热载体蓄热储能技术在光热电站中的应用研究

汪 琦 张慧芬 俞红啸 汪育佑

上海热油炉设计开发中心

0 前言

热载体包括熔盐、导热油、水，在太阳能光热电站中使用热载体蓄热储能技术是一种将太阳能转换为电能的新能源技术，该技术采用热载体作为传输热能和蓄热储能的中间载体，在日间通过太阳能集热器收集太阳光能，再通过热载体流入太阳能集热器内被加热后把光能转换成热能，并将热量传递给热载体进行蓄热储能，使热载体被加热到一定的温度后，输送高温热载体到蓄热储能高温贮罐内[1]。当光热电站需要发电机组进行发电运转时，从高温贮罐中用泵抽吸出的高温热载体加热冷水变成饱和蒸汽，送往汽轮机中做功后带动发电机组发电。释放出热能后的低温热载体再返回低温贮罐内，之后从低温贮罐中用泵抽吸出的低温热载体再返回到太阳能集热器中再次被太阳光能加热，周而复始，则可达到太阳光能加热熔盐或导热油热载体，高温热载体再加热水变成饱和蒸汽做功发电、并向外界输出电力[2]。

熔盐蓄热储能的高温贮罐可以大规模储存热量，从而具有大容量的特点[3]。蓄热储能过程实际上是在发电过程中进行的，即多余的热量进行储存，当夜晚或雨雪天气的时候，以及当发电机组需要提高发电负荷时，可直接从熔盐蓄热储能的高温贮罐中取出热量，因此发电负荷调节过程是连续的、不存在断点的情况，更适用于参与电网负荷的调节。因此，热负荷的储存和发电过程是互不干扰。此外，熔盐热量的储存过程中形式没有发生变化，只是作为储存用的热量，因此其损失只是换热过程和储热过程中的损失[4]，而熔盐蓄热储能的热损失可以控制在6%范围以内，因此，太阳光能转换为电能的转换效率是非常高的。

1 熔盐蓄热储能技术在塔式光热电站的应用研究

塔式光热电站是由聚光系统、集热系统、蓄热储能系统、蒸汽生产系统及发电系统组成，电站采用熔盐作为太阳能集热器的吸热介质，液态288 ℃的冷熔盐被泵从低温贮罐中抽出送往位于集热塔顶部的太阳能集热器中[5]，冷熔盐在太阳能集热器中被太阳反射境场聚焦的太阳辐射加热到566 ℃，流回到地面，并被储存在高温贮罐中，熔盐蓄热系统可以保证在夜间及雨雪天气时候的电力生产。蒸汽发生器中产生的饱和蒸汽用于驱动汽轮发电机组运行发电，经过变压器转换成高压电输送到电网。

1.1 美国110 MW新月形沙丘塔式光热电站

Crescent Dunes塔式光热电站位于美国内华达州西北部的托诺帕市，机组容量为110 MW，光热电站总占地面积为1 600 hm2，当地太阳直射辐射值(DNI)为2 685 kWh/(m2·a)，每年可发电4.85 亿kWh。光热电站于2011 年开工，在2016 年2 月投入运行，电站的业主、建设方和运行管理者都是托诺帕太阳能有限责任公司，购电方为美国内华达能源公司。

新月形沙丘塔式光热电站的太阳能反射镜场总面积为1 071 361 m2，玻璃镜支架数量为17 170面，每面集热镜面积为62.4 m2，制造商是普拉特惠特尼公司，太阳能集热塔的高度为540 ft，圆筒结构。吸热和蓄热介质为熔盐，熔融盐进入太阳能集热塔的进口温度为288 ℃，流出集热塔的出口温度为566 ℃。汽轮机的机组容量为110 MW，汽轮机入口蒸汽压力为11.5 MPa，采用混合方式制冷。

