100 MW熔融盐塔式太阳能热发电站的吸热器输出热功率与储热时长的优化研究

2022-03-29任博涵许继刚陈永安李鸿飞

太阳能 2022年3期

高嵩，任博涵，许继刚，陈永安，李鸿飞

(1. 中国能源建设集团有限公司，北京 100020；2. 中国能源建设集团有限公司工程研究院，北京 100020；3. 中国华电科工集团有限公司，北京 100071)

0 引言

塔式太阳能热发电技术可以实现相对稳定的发电，承担调峰电源的任务，是太阳能热发电的重要技术类型，也是实现碳达峰、碳中和目标的有效方式之一。塔式太阳能热发电系统是集热温度最高的一种太阳能热发电系统，而储热系统是塔式太阳能热发电系统的关键子系统之一，其可以将多余的太阳能储存起来，以实现对非连续性太阳能输入的平抑，确保了塔式太阳能热发电系统的稳定性与安全性，实现了较为廉价的电网调峰能力。

储热系统的容量需要与塔式太阳能热发电站所在地的太阳能资源及热发电站的整体装机容量相匹配，其选择对塔式太阳能热发电站的初投资、运行稳定性和发电时长至关重要。因此，分析塔式太阳能热发电站中储热系统建设初期的投资及回报收益等经济性指标，对项目建设至关重要。在经济性分析中，内部收益率(IRR)和平准化度电成本(LCOE)是重要的衡量指标[2]。

熔融盐储热系统是目前应用最广泛的储热系统[1]。相较于以水作为吸热器工质，以熔融盐作为吸热器工质的优点主要有：1)熔融盐工质在吸热、传热、储热的工艺过程中不发生相变，使塔式太阳能热发电系统的工艺得以简化，储热容量得以大幅提升；2)可以使塔式太阳能热发电站的发电模式实现集热与发电解耦运行。

本文以我国某太阳能资源丰富地区的太阳能资源作为边界条件，依托某100 MW熔融盐塔式太阳能热发电示范项目，基于该项目的实际参数建立计算模型，分析电站的初投资情况，并通过IRR和LCOE这2个衡量指标，对不同吸热器输出热功率和不同储热系统容量时的熔融盐塔式太阳能热发电站的经济性进行模拟分析，从而得出熔融盐塔式太阳能热发电站的储热系统容量选择的评估方法，以期为未来熔融盐塔式太阳能热发电站的设计提供指导。

1 分析方法

以某100 MW熔融盐塔式太阳能热发电站的实际参数建立模型进行模拟计算，并利用System Advisory Model (SAM)软件对该电站进行发电量模拟计算，其中，以太阳倍数(solar multiple，SM)表征吸热器的输出热功率，以储热时长表征储热系统的容量。使用IRR和LCOE作为衡量指标[3]，研究在不同储热时长及不同SM值条件下熔融盐塔式太阳能热发电站的最优经济性。

1)SM[4]的定义是指在工程所在地太阳能资源条件下，塔式太阳能热发电系统所有聚光集热设备(即定日镜)投运时，吸热器输出热功率和汽轮机额定负荷需要的热功率的比值。

工程所在地的SM可表示为：

式中：Qth,s为吸热器的输出热功率；Qth,p为汽轮机额定负荷需要的热功率。

2)IRR是指当电力投资项目在其整个项目设计生命周期内各年净现金流量现值累计等于零时的折现率[5]。对于塔式太阳能热发电站而言，即表示在其设计生命周期内，在该折现率下，通过每年的净收益能够收回全部的项目投资。

IRR可表示为：

式中：CIt为塔式太阳能热发电站第t年的现金流入；COt为塔式太阳能热发电站第t年的现金流出；n为塔式太阳能热发电站的设计生命周期。

IRR是电力投资项目进行投资决策的重要依据，回收成本的年限越短，IRR值越高；反之，回收成本的年限越长，IRR值就越低。

3)LCOE是指对电力投资项目在设计生命周期内的成本和发电量平准化后，项目每发电1 kWh所需要的成本；通常用于比较不同发电技术和不同装机规模的电力投资项目的成本。

对于塔式太阳能热发电站而言，LCOE的计算式可表示为[6]：

式中：Cc为塔式太阳能热发电站的建设成本；CO&M为塔式太阳能热发电站的运行和维护成本；Cf为年补燃的燃料费；Enet为塔式太阳能热发电站设计生命周期内的总净发电量。

