100 MW熔融鹽塔式太陽能熱發電站的吸熱器輸出熱功率與儲熱時長的優化研究

高 嵩，任博涵，許繼剛，陳永安，李鴻飛

(1. 中國能源建設集團有限公司，北京 100020；2. 中國能源建設集團有限公司工程研究院，北京 100020；3. 中國華電科工集團有限公司，北京 100071)

0 引言

塔式太陽能熱發電技術可以實現相對穩定的發電，承擔調峰電源的任務，是太陽能熱發電的重要技術類型，也是實現碳達峰、碳中和目標的有效方式之一。塔式太陽能熱發電系統是集熱溫度最高的一種太陽能熱發電系統，而儲熱系統是塔式太陽能熱發電系統的關鍵子系統之一，其可以將多余的太陽能儲存起來，以實現對非連續性太陽能輸入的平抑，確保了塔式太陽能熱發電系統的穩定性與安全性，實現了較為廉價的電網調峰能力。

儲熱系統的容量需要與塔式太陽能熱發電站所在地的太陽能資源及熱發電站的整體裝機容量相匹配，其選擇對塔式太陽能熱發電站的初投資、運行穩定性和發電時長至關重要。因此，分析塔式太陽能熱發電站中儲熱系統建設初期的投資及回報收益等經濟性指標，對項目建設至關重要。在經濟性分析中，內部收益率(IRR)和平準化度電成本(LCOE)是重要的衡量指標[2]。

熔融鹽儲熱系統是目前應用最廣泛的儲熱系統[1]。相較于以水作為吸熱器工質，以熔融鹽作為吸熱器工質的優點主要有：1)熔融鹽工質在吸熱、傳熱、儲熱的工藝過程中不發生相變，使塔式太陽能熱發電系統的工藝得以簡化，儲熱容量得以大幅提升；2)可以使塔式太陽能熱發電站的發電模式實現集熱與發電解耦運行。

本文以我國某太陽能資源豐富地區的太陽能資源作為邊界條件，依托某100 MW熔融鹽塔式太陽能熱發電示范項目，基于該項目的實際參數建立計算模型，分析電站的初投資情況，并通過IRR和LCOE這2個衡量指標，對不同吸熱器輸出熱功率和不同儲熱系統容量時的熔融鹽塔式太陽能熱發電站的經濟性進行模擬分析，從而得出熔融鹽塔式太陽能熱發電站的儲熱系統容量選擇的評估方法，以期為未來熔融鹽塔式太陽能熱發電站的設計提供指導。

1 分析方法

以某100 MW熔融鹽塔式太陽能熱發電站的實際參數建立模型進行模擬計算，并利用System Advisory Model (SAM)軟件對該電站進行發電量模擬計算，其中，以太陽倍數(solar multiple，SM)表征吸熱器的輸出熱功率，以儲熱時長表征儲熱系統的容量。使用IRR和LCOE作為衡量指標[3]，研究在不同儲熱時長及不同SM值條件下熔融鹽塔式太陽能熱發電站的最優經濟性。

1)SM[4]的定義是指在工程所在地太陽能資源條件下，塔式太陽能熱發電系統所有聚光集熱設備(即定日鏡)投運時，吸熱器輸出熱功率和汽輪機額定負荷需要的熱功率的比值。

工程所在地的SM可表示為：

式中：Qth,s為吸熱器的輸出熱功率；Qth,p為汽輪機額定負荷需要的熱功率。

2)IRR是指當電力投資項目在其整個項目設計生命周期內各年凈現金流量現值累計等于零時的折現率[5]。對于塔式太陽能熱發電站而言，即表示在其設計生命周期內，在該折現率下，通過每年的凈收益能夠收回全部的項目投資。

