(中國電力工程顧問集團華北電力設(shè)計院有限公司，北京 100120)

1 槽式太陽能熱發(fā)電技術(shù)

國內(nèi)和國際上已有多個槽式太陽能熱發(fā)電項目商業(yè)運行，該發(fā)電技術(shù)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(qū)具有廣闊的商業(yè)化前景[1-2]。槽式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)是利用槽式拋物面反射鏡聚光的太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)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(dǎo)熱流體，管中導(dǎo)熱流體通過換熱系統(tǒng)將水加熱成水蒸汽，驅(qū)動汽輪發(fā)電機組發(fā)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(fā)電系統(tǒng)圖

雖然太陽能是巨大的能源寶庫，但到達(dá)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(fā)生變化，具有顯著的稀薄性、間斷性和不穩(wěn)定性。為了更好地成為一種優(yōu)質(zhì)的替代能源，在槽式太陽能熱發(fā)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(fā)電集熱場，集熱場是槽式太陽能熱發(fā)電技術(shù)中最重要且投資最高的系統(tǒng)，其集熱器形式、性能及系統(tǒng)內(nèi)傳熱介質(zhì)的性質(zhì)決定著項目的光電轉(zhuǎn)化效率和發(fā)電量，進而決定了項目整體收益。

1.1 傳熱介質(zhì)的選擇

槽式太陽能熱發(fā)電技術(shù)中傳熱介質(zhì)普遍采用聯(lián)苯和聯(lián)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(fā)電項目中該傳熱工質(zhì)使用溫度范圍為293～393℃，因此決定了其經(jīng)過蒸汽發(fā)生系統(tǒng)后產(chǎn)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(fā)電技術(shù)若提高光熱轉(zhuǎn)化效率，提升項目發(fā)電量，提高其傳熱介質(zhì)使用上限溫度是關(guān)鍵技術(shù)之一。

目前，針對槽式太陽能熱發(fā)電技術(shù)傳熱介質(zhì)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(zhì)的熔鹽槽式太陽能熱發(fā)電技術(shù)，可以將傳熱介質(zhì)使用上限溫度顯著提升至565℃，進而主蒸汽參數(shù)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(fā)電技術(shù)的光熱轉(zhuǎn)化效率。但采用熔融鹽作為傳熱介質(zhì)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(tǒng)內(nèi)熔鹽溫度不低于260℃，需要大量的化石能源用于系統(tǒng)保溫防凝，且一旦發(fā)生凍堵問題，使用阻抗加熱的解決方案也較為復(fù)雜。同時，也有研究新型導(dǎo)熱油用于槽式太陽能熱發(fā)電技術(shù)，如德國瓦克公司開發(fā)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(fā)電技術(shù)，其系統(tǒng)最低使用溫度可達(dá)-40℃，使用上限溫度為425℃。提升傳熱介質(zhì)使用溫度上限至425℃，可使汽輪發(fā)電機組主蒸汽溫度由381℃提升至415℃，其熱效率可達(dá)約40%，且其優(yōu)越的低溫性能，也省去了槽式光熱發(fā)電技術(shù)中的系統(tǒng)防凝設(shè)備投資及運行成本。國內(nèi)首批示范項目中玉門龍騰50MW槽式太陽能熱發(fā)電項目擬采用硅油作為吸熱傳熱介質(zhì)。

1.2 集熱器型式的選擇

槽式太陽能熱發(fā)電集熱器一般為輕型鋼結(jié)構(gòu)型式，用于支撐集熱管及反射鏡，并保證圍繞南北軸向?qū)崟r跟蹤精度。為了滿足這些功能要求，其結(jié)構(gòu)型式對剛度要求較高，因為任何集熱器形狀的偏差均導(dǎo)致聚光系統(tǒng)的光學(xué)效率損失，同時要保證集熱器在風(fēng)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(jié)構(gòu)三種型式。

圖2 槽式太陽能熱發(fā)電集熱器主要結(jié)構(gòu)型式

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

表1 集熱器結(jié)構(gòu)型式參數(shù)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(yōu)的吸熱傳熱介質(zhì)對提升電站整體性能及經(jīng)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(zhì)配置進行對比分析，提出先進的集熱器結(jié)構(gòu)型式及吸熱傳熱介質(zhì)對電站性能及經(jīng)濟性的影響。

