光熱電站主機直接空冷系統優化探討

高志廣，王進軍，曹 淇，雁 川

(中國電力工程顧問集團西北電力設計院有限公司，陜西 西安 710075 )

0 引言

在國家能源結構調整的大背景下，光熱發電技術得到了越來越多的關注。2016 年9 月，國家能源局正式發布了《國家能源局關于建設太陽能熱發電示范項目的通知》，共20 個項目入選中國首批光熱發電示范項目名單，總裝機約1.35 GW。

鑒于我國光資源較好的地區多位于西北缺水地區，且光熱電站對運行靈活性要求較高，目前在建的光熱電站主機冷卻系統多選擇直接空冷系統。

光熱電站具有不同于常規火電的工藝技術特點和運行方式，主機直接空冷系統的配置是否合理，直接影響機組經濟性和項目盈利能力。楊勁京[1]等推薦光熱項目主機冷卻系統采用直接空冷系統，認為光熱項目主機背壓和直接空冷系統配置應進行優化計算后確定。孫玉慶[2]等指出了不同的空冷系統(直冷、間冷等) 對光熱發電的影響均不一樣，需要對比選擇，從中選擇適宜光熱發電的空冷系統。

在總結和分析光熱電站投資構成及運行特點的前提下，本文依托某案例工程進行直接空冷系統優化計算和分析，并對光熱電站直接空冷系統優化設計的邊界條件及參數選取進行初步探討。

1 光熱電站特點

1) 光熱電站多位于缺水地區

太陽法向直接輻射輻照度(direct normal irradiance，DNI)數據對光熱發電項目開發的可行性研究和經濟性分析至關重要，是確保光熱電站科學設計的關鍵影響因素，是進行光熱項目開發的必要數據。如圖1 所示為我國光資源分布概況，我國西藏、新疆、內蒙古、甘肅西部、青海部分地區光資源較好，DNI 在1 700 ～2 300 kWh/m2之間，是太陽能熱發電廠較理想的候選廠址。然而，如圖2 所示我國的水資源分布來看，這些地區同時也是極度缺水的地區，年降水量普遍在400 mm 以下。

圖1 我國光資源分布概況(DNI)

圖2 我國水資源分布概況(降水量)

國內目前已知建設和在建的光熱電站都處于上述缺水地區。為降低工程水耗，節約水資源，規模化的太陽能熱發電機組冷卻多采用直接空冷系統。

2)單機容量小、投資大

國內在建光熱電站單機容量通常不超過100 MW，國外工程最大的做到200 MW。相對火電廠規模而言，機組容量偏小。

規模化光熱電站按照太陽能采集方式來劃分，主要有塔式、槽式和線性菲涅爾三類。目前全球范圍內已建成或在建的項目，以槽式為最多，但塔式和線性菲涅爾在我國也開始得到越來越多的應用。

光熱電站主要由集熱系統、儲換熱系統、發電系統組成，其中集熱系統及儲換熱系統不同于常規的火力發電廠的鍋爐系統，發電系統則與常規火電廠的發電系統相似。

光熱電站的投資構成中，集熱系統、儲換熱系統占比很大。對于塔式熔鹽電站，集熱系統投資約占總投資的50%，儲換熱系統占比約為20%，發電島系統占比約為15%，其他系統占比約為15%。對于槽式導熱油電站：集熱系統投資約占總投資的50%，儲換熱系統占比約為15%，發電系統占比約為13%，其他系統占比約為22%。空冷系統在總投資中占比很小，僅為光熱電站項目總投資的1%～2%。

由于系統復雜，集熱和控制系統成本較高，光熱電站項目單位千瓦投資比常規火力發電廠高出不少。通常光熱電站單位投資約為2 ～3 萬元/kW。

3)不連續運行

光熱電站運行受光資源及儲熱系統容量大小的限制(一般為8 ～10 h)，大多數機組通常不能保證24 h 連續發電，并存在夜晚停機的情況，全年機組啟停頻繁。

某光熱電站機組48 h 機組出力變化曲線如圖3 所示。

圖3 某50 MW光熱電站48h出力曲線

2 系統優化計算探討

2.1 設計典型年

發電機組卡諾循環效率計算原理如下：

式中：Tc為冷源溫度；Th為熱源溫度。理論上，評價機組效率，Tc和Th應在同一設計條件下進行。

對于常規燃煤機組，僅Tc與氣象條件相關，Th與氣象條件基本無關。因此，現行火電廠空冷系統設計中氣溫設計典型年的選擇方法是：根據氣象站氣溫資料，計算最近幾年(一般為近期10 ～20 a)的平均氣溫，計算最近5 a 內各年按小時氣溫統計的算術年平均值，將此氣溫算術年平均值逐一與多年平均氣溫比較，以其中與多年平均氣溫相等或最接近者作為典型年[3]。