IRR可表示為：

式中：CIt為塔式太陽能熱發電站第t年的現金流入；COt為塔式太陽能熱發電站第t年的現金流出；n為塔式太陽能熱發電站的設計生命周期。

IRR是電力投資項目進行投資決策的重要依據，回收成本的年限越短，IRR值越高；反之，回收成本的年限越長，IRR值就越低。

3)LCOE是指對電力投資項目在設計生命周期內的成本和發電量平準化后，項目每發電1 kWh所需要的成本；通常用于比較不同發電技術和不同裝機規模的電力投資項目的成本。

對于塔式太陽能熱發電站而言，LCOE的計算式可表示為[6]：

式中：Cc為塔式太陽能熱發電站的建設成本；CO&M為塔式太陽能熱發電站的運行和維護成本；Cf為年補燃的燃料費；Enet為塔式太陽能熱發電站設計生命周期內的總凈發電量。

2 建立計算模型

SAM軟件是可用于塔式太陽能熱發電站的模擬仿真的可再生能源項目評估模型軟件，利用該軟件進行模擬計算，可以評估塔式太陽能熱發電站的技術經濟性。通過SAM軟件中的性能模型可以模擬計算出塔式太陽能熱發電站每小時的凈發電量，從而可以生成該電站一整年的發電量，即可得到1組發電量數據，共包含8760個發電量數值。

在本文研究的某100 MW熔融鹽塔式太陽能熱發電站中，吸熱塔的高度為220 m，并采用熔融鹽作為吸熱器工質。該熔融鹽塔式太陽能熱發電站所在地的海拔高度為1308 m；該電站所在地的年日照小時數約為3257.9 h，年法向直射太陽輻射量為1900 kWh/m2。該電站所在地的年平均氣溫為7.1 ℃，極端最高氣溫為38 ℃，極端最低氣溫為-35.1 ℃；一年中，7月為最熱的月份，月均氣溫為21.7 ℃；1月為最冷的月份，月均氣溫為-9.8 ℃。該電站所在地的年平均降水量為66.7 mm，年平均沙塵暴天數為8.2天，年平均雷暴天數為7.7天，年平均大風天數為40.7天；年平均風速為3.8 m/s，最大風速為24 m/s。該熔融鹽塔式太陽能熱發電站的目標年利用小時數為3900 h，汽輪發電機組的額定工況輸出功率為100 MW，額定熱效率為43.89%，熱耗率為8203.06 kJ/kWh，廠用電率為10%。

設計該熔融鹽塔式太陽能熱發電站的儲熱系統時，儲熱系統的容量應通過技術經濟性比較來確定[7]，以儲熱時長來表征儲熱系統的容量。應在熔融鹽塔式太陽能熱發電站的目標發電量及其鏡場的配置確定后，在考慮吸熱器制造工藝的前提下，以LCOE值最低時對應的儲熱時長作為最佳儲熱時長。

利用SAM軟件建立該熔融鹽塔式太陽能熱發電站模型。SM分別設置為2.4、2.6、2.8、3.0、3.2；儲熱時長分別設置為8、10、12、14、16、18 h，變化步長為2 h；對上述工況設置進行排列組合，共需要計算30種工況設置下的LCOE值，在考慮吸熱器制造工藝的前提下，以LCOE值最低來確定最優的吸熱器輸出熱功率和儲熱時長。

3 優化分析

3.1 初投資分析

年利用小時數越大，意味著熔融鹽塔式太陽能熱發電站需要配置的吸熱器的輸出熱功率越大；吸熱器的輸出熱功率越大，意味著該電站需要配置更多的定日鏡，儲熱系統的容量也需要相應增大。這些變化不僅會增加熔融鹽塔式太陽能熱發電站的初投資，同時也會增加其年發電量，但最終的結果會以LCOE值來體現。

不同輸出熱功率的吸熱器均對應不同的儲熱系統配置方案。從熔融鹽塔式太陽能熱發電站設計的角度來看，IRR值最高所對應的儲熱系統配置方案是最佳設計方案，但還應結合電站的初投資限制，以及吸熱器的銘牌功率來確定最佳方案，并以此作為工程設計時的推薦方案。

