高志廣，王進(jìn)軍，曹 淇，雁 川

(中國電力工程顧問集團(tuán)西北電力設(shè)計(jì)院有限公司，陜西 西安 710075 )

0 引言

在國家能源結(jié)構(gòu)調(diào)整的大背景下，光熱發(fā)電技術(shù)得到了越來越多的關(guān)注。2016 年9 月，國家能源局正式發(fā)布了《國家能源局關(guān)于建設(shè)太陽能熱發(fā)電示范項(xiàng)目的通知》，共20 個項(xiàng)目入選中國首批光熱發(fā)電示范項(xiàng)目名單，總裝機(jī)約1.35 GW。

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

光熱電站具有不同于常規(guī)火電的工藝技術(shù)特點(diǎn)和運(yùn)行方式，主機(jī)直接空冷系統(tǒng)的配置是否合理，直接影響機(jī)組經(jīng)濟(jì)性和項(xiàng)目盈利能力。楊勁京[1]等推薦光熱項(xiàng)目主機(jī)冷卻系統(tǒng)采用直接空冷系統(tǒng)，認(rèn)為光熱項(xiàng)目主機(jī)背壓和直接空冷系統(tǒng)配置應(yīng)進(jìn)行優(yōu)化計(jì)算后確定。孫玉慶[2]等指出了不同的空冷系統(tǒng)(直冷、間冷等) 對光熱發(fā)電的影響均不一樣，需要對比選擇，從中選擇適宜光熱發(fā)電的空冷系統(tǒng)。

在總結(jié)和分析光熱電站投資構(gòu)成及運(yùn)行特點(diǎn)的前提下，本文依托某案例工程進(jìn)行直接空冷系統(tǒng)優(yōu)化計(jì)算和分析，并對光熱電站直接空冷系統(tǒng)優(yōu)化設(shè)計(jì)的邊界條件及參數(shù)選取進(jìn)行初步探討。

1 光熱電站特點(diǎn)

1) 光熱電站多位于缺水地區(qū)

太陽法向直接輻射輻照度(direct normal irradiance，DNI)數(shù)據(jù)對光熱發(fā)電項(xiàng)目開發(fā)的可行性研究和經(jīng)濟(jì)性分析至關(guān)重要，是確保光熱電站科學(xué)設(shè)計(jì)的關(guān)鍵影響因素，是進(jìn)行光熱項(xiàng)目開發(fā)的必要數(shù)據(jù)。如圖1 所示為我國光資源分布概況，我國西藏、新疆、內(nèi)蒙古、甘肅西部、青海部分地區(qū)光資源較好，DNI 在1 700 ～2 300 kWh/m2之間，是太陽能熱發(fā)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(qū)同時也是極度缺水的地區(qū)，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(nèi)目前已知建設(shè)和在建的光熱電站都處于上述缺水地區(qū)。為降低工程水耗，節(jié)約水資源，規(guī)模化的太陽能熱發(fā)電機(jī)組冷卻多采用直接空冷系統(tǒng)。

2)單機(jī)容量小、投資大

國內(nèi)在建光熱電站單機(jī)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(guī)模而言，機(jī)組容量偏小。

規(guī)?；鉄犭娬景凑仗柲懿杉绞絹韯澐郑饕兴?、槽式和線性菲涅爾三類。目前全球范圍內(nèi)已建成或在建的項(xiàng)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(yīng)用。

光熱電站主要由集熱系統(tǒng)、儲換熱系統(tǒng)、發(fā)電系統(tǒng)組成，其中集熱系統(tǒng)及儲換熱系統(tǒng)不同于常規(guī)的火力發(fā)電廠的鍋爐系統(tǒng)，發(fā)電系統(tǒng)則與常規(guī)火電廠的發(fā)電系統(tǒng)相似。

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

由于系統(tǒng)復(fù)雜，集熱和控制系統(tǒng)成本較高，光熱電站項(xiàng)目單位千瓦投資比常規(guī)火力發(fā)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(xù)運(yùn)行

光熱電站運(yùn)行受光資源及儲熱系統(tǒng)容量大小的限制(一般為8 ～10 h)，大多數(shù)機(jī)組通常不能保證24 h 連續(xù)發(fā)電，并存在夜晚停機(jī)的情況，全年機(jī)組啟停頻繁。