1.2 美国150 MW的Rice塔式光热电站

Rice 塔式光热电站位于美国加利福尼亚南部的Rice市，莫哈韦沙漠深处，机组容量为150 MW，光热电站总占地面积为1 410 hm2，电站建成后将成为世界上最大的塔式太阳能发电机组，当地太阳直射辐射值(DNI)为2 598 kWh/(m2·a)，预计年可发电4.5亿kWh。光热电站于2011年1月开工，2013年10 月向该项目投资，在2018 年投入运行。电站的业主、建设方和运行管理者都是RICE 太阳能有限责任公司，项目总承包方为美国Pratt & Whitney电力系统联合技术公司，购电方为美国太平洋煤气和电力公司。

Rice 塔式光热电站的太阳能反射镜场总面积为1 071 361 m2，玻璃镜支架数量为17 170 面，每面集热镜面积为62.4 m2，制造商是普拉特惠特尼公司，太阳能集热塔的高度为540 ft，圆筒结构，承造商是Pratt & Whitney 电力系统联合技术公司。吸热和蓄热介质为熔盐，熔融盐进入太阳能集热塔的进口温度为288 ℃，流出集热塔的出口温度为566 ℃。汽轮机的机组容量为150 MW，汽轮机入口蒸汽压力为11.5 MPa，采用空冷机组制冷。按照汽轮机满负荷运行1 h蓄热设计，机组效率为40%，熔融盐比热容为1.55 KJ/(kg·K)，则需要3 130 t熔融盐，取3 500 t熔融盐作为设计值。熔融盐高温贮罐的高度为13 m，直径为14 m，总体积为2 000 m3，则可储存3 500 t熔融盐，熔融盐的组分配比为40%硝酸钾和60%硝酸钠的混合液体。塔式光热电站的熔盐循环系统使用熔融盐总量比槽式光热发电站使用熔融盐总量减少了许多，主要原因是因为提高了太阳能集热器的熔融盐出口温度，使单位体积熔融盐的蓄热量更多，降低了塔式光热电站的设备总造价。

1.3 西班牙50 MW的Alcazar塔式光热电站

西班牙Solar Reserve 公司于2009 年在西班牙建设了50 MW 的Alcazar 模块化塔式光热电站，电站位于马德里以南约180 km 的Alcazar de San Juan 镇附近，当地太阳直射辐射值为2 208 kW/(m2·a)，塔式光热电站利用熔融盐作为传热和蓄热介质。电站设计蓄热能力可使汽轮机全天24 h 运行发电，年太阳容量因子超过80%，另外，塔式光热电站设计采用空冷技术，用水量相当于湿冷技术的15%。

1.4 塔式光热电站熔盐蓄热储能循环系统设计

太阳能集热器把来自低温贮罐内的液态冷熔盐加热后储存在高温贮罐中，塔式光热电站正常运行时，冷熔盐经过上升管进入太阳能集热器的进口集箱，然后依次流过十余个板块式换热流程，被加热后的热熔盐流出太阳能集热器的出口集箱，最后经下降管进入高温贮罐中。随后热熔盐从高温贮罐流进熔盐蒸汽发生器，加热冷水产生过热蒸汽，驱动汽轮机运行发电，而降温后的冷熔盐流回低温贮罐内。熔盐蓄热储能循环系统是由低温贮罐、高温贮罐、熔盐泵、熔盐蒸汽发生器、熔盐融化保温装置、熔盐防冻与抗冻和解冻装置、熔盐安全防泄漏装置、连接输送管道和二元混合熔盐(40% KNO3和60% NaNO3)组成。低温贮罐与高温贮罐均为圆形平底板和穹顶的圆柱形罐体结构，低温贮罐是由碳钢制作，而高温贮罐则采用不锈钢制造[6]。

蒸汽发生系统包括预热器、蒸汽发生器和过热器三个主要设备，在预热器和过热器内熔盐均走壳程、水和蒸汽走管程，在蒸汽发生器内熔盐走管程、水和蒸汽走壳程。U 形管、单壳程的预热器将10 MPa/260 ℃的给水加热到接近其饱和温度310 ℃；蒸汽发生器用于将饱和状态的给水蒸发以产生高品质的饱和蒸汽；U 形管、单壳程的过热器可生产10 MPa/535 ℃的过热蒸汽。566 ℃的热熔盐提供蒸汽发生系统所需要的热量，热熔盐由熔盐泵从高温贮罐抽出后，依次送往过热器的壳侧、蒸汽发生器的管束、预热器的壳侧，释放出热量降低温度至288 ℃后再次返回到低温贮罐。