在熔融鹽塔式太陽能熱發電站的初投資中，總費用包括建筑費、設備購置費、安裝費等，需要依據各個設備的價格和工程建設成本來確定。本熔融鹽塔式太陽能熱發電站模型的初投資數據執行文獻[8-10]的規定。

熔融鹽塔式太陽能熱發電站采用基于朗肯循環的儲熱系統時的經濟性分析可參考Chen等[11]的研究結果，即增大儲熱時長就是增加儲熱系統的投資。

不同儲熱時長時熔融鹽塔式太陽能熱發電站初投資的變化如圖1所示。

圖1 不同儲熱時長時熔融鹽塔式太陽能熱發電站初投資的變化Fig. 1 Changes of initial investment of molten salt tower CSP station under different heat storage duration

從圖1可以看出，熔融鹽塔式太陽能熱發電站的初投資與儲熱時長呈正相關。這是因為隨著儲熱時長的增大，所需熔融鹽工質的質量增大，因此熔融鹽儲罐的尺寸及相關換熱器和配套設施的初投資也會隨之增加，最終導致整個電站的初投資增加。

3.2 IRR分析

在其他邊界條件保持不變的條件下，SM值分別設置為2.4、2.6、2.8、3.0、3.2，每個SM值對應的儲熱時長均是從8 h提高至18 h，對不同SM值及儲熱時長組合工況設置下熔融鹽塔式太陽能熱發電站的IRR值情況進行了模擬測算，得到的結果如圖2所示。

圖2 不同SM值及儲熱時長組合工況設置下熔融鹽塔式太陽能熱發電站的IRR情況Fig. 2 IRR of molten salt tower CSP station under different SM value and heat storage duration

從圖2可以看出，當SM=2.4時，吸熱器的輸出熱功率為545 MW，此時IRR的最高值為8.37%，對應的儲熱時長為10 h；當SM=2.6時，吸熱器的輸出熱功率為590 MW，此時IRR的最高值為9.07%，對應的儲熱時長為12 h；當SM=2.8時，吸熱器的輸出熱功率為636 MW，此時IRR值的最高值為9.87%，對應的儲熱時長為14 h；當SM=3.0時，吸熱器的輸出熱功率為682 MW，此時IRR的最高值為10.18%，對應的儲熱時長為16 h；當SM=3.2時，吸熱器的輸出熱功率為727 MW，此時IRR的最高值為10.55%，對應的儲熱時長為16 h。可以看出，在同一個SM值下，即當吸熱器的輸出熱功率相同時，隨著儲熱時長的增加，熔融鹽塔式太陽能熱發電站的IRR值均呈現先增加后減小的趨勢，每個SM值對應的IRR-儲熱時長曲線中都存在1個IRR最高值；在SM值不同時，IRR最高值隨著SM值的增大而增大，且IRR最高值出現在儲熱時長更大的區域。

綜合分析可知，儲熱時長的增大必然會使熔融鹽塔式太陽能熱發電站的初投資增大，但是在吸熱器的輸出熱功率一定的情況下，過度增大儲熱時長IRR值并不一定會升高，因此并不能使熔融鹽塔式太陽能熱發電站的發電量增加，所以設置過大的儲熱系統容量反而會造成投資浪費；與此相反，在吸熱器的輸出熱功率一定的情況下，過小的儲熱時長明顯無法滿足熱輸出功率較大的吸熱器熱量輸出的存儲要求，會在儲熱系統容量已滿的情況下導致部分熱量被浪費，出現被迫“棄光、棄熱”的情況，由于這部分熱量無法轉化為電量，造成了投資浪費。圖2中，SM=2.6時，IRR值超過了9%，而SM＞2.8之后，IRR值的增長明顯減緩，且吸熱器輸出熱功率過大也會導致制造工藝困難，因此，本文以SM取2.6作為儲熱時長優化時的取值。

