熱載體蓄熱儲能技術在光熱電站中的應用研究

汪 琦 張慧芬 俞紅嘯 汪育佑

上海熱油爐設計開發中心

0 前言

熱載體包括熔鹽、導熱油、水，在太陽能光熱電站中使用熱載體蓄熱儲能技術是一種將太陽能轉換為電能的新能源技術，該技術采用熱載體作為傳輸熱能和蓄熱儲能的中間載體，在日間通過太陽能集熱器收集太陽光能，再通過熱載體流入太陽能集熱器內被加熱后把光能轉換成熱能，并將熱量傳遞給熱載體進行蓄熱儲能，使熱載體被加熱到一定的溫度后，輸送高溫熱載體到蓄熱儲能高溫貯罐內[1]。當光熱電站需要發電機組進行發電運轉時，從高溫貯罐中用泵抽吸出的高溫熱載體加熱冷水變成飽和蒸汽，送往汽輪機中做功后帶動發電機組發電。釋放出熱能后的低溫熱載體再返回低溫貯罐內，之后從低溫貯罐中用泵抽吸出的低溫熱載體再返回到太陽能集熱器中再次被太陽光能加熱，周而復始，則可達到太陽光能加熱熔鹽或導熱油熱載體，高溫熱載體再加熱水變成飽和蒸汽做功發電、并向外界輸出電力[2]。

熔鹽蓄熱儲能的高溫貯罐可以大規模儲存熱量，從而具有大容量的特點[3]。蓄熱儲能過程實際上是在發電過程中進行的，即多余的熱量進行儲存，當夜晚或雨雪天氣的時候，以及當發電機組需要提高發電負荷時，可直接從熔鹽蓄熱儲能的高溫貯罐中取出熱量，因此發電負荷調節過程是連續的、不存在斷點的情況，更適用于參與電網負荷的調節。因此，熱負荷的儲存和發電過程是互不干擾。此外，熔鹽熱量的儲存過程中形式沒有發生變化，只是作為儲存用的熱量，因此其損失只是換熱過程和儲熱過程中的損失[4]，而熔鹽蓄熱儲能的熱損失可以控制在6%范圍以內，因此，太陽光能轉換為電能的轉換效率是非常高的。

1 熔鹽蓄熱儲能技術在塔式光熱電站的應用研究

塔式光熱電站是由聚光系統、集熱系統、蓄熱儲能系統、蒸汽生產系統及發電系統組成，電站采用熔鹽作為太陽能集熱器的吸熱介質，液態288 ℃的冷熔鹽被泵從低溫貯罐中抽出送往位于集熱塔頂部的太陽能集熱器中[5]，冷熔鹽在太陽能集熱器中被太陽反射境場聚焦的太陽輻射加熱到566 ℃，流回到地面，并被儲存在高溫貯罐中，熔鹽蓄熱系統可以保證在夜間及雨雪天氣時候的電力生產。蒸汽發生器中產生的飽和蒸汽用于驅動汽輪發電機組運行發電，經過變壓器轉換成高壓電輸送到電網。

1.1 美國110 MW新月形沙丘塔式光熱電站

Crescent Dunes塔式光熱電站位于美國內華達州西北部的托諾帕市，機組容量為110 MW，光熱電站總占地面積為1 600 hm2，當地太陽直射輻射值(DNI)為2 685 kWh/(m2·a)，每年可發電4.85 億kWh。光熱電站于2011 年開工，在2016 年2 月投入運行，電站的業主、建設方和運行管理者都是托諾帕太陽能有限責任公司，購電方為美國內華達能源公司。

新月形沙丘塔式光熱電站的太陽能反射鏡場總面積為1 071 361 m2，玻璃鏡支架數量為17 170面，每面集熱鏡面積為62.4 m2，制造商是普拉特惠特尼公司，太陽能集熱塔的高度為540 ft，圓筒結構。吸熱和蓄熱介質為熔鹽，熔融鹽進入太陽能集熱塔的進口溫度為288 ℃，流出集熱塔的出口溫度為566 ℃。汽輪機的機組容量為110 MW，汽輪機入口蒸汽壓力為11.5 MPa，采用混合方式制冷。