2 常規(guī)槽式光熱技術(shù)方案及經(jīng)濟性分析

以內(nèi)蒙鄂爾多斯資源條件為例，對采用常規(guī)歐洲槽(EuroTrough)集熱器結(jié)構(gòu)型式及采用VP-1(聯(lián)苯和聯(lián)苯醚混合物)導(dǎo)熱油為吸熱傳熱介質(zhì)的系統(tǒng)方案(方案一)進行分析。

內(nèi)蒙古鄂爾多斯地區(qū)太陽能資源較豐富，太陽輻射量大，日照時數(shù)長，日照百分率高。開發(fā)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(qū)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(fēng)速3.3 m/s。

2.1 主要技術(shù)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(shè)計基礎(chǔ)條件。

本方案中槽式技術(shù)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(qū)動裝置采用液壓驅(qū)動方式，集熱器采光口面積為5.76 m，每個標(biāo)準(zhǔn)回路總采光面積約為3 270 m2。通過采用SAM軟件優(yōu)化計算，集熱系統(tǒng)共需160條回路，太陽倍數(shù)為2.4，集熱場開口面積為52.32×104m2。

本工程采用兩套50%負(fù)荷導(dǎo)熱油——水/蒸汽換熱系統(tǒng)，換熱系統(tǒng)由預(yù)熱器、蒸汽發(fā)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(zhì)選用由NaNO3和KNO3按6∶4的質(zhì)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(shè)置兩個16 000 m3熔鹽儲罐。

選用1臺50 MW純凝空冷帶再熱發(fā)電機組，采用單元制汽水系統(tǒng)。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(tǒng)設(shè)置2臺燃用天然氣的導(dǎo)熱油防凝鍋爐，用于加熱導(dǎo)熱油(HTF)，防止停止運行期間導(dǎo)熱油低溫凝結(jié)。

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

圖3 各月發(fā)電量及上網(wǎng)電量對比圖

表2 各月發(fā)電量及上網(wǎng)電量計算表 MWh

2.2 經(jīng)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(dǎo)熱油系統(tǒng)費用、儲熱系統(tǒng)費用、全廠常規(guī)發(fā)電系統(tǒng)(balance of plant, BOP)費用及其他費用等，其中，集熱場費用、導(dǎo)熱油系統(tǒng)費用和儲熱系統(tǒng)費用3項費用總和占到總投資67%左右。由此可見，集熱場、導(dǎo)熱油系統(tǒng)和儲熱系統(tǒng)的費用成為決定槽式太陽能熱發(fā)電項目總體投資水平的決定性因素。

按本技術(shù)方案考慮，本方案靜態(tài)投額為126 612萬元，其各系統(tǒng)占總投資比例如圖4所示。

圖4 槽式太陽能熱發(fā)電工程投資構(gòu)成示意圖

項目收益率是衡量項目盈利性的重要指標(biāo)，在固定上網(wǎng)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(shù)方案為依托，按首批光熱示范項目含稅1.15元/kWh上網(wǎng)電價，計算方案的項目收益率：

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

2)槽式太陽能熱發(fā)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(jù)中國人民銀行最新發(fā)布的人民幣貸款基準(zhǔn)利率，各項目國內(nèi)融資貸款利率取4.9%，貸款寬限期為工程建設(shè)期，建設(shè)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(fā)電工程方案上網(wǎng)電價按首批光熱示范項目含稅上網(wǎng)電價1.15元/ kWh考慮，滿足發(fā)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(tài)投資額為126 612萬元，其項目資本金財務(wù)內(nèi)部收益率為11.3%。

3 以硅油為傳熱介質(zhì)的終極槽技術(shù)方案及經(jīng)濟性分析

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

3.1 主要技術(shù)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(shè)計基礎(chǔ)條件。

本方案中槽式技術(shù)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(qū)動裝置采用液壓驅(qū)動方式，集熱器采光口面積為7.51m，每個標(biāo)準(zhǔn)回路總采光面積約為6 880 m2。通過采用SAM軟件優(yōu)化計算，在太陽倍數(shù)為2.4的情況下，集熱系統(tǒng)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(fù)荷導(dǎo)熱油——水/蒸汽換熱系統(tǒng)，換熱系統(tǒng)由預(yù)熱器、蒸汽發(fā)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(zhì)選用由NaNO3和KNO3按6∶4的質(zhì)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(shè)置兩個13 000 m3熔鹽儲罐。