然而對光熱機組來說，不僅Tc與氣象條件相關，Th也與氣象條件相關。光熱電站集熱系統、儲換熱系統及發電系統的運行模式一般根據典型太陽年的DNI 數據確定。典型太陽年的確定主要依據參考氣象站和現場測光數據計算得到。典型太陽年氣象數據通常是采用12 個均具有DNI 代表性的典型月數據組成一個“虛擬”氣象年。

按照常規火力發電廠氣象參數統計方法處理得到的空冷典型年逐時干球氣溫數據與根據光資源專業習慣做法選出的典型太陽年逐時干球氣溫并不一致。現行GB/T 51307—2018《塔式太陽能光熱發電站設計標準》17.7.2 條規定，“空冷系統設計氣溫宜根據光熱發電站的儲熱時間和汽輪發電機組在不同時段的運行方式，扣除空冷典型年內停運時段的小時氣溫后，采用5℃以上加權平均法計算確定”。

鑒于現階段光熱電站集熱系統、儲熱系統等主體系統設計以及發電系統的運行模式設定均以典型太陽年數據為基礎開展。筆者認為，采用典型太陽年氣象數據進行空冷系統優化和設計氣溫計算，更能反映光熱電站設計特點，也更為合理。本文光熱電站直接空冷系統優化計算采用典型太陽年環境干球氣溫數據系列。

2.2 氣溫分級數據處理

通常光照資源較好的時段集中在正午前后，這段時間也是全天氣溫相對較高的時段。為減少儲熱系統規模和降低熔鹽儲罐輻射熱損失，第一批示范塔式光熱電站通常選擇在光資源較好的高溫時段滿發運行，在夜間氣溫較低的時間段停機休整。近年來，光熱和光伏、風電組成的多能互補項目越來越受到關注，這些項目試圖利用光熱機組的儲能系統消納棄風、棄電，將光熱電站作為光伏、風電的調峰電站進行設計。這種情況下，光熱電站往往與光伏、風電錯峰運行。

光熱電站運行模式不僅影響集熱系統、儲換熱系統的系統設計，對直接空冷系統設計也至關重要。為如實反映光熱電站運行狀況，在進行年運行費用計算時，建議根據機務專業確定的機組運行模式，扣除機組不發電時段的氣溫分級數據。采用扣除不發電時段的小時氣溫統計數據后的氣溫分級數據能更好地反映光熱電站直接空冷系統的運行特點。

2.3 優化電價的選取

有關直接空冷系統的低背壓收益，通常有微增出力法和煤耗法兩種計算方法。目前能源結構轉型的特殊時期，光熱發電作為新的非化石能源形式政策上是鼓勵的。從這個角度來說，微增功率電價現階段以稅后上網電價進行評價具有一定的合理性。與燃煤發電不同，光熱電站的燃料消耗在成本電價中占比可以忽略不計。電站成本電價主要是系統投資的年折舊金額及運行維護費用。將來能源結構調整基本完成，電網調度鼓勵政策紅利消失后，采用成本電價作為微增功率電價進行方案評價可能更為合理。

第一批光熱示范項目政策指導電價約為1.15 元/kWh 左右。預計隨著主要設備國產化水平的不斷提高，未來的光熱項目成本電價及上網電價將根據情況適度下浮。

3 優化計算結果及分析

3.1 優化計算結果

如圖4 所示為某50 MW 塔式光熱電站項目直接空冷系統優化計算結果。優化計算方法行業內普遍采用和認可的年總費用最小法。經計算，該項目直接空冷系統最優的初始溫差(ITD)值范圍為為16 ～18℃，最優的迎面風速在1.0 ～1.6 m/s 之間，對應的年平均設計背壓值約為8.5 kPa。

圖4 某50 MW光熱電站直接空冷系統優化計算結果

因為光熱機組電價高，低背壓帶來的微增出力收益也較高。集熱系統收集到的熱能應盡可能多的轉化為電能。光熱電站直冷系統采用相對常規火電機組更低的初始溫差(ITD)是合乎邏輯的。