某光熱電站機(jī)組48 h 機(jī)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(tǒng)優(yōu)化計(jì)算探討

2.1 設(shè)計(jì)典型年

發(fā)電機(jī)組卡諾循環(huán)效率計(jì)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(jī)組效率，Tc和Th應(yīng)在同一設(shè)計(jì)條件下進(jìn)行。

對于常規(guī)燃煤機(jī)組，僅Tc與氣象條件相關(guān)，Th與氣象條件基本無關(guān)。因此，現(xiàn)行火電廠空冷系統(tǒng)設(shè)計(jì)中氣溫設(shè)計(jì)典型年的選擇方法是：根據(jù)氣象站氣溫資料，計(jì)算最近幾年(一般為近期10 ～20 a)的平均氣溫，計(jì)算最近5 a 內(nèi)各年按小時氣溫統(tǒng)計(jì)的算術(shù)年平均值，將此氣溫算術(shù)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(jī)組來說，不僅Tc與氣象條件相關(guān)，Th也與氣象條件相關(guān)。光熱電站集熱系統(tǒng)、儲換熱系統(tǒng)及發(fā)電系統(tǒng)的運(yùn)行模式一般根據(jù)典型太陽年的DNI 數(shù)據(jù)確定。典型太陽年的確定主要依據(jù)參考?xì)庀笳竞同F(xiàn)場測光數(shù)據(jù)計(jì)算得到。典型太陽年氣象數(shù)據(jù)通常是采用12 個均具有DNI 代表性的典型月數(shù)據(jù)組成一個“虛擬”氣象年。

按照常規(guī)火力發(fā)電廠氣象參數(shù)統(tǒng)計(jì)方法處理得到的空冷典型年逐時干球氣溫?cái)?shù)據(jù)與根據(jù)光資源專業(yè)習(xí)慣做法選出的典型太陽年逐時干球氣溫并不一致?，F(xiàn)行GB/T 51307—2018《塔式太陽能光熱發(fā)電站設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)》17.7.2 條規(guī)定，“空冷系統(tǒng)設(shè)計(jì)氣溫宜根據(jù)光熱發(fā)電站的儲熱時間和汽輪發(fā)電機(jī)組在不同時段的運(yùn)行方式，扣除空冷典型年內(nèi)停運(yùn)時段的小時氣溫后，采用5℃以上加權(quán)平均法計(jì)算確定”。

鑒于現(xiàn)階段光熱電站集熱系統(tǒng)、儲熱系統(tǒng)等主體系統(tǒng)設(shè)計(jì)以及發(fā)電系統(tǒng)的運(yùn)行模式設(shè)定均以典型太陽年數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)開展。筆者認(rèn)為，采用典型太陽年氣象數(shù)據(jù)進(jìn)行空冷系統(tǒng)優(yōu)化和設(shè)計(jì)氣溫計(jì)算，更能反映光熱電站設(shè)計(jì)特點(diǎn)，也更為合理。本文光熱電站直接空冷系統(tǒng)優(yōu)化計(jì)算采用典型太陽年環(huán)境干球氣溫?cái)?shù)據(jù)系列。

2.2 氣溫分級數(shù)據(jù)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(tǒng)規(guī)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(fā)運(yùn)行，在夜間氣溫較低的時間段停機(jī)休整。近年來，光熱和光伏、風(fēng)電組成的多能互補(bǔ)項(xiàng)目越來越受到關(guān)注，這些項(xiàng)目試圖利用光熱機(jī)組的儲能系統(tǒng)消納棄風(fēng)、棄電，將光熱電站作為光伏、風(fēng)電的調(diào)峰電站進(jìn)行設(shè)計(jì)。這種情況下，光熱電站往往與光伏、風(fēng)電錯峰運(yùn)行。

光熱電站運(yùn)行模式不僅影響集熱系統(tǒng)、儲換熱系統(tǒng)的系統(tǒng)設(shè)計(jì)，對直接空冷系統(tǒng)設(shè)計(jì)也至關(guān)重要。為如實(shí)反映光熱電站運(yùn)行狀況，在進(jìn)行年運(yùn)行費(fèi)用計(jì)算時，建議根據(jù)機(jī)務(wù)專業(yè)確定的機(jī)組運(yùn)行模式，扣除機(jī)組不發(fā)電時段的氣溫分級數(shù)據(jù)。采用扣除不發(fā)電時段的小時氣溫統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)后的氣溫分級數(shù)據(jù)能更好地反映光熱電站直接空冷系統(tǒng)的運(yùn)行特點(diǎn)。