選用1臺50 MW純凝空冷帶再熱發(fā)電機組，采用單元制汽水系統(tǒng)。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(yōu)越的低溫性能，在-40℃工況下仍可流動，因此本系統(tǒng)不設(shè)置導(dǎo)熱油防凝鍋爐。

采用硅油的槽式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)與常規(guī)導(dǎo)熱油槽式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)運行方式項目大致相同，由于硅油的優(yōu)越性能，采用硅油為傳熱介質(zhì)的槽式系統(tǒng)無導(dǎo)熱油防凝運行系統(tǒng)。

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

表3 各月發(fā)電量及上網(wǎng)電量計算表 MWh

圖5 各月發(fā)電量及上網(wǎng)電量對比圖

3.2 經(jīng)濟性分析

以與采用歐槽和常規(guī)導(dǎo)熱油方案相同的邊界條件，按終極槽和硅油技術(shù)方案考慮，本方案靜態(tài)投額為120 053萬元，其各系統(tǒng)占總投資比例如圖6所示。

圖6 槽式太陽能熱發(fā)電工程投資構(gòu)成示意圖

按與常規(guī)槽式太陽能熱發(fā)電方案邊界條件測算，本方案靜態(tài)投資額為120 053萬元，按1.15元/kWh上網(wǎng)電價測算，其項目資本金財務(wù)內(nèi)部收益率為15.78%。

4 技術(shù)方案及經(jīng)濟性對比分析

通過對比分析采用硅油及大槽的技術(shù)方案與采用聯(lián)苯/聯(lián)苯醚合成導(dǎo)熱油及常規(guī)歐槽技術(shù)方案進行對比，其主要技術(shù)經(jīng)濟參數(shù)對比如表4所示，其主要性能參數(shù)及方案對比可從集熱場技術(shù)方案對比及主要技術(shù)指標(biāo)對比等方面進行描述。

4.1 技術(shù)方案對比分析

以內(nèi)蒙巴彥淖爾地區(qū)外部條件為基礎(chǔ)，通過對方案一和方案二的對比分析，兩個技術(shù)方案對比分析如下：

1)吸熱傳熱介質(zhì)的優(yōu)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(fā)生系統(tǒng)產(chǎn)生的主蒸汽及再熱蒸汽溫度由381℃提升至415℃，進而對汽輪發(fā)電機組效率產(chǎn)生積極影響，使得汽輪發(fā)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(xù)發(fā)電量的提升及整體造價水平的降低創(chuàng)造條件。

表4 主要技術(shù)方案及技術(shù)經(jīng)濟指標(biāo)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(tǒng)來說，其熔鹽用量可節(jié)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(shù)方案，熔鹽用量可較方案一節(jié)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(shù)，并且優(yōu)化了導(dǎo)熱油的使用溫度上限帶來的汽輪發(fā)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(yōu)化至方案二的49.536萬m2，節(jié)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(qū)動及控制系統(tǒng)，因此方案一需要640套液壓控制系統(tǒng)，而方案二僅需要288套，設(shè)備用量大幅降低，同時驅(qū)動及跟蹤控制設(shè)備數(shù)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(zhuǎn)接頭，由于每條回路使用旋轉(zhuǎn)接頭數(shù)量為24個，因此方案一共需要旋轉(zhuǎn)接頭數(shù)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(lián)/苯聯(lián)苯醚合成導(dǎo)熱油，因此，方案二的旋轉(zhuǎn)接頭需耐壓6.4 MPa，而方案一的旋轉(zhuǎn)接頭選擇耐壓4.0 MPa設(shè)備即可。

4)對于采用大槽和硅油，對導(dǎo)熱油循環(huán)輔助系統(tǒng)和防凝系統(tǒng)也產(chǎn)生一定影響。由于硅油的蒸氣壓要高于聯(lián)苯/聯(lián)苯醚合成導(dǎo)熱油，因此其需要壓力更高的氮封系統(tǒng)以避免導(dǎo)熱油蒸氣逃逸。因此方案一氮封系統(tǒng)壓力選擇為1.4 MPa，對于方案二氮封系統(tǒng)壓力為1.6 MPa。同時，由于硅油的使用下限溫度為-40℃，內(nèi)蒙地區(qū)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(shè)置導(dǎo)熱油防凝系統(tǒng)，同時每年節(jié)約防凝用燃?xì)夂牧考s100 萬 Nm3。

