导线可以将定位系统与海底电缆系统相结合，但是这项技术目前在设计施工方面还存在一系列问题使其不具有经济性，这就需要研究如何优化并简化定位和电缆系统。换热器技术的发展相对成熟，但由于还没有大规模工业装置的市场需求，生产商缺乏优化换热器以适应海洋温差能装置需求的动力。与其他换热器相比，由于温差能装置的换热器所处理的流体温差更小，因此海洋温差能装置的换热器需要具备处理大量流体的能力，且需要更高的传热效率以及易于安装整合进入整个系统的特点。此外，工质如果泄漏到海中会引起环境问题且会影响涡轮机的效率，因此需要对工质是否泄漏做出监测。目前，对换热器的研究焦点主要是设计高效率且不导致大幅度压力下降的换第２４卷第４期苏佳纯等：海洋温差能发电技术研究现状及在我国的发展前景９１热器。换热器效率的提高可以大大降低整个温差能发电工程的造价。提高换热器效率的研究方向主要是采用新材料（如铝合金、新型塑料等），进行表面加工以影响流体的流动性，以及优化生产技术等。冷水管及其与平台的接口是海洋温差能装置所独有的设备，而且是整个温差能发电技术中最为复杂的２个系统，其发展目前面临着巨大的技术挑战，是制约最终整套装置能否成功的关键技术问题。冷水管技术的技术挑战主要体现在规模和性能两方面。此前示范装置所使用的冷水管多数直径小于１ｍ，在人类海洋工程史上，对于规模大于１００ＭＷ的装置所需的冷水管的建造和铺设还没有先例，不确定因素很多，这就制约了温差能装置的商业化进程。此外，如何提高冷水管应对极端环境的能力一直是冷水管技术中的核心问题，但这一问题目前还没有在技术及经济上同时具备可行性的解决方案。为了应对风暴减少损失，冷水管需要设计成为可装卸的模式。美国曾经在１９８２年ＯＴＥＣ－１运行的过程中从１３７１ｍ水深下将冷水管捞出并重新安装在装置上，可以看出冷水管的装卸重装技术是现实可行的，但是这会大大增加整个装置的复杂性和造价，因此这一领域还需要更为深入的研究。除此之外，冷水管领域的研究热点还包括：在降低材料和器材的成本的同时提高性能；开发适合１００ＭＷ以上海洋温差能发电装置冷水管的制造、运输和安装技术；另外，在将系统扩充至１００ＭＷ之前，应该获取１０ＭＷ级别装置运转１年以上的完整数据记录。平台水管接口的技术挑战主要体现在其固定和部署上。如果接口出现泄漏现象，整套装置的效率就会下降，而现场的修复工作因为要在水下开展，将会非常困难且造价极高；当接口完全失效时，可能导致冷水管的脱落和丢失，将严重影响工程进度并大大增加工程的造价。目前在设计直径大于１ｍ的冷水管与平台的接口时面临的问题是，如何建造可装卸的接口以及如何使接口经受得住海上作业环境以及风暴的考验；而针对发电规模大于１００ＭＷ的海洋温差能发电装置所需的直径大于１０ｍ的冷水管与平台的连接技术目前还不成熟。平台水管接口技术与冷水管技术是紧密相关的，目前大直径冷水管的设计和建造还存在很多的不确定因素，因此目前平台水管接口技术的研发着重于研制适用于１００ＭＷ发电装置的平台水管接口。海表及深海洋流都会对冷水管以及接口产生巨大的压力，除非有足够规模的示范装置建成并成功运转，否则，平台水管接口技术与冷水管技术将一直是制约１００ＭＷ以上级别海洋温差能发电装置的主要瓶颈。此外，以下相关研究也应关注：ＯＴＥＣ全设备模拟、连接失败情况的模拟、远程监控、低造价的浮标、深海数据采集处理以及先进材料的研究等。现有海底电缆技术还存在着很大的局限。首先，虽然海底电缆最高额定电压可达到５００ｋＶ，但多数电缆的额定电压在１００ｋＶ以下，因此可供海洋温差能装置使用的电缆的选择受到了限制。其次，电缆在长距离输送电力的过程中不可避免地会有大量的能量损失，目前当输送距离在３８．２ｋｍ内时通常采用的是交流电缆（额定电压大于６９ｋＶ的单相交流电输送或额定电压小于６９ｋＶ的三相交流电输送），而３８．２ｋｍ以上的电力输送通常采用直流电缆；直流传送在发电端和使用端都要进行直流电和交流电的转换，这就会导致大量的能量损失。再次，为了延长海底电缆的寿命使其匹配温差能发电装置３０年的使用寿命，很有可能会在电缆的外面加上钢套，这会进一步增加电缆的重量和张力。对于额定电压在５００ｋＶ以上的电缆，目前没有成型的产品，需要投入很大的精力去设计和开发合适的电缆。对于大于１０ＭＷ的装置，连接平台和电缆的终端需要进行专项的设计和研究，是整个电缆系统中难度最大的部分。制造规模大于等于１００ＭＷ的海洋温差能发电系统所需的海底电缆还有相当大的困难，主要的技术局限如下：电缆的容量，平台电缆终端的设计和建造，以及由于电缆重量增加引起的疲劳、扭曲、张力以及压力。