2.3 優(yōu)化電價的選取

有關(guān)直接空冷系統(tǒng)的低背壓收益，通常有微增出力法和煤耗法兩種計(jì)算方法。目前能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的特殊時期，光熱發(fā)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(xiàn)階段以稅后上網(wǎng)電價進(jìn)行評價具有一定的合理性。與燃煤發(fā)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(jì)。電站成本電價主要是系統(tǒng)投資的年折舊金額及運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用。將來能源結(jié)構(gòu)調(diào)整基本完成，電網(wǎng)調(diào)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(jìn)行方案評價可能更為合理。

第一批光熱示范項(xiàng)目政策指導(dǎo)電價約為1.15 元/kWh 左右。預(yù)計(jì)隨著主要設(shè)備國產(chǎn)化水平的不斷提高，未來的光熱項(xiàng)目成本電價及上網(wǎng)電價將根據(jù)情況適度下浮。

3 優(yōu)化計(jì)算結(jié)果及分析

3.1 優(yōu)化計(jì)算結(jié)果

如圖4 所示為某50 MW 塔式光熱電站項(xiàng)目直接空冷系統(tǒng)優(yōu)化計(jì)算結(jié)果。優(yōu)化計(jì)算方法行業(yè)內(nèi)普遍采用和認(rèn)可的年總費(fèi)用最小法。經(jīng)計(jì)算，該項(xiàng)目直接空冷系統(tǒng)最優(yōu)的初始溫差(ITD)值范圍為為16 ～18℃，最優(yōu)的迎面風(fēng)速在1.0 ～1.6 m/s 之間，對應(yīng)的年平均設(shè)計(jì)背壓值約為8.5 kPa。

圖4 某50 MW光熱電站直接空冷系統(tǒng)優(yōu)化計(jì)算結(jié)果

因?yàn)楣鉄釞C(jī)組電價高，低背壓帶來的微增出力收益也較高。集熱系統(tǒng)收集到的熱能應(yīng)盡可能多的轉(zhuǎn)化為電能。光熱電站直冷系統(tǒng)采用相對常規(guī)火電機(jī)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(tǒng)風(fēng)機(jī)運(yùn)行消耗電費(fèi)相對較高。相對于火力發(fā)電廠，直接空冷優(yōu)化計(jì)算結(jié)果傾向于迎面風(fēng)速較低的方案。光熱電站直接空冷凝汽器運(yùn)行條件與常規(guī)火電機(jī)組(迎面風(fēng)速大于2.0 m/s)有一定差別，考慮到光熱電站空冷系統(tǒng)運(yùn)行多變性以及系統(tǒng)抵抗環(huán)境大風(fēng)能力，本文案例工程最終確定的迎面風(fēng)速為1.6 m/s。

3.2 不發(fā)電小時數(shù)的影響

光熱電站扣除不發(fā)電小時數(shù)處理方法的相關(guān)分析已經(jīng)在2.2 小節(jié)進(jìn)行了說明。本部分通過算例來進(jìn)行進(jìn)一步的分析和說明。

圖5 所示為進(jìn)行優(yōu)化計(jì)算時扣除不發(fā)電小時數(shù)的計(jì)算結(jié)果，這種處理方法更接近光熱電站規(guī)劃運(yùn)行狀況。圖6 所示為進(jìn)行優(yōu)化計(jì)算時不扣除不發(fā)電小時數(shù)的計(jì)算結(jié)果。這種處理方法假設(shè)不發(fā)電小時數(shù)不是連續(xù)的，而是將其平均分配到每個氣溫分級進(jìn)行簡化處理。

