槽式太陽能燃氣聯(lián)合循環(huán)系統(tǒng)的經濟性分析

邴旖旎， 王 軍， 劉婷婷

(東南大學 能源與環(huán)境學院， 南京 210096)

新能源

邴旖旎， 王 軍， 劉婷婷

(東南大學 能源與環(huán)境學院， 南京 210096)

以槽式太陽能熱發(fā)電技術與燃氣聯(lián)合循環(huán)(ISCC)系統(tǒng)為例，通過與單獨太陽能電站(SEG)及傳統(tǒng)的燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)(GTCC)電站作比較，分析說明與太陽能互補的聯(lián)合循環(huán)的優(yōu)勢。結果表明：ISCC電站與GTCC電站相比可以有效地減少燃料氣耗量、降低CO2排放量，其經濟性指標明顯優(yōu)于SEG電站。

槽式太陽能； ISCC； 經濟性

太陽能熱發(fā)電屬于可再生的清潔能源發(fā)電，但由于成本高、效率低、不穩(wěn)定等因素很難實現大規(guī)模發(fā)展應用。太陽能互補發(fā)電是將太陽能和其他能源相結合的混合發(fā)電系統(tǒng),是解決可再生能源不連續(xù)、促進可再生能源發(fā)展應用、緩解化石能源緊張，以及減少環(huán)境污染的有效途徑[1]。

國內外在太陽能與風能、地熱能、生物質能及燃氣輪機組成的聯(lián)合循環(huán)發(fā)電等方面做了研究，其中對槽式太陽能與燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)結合(ISCC)系統(tǒng)研究較多。ISCC系統(tǒng)可以克服太陽能的不穩(wěn)定且無需儲熱裝置, 降低太陽能的發(fā)電成本, 從而成為研究熱點之一。

目前國外正在運行的ISCC電站有很多，主要集中在美國、意大利、伊朗、埃及、阿爾及利亞、摩洛哥等[2]。埃及的Kuraymat項目，2008年1

月投入建設，采用太陽能與天然氣的聯(lián)合循環(huán)，太陽能集熱場由2 000個集熱器件組成，面積為130 800 m2，電站總容量為150 MW，太陽能出力約20 MW[3]。我國寧夏的ISCC項目機組容量為100 MW，太陽能場發(fā)電38.5 MW，占電站總出力約40%并具有儲能系統(tǒng)[4]。

1 ISCC系統(tǒng)簡介

ISCC電站是利用中高溫太陽能集熱器技術與燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)混合的熱發(fā)電技術。利用燃氣輪機余熱來為太陽能熱作補充，預熱給水和提高太陽能熱產生的過熱蒸汽的溫度，以提高朗肯循環(huán)的出力，優(yōu)化能源發(fā)電效率。

圖1為典型的槽式太陽能與燃氣聯(lián)合循環(huán)示意圖。

圖1 典型的槽式太陽能與燃氣聯(lián)合循環(huán)示意圖

由圖1可見：傳熱工質在槽式太陽能集熱場內加熱后，經余熱鍋爐再熱進入蒸汽輪機做功，推動發(fā)電機發(fā)電；做功后的工質經水處理器重新經余熱鍋爐進入太陽能集熱器循環(huán)；燃氣輪機循環(huán)后的高溫排氣進入余熱鍋爐預熱給水。

ISCC系統(tǒng)與單獨的槽式太陽能發(fā)電系統(tǒng)和常規(guī)的燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)發(fā)電系統(tǒng)相比具有如下優(yōu)勢：

(1) 系統(tǒng)效率高。ISCC系統(tǒng)利用太陽能的熱量提高了聯(lián)合系統(tǒng)的效率。

(2) 降低成本。ISCC系統(tǒng)可不需要儲熱系統(tǒng)，尤其是當與現成的常規(guī)聯(lián)合電站集成時，增加的蒸汽輪機費用遠遠小于建立一個單獨太陽能電站的費用。

(3) 回避了太陽能熱發(fā)電的瓶頸。由于太陽能集熱器加熱流體溫度的限制，單獨太陽能熱發(fā)電效率不高，利用燃氣輪機余熱來為太陽能熱作補充回避了該瓶頸問題。

(4) 減少天然氣和水耗量。采用太陽能代替部分天然氣，減少了天然氣耗量。ISCC電站通常處于干旱、沙漠等太陽能資源豐富的地區(qū)，機組冷凝系統(tǒng)采用空冷系統(tǒng)，且ISCC機組中蒸汽循環(huán)部分占總發(fā)電量的50%，使ISCC機組水耗量比同容量的常規(guī)天然氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)發(fā)電機組約低40%[5]。