2 建立计算模型

SAM软件是可用于塔式太阳能热发电站的模拟仿真的可再生能源项目评估模型软件，利用该软件进行模拟计算，可以评估塔式太阳能热发电站的技术经济性。通过SAM软件中的性能模型可以模拟计算出塔式太阳能热发电站每小时的净发电量，从而可以生成该电站一整年的发电量，即可得到1组发电量数据，共包含8760个发电量数值。

在本文研究的某100 MW熔融盐塔式太阳能热发电站中，吸热塔的高度为220 m，并采用熔融盐作为吸热器工质。该熔融盐塔式太阳能热发电站所在地的海拔高度为1308 m；该电站所在地的年日照小时数约为3257.9 h，年法向直射太阳辐射量为1900 kWh/m2。该电站所在地的年平均气温为7.1 ℃，极端最高气温为38 ℃，极端最低气温为-35.1 ℃；一年中，7月为最热的月份，月均气温为21.7 ℃；1月为最冷的月份，月均气温为-9.8 ℃。该电站所在地的年平均降水量为66.7 mm，年平均沙尘暴天数为8.2天，年平均雷暴天数为7.7天，年平均大风天数为40.7天；年平均风速为3.8 m/s，最大风速为24 m/s。该熔融盐塔式太阳能热发电站的目标年利用小时数为3900 h，汽轮发电机组的额定工况输出功率为100 MW，额定热效率为43.89%，热耗率为8203.06 kJ/kWh，厂用电率为10%。

设计该熔融盐塔式太阳能热发电站的储热系统时，储热系统的容量应通过技术经济性比较来确定[7]，以储热时长来表征储热系统的容量。应在熔融盐塔式太阳能热发电站的目标发电量及其镜场的配置确定后，在考虑吸热器制造工艺的前提下，以LCOE值最低时对应的储热时长作为最佳储热时长。

利用SAM软件建立该熔融盐塔式太阳能热发电站模型。SM分别设置为2.4、2.6、2.8、3.0、3.2；储热时长分别设置为8、10、12、14、16、18 h，变化步长为2 h；对上述工况设置进行排列组合，共需要计算30种工况设置下的LCOE值，在考虑吸热器制造工艺的前提下，以LCOE值最低来确定最优的吸热器输出热功率和储热时长。

3 优化分析

3.1 初投资分析

年利用小时数越大，意味着熔融盐塔式太阳能热发电站需要配置的吸热器的输出热功率越大；吸热器的输出热功率越大，意味着该电站需要配置更多的定日镜，储热系统的容量也需要相应增大。这些变化不仅会增加熔融盐塔式太阳能热发电站的初投资，同时也会增加其年发电量，但最终的结果会以LCOE值来体现。

不同输出热功率的吸热器均对应不同的储热系统配置方案。从熔融盐塔式太阳能热发电站设计的角度来看，IRR值最高所对应的储热系统配置方案是最佳设计方案，但还应结合电站的初投资限制，以及吸热器的铭牌功率来确定最佳方案，并以此作为工程设计时的推荐方案。

在熔融盐塔式太阳能热发电站的初投资中，总费用包括建筑费、设备购置费、安装费等，需要依据各个设备的价格和工程建设成本来确定。本熔融盐塔式太阳能热发电站模型的初投资数据执行文献[8-10]的规定。

熔融盐塔式太阳能热发电站采用基于朗肯循环的储热系统时的经济性分析可参考Chen等[11]的研究结果，即增大储热时长就是增加储热系统的投资。

不同储热时长时熔融盐塔式太阳能热发电站初投资的变化如图1所示。

图1 不同储热时长时熔融盐塔式太阳能热发电站初投资的变化Fig. 1 Changes of initial investment of molten salt tower CSP station under different heat storage duration

从图1可以看出，熔融盐塔式太阳能热发电站的初投资与储热时长呈正相关。这是因为随着储热时长的增大，所需熔融盐工质的质量增大，因此熔融盐储罐的尺寸及相关换热器和配套设施的初投资也会随之增加，最终导致整个电站的初投资增加。

3.2 IRR分析

在其他边界条件保持不变的条件下，SM值分别设置为2.4、2.6、2.8、3.0、3.2，每个SM值对应的储热时长均是从8 h提高至18 h，对不同SM值及储热时长组合工况设置下熔融盐塔式太阳能热发电站的IRR值情况进行了模拟测算，得到的结果如图2所示。