圖5 扣除不發(fā)電小時數(shù)的優(yōu)化計(jì)算結(jié)果

圖6 不扣除不發(fā)電小時數(shù)的優(yōu)化計(jì)算結(jié)果

從計(jì)算結(jié)果來看，是否扣除不發(fā)電小時數(shù)對系統(tǒng)迎風(fēng)面風(fēng)速影響不大，但對系統(tǒng)ITD 也就是空冷凝汽器面積有一定的影響?？鄢话l(fā)電小時數(shù)時，優(yōu)化計(jì)算得到的方案ITD 值在17℃左右；不扣除不發(fā)電小時數(shù)時，優(yōu)化計(jì)算得到的方案ITD 值在18℃左右?？鄢话l(fā)電小時數(shù)計(jì)算得到的空冷凝汽器面積更大。

需要說明的是，本文所有計(jì)算均基于系統(tǒng)以滿負(fù)荷狀態(tài)條件進(jìn)行，對于實(shí)際光熱電廠的運(yùn)行中可能存在的非滿負(fù)荷工況，經(jīng)濟(jì)評價時通可過折減系數(shù)來進(jìn)行修正。

3.3 電價敏感性分析

影響空冷系統(tǒng)配置的邊界條件眾多。電價、空冷系統(tǒng)單位造價、年固定分?jǐn)偮?、投資回收期等均會對優(yōu)化計(jì)算結(jié)果產(chǎn)生影響。

電價是影響直接空冷系統(tǒng)優(yōu)化結(jié)果的最重要的參數(shù)之一。對于采用微增功率法的光熱直接空冷優(yōu)化計(jì)算，電價高低將影響年運(yùn)行費(fèi)用和微增出力收益，進(jìn)而影響年總費(fèi)用。

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

圖7 不同優(yōu)化電價條件下的優(yōu)化計(jì)算結(jié)果

為表征電價變化對最優(yōu)方案年總費(fèi)用、ITD、凝汽器面積及迎風(fēng)面風(fēng)速影響的大小，引入敏感性分析的方法。

對于函數(shù)關(guān)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(shù)，即單位數(shù)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(shù)的影響較大。

優(yōu)化電價敏感性分析計(jì)算結(jié)果見表1 所列。

表1 優(yōu)化電價敏感性系數(shù)計(jì)算結(jié)果列表

從電價敏感性系數(shù)計(jì)算結(jié)果來看，電價變化對涉及的幾種考察項(xiàng)目均有影響。電價對最優(yōu)方案年總費(fèi)用、凝汽器面積敏感性系數(shù)分別為0.44 和0.65。敏感性系數(shù)為正值，說明隨著電價降低，最優(yōu)方案年總費(fèi)用和凝汽器面積在減小。電價對凝汽面積、迎風(fēng)面風(fēng)速和ITD 值的敏感性系數(shù)分別為0.65、-0.6 和-0.54。成本電價每降低1%，優(yōu)化方案凝汽器面積將減少大約0.65%，迎風(fēng)面風(fēng)速將增加大約0.6%，系統(tǒng)ITD 將增加大約0.54%。

4 結(jié)論與建議

光熱電站具有同一般火電廠不同的技術(shù)特點(diǎn)、邊界條件和運(yùn)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(tǒng)與發(fā)電系統(tǒng)同步，通常不連續(xù)運(yùn)行。光熱電站直接空冷系統(tǒng)優(yōu)化和方案設(shè)計(jì)時需要注意到上述條件變化，并根據(jù)項(xiàng)目情況進(jìn)行相應(yīng)調(diào)整。

在進(jìn)行光熱電站直接空冷系統(tǒng)優(yōu)化計(jì)算時，宜根據(jù)光熱電站的規(guī)劃運(yùn)行模式，扣除發(fā)電量為零的時間段所對應(yīng)氣溫分級數(shù)據(jù)(特別是儲熱系統(tǒng) 配置較小的項(xiàng)目)。

光熱電站可能運(yùn)行在一天中的相對高溫時段，上網(wǎng)電價也相對較高。與常規(guī)火電廠直接空冷系統(tǒng)配置相比，光熱電站直接空冷系統(tǒng)宜選取ITD 值取較低、風(fēng)速較小、空冷凝汽器面積較大的系統(tǒng)配置。未來隨著成本電價及上網(wǎng)電價的下調(diào)，光熱電站直接空冷系統(tǒng)ITD 和設(shè)計(jì)迎風(fēng)面風(fēng)速可能逐漸增大，空冷凝汽器配置面積則可能逐步減小。