1.2 美國150 MW的Rice塔式光熱電站

Rice 塔式光熱電站位于美國加利福尼亞南部的Rice市，莫哈韋沙漠深處，機組容量為150 MW，光熱電站總占地面積為1 410 hm2，電站建成后將成為世界上最大的塔式太陽能發電機組，當地太陽直射輻射值(DNI)為2 598 kWh/(m2·a)，預計年可發電4.5億kWh。光熱電站于2011年1月開工，2013年10 月向該項目投資，在2018 年投入運行。電站的業主、建設方和運行管理者都是RICE 太陽能有限責任公司，項目總承包方為美國Pratt & Whitney電力系統聯合技術公司，購電方為美國太平洋煤氣和電力公司。

Rice 塔式光熱電站的太陽能反射鏡場總面積為1 071 361 m2，玻璃鏡支架數量為17 170 面，每面集熱鏡面積為62.4 m2，制造商是普拉特惠特尼公司，太陽能集熱塔的高度為540 ft，圓筒結構，承造商是Pratt & Whitney 電力系統聯合技術公司。吸熱和蓄熱介質為熔鹽，熔融鹽進入太陽能集熱塔的進口溫度為288 ℃，流出集熱塔的出口溫度為566 ℃。汽輪機的機組容量為150 MW，汽輪機入口蒸汽壓力為11.5 MPa，采用空冷機組制冷。按照汽輪機滿負荷運行1 h蓄熱設計，機組效率為40%，熔融鹽比熱容為1.55 KJ/(kg·K)，則需要3 130 t熔融鹽，取3 500 t熔融鹽作為設計值。熔融鹽高溫貯罐的高度為13 m，直徑為14 m，總體積為2 000 m3，則可儲存3 500 t熔融鹽，熔融鹽的組分配比為40%硝酸鉀和60%硝酸鈉的混合液體。塔式光熱電站的熔鹽循環系統使用熔融鹽總量比槽式光熱發電站使用熔融鹽總量減少了許多，主要原因是因為提高了太陽能集熱器的熔融鹽出口溫度，使單位體積熔融鹽的蓄熱量更多，降低了塔式光熱電站的設備總造價。

1.3 西班牙50 MW的Alcazar塔式光熱電站

西班牙Solar Reserve 公司于2009 年在西班牙建設了50 MW 的Alcazar 模塊化塔式光熱電站，電站位于馬德里以南約180 km 的Alcazar de San Juan 鎮附近，當地太陽直射輻射值為2 208 kW/(m2·a)，塔式光熱電站利用熔融鹽作為傳熱和蓄熱介質。電站設計蓄熱能力可使汽輪機全天24 h 運行發電，年太陽容量因子超過80%，另外，塔式光熱電站設計采用空冷技術，用水量相當于濕冷技術的15%。

1.4 塔式光熱電站熔鹽蓄熱儲能循環系統設計

太陽能集熱器把來自低溫貯罐內的液態冷熔鹽加熱后儲存在高溫貯罐中，塔式光熱電站正常運行時，冷熔鹽經過上升管進入太陽能集熱器的進口集箱，然后依次流過十余個板塊式換熱流程，被加熱后的熱熔鹽流出太陽能集熱器的出口集箱，最后經下降管進入高溫貯罐中。隨后熱熔鹽從高溫貯罐流進熔鹽蒸汽發生器，加熱冷水產生過熱蒸汽，驅動汽輪機運行發電，而降溫后的冷熔鹽流回低溫貯罐內。熔鹽蓄熱儲能循環系統是由低溫貯罐、高溫貯罐、熔鹽泵、熔鹽蒸汽發生器、熔鹽融化保溫裝置、熔鹽防凍與抗凍和解凍裝置、熔鹽安全防泄漏裝置、連接輸送管道和二元混合熔鹽(40% KNO3和60% NaNO3)組成。低溫貯罐與高溫貯罐均為圓形平底板和穹頂的圓柱形罐體結構，低溫貯罐是由碳鋼制作，而高溫貯罐則采用不銹鋼制造[6]。

蒸汽發生系統包括預熱器、蒸汽發生器和過熱器三個主要設備，在預熱器和過熱器內熔鹽均走殼程、水和蒸汽走管程，在蒸汽發生器內熔鹽走管程、水和蒸汽走殼程。U 形管、單殼程的預熱器將10 MPa/260 ℃的給水加熱到接近其飽和溫度310 ℃；蒸汽發生器用于將飽和狀態的給水蒸發以產生高品質的飽和蒸汽；U 形管、單殼程的過熱器可生產10 MPa/535 ℃的過熱蒸汽。566 ℃的熱熔鹽提供蒸汽發生系統所需要的熱量，熱熔鹽由熔鹽泵從高溫貯罐抽出后，依次送往過熱器的殼側、蒸汽發生器的管束、預熱器的殼側，釋放出熱量降低溫度至288 ℃后再次返回到低溫貯罐。