图2 不同SM值及储热时长组合工况设置下熔融盐塔式太阳能热发电站的IRR情况Fig. 2 IRR of molten salt tower CSP station under different SM value and heat storage duration

从图2可以看出，当SM=2.4时，吸热器的输出热功率为545 MW，此时IRR的最高值为8.37%，对应的储热时长为10 h；当SM=2.6时，吸热器的输出热功率为590 MW，此时IRR的最高值为9.07%，对应的储热时长为12 h；当SM=2.8时，吸热器的输出热功率为636 MW，此时IRR值的最高值为9.87%，对应的储热时长为14 h；当SM=3.0时，吸热器的输出热功率为682 MW，此时IRR的最高值为10.18%，对应的储热时长为16 h；当SM=3.2时，吸热器的输出热功率为727 MW，此时IRR的最高值为10.55%，对应的储热时长为16 h。可以看出，在同一个SM值下，即当吸热器的输出热功率相同时，随着储热时长的增加，熔融盐塔式太阳能热发电站的IRR值均呈现先增加后减小的趋势，每个SM值对应的IRR-储热时长曲线中都存在1个IRR最高值；在SM值不同时，IRR最高值随着SM值的增大而增大，且IRR最高值出现在储热时长更大的区域。

综合分析可知，储热时长的增大必然会使熔融盐塔式太阳能热发电站的初投资增大，但是在吸热器的输出热功率一定的情况下，过度增大储热时长IRR值并不一定会升高，因此并不能使熔融盐塔式太阳能热发电站的发电量增加，所以设置过大的储热系统容量反而会造成投资浪费；与此相反，在吸热器的输出热功率一定的情况下，过小的储热时长明显无法满足热输出功率较大的吸热器热量输出的存储要求，会在储热系统容量已满的情况下导致部分热量被浪费，出现被迫“弃光、弃热”的情况，由于这部分热量无法转化为电量，造成了投资浪费。图2中，SM=2.6时，IRR值超过了9%，而SM＞2.8之后，IRR值的增长明显减缓，且吸热器输出热功率过大也会导致制造工艺困难，因此，本文以SM取2.6作为储热时长优化时的取值。

3.3 LCOE分析

在确定吸热器的输出热功率及镜场参数后，进行储热时长的优化是熔融盐塔式太阳能热发电站工程设计中必不可少的内容。储热时长与熔融盐塔式太阳能热发电站的初投资成本和年利用小时数密切相关。当SM=2.6时，吸热器的输出热功率为590 MW，镜场的集热面积为137万m2，年利用小时数为3990 h。当储热时长从8 h提高到16 h(变化步长为2 h)时，熔融盐塔式太阳能热发电站的LCOE值的变化情况如图3所示。

图3 不同储热时长时，熔融盐塔式太阳能热发电站的LCOE的变化情况Fig. 3 Changes of LCOE of molten salt tower CSP station under different heat storage duration

从图3可以看出，熔融盐塔式太阳能热发电站的LCOE值随储热时长的增加呈先减小后增大的趋势；当储热时长为12～14 h时，该太阳能热发电站的LCOE值达到最低，为1.07元/kWh，该值与《国家发展改革委关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》(发改价格[2016]1881号)[12]中提出的太阳能热发电标杆上网电价1.15元/kWh(含税)相比，具有较强的经济性优势，此时对应的IRR值为9.07%，具有较好的投资回报。

从对LCOE值的分析中可以发现，当储热时长低于12 h时，熔融盐塔式太阳能热发电站的LCOE值较高，这是因为在储热时长为8～10 h时，由于吸热器收集的热量比储热系统所能存储的热量要多，储热系统的储热能力不足，导致该太阳能热发电站出现了“弃光、弃热”现象，而储热系统的储热能力不足会影响该太阳能热发电站的年发电量，最终导致其LCOE值偏高。当储热时长高于14 h以后，LCOE值再次升高，这是因为储热系统的容量配置过大，导致储热系统的冗余投资增加，使该太阳能热发电站的LCOE值上升。若将储热系统比喻成一个容器，并不会因为容器选择的容量越大，就能收集到更多用于发电的热量，而吸热器的输出热功率和镜场的配套规模决定了熔融盐塔式太阳能热发电站的年集热量，因此选择合适的储热时长可以理解为选择合适的储热系统的容量，以便于将吸热器收集的所有热量收集起来，避免“弃光、弃热”的现象发生。