2 导热油加热技术在槽式光热电站的应用研究

槽式光热电站是由集热系统、导热油循环系统、熔盐储热系统、蒸汽发生系统和常规发电系统组成。电站采用导热油作为太阳能集热器的吸热介质，并采用熔盐作为储热介质。太阳能集热器采用槽式抛物面聚光器，槽式抛物面将太阳光聚焦在一条线上，在这焦线上安装管状集热器，以吸引聚焦太阳辐射能，并且将众多的槽式聚光器串、并联成聚光集热场的阵列。槽式聚光器对太阳辐射能进行一维跟踪，将太阳光聚集到管状集热器，从而将流入管内的导热油加热，高温导热油进入蒸汽发生器加热水变成饱和蒸汽，用于驱动汽轮机组发电。而其中一部分高温导热油通过导热油/熔盐换热器和熔盐储热系统，将热能储存在高温熔融盐贮罐内，以便在夜晚或雨雪天气时释放出热能产生电力[7]。

2.1 美国280 MW的Solana槽式光热电站

Solana 槽式光热电站位于美国亚利桑那州凤凰城西南70 英里的Gila Bend 附近，机组容量为280 MW，配置了两个各140 MW的汽轮发电机组，Solana 槽式光热电站是美国首个配置熔盐储热系统的太阳能电站，储热时长6 h。该光热电站于2010 年底开始建设，在2013 年10 月投入运行。美国亚利桑那州最大的电力公司APS 为该电站的PPA 签约方，签约电价为14 美分/kWh，承购期为30年，在30年内的总售电收入可达40亿美元。

Solana 槽式光热电站的每年发电量高达9.44亿kWh，可满足7 万家庭的日常用电需求。该电站总投资高达20 亿美元，美国能源部贷款担保提供14.5 亿美元融资支持，Liberty Interactive 集团在2010 年10 月份向该电站投资3 亿美元，Banco Santander 集团在2012 年4 月份向该电站投资1.25亿美元。该槽式光热电站在2013年10月7日圆满完成了各项测试和商业化运行前的准备工作，测试内容包括在接入储热系统时实现汽轮机的满负荷运转，在太阳落山后继续实现6 h的电力生产、采用储热系统来快速启动电站运转等。测试成功验证了该电站的各种工作模式，显示可以正式开始商业化运行，Solana 槽式光热电站在2013 年10 月16日正式投入运行。

2.2 西班牙100 MW 的Andasol1、Andasol2 槽式光热电站

西班牙Andasol1 槽式光热电站是欧洲第一个商业化的光热发电站，位于西班牙阳光资源丰富的Andalusia 的Guadix 附近。Andasol1、Andasol2槽式光热电站的总装机量为100 MW，通过配备时长7.5 h 的储热系统，实现了在夜晚或雨雪天气进行连续发电，机组容量为50 MW 的Andasol1 槽式光热电站于2008 年投入运行，机组容量为50 MW的Andasol2 槽式光热电站于2009 年投入运行。2017 年全球可再生能源投资商Cubico Sustainable Investments 收购了Cobra 集团旗下100 MW的Andasol1、Andasol2 槽式光热电站，Cubico Sustainable Investments 由加拿大最大的两家养老基金(安大略省教师养老金计划和PSP Investments)支持，为其资产的日常运营提供长期管理服务，是全球知名的可再生能源投资机构。

