槽式太陽能熱發電集熱器型式及傳熱介質性質對電站經濟性影響

(中國電力工程顧問集團華北電力設計院有限公司，北京 100120)

1 槽式太陽能熱發電技術

國內和國際上已有多個槽式太陽能熱發電項目商業運行，該發電技術的可靠性已被證實，其在我國西部和北部等太陽能資源較好地區具有廣闊的商業化前景[1-2]。槽式太陽能熱發電系統是利用槽式拋物面反射鏡聚光的太陽能熱發電系統的簡稱。其裝置是一種借助槽式拋物面反光鏡將太陽光反射并聚焦到集熱管上，加熱集熱管中的導熱流體，管中導熱流體通過換熱系統將水加熱成水蒸汽，驅動汽輪發電機組發電的清潔能源利用裝置。其原理如圖1所示。

圖1 槽式太陽能熱發電系統圖

雖然太陽能是巨大的能源寶庫，但到達地球表面的太陽輻射能量密度卻很低，而且輻射強度也不斷發生變化，具有顯著的稀薄性、間斷性和不穩定性。為了更好地成為一種優質的替代能源，在槽式太陽能熱發電項目中，需要通過大量平行排布的拋物面集熱器將分散的太陽輻射能量進行收集。多組平行布置的槽式集熱器組成了槽式太陽能熱發電集熱場，集熱場是槽式太陽能熱發電技術中最重要且投資最高的系統，其集熱器形式、性能及系統內傳熱介質的性質決定著項目的光電轉化效率和發電量，進而決定了項目整體收益。

1.1 傳熱介質的選擇

槽式太陽能熱發電技術中傳熱介質普遍采用聯苯和聯苯醚按26.5%和73.5%配比的共熔混合物，其使用溫度范圍為15～400℃。一般槽式太陽能熱發電項目中該傳熱工質使用溫度范圍為293～393℃，因此決定了其經過蒸汽發生系統后產生的主蒸汽溫度為381℃，采用中溫高壓汽輪機，其熱效率約為38%。槽式太陽能熱發電技術若提高光熱轉化效率，提升項目發電量，提高其傳熱介質使用上限溫度是關鍵技術之一。

目前，針對槽式太陽能熱發電技術傳熱介質的研究有很多。采用NaNO3和KNO3按6∶4混合的熔融鹽作為傳熱介質的熔鹽槽式太陽能熱發電技術，可以將傳熱介質使用上限溫度顯著提升至565℃，進而主蒸汽參數提升至約540℃，汽機熱效率可提升至45%，明顯提升槽式太陽能熱發電技術的光熱轉化效率。但采用熔融鹽作為傳熱介質的缺點也較為明顯，因為熔融鹽的凝固點較高約為220℃，需保證系統內熔鹽溫度不低于260℃，需要大量的化石能源用于系統保溫防凝，且一旦發生凍堵問題，使用阻抗加熱的解決方案也較為復雜。同時，也有研究新型導熱油用于槽式太陽能熱發電技術，如德國瓦克公司開發了基于聚甲基硅氧烷為基本材料的新型硅油用于槽式太陽能熱發電技術，其系統最低使用溫度可達-40℃，使用上限溫度為425℃。提升傳熱介質使用溫度上限至425℃，可使汽輪發電機組主蒸汽溫度由381℃提升至415℃，其熱效率可達約40%，且其優越的低溫性能，也省去了槽式光熱發電技術中的系統防凝設備投資及運行成本。國內首批示范項目中玉門龍騰50MW槽式太陽能熱發電項目擬采用硅油作為吸熱傳熱介質。

1.2 集熱器型式的選擇

槽式太陽能熱發電集熱器一般為輕型鋼結構型式，用于支撐集熱管及反射鏡，并保證圍繞南北軸向實時跟蹤精度。為了滿足這些功能要求，其結構型式對剛度要求較高，因為任何集熱器形狀的偏差均導致聚光系統的光學效率損失，同時要保證集熱器在風荷載下幾何變形較小。