目前的研究重点有以下几个方面：建立模型分析研究深水环境（水的压力、海底地形）对电缆的影响，制造可以应用于大于１０ＭＷ海洋温差能发电装置的耐疲劳、大容量海底电缆；同时还需要研究轻质的新型材料用于海底电缆的外壳和导电材料，以减少电缆的张力。总之，现有技术已经可以建造小于１０ＭＷ的离岸式闭循环海洋温差能发电装置。海洋温差能发电装置的一些关键技术已经成熟，但是针对１００ＭＷ以上的大规模装置在冷水管技术、平台水管接口技术和海底电缆技术方面还存在着一些显著的技术瓶颈。因此，大于１００ＭＷ的离岸式海洋温差能发电装置目前还处于概念设计阶段。虽然海洋温差９２中国海上油气２０１２年能发电的关键技术有所突破，并在海上做了示范，取得了一定效果和经验，但是，发电装置毕竟还是１００千瓦级小规模的发电装置，一个具有商业化开发前景的海洋温差能发电装置需要解决装置整体结构设计、计算、选型优化、加工制造、模块组装、海上施工安装、安全防护、设备管线耐腐蚀和防生物附着，以及维护管理等等一系列技术问题，是一个完整的系统工程，面临着诸多技术问题以及经济可行性的挑战。３海洋温差能工程成本分析受冷水管规格的限制，在当前技术水平下，海洋温差能装置最大平均输出功率一般不超过１００ＭＷ，而开式循环装置受较低蒸汽压的影响，其发电机不能超过２．５ＭＷ，要达到更大规模需要设备并联。目前还没有一个国家有商业化的海洋温差能发电装置投入运营，因此造价分析及成本核算主要是依据现有实验装置的数据进行计算机模拟估算。笔者总结了不同研究者对工程造价构成的分析以及他们对不同类型温差能发电装置经济性的研究，将温差能发电成本与其他发电方式的成本进行了比较，并分析了降低发电成本的经济可行性。３．１海洋温差能工程造价构成在海洋温差能发电装置投资中，主要部分是发电装置和电站建设费用，运行和维修费用仅约占１．５％。发电装置和电站建设费用主要用于建设热交换器、冷水管、固定平台、发电机、控制系统、工质系统、海水泵、锚链系统、水下电缆等。以７５～１００ＭＷ海上温差能发电装置为例，日本［１７］和美国［１８］的科学家进行了造价分析，结果表明，根据系统的设计与实施技术的不同，各部分所占的具体份额虽有所不同，但是热交换器和冷水管造价总和所占总造价的比例相当，约为４５％～４７％。２０００年，日本“阳光计划”的专家对海洋温差能发电装置进行了评估。评估以１００ＭＷ海上发电系统为研究对象，设工质为氨，建设地点为日本的德之岛或富山湾，最高水温２６～２８℃，最低水温０．７５～０．７７℃［１７］。模拟计算表明预计总建设费用为４４０亿～５６０亿日元，电站发出的１００ＭＷ电力中的１７％～２６％被用于运作系统，可以通过２０ｋｍ的海底电缆向电网输电７４～８３ＭＷ，发电成本为１２～１３日元／ｋＷｈ［１７］。发电装置各部分造价及占总造价的比例示于图７。图７１００ＭＷ海上温差能发电系统造价分析（据文献［１７］数据编制）２０１０年，美国科学家对距波多黎各的ＰｕｎｔａＴｕｎａ６英里外的海面上建设７５ＭＷ船式闭循环温差能发电装置的工程造价进行了分析，预计整个装备投资６亿美元、年发电量６亿ｋＷｈ，发电成本为０．１５美元／ｋＷｈ［１８］。整个工程各部分造价及占总造价的比例示于图８。图８７５～１００ＭＷ海上船式闭循环温差能发电装置造价分析（据文献［１８］数据编制）３．２海洋温差能发电系统造价评估海洋温差能发电装置的建设成本在目前的技术水平条件下比较高，尤其是第一套装置，往往一个千瓦级岸上示范装置的单位工程造价达到１８０００～２６０００美元／ｋＷ。但是研究也显示，海上温差能发电装置具有比较明显的规模效应。当岸上温差能发电装置规模达到１０ＭＷ时，成本迅速降低到１１０００～１５０００美元／ｋＷ；当规模达到５０ＭＷ时，成本可以降低到６０００～８０００美元／ｋＷ。更大规模的装置往往需要建立在海上，在一定的离岸距离的前提下，５０～１００ＭＷ级别的海上发电装置的成本在６０００美元／ｋＷ以下，在装置规模达到１００ＭＷ时，海上温差能发电的成本可以降低到４０００美元／ｋＷ左右（图９）。第２４卷第４期苏佳纯等：海洋温差能发电技术研究现状及在我国的发展前景９３图９美国研究者依据装置规模对海洋温差能发电系统造价的评估［５］离岸温差能发电装置需要通过海底电缆将所发电力输送上岸，因此离岸距离是影响造价的重要因素。１００ＭＷ船式闭式循环温差能发电系统离岸距离的远近对发电成本的影响的估计值列于表５。