同樣地，由于光熱電站成本電價較高，直接空冷系統風機運行消耗電費相對較高。相對于火力發電廠，直接空冷優化計算結果傾向于迎面風速較低的方案。光熱電站直接空冷凝汽器運行條件與常規火電機組(迎面風速大于2.0 m/s)有一定差別，考慮到光熱電站空冷系統運行多變性以及系統抵抗環境大風能力，本文案例工程最終確定的迎面風速為1.6 m/s。

3.2 不發電小時數的影響

光熱電站扣除不發電小時數處理方法的相關分析已經在2.2 小節進行了說明。本部分通過算例來進行進一步的分析和說明。

圖5 所示為進行優化計算時扣除不發電小時數的計算結果，這種處理方法更接近光熱電站規劃運行狀況。圖6 所示為進行優化計算時不扣除不發電小時數的計算結果。這種處理方法假設不發電小時數不是連續的，而是將其平均分配到每個氣溫分級進行簡化處理。

圖5 扣除不發電小時數的優化計算結果

圖6 不扣除不發電小時數的優化計算結果

從計算結果來看，是否扣除不發電小時數對系統迎風面風速影響不大，但對系統ITD 也就是空冷凝汽器面積有一定的影響。扣除不發電小時數時，優化計算得到的方案ITD 值在17℃左右；不扣除不發電小時數時，優化計算得到的方案ITD 值在18℃左右。扣除不發電小時數計算得到的空冷凝汽器面積更大。

需要說明的是，本文所有計算均基于系統以滿負荷狀態條件進行，對于實際光熱電廠的運行中可能存在的非滿負荷工況，經濟評價時通可過折減系數來進行修正。

3.3 電價敏感性分析

影響空冷系統配置的邊界條件眾多。電價、空冷系統單位造價、年固定分攤率、投資回收期等均會對優化計算結果產生影響。

電價是影響直接空冷系統優化結果的最重要的參數之一。對于采用微增功率法的光熱直接空冷優化計算，電價高低將影響年運行費用和微增出力收益，進而影響年總費用。

圖7 所示為算例50 MW 光熱電站按照不同電價進行優化計算得到的計算結果。隨著電價的降低，系統最優方案趨向于迎風面風速增加、系統ITD 增大的方向。電價越高，優化后的直接空冷配置傾向于大面積、低風速方案；反之電價越低，優化后的配置傾向于小面積、低風速的方案。

圖7 不同優化電價條件下的優化計算結果

為表征電價變化對最優方案年總費用、ITD、凝汽器面積及迎風面風速影響的大小，引入敏感性分析的方法。

對于函數關系Y=f(Xi)，定義m=(ΔY/Y)/(ΔXi/Xi)，為自變量變化引起因變量變化的敏感性系數，即單位數量自變量Xi變化所引起的因變量Y變化大小。敏感性較大的自變量對因變量或函數的影響較大。

優化電價敏感性分析計算結果見表1 所列。

表1 優化電價敏感性系數計算結果列表

從電價敏感性系數計算結果來看，電價變化對涉及的幾種考察項目均有影響。電價對最優方案年總費用、凝汽器面積敏感性系數分別為0.44 和0.65。敏感性系數為正值，說明隨著電價降低，最優方案年總費用和凝汽器面積在減小。電價對凝汽面積、迎風面風速和ITD 值的敏感性系數分別為0.65、-0.6 和-0.54。成本電價每降低1%，優化方案凝汽器面積將減少大約0.65%，迎風面風速將增加大約0.6%，系統ITD 將增加大約0.54%。

4 結論與建議

光熱電站具有同一般火電廠不同的技術特點、邊界條件和運行模式。光熱電站單位投資高，政策電價也高。光熱電站空冷系統與發電系統同步，通常不連續運行。光熱電站直接空冷系統優化和方案設計時需要注意到上述條件變化，并根據項目情況進行相應調整。

在進行光熱電站直接空冷系統優化計算時，宜根據光熱電站的規劃運行模式，扣除發電量為零的時間段所對應氣溫分級數據(特別是儲熱系統 配置較小的項目)。

光熱電站可能運行在一天中的相對高溫時段，上網電價也相對較高。與常規火電廠直接空冷系統配置相比，光熱電站直接空冷系統宜選取ITD 值取較低、風速較小、空冷凝汽器面積較大的系統配置。未來隨著成本電價及上網電價的下調，光熱電站直接空冷系統ITD 和設計迎風面風速可能逐漸增大，空冷凝汽器配置面積則可能逐步減小。