集熱器的主要型式可分為扭矩箱式、扭矩管式和空間框架結構三種型式。

圖2 槽式太陽能熱發電集熱器主要結構型式

聚光集熱系統是槽式太陽能熱發電項目中最為關鍵的系統，其投資約占全廠投資的50%左右，且其系統效率更是決定著電站整體的發電量和系統效率。而集熱器的造價又占整個聚光集熱系統造價的三分之一，并且其也是聚光集熱系統性能的重要保證。目前，主要的集熱器結構參數如表1所示。

表1 集熱器結構型式參數表

綜上原因，可以看出選擇精度更高、造價更低的集熱器型式及性能更優的吸熱傳熱介質對提升電站整體性能及經濟性有著顯著的意義。本文則對不同集熱器型式及吸熱傳熱介質配置進行對比分析，提出先進的集熱器結構型式及吸熱傳熱介質對電站性能及經濟性的影響。

2 常規槽式光熱技術方案及經濟性分析

以內蒙鄂爾多斯資源條件為例，對采用常規歐洲槽(EuroTrough)集熱器結構型式及采用VP-1(聯苯和聯苯醚混合物)導熱油為吸熱傳熱介質的系統方案(方案一)進行分析。

內蒙古鄂爾多斯地區太陽能資源較豐富，太陽輻射量大，日照時數長，日照百分率高。開發和利用長久、清潔、無污染的太陽能資源潛力較大，具有利用太陽能的良好條件。該地區全年直接輻射(direct normal irradiance, DNI)約2 003 kWh/m2，全年總輻射(global horizontal irradiance, GHI)約1 657 kWh/m2，全年平均氣溫8.0℃，全年平均風速3.3 m/s。

2.1 主要技術方案

以此作為外部條件，按典型的50 MW槽式光熱電站配置8小時熔融鹽儲熱方案作為設計基礎條件。

本方案中槽式技術選用集熱管長度為4.06 m，槽式集熱器采用歐槽EuroTrough形式，其每個集熱器組合(solar collector assembly,SCA)長度為150 m，跟蹤驅動裝置采用液壓驅動方式，集熱器采光口面積為5.76 m，每個標準回路總采光面積約為3 270 m2。通過采用SAM軟件優化計算，集熱系統共需160條回路，太陽倍數為2.4，集熱場開口面積為52.32×104m2。

本工程采用兩套50%負荷導熱油——水/蒸汽換熱系統，換熱系統由預熱器、蒸汽發生器、過熱器和再熱器組成。

熱儲能形式采用雙罐式顯熱儲熱，熱儲能介質選用由NaNO3和KNO3按6∶4的質量比例組成的混合鹽，最大儲熱時間約為8 h，熔鹽運行溫度范圍為286～386℃，需熔融鹽27 000 t，設置兩個16 000 m3熔鹽儲罐。

選用1臺50 MW純凝空冷帶再熱發電機組，采用單元制汽水系統。汽機進汽主汽溫度381℃，主汽壓力10 MPa，再熱蒸汽溫度381℃，再熱蒸汽壓力1.64 MPa。機組熱效率約為38%。

本系統設置2臺燃用天然氣的導熱油防凝鍋爐，用于加熱導熱油(HTF)，防止停止運行期間導熱油低溫凝結。

采用SAM軟件計算，本方案年發電量為1.495×108kWh，年上網電量為1.328×108kWh，廠用電率為11.2%，全廠發電效率為14.27%，各月發電量及上網電量如表2、圖3所示。

圖3 各月發電量及上網電量對比圖

表2 各月發電量及上網電量計算表 MWh

2.2 經濟性分析

項目總投資是影響項目收益的因素之一，對于槽式光熱項目來說，其總投資主要由集熱場費用、導熱油系統費用、儲熱系統費用、全廠常規發電系統(balance of plant, BOP)費用及其他費用等，其中，集熱場費用、導熱油系統費用和儲熱系統費用3項費用總和占到總投資67%左右。由此可見，集熱場、導熱油系統和儲熱系統的費用成為決定槽式太陽能熱發電項目總體投資水平的決定性因素。

