光热电站主机直接空冷系统优化探讨

高志广，王进军，曹 淇，雁 川

(中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司，陕西 西安 710075 )

0 引言

在国家能源结构调整的大背景下，光热发电技术得到了越来越多的关注。2016 年9 月，国家能源局正式发布了《国家能源局关于建设太阳能热发电示范项目的通知》，共20 个项目入选中国首批光热发电示范项目名单，总装机约1.35 GW。

鉴于我国光资源较好的地区多位于西北缺水地区，且光热电站对运行灵活性要求较高，目前在建的光热电站主机冷却系统多选择直接空冷系统。

光热电站具有不同于常规火电的工艺技术特点和运行方式，主机直接空冷系统的配置是否合理，直接影响机组经济性和项目盈利能力。杨劲京[1]等推荐光热项目主机冷却系统采用直接空冷系统，认为光热项目主机背压和直接空冷系统配置应进行优化计算后确定。孙玉庆[2]等指出了不同的空冷系统(直冷、间冷等) 对光热发电的影响均不一样，需要对比选择，从中选择适宜光热发电的空冷系统。

在总结和分析光热电站投资构成及运行特点的前提下，本文依托某案例工程进行直接空冷系统优化计算和分析，并对光热电站直接空冷系统优化设计的边界条件及参数选取进行初步探讨。

1 光热电站特点

1) 光热电站多位于缺水地区

太阳法向直接辐射辐照度(direct normal irradiance，DNI)数据对光热发电项目开发的可行性研究和经济性分析至关重要，是确保光热电站科学设计的关键影响因素，是进行光热项目开发的必要数据。如图1 所示为我国光资源分布概况，我国西藏、新疆、内蒙古、甘肃西部、青海部分地区光资源较好，DNI 在1 700 ～2 300 kWh/m2之间，是太阳能热发电厂较理想的候选厂址。然而，如图2 所示我国的水资源分布来看，这些地区同时也是极度缺水的地区，年降水量普遍在400 mm 以下。

图1 我国光资源分布概况(DNI)

图2 我国水资源分布概况(降水量)

国内目前已知建设和在建的光热电站都处于上述缺水地区。为降低工程水耗，节约水资源，规模化的太阳能热发电机组冷却多采用直接空冷系统。

2)单机容量小、投资大

国内在建光热电站单机容量通常不超过100 MW，国外工程最大的做到200 MW。相对火电厂规模而言，机组容量偏小。

规模化光热电站按照太阳能采集方式来划分，主要有塔式、槽式和线性菲涅尔三类。目前全球范围内已建成或在建的项目，以槽式为最多，但塔式和线性菲涅尔在我国也开始得到越来越多的应用。

光热电站主要由集热系统、储换热系统、发电系统组成，其中集热系统及储换热系统不同于常规的火力发电厂的锅炉系统，发电系统则与常规火电厂的发电系统相似。

光热电站的投资构成中，集热系统、储换热系统占比很大。对于塔式熔盐电站，集热系统投资约占总投资的50%，储换热系统占比约为20%，发电岛系统占比约为15%，其他系统占比约为15%。对于槽式导热油电站：集热系统投资约占总投资的50%，储换热系统占比约为15%，发电系统占比约为13%，其他系统占比约为22%。空冷系统在总投资中占比很小，仅为光热电站项目总投资的1%～2%。

由于系统复杂，集热和控制系统成本较高，光热电站项目单位千瓦投资比常规火力发电厂高出不少。通常光热电站单位投资约为2 ～3 万元/kW。

3)不连续运行

光热电站运行受光资源及储热系统容量大小的限制(一般为8 ～10 h)，大多数机组通常不能保证24 h 连续发电，并存在夜晚停机的情况，全年机组启停频繁。

某光热电站机组48 h 机组出力变化曲线如图3 所示。

图3 某50 MW光热电站48h出力曲线

2 系统优化计算探讨

2.1 设计典型年

发电机组卡诺循环效率计算原理如下：

式中：Tc为冷源温度；Th为热源温度。理论上，评价机组效率，Tc和Th应在同一设计条件下进行。

对于常规燃煤机组，仅Tc与气象条件相关，Th与气象条件基本无关。因此，现行火电厂空冷系统设计中气温设计典型年的选择方法是：根据气象站气温资料，计算最近几年(一般为近期10 ～20 a)的平均气温，计算最近5 a 内各年按小时气温统计的算术年平均值，将此气温算术年平均值逐一与多年平均气温比较，以其中与多年平均气温相等或最接近者作为典型年[3]。