(5) 穩(wěn)定供電負荷。ISCC系統(tǒng)利用燃氣輪機組提供穩(wěn)定的供電負荷，避免了單獨太陽能發(fā)電受太陽輻射等外界條件的影響和負荷變化大對電網的沖擊，可實現連續(xù)穩(wěn)定供電。

(6) 清潔環(huán)保。ISCC電站采用太陽能和天然氣作為燃料，太陽能部分無任何污染物排放，滿足清潔環(huán)保的要求。

2 經濟性評價指標

經濟評價指標有很多，可以從不同角度反映系統(tǒng)的經濟性，主要有凈現值、投資回收期、內部收益率等。

2.1凈現值

凈現值指在項目計算期內，按行業(yè)基準折現率或其他設定的折現率計算各年凈現金流量現值的代數和。

(1)

式中：CNPV為凈現值；CCI為現金流入；CCO為現金流出；(CCI-CCO)t為第t年的現金流量；n為項目計算期；ic為基準折現率。CNPV>0，方案可行，即項目實施后，除保證可實現預定的收益率外，尚可獲得更高的收益；CNPV=0，方案可考慮接受，即項目實施后的投資收益率正好達到預期；CNPV<0，方案不可行，即未能達到預定的收益率水平。

2.2內部收益率

內部收益率即資金流入現值總額與資金流出現值總額相等、凈現值等于零時的折現率。

(2)

式中：iIRR為內部收益率。iIRR>ic，CNPV>0，方案可行；iIRR=ic，CNPV=0，方案可行；iIRR

2.3動態(tài)投資回收期

動態(tài)投資回收期是指在考慮貨幣時間價值的條件下，以投資項目凈現金流量的現值抵償原始投資現值所需要的全部時間，即動態(tài)投資回收期是項目從投資開始起，到累計折現現金流量等于0時所需的時間。

(3)

式中：Pt為動態(tài)投資回收期；Pc為基準投資回收期。Pt≤Pc，CNPV≥0，方案可行，即能在要求的時間內收回投資；Pt>Pc，CNPV<0，方案不可行，應當舍棄。

2.4能源平均成本

能源平均成本是對一個電站的各項成本和裝置效率之間進行綜合考慮的指標，也是在國際上經常用以比較可再生能源發(fā)電技術經濟性的公式。

(4)

式中：C為總初投資；a為年系數；Com為運行維護成本；Cf為燃料成本；CC為二氧化碳減排受益；E為年發(fā)電量；i為利率；n為系統(tǒng)壽命。

3 經濟性分析

3.1電站設計

以集熱面積為270 320 m2的50 MW槽式太陽能熱發(fā)電站為基礎，設計的三個電站分別為：槽式太陽能熱(SEG)電站(帶儲熱系統(tǒng)，集熱場面積為427 280 m2)、槽式太陽能與燃氣聯(lián)合循環(huán)(ISCC)的電站及常規(guī)的燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)(GTCC)的電站[6]。具體電站設計有以下幾點說明：

(1) 太陽能集熱系統(tǒng)采用導熱油為傳熱流體。

(2) 蒸汽系統(tǒng)采用三級壓縮、單級再熱的蒸汽輪機及回熱蒸汽鍋爐。

(3) SEG電站采用雙罐熔融鹽儲熱系統(tǒng)；ISCC電站及GTCC電站的燃料為天然氣。

筆者將ISCC系統(tǒng)與SEG系統(tǒng)和GTCC電站系統(tǒng)作比較，ISCC系統(tǒng)與GTCC系統(tǒng)的輸出功率相同。表1列出了三個電站的主要設計參數。

表1 三個電站的主要設計參數

ISCC電站可以減少單純太陽能發(fā)電機組由于頻繁啟停造成的能量損耗，彌補常規(guī)燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)系統(tǒng)隨大氣溫度升高出力減少的缺點；同時也比單純的太陽能熱發(fā)電更穩(wěn)定。

3.2系統(tǒng)經濟性分析

3.2.1 ISCC系統(tǒng)與GTCC系統(tǒng)經濟性分析

假設這幾套系統(tǒng)建設均在甘肅蘭州地區(qū)，太陽能年輻射量為F為2 000 (kW·h)/m2，日照時長ta為3 200 h。按照集熱損失QHCL=0.027 kW/m2計算，集熱器的光學效率ηop=0.75。設集熱場面積為A，則ISCC電站太陽能部分年吸熱量Qsa可用下式表示：