4.2 主要技術(shù)經(jīng)濟指標(biāo)對比

1)主要技術(shù)指標(biāo)對比

通過對集熱器技術(shù)和傳熱介質(zhì)的優(yōu)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(lián)苯/聯(lián)苯醚導(dǎo)熱油的方案一在發(fā)電量上有顯著提升。其年發(fā)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(fā)電量對比如圖7所示。由圖可知，方案二逐月發(fā)電量均高于方案一，由此可見方案二在技術(shù)指標(biāo)上具有一定優(yōu)勢。通過對比可知，方案一光電轉(zhuǎn)化效率約為14.27%，方案二光電轉(zhuǎn)化效率約為15.61%，高出方案一約1.5個百分點，也為后續(xù)經(jīng)濟性測算對比提供基礎(chǔ)數(shù)據(jù)。

圖7 方案一與方案二發(fā)電量對比曲線

2)主要經(jīng)濟指標(biāo)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(shù)量減少、旋轉(zhuǎn)接頭數(shù)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(tǒng)等可降低項目投資的原因，及導(dǎo)熱油總體造價增加、氮封系統(tǒng)造價略有增加等系統(tǒng)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(jié)省投資約6 000萬元。

由于項目方案二較方案一項目發(fā)電量增加，若按現(xiàn)行首批光熱發(fā)電項目1.15元/kWh含稅電價考慮，經(jīng)過財務(wù)評價后可知，方案一的項目資本金財務(wù)內(nèi)部收益率約為11.3%，而方案二的項目資本金財務(wù)內(nèi)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(jīng)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(shù)方案的優(yōu)勢帶來發(fā)電量的提升，若按第一批光熱發(fā)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(jīng)濟性上優(yōu)勢較為明顯。

5 結(jié)論

槽式太陽能熱發(fā)電技術(shù)是國際上最為成熟的光熱發(fā)電技術(shù)之一，同時也是目前裝機規(guī)模最大的光熱發(fā)電技術(shù)。國內(nèi)外均在持續(xù)研發(fā)新型的槽式太陽能熱發(fā)電技術(shù)以提升項目整體發(fā)電量或降低系統(tǒng)總體造價，以達(dá)到提升槽式光熱發(fā)電項目整體經(jīng)濟性的目的，其中新型的槽式集熱器技術(shù)及新型傳熱工質(zhì)的開發(fā)便是其中研發(fā)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(zhì)方案與傳統(tǒng)常規(guī)歐槽配聯(lián)苯/聯(lián)苯醚合成導(dǎo)熱油方案對比，在相同邊界條件下得到以下結(jié)論：

1)通過新型硅油的使用，其工作溫度上限可達(dá)425℃，最低工作溫度可達(dá)-40℃，可將汽輪發(fā)電機組效率由38%提升至39.5%，進而帶來電站整體發(fā)電量的提升，由設(shè)計年發(fā)電量1.495億kWh提升至1.549億kWh，光熱轉(zhuǎn)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(shù)，在發(fā)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(jié)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(shù)量及集熱器組合數(shù)量，進而降低了集熱器儀表、測點、跟蹤驅(qū)動及控制裝置、控制電纜及低壓動力電纜、旋轉(zhuǎn)接頭數(shù)量等，同時，配合使用硅油作為傳熱介質(zhì)，可不設(shè)置導(dǎo)熱油防凝系統(tǒng)，可節(jié)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(zhuǎn)接頭單價略有提升，采用終極槽和硅油的方案系統(tǒng)總體造價較歐槽和聯(lián)苯/聯(lián)苯醚方案降低約6 000萬元。

3)在相同外部條件下，若按國內(nèi)首批光熱示范項目1.15元/kWh含稅上網(wǎng)電價考慮，終極槽和硅油方案其項目資本金財務(wù)內(nèi)部收益率為15.78%，而采用歐槽和聯(lián)苯/聯(lián)苯醚方案項目資本金財務(wù)內(nèi)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(jīng)濟性優(yōu)勢較為明顯。