然而对光热机组来说，不仅Tc与气象条件相关，Th也与气象条件相关。光热电站集热系统、储换热系统及发电系统的运行模式一般根据典型太阳年的DNI 数据确定。典型太阳年的确定主要依据参考气象站和现场测光数据计算得到。典型太阳年气象数据通常是采用12 个均具有DNI 代表性的典型月数据组成一个“虚拟”气象年。

按照常规火力发电厂气象参数统计方法处理得到的空冷典型年逐时干球气温数据与根据光资源专业习惯做法选出的典型太阳年逐时干球气温并不一致。现行GB/T 51307—2018《塔式太阳能光热发电站设计标准》17.7.2 条规定，“空冷系统设计气温宜根据光热发电站的储热时间和汽轮发电机组在不同时段的运行方式，扣除空冷典型年内停运时段的小时气温后，采用5℃以上加权平均法计算确定”。

鉴于现阶段光热电站集热系统、储热系统等主体系统设计以及发电系统的运行模式设定均以典型太阳年数据为基础开展。笔者认为，采用典型太阳年气象数据进行空冷系统优化和设计气温计算，更能反映光热电站设计特点，也更为合理。本文光热电站直接空冷系统优化计算采用典型太阳年环境干球气温数据系列。

2.2 气温分级数据处理

通常光照资源较好的时段集中在正午前后，这段时间也是全天气温相对较高的时段。为减少储热系统规模和降低熔盐储罐辐射热损失，第一批示范塔式光热电站通常选择在光资源较好的高温时段满发运行，在夜间气温较低的时间段停机休整。近年来，光热和光伏、风电组成的多能互补项目越来越受到关注，这些项目试图利用光热机组的储能系统消纳弃风、弃电，将光热电站作为光伏、风电的调峰电站进行设计。这种情况下，光热电站往往与光伏、风电错峰运行。

光热电站运行模式不仅影响集热系统、储换热系统的系统设计，对直接空冷系统设计也至关重要。为如实反映光热电站运行状况，在进行年运行费用计算时，建议根据机务专业确定的机组运行模式，扣除机组不发电时段的气温分级数据。采用扣除不发电时段的小时气温统计数据后的气温分级数据能更好地反映光热电站直接空冷系统的运行特点。

2.3 优化电价的选取

有关直接空冷系统的低背压收益，通常有微增出力法和煤耗法两种计算方法。目前能源结构转型的特殊时期，光热发电作为新的非化石能源形式政策上是鼓励的。从这个角度来说，微增功率电价现阶段以税后上网电价进行评价具有一定的合理性。与燃煤发电不同，光热电站的燃料消耗在成本电价中占比可以忽略不计。电站成本电价主要是系统投资的年折旧金额及运行维护费用。将来能源结构调整基本完成，电网调度鼓励政策红利消失后，采用成本电价作为微增功率电价进行方案评价可能更为合理。

第一批光热示范项目政策指导电价约为1.15 元/kWh 左右。预计随着主要设备国产化水平的不断提高，未来的光热项目成本电价及上网电价将根据情况适度下浮。

3 优化计算结果及分析

3.1 优化计算结果

如图4 所示为某50 MW 塔式光热电站项目直接空冷系统优化计算结果。优化计算方法行业内普遍采用和认可的年总费用最小法。经计算，该项目直接空冷系统最优的初始温差(ITD)值范围为为16 ～18℃，最优的迎面风速在1.0 ～1.6 m/s 之间，对应的年平均设计背压值约为8.5 kPa。

图4 某50 MW光热电站直接空冷系统优化计算结果

因为光热机组电价高，低背压带来的微增出力收益也较高。集热系统收集到的热能应尽可能多的转化为电能。光热电站直冷系统采用相对常规火电机组更低的初始温差(ITD)是合乎逻辑的。