表５依据离岸距离对１００ＭＷ船式闭循环海洋温差能发电系统的造价评估及发电成本分析［５］＊离岸距离／ｋｍ单位造价／（美元·ｋＷ－１）发电成本／（美元·ｋＷｈ－１）＊＊１０４２０００．０７５０５００００．０８１００６００００．１０２００８１０００．１３３００１０２０００．１７４００１２３０００．２２＊船式温差能发电装置产生的电力由海底电缆输送到岸上。＊＊电价估算方法：假设成本投资贷款２０年，固定利率１０％，运行维修费１％，设备可用性８０％。表６示出了根据２００２、２００３年的技术发展水平以及全球市场状况，对在不同水价和燃料价格下在哪些区域使用何种温差能发电系统才有商业竞争力的情况分析。表６不同地区、不同水价和燃料价格下海洋温差能发电装置的经济性分析（据文献［５］，有修改）价格背景适用地区具有经济性的海洋温差能发电装置类型柴油＞４５美元／桶水＞１．６美元／ｍ３小型岛屿１ＭＷ岸基开式循环温差能发电系统（发电并产淡水）化石燃油＞３０美元／桶水＞０．９美元／ｍ３太平洋上的孤立的岛屿１０ＭＷ岸基开式循环温差能发电系统（发电并产淡水）化石燃油＞５０美元／桶水＞０．４美元／ｍ３或化石燃油＞３０美元／桶水＞０．８美元／ｍ３工业化的岛屿式国家或地区（如夏威夷、波多黎各）５０ＭＷ岸基混合式循环温差能发电系统（发电并产淡水）化石燃油＞４０美元／桶工业化的岛屿式国家或地区（如夏威夷、波多黎各）５０ＭＷ岸基闭式循环温差能发电系统（只发电）化石燃油＞２０美元／桶很多沿海国家和地区１００ＭＷ海上船式闭式循环温差能发电系统（只发电），并用海底电缆输出电力研究者也对１００ＭＷ装置分解海水制成液氢的成本进行了评估，评估表明装置每小时可产液氢１３００ｋｇ。如果装置在位于岸边１５００ｋｍ（热带海域距工业中心的典型距离）的海面上，考虑到液氢运到岸边的费用，只有当原油的价值为２５０美元／桶时，海洋温差能发电分解海水制氢才具有市场竞争力［５］。３．３海洋温差能与其他发电方式单位造价和发电成本的比较以美元在２０１０年的实际购买力和实际利率对现金流进行估算，目前美国现有发电工程单位造价［１９］见表７。建造一个５ＭＷ的混合循环船式温差能发电系统并使用９３．２ｋｍ的海底电缆将电输送到岸边工程的最低单位造价是１３０００美元／ｋＷ［２０］，这一数值远远高于现有各种发电工程的单位造价［２１］。但是科学家估计，当温差能发电系统的规模较大时，单位造价会显著降低。美国研究者认为距海岸３．７３ｋｍ的７５ＭＷ的闭式循环海上平台式温差能发电系统的单位造价会显著降低至８０００美元／ｋＷ［１８］。这个数值与２０００年日本科学家对１００ＭＷ的海上闭式温差能发电装置的单位造价的估算值［１７］接近，约是陆上风电的３．３倍、水电的２．６倍、火力发电的２倍、核电的１．５倍，与生物质联合循环发电系统以及城市固体垃圾发电站的单位造价相当。现有不同发电方式的发电成本见表８，海洋温差能的发电成本约为０．１５美元／ｋＷｈ［１８］，约为现有火力发电、天然气发电、核电以及陆上风电发电成本的２倍。９４中国海上油气２０１２年表７不同发电技术工程造价分析发电方式发电技术额定功率／ｋＷ单位造价／（美元·ｋＷ－１）单机组发电６５００００３１６７双机组发电１３０００００２８４４单机组发电整合ＣＣＳ６５００００５０９９煤双机组发电整合ＣＣＳ１３０００００４５７９单机组ＩＧＣＣ６０００００３５６５双机组ＩＧＣＣ１２０００００３２２１单机组ＩＧＣＣ整合ＣＣＳ５２００００５３４８ＮＧＣＣ５４００００９７８先进的ＮＧＣＣ４０００００１００３天然气先进的ＮＧＣＣ整合ＣＣＳ３４００００２０６０传统燃气轮机８５０００９７４先进的燃气轮机２１００００６６５燃料电池１００００６８３５铀双机组核电站２２３６０００５３３５生物质生物质联合循环发电系统２００００７８９４生物质鼓泡馏化床５００００３８６０风电陆上风电１０００００２４３８海上风电４０００００５９７５光热１０００００４６９２太阳能小型光伏７０００６０５０大型光伏１５００００４７５５地热双闪蒸地热５００００５５７８双循环地热５００００４１４１城市固体垃圾城市固体垃圾５００００８２３２水水电５０００００３０７６抽水蓄能电站２５００００５５９５注：①数据来源于文献［１９］。②ＣＣＳ—二氧化碳地质封存；ＩＧＣＣ—整体煤气化联合发电系统；ＮＧＣＣ—常规天然气联合循环发电系统。表８现有不同发电方式发电成本发电方式发电成本／（美元·ｋＷｈ－１）火力发电０．０８８～０．０９３火力发电整合ＣＣＳ０．０９４ＮＧＣＣ０．０８３核电０．０７７陆上风电０．０７０注：①现金流折现率为１０％。②数据来源于文献［２１］。