2 導熱油加熱技術在槽式光熱電站的應用研究

槽式光熱電站是由集熱系統、導熱油循環系統、熔鹽儲熱系統、蒸汽發生系統和常規發電系統組成。電站采用導熱油作為太陽能集熱器的吸熱介質，并采用熔鹽作為儲熱介質。太陽能集熱器采用槽式拋物面聚光器，槽式拋物面將太陽光聚焦在一條線上，在這焦線上安裝管狀集熱器，以吸引聚焦太陽輻射能，并且將眾多的槽式聚光器串、并聯成聚光集熱場的陣列。槽式聚光器對太陽輻射能進行一維跟蹤，將太陽光聚集到管狀集熱器，從而將流入管內的導熱油加熱，高溫導熱油進入蒸汽發生器加熱水變成飽和蒸汽，用于驅動汽輪機組發電。而其中一部分高溫導熱油通過導熱油/熔鹽換熱器和熔鹽儲熱系統，將熱能儲存在高溫熔融鹽貯罐內，以便在夜晚或雨雪天氣時釋放出熱能產生電力[7]。

2.1 美國280 MW的Solana槽式光熱電站

Solana 槽式光熱電站位于美國亞利桑那州鳳凰城西南70 英里的Gila Bend 附近，機組容量為280 MW，配置了兩個各140 MW的汽輪發電機組，Solana 槽式光熱電站是美國首個配置熔鹽儲熱系統的太陽能電站，儲熱時長6 h。該光熱電站于2010 年底開始建設，在2013 年10 月投入運行。美國亞利桑那州最大的電力公司APS 為該電站的PPA 簽約方，簽約電價為14 美分/kWh，承購期為30年，在30年內的總售電收入可達40億美元。

Solana 槽式光熱電站的每年發電量高達9.44億kWh，可滿足7 萬家庭的日常用電需求。該電站總投資高達20 億美元，美國能源部貸款擔保提供14.5 億美元融資支持，Liberty Interactive 集團在2010 年10 月份向該電站投資3 億美元，Banco Santander 集團在2012 年4 月份向該電站投資1.25億美元。該槽式光熱電站在2013年10月7日圓滿完成了各項測試和商業化運行前的準備工作，測試內容包括在接入儲熱系統時實現汽輪機的滿負荷運轉，在太陽落山后繼續實現6 h的電力生產、采用儲熱系統來快速啟動電站運轉等。測試成功驗證了該電站的各種工作模式，顯示可以正式開始商業化運行，Solana 槽式光熱電站在2013 年10 月16日正式投入運行。

2.2 西班牙100 MW 的Andasol1、Andasol2 槽式光熱電站

西班牙Andasol1 槽式光熱電站是歐洲第一個商業化的光熱發電站，位于西班牙陽光資源豐富的Andalusia 的Guadix 附近。Andasol1、Andasol2槽式光熱電站的總裝機量為100 MW，通過配備時長7.5 h 的儲熱系統，實現了在夜晚或雨雪天氣進行連續發電，機組容量為50 MW 的Andasol1 槽式光熱電站于2008 年投入運行，機組容量為50 MW的Andasol2 槽式光熱電站于2009 年投入運行。2017 年全球可再生能源投資商Cubico Sustainable Investments 收購了Cobra 集團旗下100 MW的Andasol1、Andasol2 槽式光熱電站，Cubico Sustainable Investments 由加拿大最大的兩家養老基金(安大略省教師養老金計劃和PSP Investments)支持，為其資產的日常運營提供長期管理服務，是全球知名的可再生能源投資機構。