按本技術方案考慮，本方案靜態投額為126 612萬元，其各系統占總投資比例如圖4所示。

圖4 槽式太陽能熱發電工程投資構成示意圖

項目收益率是衡量項目盈利性的重要指標，在固定上網電價的條件下，較高的項目收益率代表項目更具盈利性。以本技術方案為依托，按首批光熱示范項目含稅1.15元/kWh上網電價，計算方案的項目收益率：

1)參照《建設項目經濟評價方法與參數》(第三版)、《投資項目可行性研究指南》及現行的有關財稅政策，對槽式太陽能熱發電工程方案進行財務評價。

2)槽式太陽能熱發電工程方案的資本金按占全部投資的20%，其余80%投資通過融資渠道解決。

3)根據中國人民銀行最新發布的人民幣貸款基準利率，各項目國內融資貸款利率取4.9%，貸款寬限期為工程建設期，建設期利息計入本金，寬限期后每年按貸款本金等額償還。

4)槽式太陽能塔式熱發電工程方案上網電價按首批光熱示范項目含稅上網電價1.15元/ kWh考慮，滿足發電成本，稅金，盈余公積金及貸款償還15 a及注資分利的條件下進行測算的。

按以上邊界條件測算，本方案靜態投資額為126 612萬元，其項目資本金財務內部收益率為11.3%。

3 以硅油為傳熱介質的終極槽技術方案及經濟性分析

以內蒙鄂爾多斯資源條件為例，對采用終極槽Ultimate Trough集熱器結構型式及采用新型硅油為吸熱傳熱介質的系統方案(方案二)進行分析。

3.1 主要技術方案

以此作為外部條件，按典型的50 MW槽式光熱電站配置8 h熔融鹽儲熱方案作為設計基礎條件。

本方案中槽式技術選用集熱管長度為4.06 m，由于采用了更大采光口的集熱器方式，集熱管選擇鋼管外徑為90 mm的真空集熱管；槽式集熱器采用終極槽UltimateTrough型式，其每個SCA長度為246.7 m，跟蹤驅動裝置采用液壓驅動方式，集熱器采光口面積為7.51m，每個標準回路總采光面積約為6 880 m2。通過采用SAM軟件優化計算，在太陽倍數為2.4的情況下，集熱系統共需72條回路，集熱場開口面積為 49.536×104m2。

本工程采用兩套50%負荷導熱油——水/蒸汽換熱系統，換熱系統由預熱器、蒸汽發生器、過熱器和再熱器組成。

熱儲能形式采用雙罐式顯熱儲熱，熱儲能介質選用由NaNO3和KNO3按6∶4的質量比例組成的混合鹽，最大儲熱時間約為8 h，熔鹽運行溫度范圍為286～418℃，需熔融鹽20 000 t，設置兩個13 000 m3熔鹽儲罐。

選用1臺50 MW純凝空冷帶再熱發電機組，采用單元制汽水系統。汽機進汽主汽溫度415℃，主汽壓力10 MPa，再熱蒸汽溫度415℃，機組熱效率約為39.5%。

由于硅油優越的低溫性能，在-40℃工況下仍可流動，因此本系統不設置導熱油防凝鍋爐。

采用硅油的槽式太陽能熱發電系統與常規導熱油槽式太陽能熱發電系統運行方式項目大致相同，由于硅油的優越性能，采用硅油為傳熱介質的槽式系統無導熱油防凝運行系統。

本方案年發電量為1.549×108kWh，年上網電量為1.382×108kWh，廠用電率為10.80%，全廠發電效率為15.61%，各月發電量及上網電量如表3、圖5所示。

