DSG为英文Direct Steam Generation 的缩写，意为“直接蒸汽发电”。目前欧美研究这种技术的比较多，国内研究较少，大多盯着主流(带储热系统的)的热发电技术。
槽式DSG技术即采用槽式太阳能集热技术的直接蒸汽发电技术，有别于当前主流的槽式太阳能热发电技术。当前主流的槽式太阳能热发电技术是采用槽式集热器收集太阳能，加热高沸点介质如导热油或高温熔盐，保持液态(没有相变)进入储热装置保存，再经二次换热装置加热介质水，产生高温高压蒸汽驱动汽轮发电机组发电。这种技术由于储热及二次换热装置的引入而增加了投资费用，同时也由于二次换热温差的存在，必然会降低主蒸汽温度，影响了发电热循环效率。
槽式DSG技术是直接用水作吸热介质，产生高温高压蒸汽，驱动汽轮发电机组发电。这种技术方案由于减少了二次换热环节，可以提高主蒸汽温度以提高发电效率，减少投资费用，但却不利于储热。长期以来，一直困扰槽式DSG技术的因素有：
1、槽式集热器的聚光比不够高、难以实现高温;
2、现有集热管不适合用水作介质、汽水分层和流动不稳定的问题;
3、蒸汽压力难以提高的问题;
4、储热问题;
5、系统控制问题;
苏州大禹新能源科技有限公司在上述问题上取得了诸多突破。下面我们就解决这些问题的技术突破口逐一阐述。
1、将槽式集热器分割成较短的模块实行倾斜安装，增加了垂直光照面积，但由于集热管的总长度和直径没有变，类似于增加了聚光比。槽式集热模块可按照光场所在地的纬度角倾斜安装，在一维(东西向)太阳跟踪装置的作用下，基本能够实现太阳正面照射。假设当地的纬度角为θ，那么同一台槽式集热模块的水平安装照射面积应等于倾斜安装照射面积与cosθ 的乘积。也即倾斜安装时的照射面积将是水平安装时的照射面积的1/cosθ倍。假设取θ= 40°(相当于北京的纬度)，则相当于聚光比增加到原来(水平安装)的1.3倍，这显然有利于提高介质温度。如果纬度再进一步升高(如甘肃、宁夏、内蒙古等)，这个数值还要增大。集热管倾斜安装同时也有利于防止汽水分层。
2、真空集热管采用双套螺旋夹层型集热芯管，适用水、蒸汽及汽水两相流作吸热介质。介质在集热管中作螺旋形运动，不仅作轴向运动，同时也作周向运动。介质的两维运动增强了换热系数和传热的均匀性，同时也适度增加了流动阻力，避免了汽水分层、流动不稳定和第二类传热危机的发生(相当于直流锅炉所用的内螺纹管)。这种真空集热管的出现，使得DSG系统可采用一次通过方式，大大简化了系统，降低了投资费用。
3、开发了以集热管为转轴的槽式聚光镜技术，使得跟踪太阳时集热管固定不动，可直接与外部管道连接，介质压力不受限制。这种技术非常重要，排除了集热系统承受高压的风险，也为槽式集热器倾斜安装创造了条件。
[pagebreak]4、关于储热。太阳能热发电因集热器和管道系统具有一定的热容，即使不用储热装置，其发电的稳定性和电能质量已经比光伏发电和风能发电要好很多了，特别是在采用了双套螺旋夹层型集热芯管后更是如此。如果一定要再进一步提高发电的稳定性和电能质量，槽式DSG技术也可配置储热装置。但我们建议采用容量较小的储热装置，配备发电1—2小时的储热容量就行了。我们知道，水的沸点较低，常压下仅100℃，不适合做储热介质;水蒸汽因比热较小，也不适合做储热介质。只有在高压下，水蒸汽(利用相变)可适度储热。但这都不是理想的储热介质，投用储热系统后主蒸汽温度就要降低，且高压储热容器的代价也太大。储热方案还是采用现有成熟储热技术比较好。比如，在一个光场中主要采用槽式DSG技术，但可设置10—20%的冗余集热器作为储热用，采用导热油或熔融盐作为储热介质，并配备相应的储热容器。当天气不好时，首先是DSG系统的主汽温度达不到要求，这时可通过专用的微阻力蒸汽加热器，利用储热介质对主蒸汽加热，使其温度达到标准要求后送至汽轮发电机组。当主汽温度下跌到饱和区时，这时采用储热介质加热的蒸发器投入运行，确保产生干饱和蒸汽。当主汽温度下跌到过冷区时，这时采用储热介质加热的给水加热器投入运行，确保提供饱和水。DSG技术还可以与燃机联合循环机组或普通火电机组相结合，构建多种能源联合循环，这种情况下储热系统就不再需要了。