2.3 西班牙50 MW的Arenales槽式光熱電站

西班牙Arenales 槽式光熱電站位于西班牙南部塞維利亞附近的Moron de la Frontera，機組容量為50 MW 的槽式光熱電站于2011 年開工建設，在2013 年末電站完工，于2014 年正式并網投運。光熱電站采用拋物線槽式太陽能熱發電技術，配置時長7小時的熔鹽儲熱系統。Arenales光熱電站EPC總包商為西班牙Ecolaire公司，該公司是OHL集團的子公司，該光熱電站早期為德國太陽千年Solar Millenium 公司的項目，但在2020 年2 月全球知名的可再生能源投資商Cubico Sustainable Investments 從泛歐基礎設施基金Pan-European Infrastructure Fund 的手中收購了Arenales Solar 槽式光熱電站，而此次收購完成也使其持有的西班牙光熱電站資產提升至150 MW。

2.4 槽式光熱電站的導熱油循環系統設計與聚光集熱場布置

1)導熱油與硅油的分析及選擇

槽式光熱電站通常采用化學合成導熱油(聯苯—聯苯醚)作為吸熱介質，但缺點是其凝固點較高，需要對設備與管道加裝防凝固裝置[8]；但硅油在冬天低溫零下40 ℃還能正常工作，并且硅油的最高工作溫度可以達到425 ℃，故也可以選擇硅油作為導熱介質。聯苯—聯苯醚 (導熱油)與硅油的技術特性見表1。

采用聯苯—聯苯醚循環回路的出口溫度應為393 ℃，則汽輪機進口參數是381 ℃；但是選用硅油循環回路的出口溫度為425 ℃，則汽輪機進口參數是412 ℃。當汽輪機進口參數提高后，則熱能轉變為電能的轉化效率將會隨之提高，因此整個槽式光熱電站的光電效率會進一步提高。另外，對于聯苯—聯苯醚的集熱溫度范圍是293～393 ℃，則集熱溫差為100 ℃；但對于硅油的集熱溫度范圍是300～425 ℃，則集熱溫差為125 ℃。相比導熱油而言，硅油的集熱溫差增加了25%，則硅油的吸收熱量也相應地增大，而儲熱系統的儲備量是由熔鹽溫差所決定，并且熔鹽溫差則要取決于硅油集熱溫差，因此當硅油集熱溫差愈大，則意味著儲備量的熔鹽溫差也就愈大。反之，當儲熱系統的同等熔鹽儲熱量，可利用的熔鹽溫差愈多，則儲熱系統所需要的熔鹽量也就愈少，故熔鹽的采購資金則愈節省。

表1 導熱油與硅油的技術特性

導熱油的高溫特性最需要關注的是分解產物，對于聯苯—聯苯醚高溫下分解產物主要是低廢物和高廢物。低廢物可進行循環回收利用，即廢油回收可再生處理；高廢物只能排除在循環系統之外再進行處理。同時，分解產物決定了每年需要補充導熱油。另外，還需要考慮導熱油的析氫量，導熱油高溫運行時析出氫氣，將會嚴重地破壞太陽能集熱管的真空，而一旦集熱管真空被破壞之后，集熱管的傳熱特性將會遭到嚴重損壞，并且造成集熱管的設計出力持續下降的情況。因此，導熱油的析氫量直接決定了太陽能集熱管需要更換的次數，從而將會增加電站的投資成本。

當100 MW槽式光熱電站采用導熱油(聯苯—聯苯醚)作為吸熱介質，并配備時長10 h的儲熱系統，導熱油用量將達到3 800 t，聯苯—聯苯醚價格為2.5萬元/t，則導熱油的初始采購資金是9 500萬元，如果每年按照2%～3%的補油率，壽命為25年的電站后續采購補充導熱油的總費用為6 000萬元。而對于熱負荷小一倍的50 MW硅油槽式光熱電站，同樣配備時長10 h 儲能，硅油用量則為2 600 t，硅油價格是4萬元/t，則硅油的初始采購資金是1.04億元，若按每年1%～2%的補油率，壽命為25年電站的后續采購補充硅油的總費用為3 900萬元。

2)導熱油循環系統優化設計

導熱油循環系統優化設計[9]的關鍵步驟是兩個參數的優化過程：一是導熱油的回油溫度優化計算選取，二是冷熔鹽貯罐的冷熔鹽溫度優化計算選取。這兩個參數優化的目的是為了優化汽輪機的進汽參數，最終的結果是為了提高汽輪機的效率?；赜蜏囟戎饕菑恼羝l生系統回來的導熱油溫度，或者是從熔鹽儲熱系統換熱完成后回來的導熱油溫度。因為換熱器都有溫度損失，并且冷熔鹽貯罐的冷熔鹽溫度選取數值，都會決定熔鹽數量和回油溫度，另外還會影響到熔鹽儲熱發電這個工況下汽輪機的進汽參數。因此，這兩個參數是在進行熱平衡計算過程中，以及優化汽輪機的進汽參數時需要反復優化計算選取。