3.3 LCOE分析

在確定吸熱器的輸出熱功率及鏡場參數后，進行儲熱時長的優化是熔融鹽塔式太陽能熱發電站工程設計中必不可少的內容。儲熱時長與熔融鹽塔式太陽能熱發電站的初投資成本和年利用小時數密切相關。當SM=2.6時，吸熱器的輸出熱功率為590 MW，鏡場的集熱面積為137萬m2，年利用小時數為3990 h。當儲熱時長從8 h提高到16 h(變化步長為2 h)時，熔融鹽塔式太陽能熱發電站的LCOE值的變化情況如圖3所示。

圖3 不同儲熱時長時，熔融鹽塔式太陽能熱發電站的LCOE的變化情況Fig. 3 Changes of LCOE of molten salt tower CSP station under different heat storage duration

從圖3可以看出，熔融鹽塔式太陽能熱發電站的LCOE值隨儲熱時長的增加呈先減小后增大的趨勢；當儲熱時長為12～14 h時，該太陽能熱發電站的LCOE值達到最低，為1.07元/kWh，該值與《國家發展改革委關于太陽能熱發電標桿上網電價政策的通知》(發改價格[2016]1881號)[12]中提出的太陽能熱發電標桿上網電價1.15元/kWh(含稅)相比，具有較強的經濟性優勢，此時對應的IRR值為9.07%，具有較好的投資回報。

從對LCOE值的分析中可以發現，當儲熱時長低于12 h時，熔融鹽塔式太陽能熱發電站的LCOE值較高，這是因為在儲熱時長為8～10 h時，由于吸熱器收集的熱量比儲熱系統所能存儲的熱量要多，儲熱系統的儲熱能力不足，導致該太陽能熱發電站出現了“棄光、棄熱”現象，而儲熱系統的儲熱能力不足會影響該太陽能熱發電站的年發電量，最終導致其LCOE值偏高。當儲熱時長高于14 h以后，LCOE值再次升高，這是因為儲熱系統的容量配置過大，導致儲熱系統的冗余投資增加，使該太陽能熱發電站的LCOE值上升。若將儲熱系統比喻成一個容器，并不會因為容器選擇的容量越大，就能收集到更多用于發電的熱量，而吸熱器的輸出熱功率和鏡場的配套規模決定了熔融鹽塔式太陽能熱發電站的年集熱量，因此選擇合適的儲熱時長可以理解為選擇合適的儲熱系統的容量，以便于將吸熱器收集的所有熱量收集起來，避免“棄光、棄熱”的現象發生。

3.4小結

綜上所述可知，本熔融鹽塔式太陽能熱發電站在SM為2.6時，選取12 h的儲熱時長作為儲熱系統的容量配置，此時該太陽能熱發電站具有合理的初投資成本、較高的IRR值和具有競爭力的LCOE值。

4 結論

本文基于某100 MW熔融鹽塔式太陽能熱發電站的實際參數進行了建模分析，采用IRR、LCOE指標分析了在不同吸熱器輸出熱功率和不同儲熱時長下熔融鹽塔式太陽能熱發電站的經濟性，對確定鏡場參數條件下最優的儲熱時長配置進行了模擬分析，得到以下研究結果：

1)不同SM值均存在對應的IRR最高值，即吸熱器輸出熱功率存在對應的最優IRR值；再結合吸熱器的制造能力等外部條件后，可確定最佳的吸熱器輸出熱功率(即SM最優值)。該熔融鹽塔式太陽能熱發電站的SM最優值為2.6。

2)熔融鹽塔式太陽能熱發電站的LCOE值隨儲熱時長的增大呈先減小后增大的趨勢，存在具有競爭力的LCOE值。當儲熱時長為12～14 h，該熔融鹽塔式太陽能熱發電站的LCOE值最低可達1.07元/kWh。

3)通過對比分析，認為該熔融鹽塔式太陽能熱發電站在SM為2.6時，儲熱系統的最佳儲熱時長為12 h，此時電站的IRR值達到最大，為9.07%。此容量配置下，該太陽能熱發電站具有合理的初投資成本、較高的IRR值和具有競爭力的LCOE值。

以期本文的研究方法可為熔融鹽塔式太陽能熱發電站中儲熱系統的容量選型提供參考。