３．４降低海洋温差能发电成本的途径海洋温差能发电装置造价高昂，但当装置规模化后，造价会大大降低。降低造价的途径主要是优化工程所使用的材料，比如，在总价中占比重较大的热交换器价格高的主要原因是大量昂贵的钛金属的使用，如果用铝金属取代钛金属，可大大降低成本；冷水管和海底电缆材料的优化也可以大幅度降低整个装置的成本，并提高装置运行的效率。另外，还可优化装置的设计以简化系统并降低安装费用。影响工程造价的因素以及降低造价的途径［１６］总结于表９。表９影响海洋温差能发电工程造价的因素以及降低造价的途径技术领域影响工程造价的因素降低造价的途径泵与涡轮机技术泵与涡轮机的效率优化设计提高输出功率平台技术平台的大小和复杂性设计低成本的平台装置平台定位技术气候、水深、海底地形、备用系统的安装、使用的材料、安装工作的复杂度、人工费、许可证的获取、退役后的拆卸费用等优化锚链设计（单点或多点），配合固定系统优化平台设计，使用自动安装技术热交换器技术传热效率以及安装复杂性优化换热器所使用的材料（如使用铝合金、塑料来替换昂贵的钛金属）以降低换热器所使用材料的造价并提高传热效率；对换热器所使用的材料进行表面处理以增加传热效率；优化设计以便于安装平台水管接口技术使用的材料，冷水管、平台以及平台水管接口的设计和建造，当地的气候以及海流、波浪的模式在尽可能降低系统的复杂性的同时允许冷水管和平台间更大范围的相对运动冷水管技术冷水管所使用的材料以及冷水管的安装布设优化冷水管使用的材料以降低成本；优化冷水管安装过程，减少人力成本、燃料费用及设备费用海底电缆技术海底电缆的类型和尺寸、当地海洋情况、当地海底地形、材料费用、电缆的布设线路优化材料设计以降低成本提高导电效率，优化电缆的布设整体装置集成技术建设、运输、组装费用当装置规模化后，造价会大大降低４我国海域温差能资源的分布和研究进展情况４．１我国海域温差能资源的分布我国有１８０００ｋｍ的海岸线和逾３００万ｋｍ２的管辖海域［２２］，沿海岛屿众多，海洋温差能资源丰富。黄海、东海和南海温差能的理论储量为１．４６３×１０１９～１．５１９×１０１９ｋＪ，可开发装机容量为３５２．７～３６６．２ＧＷ；台湾岛以东海域温差能资源可开发利用量约为２．１６×１０１２ｋＪ，可开发装机容量约６．８ＧＷ；合计中国海域温差能资源可开发装机容量为３５９．５～第２４卷第４期苏佳纯等：海洋温差能发电技术研究现状及在我国的发展前景９５３７３ＧＷ，约占我国海洋能资源可开发装机容量的３６％［２２］。我国的可开发海洋温差能资源主要分布在北回归线以南广大的南海海域。据卫星资料显示（图１０），我国南海海域海水表层温度平均值由北向南逐渐增高，海水等温线呈北东走向，与海水深度线走向趋势大体一致，近海大陆架海域的海水表层温度平均值在２４～２６℃，而传统海疆以内包括南沙群岛在内的南海南部海域的海水表层温度达到２７～２９℃。南海广大海域具有较高的海水表层温度，只要达到大于１０００ｍ的水深，使海水表深层温差达到１８℃，就有开发海洋温差能的潜力。从中国海南省南面经东沙群岛南段至台湾省东岸以北的区域，海水表层温度常年在２４℃左右，但由于水深一般在２００～５００ｍ，海水表深层温差在１０℃左右，不具备可开发的温差能资源；而南面的海图１０中国及周边海域海水表层温度平均值及海水等深线分布图９６中国海上油气２０１２年域水深陡然达到１０００ｍ以上，海水表面温度常年在２６℃左右，海水表深层温差约为２０℃，具有非常优越的可开发海洋温差能资源，可以作为近期温差能开发主要的目标地区。例如：在距离我国海南岛东南部沿海地区（主要包括三亚市、陵水市和万宁市）１００ｋｍ以内的海域，以及距离我国台湾岛东海岸的陆地城市（由南至北分别是屏东县、台东县、花莲县、宜兰县）２５ｋｍ以内的海域，都存在水深超过１０００ｍ的区域。这些地区非常适合建设温差能发电站为附近居民提供电力和综合利用。我国西沙、中沙和南沙群岛所在海域同样具备温差能开发的条件。西沙群岛附近水深１５００～２０００ｍ，海水表深层温差２２℃；中沙群岛附近水深４０００ｍ，表深层海水温差２２℃；位于我国南海最南端的南沙群岛附近水深在２０００～３０００ｍ，表层水温接近３０℃，表深层海水温差２６℃。西沙群岛有较多常住人口，需要淡水和电力的供应，且距离大陆位置相对较近，适宜在近期开发温差能资源；而中沙、南沙以及南海其他地区可以作为温差能开发的远期规划目标。