表3 各月發電量及上網電量計算表 MWh

圖5 各月發電量及上網電量對比圖

3.2 經濟性分析

以與采用歐槽和常規導熱油方案相同的邊界條件，按終極槽和硅油技術方案考慮，本方案靜態投額為120 053萬元，其各系統占總投資比例如圖6所示。

圖6 槽式太陽能熱發電工程投資構成示意圖

按與常規槽式太陽能熱發電方案邊界條件測算，本方案靜態投資額為120 053萬元，按1.15元/kWh上網電價測算，其項目資本金財務內部收益率為15.78%。

4 技術方案及經濟性對比分析

通過對比分析采用硅油及大槽的技術方案與采用聯苯/聯苯醚合成導熱油及常規歐槽技術方案進行對比，其主要技術經濟參數對比如表4所示，其主要性能參數及方案對比可從集熱場技術方案對比及主要技術指標對比等方面進行描述。

4.1 技術方案對比分析

以內蒙巴彥淖爾地區外部條件為基礎，通過對方案一和方案二的對比分析，兩個技術方案對比分析如下：

1)吸熱傳熱介質的優化，采用硅油后，其使用溫度上限由391℃提升至425℃后，影響了蒸汽發生系統產生的主蒸汽及再熱蒸汽溫度由381℃提升至415℃，進而對汽輪發電機組效率產生積極影響，使得汽輪發電機組效率在熱耗考核工況下(THA)由方案一的38%提升至方案二的39.5%，為后續發電量的提升及整體造價水平的降低創造條件。

表4 主要技術方案及技術經濟指標對比分析

2)由于采用硅油后，使用上限溫度提升至425℃后，考慮其油鹽換熱器端差后，其熔鹽使用溫度由方案一的286～386℃擴大至286～415℃，使用溫度范圍由100℃增加至130℃。對于儲熱容量相同的儲熱系統來說，其熔鹽用量可節約約30%，同時可減少熔鹽儲罐容積，進而減少熔鹽儲罐鋼材耗量。通過對比，采用方案二技術方案，熔鹽用量可較方案一節省約7 000 t，單個熔鹽儲罐容積由16 000 m3減少至13 000 m3。

3)由于方案二采用了更大開口的槽式太陽能集熱器技術，并且優化了導熱油的使用溫度上限帶來的汽輪發電機組效率的提升，在相同配置下的集熱場面積可由方案一的52.32萬m2優化至方案二的49.536萬m2，節省集熱場面積約3萬m2；方案一集熱場為160條回路，方案二為72條回路，每個回路均按4個集熱器組合(SCA)考慮，方案一需要640個SCA，方案二需要288個SCA，每個SCA均需要一套液壓驅動及控制系統，因此方案一需要640套液壓控制系統，而方案二僅需要288套，設備用量大幅降低，同時驅動及跟蹤控制設備數量的減少一定程度上也減少了集熱成控制電纜及低壓動力電纜的用量；對于旋轉接頭，由于每條回路使用旋轉接頭數量為24個，因此方案一共需要旋轉接頭數量為3 840個，方案二為1 728個，但由于硅油的蒸汽壓力要高于聯/苯聯苯醚合成導熱油，因此，方案二的旋轉接頭需耐壓6.4 MPa，而方案一的旋轉接頭選擇耐壓4.0 MPa設備即可。

4)對于采用大槽和硅油，對導熱油循環輔助系統和防凝系統也產生一定影響。由于硅油的蒸氣壓要高于聯苯/聯苯醚合成導熱油，因此其需要壓力更高的氮封系統以避免導熱油蒸氣逃逸。因此方案一氮封系統壓力選擇為1.4 MPa，對于方案二氮封系統壓力為1.6 MPa。同時，由于硅油的使用下限溫度為-40℃，內蒙地區多年極端低溫約為-35℃，要高于-40℃的硅油使用溫度，因此方案二不設置導熱油防凝系統，同時每年節約防凝用燃氣耗量約100 萬 Nm3。

