双良龙腾：一种解耦集热储热与放热发电的新型槽式电站工艺流程

　　“解耦的工艺流程将符合当前‘光热+光伏’混合电站、调峰储能电站、多能互补综合能源基地对太阳能光热电站提出的超长储能时间以及‘白天储能让路、晚间调峰出力’的发展趋势。”在由国家太阳能光热产业技术创新战略联盟、中国工程热物理学会、中国可再生能源学会、中国电机工程学会共同主办的2020中国太阳能热发电大会上，双良龙腾光热技术（北京）有限公司总经理卢智恒博士在题为“一种解耦集热储热与放热发电的新型槽式电站工艺流程”的演讲报告中如是说。

　　卢智恒博士表示，这种槽式光热储热电站的新型工艺流程思路，旨在尽少变更传统槽式光热储热电站流程和设备的前提下，解耦集热储热环节和放热发电环节，简化电站的运行模式以及对设备的设计要求，降低电站运行的难度和复杂度，降低对运行人员技术水平的要求，有利于电站的整体自动化运行趋势。

　　槽式技术是太阳能光热商业电站的主流技术路线之一。但由于电网调度、调峰、消纳的要求，带储热的光热发电系统更受青睐，同时对光热系统的储热时间提出越来越长的要求，例如8小时或更长时间。因此可以预见，在接下来的 “光伏+光热”混合电站、综合能源基地中，光热系统最可能的运行方式是：白天日照充足的时候，光热电站会优先为光伏让路，让光伏发电能发尽发，光热镜场收集的大部分热量都将输送到储热系统进行储存；当日照变弱或日落之后，光热电站将大部分或单独从储热系统中取热发电，以弥补光伏或其它不可调度电源的出力下降。

　　据了解，传统槽式发电工艺流程共计有9种运行模式，包括镜场预热、太阳能单独发电、太阳能单独充热、太阳能发电+充热、太阳能+放热发电、储热系统单独放热发电、停机单独循环、停机防凝+循环、防凝锅炉发电等，其中前6种运行模式是与集热岛（镜场）、储换热岛、发电岛之间的耦合工作有关，也是这次工艺流程更新思路的讨论重点。

　　经过业界多年的电站运行总结，发现传统槽式发电技术流程存在以下问题：

　　1、运行模式繁多，整体运行操作复杂。由于运行模式之间的切换需要提前十数分钟至数十分钟进行准备（一般是设备、阀门、管道的提前预热），因此需要运行人员根据运行经验进行预判并提前准备，如果判断失误，会造成能源浪费、发电量低下，还存在设备冻堵、超温等损坏风险。特别是在DNI变化剧烈的多云间晴天气，运行难度更会大幅增加，而此类天气在现场出现的频率很高。虽然近期一些光热电站开始在现场引进实时的短时天气预测技术，但电站运行效果（发电量及电站安全）仍然非常依赖于运行人员的运行经验；

　　2、由于第1点的原因，光热电站对运行人员的技术水平要求较高，因此从另一个角度来看不利于槽式电站的整体自动化运行趋势；

　　3、由于太阳能直接发电与储热系统单独放热发电时，汽轮机入口的主蒸汽温度不同，存在两个主蒸汽工况，因此导致汽轮机设计要考虑两个设计工况，从而增加了汽轮机的设计复杂度，也增加了汽轮机和电站的运行难度；

　　4、在光热电站储热时间越来越长、电站从储热系统单独取热发电的运行时间越来越长的趋势下，传统流程是“光→油→盐→油→电”，它在先储热后放热的过程中，中间换热环节导致的能量损失会变得越大，发电量变少，经济性变差。

　　熔盐塔式同属于太阳能光热商业电站的主流技术路线之一。“三人行必有我师”，通过分析借鉴别人的优点，或许可以为上述的存在问题找到出路。

　　分析熔盐塔式的工艺流程，定日镜场将阳光汇聚于塔顶吸热器，冷盐通过冷盐泵驱动，流经塔顶吸热器吸收热量，温度升高至565℃，后储存至热盐罐中，从而完成集热储热环节；在发电时，热盐通过热盐泵驱动，流经蒸汽发生系统释放热量产生蒸汽，自身温度降回290℃，后返回至冷盐罐中，从而完成放热发电环节。由此可见，熔盐塔式的集热储热与放热发电是两个互相独立的环节，两者无需同时进行，互不影响，互相解耦，所以减少了系统运行模式，降低了储热系统和蒸发系统的运行复杂度，并能有效减小入射太阳能波动对汽轮发电机组的影响。