5、关于系统控制问题。根据苏州大禹新能源科技有限公司的研究成果，DSG系统(不含汽轮发电机组及其辅助设备)的控制分为给水加热子系统控制、集热器子系统控制和储热/换热子系统控制。这些控制信号都可以引入汽轮发电机组的DCS系统。
(1)给水加热子系统通过汽轮机的抽汽来加热凝结/除盐水。凝结/除盐水经除氧器加热除氧后由给水泵输送至集热器子系统。这一子系统主要是满足集热器子系统对给水流量的需求，调节加热蒸汽的流量，以控制除氧器的压力或温度(饱和状态)，最终实现对给水温度的控制。
(2)集热器子系统有两种控制方式：出口介质温度恒定方式和介质流量恒定方式。当没有储热装置时，纯DSG系统可采用出口介质温度恒定的方式，亦即根据出口介质温度的信号调节给水流量，出口温度低于设定值时相应减少给水流量，出口温度高于设定值时相应增加给水流量，最终实现出口介质温度的恒定。而这一状态取决于光照强度;光照增强时，出口介质温度会升高，这时就要相应增加给水流量;光照减弱时，出口介质温度会降低，这时就要相应减少给水流量。可见这种控制方式会使主蒸汽流量即发电功率随光照强度的变化而波动，不过由于系统热容的存在而使波动减缓。当配置储热装置时，就需采用介质流量恒定方式。集热器系统先根据光照强度的历史数据确定一个额定(设计)流量，并控制给水调节阀予以稳定。这时主蒸汽温度会随光照强度的变化而波动，随着光照强度的减弱，温度向下波动。
(3)储热/换热子系统：储热系统的控制比较简单，一般采用出口介质温度恒定的控制方式。对于吐热时的换热控制，集热器子系统来的主蒸汽首先通过专用的微阻力加热器，用储热介质进行加热。当光照减弱时，入口主蒸汽温度会降低，这时就要调节储热介质的流量，加强对主蒸汽的加热，使其温度满足设定值要求。显然，这种方式会使主蒸汽流量即发电功率处于稳定状态。在储热容量配备不足的情况下，实际控制方式是分两段进行的。首先是集热器子系统采用出口介质温度恒定方式，通过调节给水流量来满足温度恒定要求，这时发电功率会随光照强度而波动。当温度合格的主蒸汽流量向下波动到设定界限时，系统自动切换到介质流量恒定方式，维持设定流量下限不变，这时通过调节储热介质流量来控制主蒸汽温度，维持发电功率稳定。如果光照强度继续减弱，接下来就会使蒸发器和给水加热器相继投入运行，调节储热介质的流量，满足蒸汽温度需求。当然，由于储热容量的限制，这一阶段的时间不会很长，如果光照再继续减弱下去，只能停止运行了。
采用这样的系统，既可发挥槽式DSG技术的高效、低成本优势，又可通过储热装置改善发电稳定性和电能质量。有理由相信，随着槽式DSG技术的不断完善成熟，必将对太阳能热发电技术的产业化发展起到推动作用。
对于光热发电产业化的曲折发展道路，我们对各种技术首先要有正确的认识，哪些技术是当务之急，哪些技术可以在发展道路上逐步完善，哪些是为将来打基础的，要有轻重缓急的概念，否则就会严重制约产业化发展速度。
我们现在通常将光热发电定位在“能够储能、电能生产稳定性好、比光伏发电的电能质量高”这样一个理念中，导致跳不出“大力发展储热技术→高发电成本→政策支持力度不足→光热发电产业化受阻→储热技术发展受阻”这样一个怪圈。实际上，光热发电真正的优势是反映在可以实现热电联产以及装备制造和生产运营全过程环保等方面。热电联产是光伏发电和风能发电无法做到的，而人类对能源的消费大半是热能，太阳能综合利用的经济性就在于此。我们的电网和能源供给系统足够庞大，当前可再生能源的占比仍非常小，电能生产的微小波动无碍大局，国家鼓励光伏发电和风电并网就是最好的例证。显而易见，应抛开偏见，暂时忽略次要因素，抓主要矛盾，尽快为光热发电技术寻找产业化发展突破口。应将技术门槛较低、经济性较好的技术作为突破口，在产业化发展中逐步完善、逐步提高标准，力求避免一开始就要求尽善尽美。如果把光热发电技术对电能质量和稳定性的要求降到光伏发电和风电一样或略高，那么光热发电的经济性很快就会体现出来，获得强有力的竞争力，进而获得国家政策的有力支持，顺利迈向产业化道路，由产业化规模效应反过来促进成本的进一步降低，获得更好的经济性，形成良性循环。纵观以上因素，槽式DSG技术可作为光热发电产业化发展的突破口。