同样地，由于光热电站成本电价较高，直接空冷系统风机运行消耗电费相对较高。相对于火力发电厂，直接空冷优化计算结果倾向于迎面风速较低的方案。光热电站直接空冷凝汽器运行条件与常规火电机组(迎面风速大于2.0 m/s)有一定差别，考虑到光热电站空冷系统运行多变性以及系统抵抗环境大风能力，本文案例工程最终确定的迎面风速为1.6 m/s。

3.2 不发电小时数的影响

光热电站扣除不发电小时数处理方法的相关分析已经在2.2 小节进行了说明。本部分通过算例来进行进一步的分析和说明。

图5 所示为进行优化计算时扣除不发电小时数的计算结果，这种处理方法更接近光热电站规划运行状况。图6 所示为进行优化计算时不扣除不发电小时数的计算结果。这种处理方法假设不发电小时数不是连续的，而是将其平均分配到每个气温分级进行简化处理。

图5 扣除不发电小时数的优化计算结果

图6 不扣除不发电小时数的优化计算结果

从计算结果来看，是否扣除不发电小时数对系统迎风面风速影响不大，但对系统ITD 也就是空冷凝汽器面积有一定的影响。扣除不发电小时数时，优化计算得到的方案ITD 值在17℃左右；不扣除不发电小时数时，优化计算得到的方案ITD 值在18℃左右。扣除不发电小时数计算得到的空冷凝汽器面积更大。

需要说明的是，本文所有计算均基于系统以满负荷状态条件进行，对于实际光热电厂的运行中可能存在的非满负荷工况，经济评价时通可过折减系数来进行修正。

3.3 电价敏感性分析

影响空冷系统配置的边界条件众多。电价、空冷系统单位造价、年固定分摊率、投资回收期等均会对优化计算结果产生影响。

电价是影响直接空冷系统优化结果的最重要的参数之一。对于采用微增功率法的光热直接空冷优化计算，电价高低将影响年运行费用和微增出力收益，进而影响年总费用。

图7 所示为算例50 MW 光热电站按照不同电价进行优化计算得到的计算结果。随着电价的降低，系统最优方案趋向于迎风面风速增加、系统ITD 增大的方向。电价越高，优化后的直接空冷配置倾向于大面积、低风速方案；反之电价越低，优化后的配置倾向于小面积、低风速的方案。

图7 不同优化电价条件下的优化计算结果

为表征电价变化对最优方案年总费用、ITD、凝汽器面积及迎风面风速影响的大小，引入敏感性分析的方法。

对于函数关系Y=f(Xi)，定义m=(ΔY/Y)/(ΔXi/Xi)，为自变量变化引起因变量变化的敏感性系数，即单位数量自变量Xi变化所引起的因变量Y变化大小。敏感性较大的自变量对因变量或函数的影响较大。

优化电价敏感性分析计算结果见表1 所列。

表1 优化电价敏感性系数计算结果列表

从电价敏感性系数计算结果来看，电价变化对涉及的几种考察项目均有影响。电价对最优方案年总费用、凝汽器面积敏感性系数分别为0.44 和0.65。敏感性系数为正值，说明随着电价降低，最优方案年总费用和凝汽器面积在减小。电价对凝汽面积、迎风面风速和ITD 值的敏感性系数分别为0.65、-0.6 和-0.54。成本电价每降低1%，优化方案凝汽器面积将减少大约0.65%，迎风面风速将增加大约0.6%，系统ITD 将增加大约0.54%。

4 结论与建议

光热电站具有同一般火电厂不同的技术特点、边界条件和运行模式。光热电站单位投资高，政策电价也高。光热电站空冷系统与发电系统同步，通常不连续运行。光热电站直接空冷系统优化和方案设计时需要注意到上述条件变化，并根据项目情况进行相应调整。

在进行光热电站直接空冷系统优化计算时，宜根据光热电站的规划运行模式，扣除发电量为零的时间段所对应气温分级数据(特别是储热系统 配置较小的项目)。

光热电站可能运行在一天中的相对高温时段，上网电价也相对较高。与常规火电厂直接空冷系统配置相比，光热电站直接空冷系统宜选取ITD 值取较低、风速较小、空冷凝汽器面积较大的系统配置。未来随着成本电价及上网电价的下调，光热电站直接空冷系统ITD 和设计迎风面风速可能逐渐增大，空冷凝汽器配置面积则可能逐步减小。