根据油气资源评价的结果，我国南海分布着若干个具有生烃潜力的沉积盆地，例如：琼东南盆地、台西南盆地、中建南盆地、礼乐盆地、仙宾盆地、曾母盆地、万安盆地等，是未来油气勘探的有利的前景地区，在这些地区进行海洋温差能的开发利用，将有望为我国的海洋油气开发事业做出贡献。４．２我国海洋温差能研究进展我国对海洋资源的利用与研究滞后于发达国家，海洋温差能的研究开发目前仍处于实验室理论研究以及实验阶段。１９８０年台湾电力公司计划将第３、第４号核电厂余热和海洋温差发电并用，经过３年的调查研究，认为台湾东岸及南部沿海有开发海洋温差能的自然条件，初步选择花莲县的和平溪口、石梯坪及台东县的樟原等三地作厂址，并与美国进行联合研究。１９９５年，台湾曾经计划采用闭式循环设计建造一座岸式示范电站，后由于当局能源计划导向问题而搁置。２００５年后，在倡导环境保护与新能源开发的国际背景下，海洋大学在花莲县政府支持下与台肥公司在花莲海域布放海洋深层水管硬件建设，开展了新一轮的海洋温差发电开发研究［２３］。１９８５年，中国科学院广州能源研究所开始对温差利用中的一种“雾滴提升循环”方法进行研究。１９９１年，广州能源研究所在实验室实现了将雾滴提升到２１ｍ高度的记录，同时该所还对开式循环过程进行了实验室研究，建造了２座容量分别为１０Ｗ和６０Ｗ的试验台。２００４—２００５年，天津大学对混合式海洋温差能利用系统进行了研究，并就小型化试验用２００Ｗ氨饱和蒸汽透平进行理论研究和计算。２００６年以来，我国海洋局第一海洋研究所在海洋温差能发电方面做了比较多的工作，重点开展了闭式海洋温差能发电循环系统的研究，其设计的“国海循环”方案的理论效率达到了５．１％。２００８年，我国海洋局第一海洋研究所承担了“十一五”“国家科技支撑计划”重点项目“１５ｋＷ海洋温差能关键技术与设备的研制”，建成了利用电厂蒸汽余热加热工质进行热循环的温差能发电装置用以进行模拟研究，设计功率为１５ｋＷ，目前还未开机发电。５认识与建议（１）海洋温差能是海洋能重要的能种之一，资源量丰富，开发潜力巨大。我国的海洋温差能资源主要分布在东海、南海海域，储量巨大，可开发装机容量有３．７３亿ｋＷ［２２］，仅次于同海域的波浪能资源，具有清洁、环保、无污染、能量稳定的特点，综合开发利用优势明显，可以作为补充能源缓解沿海地区能源紧缺的状况，有着潜在的开发前景。（２）海洋温差能资源广泛分布但能量密度小，必须形成规模才有经济性。人类对于温差能的研究虽然已有近百年历史，但目前仍处在商业化开发前期的示范阶段。究其原因，温差能资源丰富的海域通常距离陆地较远，且分散不集中，因此对其开发利用比较困难。目前温差能发电装置核心技术的研究已取得了一定进展，规模小的示范装置也已经进行了示范运行，其中泵与涡轮机技术、换热器技术、平台技术以及平台固定技术研究已经有所突破，并可适应商业化装置的要求；而冷水管技术、水管平台接口技术、海底电缆技术以及整体装置集成技术研究也取得了一定的进展，但尚存在一些关键技术问题有待研发以满足商业化装置的要求。通过几十年的努力，海洋温差能开发利用的可行性大大增加，但海洋温差能发电装置的工程造价和发电成本还相当高，距离商业化应用还有一定的距离。商业化的开发主要取决于示范装置的第２４卷第４期苏佳纯等：海洋温差能发电技术研究现状及在我国的发展前景９７工业放大，以及关键技术问题的研发和投资成本的降低。因此，对温差能发电循环系统和依托装置的整体设计、安全可靠性、制造工艺、施工、维护等一系列关键技术进行研究是十分必要的，同时还需要进行环境评估以及经济可行性分析等。当海洋温差能装置的工程造价与发电成本降低到一定程度使其具备经济性时，海洋温差能开发利用就会有一个崭新的局面。（３）创建南海海洋温差能实验基地，遵循多能互补、综合利用的发展思路，是开发利用我国海洋温差能的重要途径。中央经济工作会议提出加快重点能源生产和输送通道建设，在南海创建海洋能实验基地符合我国新能源发展战略，也是积极有序开发利用我国海洋能资源的重要举措。海洋能开发利用要遵循多能互补、综合利用的发展思路，在开发南海温差能的同时，要开发波浪能，充分利用绿色能源，带动海岛建设、海水淡化、制氢、盐化工与海岛旅游业，同时也要与建设我国“深水大庆”、“深远海补给基地”相结合。创建南海海洋能实验基地是实现我国海洋能开发利用的重要途径，这将给南海温差能资源利用创出一条新路。（４）国家支持、企业参与、建立创新机制是我国海洋能资源开发利用的重要保障。