槽式太阳能热发电站系统配置的经济性分析

李 然，封春菲，田增华

(华北电力设计院工程有限公司，北京 100120)

1 槽式太阳能热发电技术及储热技术

槽式太阳能热发电系统是利用槽式抛物面反射镜聚光的太阳能热发电系统的简称。其装置是一种借助槽式抛物面反光镜将太阳光反射并聚焦到集热管上，加热集热管中的导热流体，管中导热流体通过换热系统将水加热成水蒸汽，驱动汽轮发电机组发电的清洁能源利用装置。

虽然太阳能是巨大的能源宝库，但到达地球表面的太阳辐射能量密度却很低，而且辐射强度也不断发生变化，具有显著的稀薄性、间断性和不稳定性。为了提高系统发电的稳定性和可靠性，需要设置热能存储(thermal energy storage,TES)装置，在太阳能不足时将储存的热能释放出来以满足发电需求。

太阳能热发电系统中采用储热技术的目的是为了降低发电成本，提高发电的有效性，它可以实现：(1)容量缓冲；(2)可调度性和时间平移；(3)提高年利用率；(4)电力输出更平稳；(5)高效满负荷运行等。

现阶段太阳能储热主要有三种形式，显热储热、潜热储热和化学反应储热。其中显热储热是目前技术最成熟且具有商业可行性的储热方式。显热储热又分为液体显热储热、固体显热储热、液——固联合显热储热三种。目前在槽式太阳能热发电技术中应用较为普遍的是采用导热油作为传热介质，熔融盐作为储热介质的间接双罐式储热系统，属于液体显热储热技术。

2 太阳倍数与储热时间对电站供电量影响分析

影响槽式太阳能热发电站系统优化及经济性的因素很多，其中两个重要的因素就是储热容量和太阳倍数。储热容量即太阳能热发电站的储热小时数；太阳倍数则是指对于特定的设计点，太阳能集热场输出的热功率与汽机额定热功率之比，反映了集热系统容量与发电系统容量之间的差别。太阳倍数与储热容量是相辅相承的，设置储热系统或者增加储热时间都需要增大太阳能集热场面积，产生更多的热量用于储热系统，因此，其太阳倍数也会随之增加。例如，若取太阳倍数为1进行太阳能集热场与常规发电岛容量相匹配，则在设计条件下，太阳能集热场输出的热量刚好能满足常规岛额定负荷运行；若以太阳能倍数为2进行集热场配置，则需要设置储热系统，在设计条件下，一半的集热场用于发电，另一半则用于储热系统；依此类推，太阳倍数可以取3或者4。太阳倍数与储热系统的关系见图1。

图1 太阳倍数与储热系统的关系示意图

目前，国际已投运的太阳能热发电项目总装机容量约为3850 MW，采用槽式太阳能热发电技术的电站数量为59个，总容量约为2984 MW，其中采用储热技术的电站数量为15个，总容量约为935 MW。通过对比国际上几个已投运的槽式太阳能热发电项目，西班牙Andasol槽式太阳能电站是西班牙最早的带储热系统电站，其配置了满足机组额定负荷运行约7.5小时的储热系统，每期工程太阳能集热场面积达到51万m2，太阳倍数为2；而美国SEGS系列槽式电站及内华达Solar One电站均未设置储热系统，SEGS VI期电站规模30 MW)，VIII期(80 MW)，IX期(80 MW)电站和内华达Solar One(64 MW)电站，均未设置储热系统，其太阳倍数为1。

表1 国际槽式太阳能热发电项目储热时间与太阳倍数对应关系

根据国外已建成的多个电站的发电情况，若当地直接辐射DNI约为2000 kWh/m2.a，槽式太阳能热发电站在不设置储热系统的技术条件下，其机组年利用小时数约在2000 h左右，若配置储热系统并增大太阳能集热场面积(增大太阳倍数)则可以延长电站每天运行时间，增加电站机组年利用小时数。

目前，美国国家可再生能源实验室(NREL)开发的可再生能源模拟软件System Advisor Model(SAM)可用于槽式太阳能热发电项目前期的计算，可根据设置的集热场参数及储热系统参数进行太阳能热发电站模拟运行及发电量测算，是目前太阳能热发电站前期设计阶段普遍使用的计算工具。通过计算分析，太阳倍数(SM)与机组年利用小时数的关系可暂按以下简化公式进行计算：