4.2 主要技術經濟指標對比

1)主要技術指標對比

通過對集熱器技術和傳熱介質的優化，在采用相近配置方案的條件下，采用大槽+硅油的方案二較采用歐槽+聯苯/聯苯醚導熱油的方案一在發電量上有顯著提升。其年發電量由方案一的1.495億kWh可提升至1.55億kWh，提升比例約3.6%。其各月發電量對比如圖7所示。由圖可知，方案二逐月發電量均高于方案一，由此可見方案二在技術指標上具有一定優勢。通過對比可知，方案一光電轉化效率約為14.27%，方案二光電轉化效率約為15.61%，高出方案一約1.5個百分點，也為后續經濟性測算對比提供基礎數據。

圖7 方案一與方案二發電量對比曲線

2)主要經濟指標對比

通過對比分析可知，由于方案二較方案一集熱場面積減少、集熱器立柱數量減少、旋轉接頭數量減少、儲熱用熔鹽用量減少、儲罐體積減少及省去防凝系統等可降低項目投資的原因，及導熱油總體造價增加、氮封系統造價略有增加等系統造價增加的原因，總體項目造價方案一約為12.6億，方案二方案整體造價約為12億，可知方案二較方案一節省投資約6 000萬元。

由于項目方案二較方案一項目發電量增加，若按現行首批光熱發電項目1.15元/kWh含稅電價考慮，經過財務評價后可知，方案一的項目資本金財務內部收益率約為11.3%，而方案二的項目資本金財務內部收益率約為15.78%，高于方案一約4.5個百分點。

通過以上的經濟性對比分析可知，方案二較方案一項目總體投資降低，但其技術方案的優勢帶來發電量的提升，若按第一批光熱發電示范項目1.15元/kWh含稅電價分析可知，方案二較方案一在經濟性上優勢較為明顯。

5 結論

槽式太陽能熱發電技術是國際上最為成熟的光熱發電技術之一，同時也是目前裝機規模最大的光熱發電技術。國內外均在持續研發新型的槽式太陽能熱發電技術以提升項目整體發電量或降低系統總體造價，以達到提升槽式光熱發電項目整體經濟性的目的，其中新型的槽式集熱器技術及新型傳熱工質的開發便是其中研發的重要方向之一。本文通過分析大型終極槽配硅油作為傳熱介質方案與傳統常規歐槽配聯苯/聯苯醚合成導熱油方案對比，在相同邊界條件下得到以下結論：

1)通過新型硅油的使用，其工作溫度上限可達425℃，最低工作溫度可達-40℃，可將汽輪發電機組效率由38%提升至39.5%，進而帶來電站整體發電量的提升，由設計年發電量1.495億kWh提升至1.549億kWh，光熱轉化效率由14.26%提升至15.61%。

2)由于采用了開口更大的終極槽技術，在發電量提升的同時，集熱場面積由52萬m2降低至49萬m2，減少約3萬m2集熱場面積，并有效減少集熱器立柱的用量，節約鋼材。由于終極槽的每個集熱器組合的開口面積更大，可有效減少集熱器回路數量及集熱器組合數量，進而降低了集熱器儀表、測點、跟蹤驅動及控制裝置、控制電纜及低壓動力電纜、旋轉接頭數量等，同時，配合使用硅油作為傳熱介質，可不設置導熱油防凝系統，可節約熔鹽用量約7 000 t，并有效降低熔鹽儲罐容。雖硅油造價、集熱管單價及旋轉接頭單價略有提升，采用終極槽和硅油的方案系統總體造價較歐槽和聯苯/聯苯醚方案降低約6 000萬元。

3)在相同外部條件下，若按國內首批光熱示范項目1.15元/kWh含稅上網電價考慮，終極槽和硅油方案其項目資本金財務內部收益率為15.78%，而采用歐槽和聯苯/聯苯醚方案項目資本金財務內部收益率為11.3%，兩者差距較為明顯，終極槽和硅油的方案經濟性優勢較為明顯。