3)太陽能聚光集熱場管道布置設計

太陽能聚光集熱場管道布置設計的關鍵參數主要是太陽能集熱管內流體偏差溫度和集熱管內流體蒸汽壓力，同時還要考慮到流體的輸送壓力合理分配問題。在整個集熱場管道系統設計時，管徑的選取應該是逐級遞減方式，以便控制管道內導熱油流速達到2～4 m/s，從而可避免太陽能集熱管內的導熱油結焦積垢發生[10]，以減少集熱管的更換次數。除此之外，整個集熱場管道布置原則上應分塊布置、盡量對稱，其目的是為了管內導熱油流量分配均勻與壓力分配合理。在整個集熱場管路布置設計時，盡可能將導熱油回路入口的調節閥全部改換成電動調節閥，從而可以避免人為地多次進行手動調節，電動調節精度通常要比手動調節高出很多。在整個循環管路布置設計時，如果是采用聯苯—聯苯醚作為導熱介質，則所有管道材料都可選擇碳鋼；但若是采用硅油作為導熱介質，則輸送冷硅油的冷管道材料可以選擇碳鋼，而輸送熱硅油的熱管道材質則需要選用合金鋼或不銹鋼[11]。

3 太陽能加熱水變蒸汽在塔式光熱電站的應用研究

西班牙PS10 塔式光熱電站位于西班牙南部，裝機容量11 MW，電站于2007年6月運行發電，年發電量24.2 GWh。光熱電站按照太陽能加熱水變成飽和蒸汽，再送往汽輪機中做功，帶動發電機發電。光熱電站的塔高為90 m，太陽能集熱器為空腔式，其設計旨在盡可能減少輻射及對流熱損失[12]，年平均熱效率可達90%，布置在太陽能集熱器內的4塊管板獨立布置。太陽能集熱器中產生的4 MPa、250 ℃的飽和蒸汽被送到汽包，從而提高了蒸汽循環系統的熱慣性。

由汽包引出的飽和蒸汽被送入汽輪機中做功，帶動發電機組發電。汽輪機由高壓缸和低壓缸組成，在高壓缸與低壓缸之間設置了去濕裝置，以提高進入低壓缸的蒸汽干度。汽輪機低壓缸的排汽在水冷凝汽器中被凝結成水，然后利用汽輪機中的兩段抽汽，其壓力分別為0.08 MPa 和1.6 MPa，對其進行兩級預熱，最后利用太陽能集熱器中引出的一部分飽和蒸汽進行第三級預熱，水溫被加熱到245 ℃，再與汽包中返回的水混合，其溫度變為247 ℃，再被送往太陽能集熱器中。

為了保證塔式光熱電站的穩定運行，設置4 個中壓中溫水箱進行蓄熱儲能，在光熱電站滿負荷運行時，太陽能集熱器中產生的部分4 MPa、250 ℃的飽和蒸汽被儲存在4 個水箱的蓄熱儲能系統中，該蓄熱儲能系統可儲存15 MWh的熱能，可維持50%負荷連續發電50 min。

4 結語

光熱發電是利用大規模反射鏡面陣列收集太陽熱能，光熱轉換效率較高，并結合傳統汽輪機發電技術，同時配置了熔鹽蓄熱儲能系統的光熱電站可以實現白天黑夜24 小時穩定輸出不間斷連續電力，因此蓄熱儲能型光熱電站擁有優異的電力調度能力，并且蓄熱儲能型光熱電站所提供的電網穩定性將會極大刺激新型風電、光伏、光熱聯合型電站的研制與開發。隨著未來大規模風電、光伏、光熱聯合型發電站的規劃和部署，蓄熱儲能型光熱電站在未來新能源體系中將會發揮巨大的作用。同時隨著光熱發電技術愈來愈成熟，光熱發電成本愈來愈低，光熱電站運行可靠性將會得到廣泛認可，運營和維護效率也將會實現大幅度提升。配置了熔鹽蓄熱儲能系統的光熱電站在較長的時間周期內仍然更加經濟，并且還具備承擔基礎電力負荷的潛力。