我国海洋温差能开发利用，如何实现科研成果转变为产品，最终实现产业化，国家在政策、资金上给予大力支持非常重要，鼓励企业参与，形成一个联合国内科技力量，建立企业、科研院所、高校相结合的新机制，集中财力、物力，组织技术攻关，开发商业化产品；同时，要积极开展对外合作，掌握先进技术，培养自己的科研队伍，掌握核心技术，科学合理地发展海洋能产业，这是我国海洋能资源开发利用的重要保障。致谢：感谢国家海洋局第一海洋研究所刘伟民教授、中国科学院电工研究所彭燕教授以及美国洛克希德马丁公司高级业务代表文华泉先生为我们提供了大量的文献和资料。感谢国家气象卫星中心业务科技处张甲申处长，以及中海油研究总院勘探研究院张厚和主任和岳岩、田伟在绘制“中国及周边海域海水表层温度平均值及海水等深线分布图”时为我们提供的数据与帮助。感谢中国海洋局技术装备司康健司长与我们进行的有益探讨。参考文献［１］ＩＥＡ－ＯＥＳ．Ｐｏｌｉｃｙｒｅｐｏｒｔ［Ｒ］．２００６．［２］ＩＥＡ．ＩＥＡｓｔａｔｉｓｔｉｃｆｏｒ２００４［Ｒ］．２００４．［３］ＬＥＬＡＮＤＡＥ，ＤＲＩＳＣＯＬＬＦＲ，ＶＡＮＺＷＩＥＴＥＮＪＨ，ｅｔａｌ．Ｏｃｅａｎｔｈｅｒｍａｌｅｎｅｒｇｙｃａｐａｃｉｔｙｅｓｔｉｍａｔｉｏｎａｎｄｒｅｓｏｕｒｃｅａｓ－ｓｅｓｓｍｅｎｔｏｆＳｏｕｔｈｅａｓｔＦｌｏｒｉｄａ［Ｃ］．Ｈｏｕｓｔｏｎ：ＯｆｆｓｈｏｒｅＴｅｃｈ－ｎｏｌｏｇｙＣｏｎｆｅｒｅｎｃｅ，２０１０：２０５５９－ＭＳ．［４］ＶＥＧＡＬＡ．Ｏｃｅａｎｔｈｅｒｍａｌｅｎｅｒｇｙｃｏｎｖｅｒｓｉｏｎｐｒｉｍｅｒ［Ｊ］．ＭａｒｉｎｅＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙＳｏｃｉｅｔｙＪｏｕｒｎａｌ，Ｗｉｎｔｅｒ２００２／２００３，６（４）：２５－３５．［５］ＬｏｃｋｈｅｅｄＭａｒｔｉｎＣｏｒｐｏｒａｔｉｏｎ．Ｏｃｅａｎｔｈｅｒｍａｌｅｎｅｒｇｙｃｏｎｖｅｒ－ｓｉｏｎｐｈｏｔｏｓ［ＥＢ／ＯＬ］．ｈｔｔｐ：∥ｗｗｗ．ｌｏｃｋｈｅｅｄｍａｒｔｉｎ．ｃｏｍ／ｄａ－ｔａ／ａｓｓｅｔｓ／ｍｓ２／ｉｍａｇｅｓ／ＯＴＥＣＲｅｓｏｕｒｃｅＭａｐ２００９．ｊｐｇ．［６］ＶＥＧＡＬＡ．ＯＴＥＣＯｖｅｒｖｉｅｗ［ＥＢ／ＯＬ］．ｈｔｔｐ：∥ｗｗｗ．ｏｔｅｃｎｅｗｓ．ｏｒｇ／ｏｔｅｃ－ａｒｔｉｃｌｅｓ／ｏｃｅａｎ－ｔｈｅｒｍａｌ－ｅｎｅｒｇｙ－ｃｏｎｖｅｒｓｉｏｎ－ｏｔｅｃ－ｂｙ－ｌ－ａ－ｖｅ－ｇａ－ｐｈ－ｄ／．［７］ＬｏｃｋｈｅｅｄＭａｒｔｉｎＣｏｒｐｏｒａｔｉｏｎ．ＬｏｃｋｈｅｅｄＭａｒｔｉｎｔｏｃｏｎｔｉｎｕｅｏｃｅａｎｔｈｅｒｍａｌｅｎｅｒｇｙｃｏｎｖｅｒｓｉｏｎｉｎＨａｗａｉｉｕｎｄｅｒｎｅｗｃｏｎ－ｔｒａｃｔ［ＥＢ／ＯＬ］．ｈｔｔｐ：∥ｗｗｗ．ｌｏｃｋｈｅｅｄｍａｒｔｉｎ．ｃｏｍ／ｎｅｗｓ／ｐｒｅｓｓ＿ｒｅｌｅａｓｅｓ／２０１０／１１２２１０＿ＬＭ＿ＯＴＥＣ＿ｐｉｌｏｔ＿ｐｌａｎｔ．ｈｔｍｌ．［８］ＷＡＮＧＣＭ，ＹＥＥＡＡ，ＫＲＯＣＫＨ，ｅｔａｌ．Ｒｅｓｅａｒｃｈａｎｄｄｅ－ｖｅｌｏｐｍｅｎｔｓｏｎｏｃｅａｎｔｈｅｒｍａｌｅｎｅｒｇｙｃｏｎｖｅｒｓｉｏｎ［Ｊ］．ＴｈｅＩＥＳＪｏｕｒｎａｌ，２０１１，４（１）：４１－５２．［９］Ｕ．Ｓ．ＤｅｐａｒｔｍｅｎｔｏｆＥｎｅｒｇｙ．Ｏｃｅａｎｅｎｅｒｇｙｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙｏｖｅｒ－ｖｉｅｗ［ＥＢ／ＯＬ］．２００９，ＤＯＥ／ＧＯ－１０２００９－２８２３：２４－２７．ｗｗｗ．ｎｒｅｌ．ｇｏｖ／ｄｏｃｓ／ｆｙ０９ｏｓｔｉ／４４２００．ｐｄｆ．［１０］ＴＲＩＭＢＬＥＬＣ，ＯＷＥＮＳＷＬ．ＲｅｖｉｅｗｏｆＭｉｎｉ－ＯＴＥＣｐｅｒｆｏｒｍ－ａｎｃｅｓ［Ｃ］．ＰｒｏｃｅｅｄｉｎｇｓｏｆｔｈｅＦｉｆｔｅｅｎｔｈＩｎｔｅｒｓｏｃｉｅｔｙＥｎｅｒｇｙＣｏｎ－ｖｅｒｓｉｏｎＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇＣｏｎｆｅｒｅｎｃｅ．ＮｅｗＹｏｒｋ：ＡｍｅｒｉｃａｎＩｎｓｔｉｔｕｔｅｏｆＡｅｒｏｎａｕｔｉｃｓａｎｄＡｓｔｒｏｎａｕｔｉｃｓ，Ｉｎｃ．，１９８０：１３３１－１３３８．［１１］ＶＥＧＡＬＡ．Ｔｈｅ２１０ｋＷｏｐｅｎｃｙｃｌｅＯＴＥＣｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌａｐｐａ－ｒａｔｕｓ：ｓｔａｔｕｓｒｅｐｏｒｔ［Ｃ］．∥ＣｈａｌｌｅｎｇｅｓＯｆＯｕｒＣｈａｎｇｉｎｇＧｌｏｂ－ａｌＥｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔＣｏｎｆｅｒｅｎｃｅＰｒｏｃｅｅｄｉｎｇｓ．