2.3 西班牙50 MW的Arenales槽式光热电站

西班牙Arenales 槽式光热电站位于西班牙南部塞维利亚附近的Moron de la Frontera，机组容量为50 MW 的槽式光热电站于2011 年开工建设，在2013 年末电站完工，于2014 年正式并网投运。光热电站采用抛物线槽式太阳能热发电技术，配置时长7小时的熔盐储热系统。Arenales光热电站EPC总包商为西班牙Ecolaire公司，该公司是OHL集团的子公司，该光热电站早期为德国太阳千年Solar Millenium 公司的项目，但在2020 年2 月全球知名的可再生能源投资商Cubico Sustainable Investments 从泛欧基础设施基金Pan-European Infrastructure Fund 的手中收购了Arenales Solar 槽式光热电站，而此次收购完成也使其持有的西班牙光热电站资产提升至150 MW。

2.4 槽式光热电站的导热油循环系统设计与聚光集热场布置

1)导热油与硅油的分析及选择

槽式光热电站通常采用化学合成导热油(联苯—联苯醚)作为吸热介质，但缺点是其凝固点较高，需要对设备与管道加装防凝固装置[8]；但硅油在冬天低温零下40 ℃还能正常工作，并且硅油的最高工作温度可以达到425 ℃，故也可以选择硅油作为导热介质。联苯—联苯醚 (导热油)与硅油的技术特性见表1。

采用联苯—联苯醚循环回路的出口温度应为393 ℃，则汽轮机进口参数是381 ℃；但是选用硅油循环回路的出口温度为425 ℃，则汽轮机进口参数是412 ℃。当汽轮机进口参数提高后，则热能转变为电能的转化效率将会随之提高，因此整个槽式光热电站的光电效率会进一步提高。另外，对于联苯—联苯醚的集热温度范围是293～393 ℃，则集热温差为100 ℃；但对于硅油的集热温度范围是300～425 ℃，则集热温差为125 ℃。相比导热油而言，硅油的集热温差增加了25%，则硅油的吸收热量也相应地增大，而储热系统的储备量是由熔盐温差所决定，并且熔盐温差则要取决于硅油集热温差，因此当硅油集热温差愈大，则意味着储备量的熔盐温差也就愈大。反之，当储热系统的同等熔盐储热量，可利用的熔盐温差愈多，则储热系统所需要的熔盐量也就愈少，故熔盐的采购资金则愈节省。

表1 导热油与硅油的技术特性

导热油的高温特性最需要关注的是分解产物，对于联苯—联苯醚高温下分解产物主要是低废物和高废物。低废物可进行循环回收利用，即废油回收可再生处理；高废物只能排除在循环系统之外再进行处理。同时，分解产物决定了每年需要补充导热油。另外，还需要考虑导热油的析氢量，导热油高温运行时析出氢气，将会严重地破坏太阳能集热管的真空，而一旦集热管真空被破坏之后，集热管的传热特性将会遭到严重损坏，并且造成集热管的设计出力持续下降的情况。因此，导热油的析氢量直接决定了太阳能集热管需要更换的次数，从而将会增加电站的投资成本。

当100 MW槽式光热电站采用导热油(联苯—联苯醚)作为吸热介质，并配备时长10 h的储热系统，导热油用量将达到3 800 t，联苯—联苯醚价格为2.5万元/t，则导热油的初始采购资金是9 500万元，如果每年按照2%～3%的补油率，寿命为25年的电站后续采购补充导热油的总费用为6 000万元。而对于热负荷小一倍的50 MW硅油槽式光热电站，同样配备时长10 h 储能，硅油用量则为2 600 t，硅油价格是4万元/t，则硅油的初始采购资金是1.04亿元，若按每年1%～2%的补油率，寿命为25年电站的后续采购补充硅油的总费用为3 900万元。

2)导热油循环系统优化设计

导热油循环系统优化设计[9]的关键步骤是两个参数的优化过程：一是导热油的回油温度优化计算选取，二是冷熔盐贮罐的冷熔盐温度优化计算选取。这两个参数优化的目的是为了优化汽轮机的进汽参数，最终的结果是为了提高汽轮机的效率。回油温度主要是从蒸汽发生系统回来的导热油温度，或者是从熔盐储热系统换热完成后回来的导热油温度。因为换热器都有温度损失，并且冷熔盐贮罐的冷熔盐温度选取数值，都会决定熔盐数量和回油温度，另外还会影响到熔盐储热发电这个工况下汽轮机的进汽参数。因此，这两个参数是在进行热平衡计算过程中，以及优化汽轮机的进汽参数时需要反复优化计算选取。