式中：H机组年利用小时数；DNI当地直接辐射年辐射量 kWh/m2.a；SM太阳倍数。

下面以太阳能资源相对丰富的内蒙古鄂尔多斯地区为例，针对采用熔融盐双罐间接储热技术的50 MW纯槽式太阳能热发电系统分析太阳倍数与储热时间对电站供电量的影响。

内蒙古鄂尔多斯地区太阳能资源较丰富，太阳辐射量大，日照时数长，日照百分率高。开发和利用长久、清洁、无污染的太阳能资源潜力较大，具有利用太阳能的良好条件。该地区全年直接辐射DNI约1920 kWh/m2，全年总辐射GHI约1610 kWh/m2，全年平均气温 8.0℃，全年平均风速3.3 m/s。

以内蒙古鄂尔多斯地区的光资源等边界条件，对于50 MW槽式储热太阳能热发电站，分别按太阳倍数和储热时间为基准，用SAM软件进行供电量模拟，绘制供电量随太阳倍数和储热时间的变化曲线见图2。

图2 供电量与太阳倍数(SM)关系曲线

由图2可以看出，在同样储热时间的条件下，槽式太阳能热发电站供电量随着太阳倍数的增加而增加，这是由于随着太阳倍数的增加，槽式太阳能集热场面积增大，可以输出更多的热量，延长了每日电站的运行时间，其年供电量有所增加。

图3 供电量与储热时间关系曲线

由图3可以看出，在相同的集热场面积的条件下，电站供电量随着储热时间的增加而增加，但是储热时间增加而带来的电站供电量的增加并不是无限制的，当增加到一定程度后，增加储热时间不会引起供电量的增加，甚至由于储热系统保温电伴热要消耗一定的厂用电而导致供电量有所下降。

综上所述，槽式太阳能热发电站供电量随着太阳倍数和储热时间的增加而增加，但在太阳倍数一定的条件下，供电量随储热时间的增加是有峰值的，达到该值以后，即使增加储热时间，供电量也不会继续增加。

3 太阳倍数与储热时间对电站经济性影响分析

通过上述分析得到了电站发电量随太阳倍数与储热时间的变化关系，但对于槽式太阳能热发电站设计来说，其最主要的目标是要实现项目电价最优化。虽然增加太阳倍数和储热时间会使供电量增加，给电站带来收益，但同时其项目初期投资也会随着太阳倍数和储热时间的增加而增大。在投资和收益之间如何找到最优的平衡点，是在电站设计阶段需要优化和解决的主要问题。

3.1 投资与财务评价模型

当前上网电价的测算方法大致有以下几种：根据财务水平测算，应用边际成本法测算，建立模型测算等等。各种方法都存在不同程度的利弊，对于同一个发电项目，由于所选定的方法和考虑问题的角度不同，其上网电价相差很大。

目前，我国火力发电项目应用较多的上网电价测算方法为根据财务水平测算上网电价。财务成本定价法属会计学定价模式，即：

其中：发电成本=生产成本+财务费用

总成本=固定资产的折旧费+营运费+各种税收+利润。其中，营运费包括：燃料费、水费、维修费、人工服务费、员工工资福利费以及外购电等有效经营所必需的费用。

财务成本电价也称为还本付息电价，是根据国家现行的财税制度和现行价格，以电力项目的实际造价为基础，测算其他各项费用，在保证补偿成本、多纳税金和一定财务盈利的前提下，测算上网电价。其测算思路为：电价为售电收入与供电量之比，而销售收入是总成本费用、销售利润、销售税金的总和，这样单位电价就是总成本费用、销售税金的和除以售电童。这种定价模式着眼于账面上的年度平衡，即会计成本加利润。

3.2 总投资分析

项目总投资是影响项目收益的因素之一，对于槽式光热项目来说，其总投资主要由集热场费用、导热油系统费用、储热系统费用、全厂BOP费用及其他费用等，其中，集热场费用、导热油系统费用和储热系统费用3项费用总和占到总投资55%以上。由此可见，集热场、导热油系统和储热系统的费用成为决定槽式太阳能热发电项目总体投资水平的决定性因素。

通过上文的分析可知，太阳倍数(SM)和储热时间均影响槽式太阳能集热场面积，因此项目总体投资水平也随着两者的变化而变化。图4和图5分析了50 MW槽式太阳能热发电项目总体投资水平与太阳倍数(SM)和储热时间的对应关系。