ＳａｎＤｉｅｇｏ，１９９５：１１１０－１１１５．［１２］ＭＩＴＳＵＩＴ，ＩＴＯＦ，ＳＥＹＡＹ，ｅｔａｌ．Ｏｕｔｌｉｎｅｏｆｔｈｅ１００ｋＷＯＴＥＣｐｉｌｏｔｐｌａｎｔｉｎｔｈｅｒｅｐｕｂｌｉｃｏｆＮａｕｒｕ［Ｊ］．ＩＥＥＥＴｒａｎｓａｃｔｉｏｎｓｏｎＰｏｗｅｒＡｐｐａｒａｔｕｓａｎｄＳｙｓｔｅｍｓ，１９８３，１０２（９）：３１６７－３１７１．［１３］ＳＵＧＡＮＵＭＡＴ．ＯｕｔｌｉｎｅｏｆｔｈｅＴｏｋｕｎｏｓｈｉｍａＯＴＥＣｔｅｓｔｐｌａｎｔ［Ｊ］．ＯｃｅａｎＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔＮｅｗｓ，１９８３，１１（２）：３７－４０．［１４］ＲＡＶＩＮＤＲＡＮＭ．ＴｈｅＩｎｄｉａｎ１ＭＷｆｌｏａｔｉｎｇＯＴＥＣｐｌａｎｔ：ａｎｏｖｅｒｖｉｅｗ［Ｊ］．ＩＯＡＮｅｗｓｌｅｔｔｅｒ，２０００，１１（２）．［１５］ＩＯＥＳＩｎｔｒｏｄｕｃｔｉｏｎｏｆＩＯＥＳｌａｂ［ＥＢ／ＯＬ］．ｈｔｔｐ：∥ｗｗｗ．ｉｏｅｓ．ｓａｇａ－ｕ．ａｃ．ｊｐ／ｅｎｇｌｉｓｈ／ａｂｏｕｔ－ｉｎｄｉａ－ｏｔｅｃ＿ｅ．ｈｔｍｌ．［１６］ＮａｔｉｏｎａｌＯｃｅａｎｉｃａｎｄＡｔｍｏｓｐｈｅｒｉｃＡｄｍｉｎｉｓｔｒａｔｉｏｎ．Ｔｅｃｈｎｉｃｌｅｒｅａｄｉｎｅｓｓｏｆｏｃｅａｎｔｈｅｒｍａｌｅｎｅｒｇｙｃｏｎｖｅｒｓｉｏｎ［Ｒ］．ＵＳＡ：Ｕｎｉ－ｖｅｒｓｉｔｙｏｆＮｅｗＨａｍｐｓｈｉｒｅ，２００９．［１７］ＴＡＫＡＨＡＳＨＩＭＭ．ＯＴＥＣｉｓｎｏｔａｄｒｅａｍ［Ｒ］．Ｔｏｋｙｏ：ＴｅｒｒａＳｃｉｅｎｔｉｆｉｃＰｕｂｌｉｓｈｉｎｇＣｏｍｐａｎｙ（ＴＥＲＲＡＰＵＢ），２０００：３７－３８．９８中国海上油气２０１２年［１８］ＰＬＯＣＥＫＴＪ，ＬＡＢＯＹＭ，ＭＡＲＩＪＡ，Ｏｃｅａｎｔｈｅｒｍａｌｅｎｅｒｇｙｃｏｎｖｅｒｓｉｏｎ（ＯＴＥＣ）：ｔｅｃｈｎｉｃａｌｖｉａｂｉｌｉｔｙ，ｃｏｓｔｐｒｏｊｅｃｔｉｏｎｓａｎｄｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｓｔｒａｔｅｇｉｅｓ［Ｃ］．Ｈｏｕｓｔｏｎ：ＯｆｆｓｈｏｒｅＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙｃｏｎｆｅｒｅｎｃｅ：２００９．［１９］Ｕ．Ｓ．ＥｎｅｒｇｙＩｎｆｏｒｍａｔｉｏｎＡｄｍｉｎｉｓｔｒａｔｉｏｎ．Ｕｐｄａｔｅｄｃａｐｉｔａｌｃｏｓｔｅｓ－ｔｉｍａｔｅｓｆｏｒｅｌｅｃｔｒｉｃｉｔｙｇｅｎｅｒａｔｉｏｎｐｌａｎｔｓ［ＥＢ／ＯＬ］．ｈｔｔｐ：∥ｗｗｗ．ｅｉａ．ｇｏｖ／ｏｉａｆ／ｂｅｃｋ＿ｐｌａｎｔｃｏｓｔｓ／ｉｎｄｅｘ．ｈｔｍｌ．［２０］ＭＡＧＥＳＨＲ．ＯＴＥＣｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ－Ａｗｏｒｌｄｏｆｃｌｅａｎｅｎｅｒｇｙａｎｄｗａｔｅｒ［Ｃ］∥ＰｒｏｃｅｅｄｉｎｇｓｏｆｔｈｅＷｏｒｌｄＣｏｎｇｒｅｓｓｏｎＥｎｇｉｎｅｅｒ－ｉｎｇ．Ｌｏｎｄｏｎ，２０１０．［２１］ＩＥＡＮＥＡ．ＰｒｏｊｅｃｔｅｄＣｏｓｔｓｏｆＧｅｎｅｒａｔｉｎｇＥｌｅｃｔｒｉｃｉｔｙ［Ｒ］．２０１０．［２２］中国能源中长期发展战略研究项目组．中国能源中长期（２０３０、２０５０）发展战略研究：可再生能源卷［Ｊ］．北京：科学出版社，２０１１：３８１，４００．［２３］王祺，王东．海洋温差能发电的一种新设想［Ｊ］．节能与环保，２００３（５）：３３－３５．收稿日期：２０１２?０１?１２改回日期：２０１２?０４?０７（编辑：张敏夏立军）ＲｅｓｅａｒｃｈｓｔａｔｕｓａｎｄｐｒｏｓｐｅｃｔｏｆｏｃｅａｎｔｈｅｒｍａｌｅｎｅｒｇｙｃｏｎｖｅｒｓｉｏｎｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙＳｕＪｉａｃｈｕｎ１ＺｅｎｇＨｅｎｇｙｉ２ＸｉａｏＧａｎｇ３ＷａｎｇＪｉａｎｆｅｎｇ３ＪｉａｎｇＪｉａｊｕｎ１（１．ＮｅｗＥｎｅｒｇｙＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅ，ＣＮＯＯＣＮｅｗＥｎｅｒｇｙＩｎｖｅｓｔｍｅｎｔＣｏ．Ｌｔｄ，Ｂｅｉｊｉｎｇ，１０００１５；２．ＣＮＯＯＣ，Ｂｅｉｊｉｎｇ，１０００１０；３．ＣＮＯＯＣＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅ，Ｂｅｉｊｉｎｇ，１０００２７）Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｉｓａｒｔｉｃｌｅｒｅｖｉｅｗｓｔｈｅｒｅｓｅａｒｃｈｓｔａｔｕｓｏｆｏｃｅａｎｔｈｅｒｍａｌｅｎｅｒｇｙｃｏｎｖｅｒｓｉｏｎｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ（ＯＴＥＣ），ｃｏｍｐａｒｅｓｔｈｅｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓａｎｄｔｅｃｈｎｉ－ｃａｌｐａｒａｍｅｔｅｒｓｏｆｅｘｉｓｔｉｎｇＯＴＥＣｐｉｌｏｔｐｌａｎｔｓａｎｄａｎａｌｙｚｅｓｔｈｅｃｏｒｅｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ，ｐｏｔｅｎｔｉａｌｃｏｓｔａｎｄｒｅ－ｓｅａｒｃｈｄｉｒｅｃｔｉｏｎｏｆｔｈｅＯＴＥＣｐｌａｎｔ．ＴｈｅｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔａｎｄｕｔｉｌｉｚａｔｉｏｎｏｆＯＴＥＣｉｓｎｏｗｉｎｔｈｅｅａｒｌｙｓｔａｇｅｏｆｃｏｍｍｅｒｃｉａｌｉｚａｔｉｏｎ．Ｔｈｅｒｉｃｈｏｃｅａｎｔｈｅｒｍａｌｅｎｅｒｇｙｒｅ－ｓｏｕｒｃｅｉｓａｖａｉｌａｂｌｅｉｎＳｏｕｔｈＣｈｉｎａＳｅａａｎｄｈａｓｔｈｅｇｒｅａｔｐｏｔｅｎｔｉａｌｆｏｒｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，ｓｏｅｎｏｕｇｈａｔｔｅｎｔｉｏｎｓｈｏｕｌｄｂｅｇｉｖｅｎｔｏｔｈｅｒｅｓｅａｒｃｈｏｎｔｈｅＯＴＥＣｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔａｎｄｕｔｉｌｉｚａｔｉｏｎ．ＴｈｅｒｅｆｏｒｅｉｔｉｓｐｒｏｐｏｓｅｄｔｏｓｅｔｕｐｔｈｅＯＴＥＣｐｉｌｏｔｂａｓｅａｓｓｏｏｎａｓｐｏｓｓｉｂｌｅａｎｄｋｅｅｐｕｐｉｎｐａｃｅｗｉｔｈｔｈｅｇｌｏｂａｌａｄｖａｎｃｅｍｅｎｔｉｎｔｈｉｓａｒｅａ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｏｃｅａｎｔｈｅｒｍａｌｅｎｅｒｇｙｃｏｎｖｅｒｓｉｏｎ；ｐｏｗ－ｅｒｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ；ｃｏｒｅｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ；ｒｅｓｅａｒｃｈｓｔａｔｕｓ；ＳｏｕｔｈＣｈｉｎａＳｅａ；ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｐｒｏｓｐｅｃｔ（上接第７９页）密度、强度和管体结构要求与海管运行水深压力相对应。对于采用高密度聚乙烯夹克外护的聚氨酯泡沫保温管，通常要求保温材料和保温管的整体抗压强度应不小于工作水深压力的１．２倍。（４）高强闭孔聚氨酯泡沫填充材料在０．６０ＭＰａ水压下仍表现出优良的低吸水率，且材料导热系数较低。因此，可考虑海底单层保温管节点施工中不使用保温半瓦，而直接采用填充闭孔结构聚氨酯泡沫，既可起到有效的节点保温填充作用，还可减少现场安装保温半瓦和防水热缩带等两道工序，同时，可降低施工成本，提高铺管效率。该工艺是单层保温管海上节点补口工艺的主要发展方向，应开展深入的研究。参考文献［１］相政乐，蒋晓斌，张晓灵，等．海底保温管道技术发展概况［Ｊ］．国外油田工程，２０１０，２６（５）：５６－５９．［２］马良．海底管道建设中的几点设想［Ｊ］．中国海洋平台，２０００，１５（４）：３７－４０．［３］刘海超，高国军．海底管道高密度开孔聚氨酯补口新技术［Ｊ］．中国海上油气，２００６，１８（４）：２７１－２７５．收稿日期：２０１１?０９?０２改回日期：２０１１?０９?２１（编辑：夏立军）ＥｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌｒｅｓｅａｒｃｈｏｎｔｈｅｆｉｅｌｄｊｏｉｎｔｈｙｄｒｏｓｔａｔｉｃｐｒｅｓｓｕｒｅｏｆｓｕｂｍａｒｉｎｅｓｉｎｇｌｅｌａｙｅｒｉｎｓｕｌａｔｉｏｎａｎｄｗｅｉｇｈｔｐｉｐｅｌｉｎｅＹａｎＳｉｌｉｎ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