Qsa=3 600(A·F·ηop-QHCL·A·ta)

(5)

燃料為天然氣，其低位熱值取35 000 kJ/m3，可以得到ISCC電站比GTCC電站年節(jié)約天然氣量為39 300 km3，以天然氣價格為1.5元/m3計算，年節(jié)省燃料費用為5 893萬元，年減排CO277 155 t，按傳統(tǒng)CO2減排成本80元/t，則年凈增收益為6 510.24萬元。

3.2.2 ISCC系統(tǒng)與SEG系統(tǒng)經濟性分析

太陽能電站主要包括集熱系統(tǒng)、儲熱系統(tǒng)、換熱系統(tǒng)和發(fā)電系統(tǒng)。根據文獻[7]可以看出單獨槽式電站中太陽能集熱場的成本占總投資的主要份額，主要包括聚光器、真空集熱管、就地控制器等。按太陽能集熱場投資2 000元/m2[8]，并參考文獻[9]～文獻[12]及國內外市場價格確定ISCC電站中各項成本。SEG電站和ISCC電站基礎投資估算見表2。

表2 兩個電站基礎投資情況 萬元

從表2還可以看出：太陽能集熱場的成本占總投資成本的比重較大，尤其是對于單純太陽能發(fā)電系統(tǒng)；ISCC電站由于沒有儲熱系統(tǒng)，儲熱換熱成本遠遠低于SEG電站；ISCC電站機組容量大于SEG電站且加入了布雷頓循環(huán)，發(fā)電模塊成本遠高于SEG電站。

假設折現率為10%，系統(tǒng)壽命為20 a，利率為6%，年運行小時數為5 500 h，電價按照0.5元/(kW·h)計算，根據式(1)～式(4)得出各經濟性指標見表3。

表3 經濟性指標計算

SEG電站的CNPV<0，即單純的太陽能電站在電價較低的情況下是不可取的，更多地依賴于國家補貼政策才能運行；而ISCC電站CNPV=72 832.35萬元，iIRR=15.8%，遠大于ic，Pi=10 a，CLEC=0.35元/(kW·h)，遠遠低于純太陽能發(fā)電成本。按電價1.2元/(kW·h)計算時，SEG電站CNPV=-0.05萬元，仍然是虧損的。因此，ISCC電站經濟性明顯優(yōu)于SEG電站。

由上述計算可知：ISCC電站比GTCC電站年節(jié)約燃氣39 300 km3，減排CO277 155 t，ISCC電站內部收益率較高，是較理想的選擇。因此，開發(fā)利用ISCC系統(tǒng)對減少化石能源消耗、降低污染排放和降低能源成本方面有重要意義。

4 結語

ISCC電站采用太陽能-燃氣聯(lián)合循環(huán)，減少了對太陽能的依賴和機組的頻繁啟停，全面提高了機組發(fā)電效率。燃氣輪機組的引入降低了對太陽能集熱系統(tǒng)產生高溫蒸汽的要求，電站不需要儲熱系統(tǒng)，降低了電站成本，具有經濟優(yōu)勢。

通過ISCC電站與SEG電站及GTCC電站的比較，得出：ISCC電站在節(jié)約燃料氣、減排CO2方面比GTCC電站具有優(yōu)勢；在經濟性方面比SEG電站具有較大優(yōu)勢。筆者設計的槽式太陽能-燃氣聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)具有較高的經濟性，對ISCC電站的建設具有參考價值。

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EconomicAnalysisofanIntegratedSolarCombinedCycle

Bing Yini, Wang Jun, Liu Tingting

(School of Energy and Environment, Southeast University, Nanjing 210096, China)

The advantages of an integrated solar combined cycle (ISCC) system were analyzed by comparing it with an independent solar energy generation (SEG) power plant and a conventional gas turbine combined cycle (GTCC) unit. Results show that compared with GTCC unit, the ISCC system can effectively reduce the fuel gas consumption and CO2emission, and its economic index is obviously higher than that of a SEG power plant.

solar trough; ISCC; economical performance

2016-12-13；

2017-04-26

邴旖旎(1990—)，女，在讀碩士研究生，研究方向為太陽能熱發(fā)電。E-mail: yinibing@126.com

TK519

A

1671-086X(2017)06-0407-04