图4 项目总体投资随太阳能倍数(SM)变化关系

由图8可以看出，在储热时间不变，即储热系统费用不变情况下，项目总体投资随太阳倍数的增加而增加，且几乎呈线性增加趋势，这主要是由于集热场和导热油系统费用占项目总体投资较大，集热场和导热油系统的费用变化会引起总体投资较大的变化。

图5 项目总体投资随储热时间变化关系

由图5可以看出，在太阳倍数不变，即集热场规模及费用不变，项目总体投资随热储热时间的增加而增加。

以国际通用的50 MW装机规模，带8 h储热系统为例，其各系统占总投资比例见图6。

图6 槽式太阳能热发电工程投资构成示意图

3.3 财务评价分析

电价是衡量项目盈利性的决定性因素，在相同的收益率的条件下，较低的上网电价可提高项目上网的竞争力。而太阳倍数和储热时间在很大程度上影响着电站的总体投资和发电量，进而影响上网电价的高低。

以内蒙古鄂尔多斯地区外部条件，以50MW槽式太阳能热发电站为例讨论太阳倍数和储热时间对上网电价的影响。计算的边界条件如下：

(1)参照《建设项目经济评价方法与参数》(第三版)、《投资项目可行性研究指南》及现行的有关财税政策，对槽式太阳能热发电工程方案进行财务评价。

(2)槽式太阳能热发电工程方案的资本金按占全部投资的20%，其余80%投资通过融资渠道解决。

(3)根据中国人民银行最新发布的人民币贷款基准利率，各项目国内融资贷款利率取6.15%，贷款宽限期为工程建设期，建设期利息计入本金，宽限期后每年按贷款本金等额偿还。

(4)槽式太阳能塔式热发电工程方案上网电价是在投资方内部收益率为10%，满足发电成本，税金，盈余公积金及贷款偿还15年及注资分利的条件下进行测算的。

在以上的边界条件下，针对太阳倍数从1.2至3.0，以0.2为增量，储热时间0 h至15 h不同系统配置及年发电量，对应的上网电价变化曲线见图7。

图7 电价随储热时间及太阳倍数变化曲线

由图11可以看出，在相同的太阳倍数下，对应不同的储热时间，上网电价是先下降再上扬的趋势，也就说在同一个太阳倍数下，从不带储热系统开始，随着储热时间的增加，项目发电量逐渐增加，电价是逐渐降低的；当电价降低到临界点时，若继续增大储热系统，由于集热场面积并未随之增加，因此电站发电量并无明显增加，电价随之反而增加。

综合考虑各种因素，以国际上较为常见的50 MW规模和约50000 m2集热场开口面积为例(SM=1.8)，储热时间对电价的影响曲线见图8。

图8 SM=1.8时储热时间对电价的影响曲线

由图8可以看出，在太阳倍数为1.8的条件下，其对应集热场开口面积为506850 m2，在储热时间8 h的条件下，项目电价最低。目前，西班牙多个50 MW槽式电站集热场开口面积均为50000 m2并带8 h储热系统，本方案与国际上带储热系统的槽式电站结论一致。

4 结论

储热时间与太阳倍数(SM)是影响槽式太阳能热发电系统经济性的两个重要因素，本文提出了储热时间与太阳倍数对槽式太阳能热发电系统供电量及经济性的影响关系，并基于内蒙古鄂尔多斯地区外部辐射及气象条件进行了案例分析。根据分析得到以下结论：

槽式太阳能热发电站供电量随着太阳倍数和储热时间的增加而增加；在太阳倍数不变的条件下，供电量随储热时间的增加是有峰值的，达到该值以后，即使增加储热时间，供电量也不会继续增加。

槽式太阳能热发电站总体投资水平随着在储热时间或太阳倍数的增加而增加，且集热场和储热系统的投资占全部投资的50%以上。对于国际上较为普遍的50 MW规模配置8h储热系统的槽式太阳能热发电站来说，其集热场和储热系统投资分别占总投资50%和15%以上。

通过分析储热时间与太阳倍数对上网电价的影响可知，在相同的太阳倍数下，对应不同的储热时间上网电价是先降低后上升的趋势；在太阳倍数为1.8的条件下，其对应集热场开口面积为506850 m2，在储热时间8h的条件下，项目电价最低，与西班牙多个50MW槽式电站结论一致。

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