3)太阳能聚光集热场管道布置设计

太阳能聚光集热场管道布置设计的关键参数主要是太阳能集热管内流体偏差温度和集热管内流体蒸汽压力，同时还要考虑到流体的输送压力合理分配问题。在整个集热场管道系统设计时，管径的选取应该是逐级递减方式，以便控制管道内导热油流速达到2～4 m/s，从而可避免太阳能集热管内的导热油结焦积垢发生[10]，以减少集热管的更换次数。除此之外，整个集热场管道布置原则上应分块布置、尽量对称，其目的是为了管内导热油流量分配均匀与压力分配合理。在整个集热场管路布置设计时，尽可能将导热油回路入口的调节阀全部改换成电动调节阀，从而可以避免人为地多次进行手动调节，电动调节精度通常要比手动调节高出很多。在整个循环管路布置设计时，如果是采用联苯—联苯醚作为导热介质，则所有管道材料都可选择碳钢；但若是采用硅油作为导热介质，则输送冷硅油的冷管道材料可以选择碳钢，而输送热硅油的热管道材质则需要选用合金钢或不锈钢[11]。

3 太阳能加热水变蒸汽在塔式光热电站的应用研究

西班牙PS10 塔式光热电站位于西班牙南部，装机容量11 MW，电站于2007年6月运行发电，年发电量24.2 GWh。光热电站按照太阳能加热水变成饱和蒸汽，再送往汽轮机中做功，带动发电机发电。光热电站的塔高为90 m，太阳能集热器为空腔式，其设计旨在尽可能减少辐射及对流热损失[12]，年平均热效率可达90%，布置在太阳能集热器内的4块管板独立布置。太阳能集热器中产生的4 MPa、250 ℃的饱和蒸汽被送到汽包，从而提高了蒸汽循环系统的热惯性。

由汽包引出的饱和蒸汽被送入汽轮机中做功，带动发电机组发电。汽轮机由高压缸和低压缸组成，在高压缸与低压缸之间设置了去湿装置，以提高进入低压缸的蒸汽干度。汽轮机低压缸的排汽在水冷凝汽器中被凝结成水，然后利用汽轮机中的两段抽汽，其压力分别为0.08 MPa 和1.6 MPa，对其进行两级预热，最后利用太阳能集热器中引出的一部分饱和蒸汽进行第三级预热，水温被加热到245 ℃，再与汽包中返回的水混合，其温度变为247 ℃，再被送往太阳能集热器中。

为了保证塔式光热电站的稳定运行，设置4 个中压中温水箱进行蓄热储能，在光热电站满负荷运行时，太阳能集热器中产生的部分4 MPa、250 ℃的饱和蒸汽被储存在4 个水箱的蓄热储能系统中，该蓄热储能系统可储存15 MWh的热能，可维持50%负荷连续发电50 min。

4 结语

光热发电是利用大规模反射镜面阵列收集太阳热能，光热转换效率较高，并结合传统汽轮机发电技术，同时配置了熔盐蓄热储能系统的光热电站可以实现白天黑夜24 小时稳定输出不间断连续电力，因此蓄热储能型光热电站拥有优异的电力调度能力，并且蓄热储能型光热电站所提供的电网稳定性将会极大刺激新型风电、光伏、光热联合型电站的研制与开发。随着未来大规模风电、光伏、光热联合型发电站的规划和部署，蓄热储能型光热电站在未来新能源体系中将会发挥巨大的作用。同时随着光热发电技术愈来愈成熟，光热发电成本愈来愈低，光热电站运行可靠性将会得到广泛认可，运营和维护效率也将会实现大幅度提升。配置了熔盐蓄热储能系统的光热电站在较长的时间周期内仍然更加经济，并且还具备承担基础电力负荷的潜力。