　　因此，带有长时间储热的槽式电站应当可以参考此思路进行解耦运行。

　　新的解耦工艺流程如上图所示，共计6种运行模式，包括镜场预热、太阳能充热、储热系统放热发电、停机单独循环、停机防凝+循环、防凝锅炉发电，其中后3种与传统工艺流程一样，所以实际上新流程是将前6种运行模式简化为3种。由槽式镜场收集的热量通过导热油循环、传热和换热给熔盐，冷盐吸收热量温度升高，后储存至热盐罐中，从而完成集热储热环节——这一步与传统流程中的太阳能单独充热运行模式类似；在发电时，热盐通过热盐泵驱动，流经蒸汽发生系统，直接将热量换给水或水蒸汽，蒸汽进汽机发电，熔盐返回至冷盐罐储存，从而完成放热发电环节——这一步与熔盐塔式中的放热发电环节类似。由此，新流程完成了集热储热与放热发电之间的解耦。

　　与传统工艺流程相比，新流程会导致一些设备的变更，如下表所示：

　　新流程相对于传统工艺流程有利有弊，其中，新流程的优点表现在：

　　1、简化电站运行模式，减少太阳能波动的影响，稳定最终的电能输出。

　　2、主蒸汽温度由两个设计工况（太阳→电的工况，383℃；储热→电的工况，371℃）简化为一个设计工况（储热→电，377℃），从而简化汽机设计及运行。

　　3、降低对运行人员的技术要求，有利于槽式电站的整体自动化运行。

　　而缺点表现在：

　　1、盐-水换热器较油水换热器的成本更高，因此电站投资稍有增加。按照近期的槽式光热项目投资分析，熔盐蒸汽发生系统的设备成本相比导热油蒸汽发生系统的成本增加约10%，电站总造价增加成本约0.2%。

　　2、管路、阀门、保温及伴热的投资及运维成本略有增加。

　　3、增加数个小型卸盐罐，因此成本略有增加。

　　关于哪个流程的发电量更多这个问题，也受诸多外部因素影响，包括运行人员的水平、设备制造的成熟度等等。为方便分析，先抛开这些外部因素，从热力学角度做一个总体分析。

　　对于传统流程，当太阳能直接发电时，经历的能量转化转换步骤是“光→油→电”；当太阳能先储热至熔盐系统，然后再从熔盐系统放热发电时，经历的步骤是“光→油→盐→油→电”。对于新流程，经历的步骤是“光→油→盐→电”。能量转换转化的步骤越多，中间损失越大，效率越低，因此新流程的效率必定介于传统流程的上述两种发电方式的效率之间，即：

　　传统流程的总发电量，是太阳能直接发电的发电量与太阳能先储热再放热发电的发电量两部分之和。按照上一段的讨论，前者发电效率高，后者发电效率低。在“光伏+光热”混合电站、综合能源基地的应用场景下，由于要求光热电站以“白天储能让路、晚间调峰出力”的方式运行，实际上相当于减少了太阳能直接发电的时长，增加了先储热再放热发电的时长，因此，传统流程以低效率发电的时间会越来越长，甚至会超过以高效率发电的时间。当：

　　此时是一个平衡点，新流程与传统流程在发电量方面优劣相当。当后者占比进一步增加时，新流程会更优；反之，传统流程更优。

　　1、解耦槽式电站的集热储热和放热发电环节，可减少系统运行模式，降低系统运行复杂度，稳定蒸汽发生系统的热量输入以及汽轮发电系统的电量产出，并降低对运维人员的技术水平要求，有利于将来槽式电站的整体自动化运行的发展。

　　2、经解耦的新流程使槽式光热系统更符合“光热+光伏”混合电站、调峰储能电站、多能互补综合能源基地对光热系统提出的更长储能时间、以及“白天储能让路+晚上调峰出力”的调度要求。

　　3、当先储热后放热发电的时间越来越长时，新流程的发电量比传统流程更具优势。

　　双良龙腾光热技术（北京）有限公司是由江苏双良节能投资有限公司和常州龙腾光热科技股份有限公司于2016年共同出资组建的合资公司。公司的市场定位是提供太阳能光热技术解决方案的专业化公司。目前主营太阳能光热技术的应用推广业务，包括但不限于槽式集热器、线性菲涅耳集热器、移动式槽式回路性能检测设备、便携式反射计、便携式光度计、槽式主动跟踪系统的设计、供货、维护、技术代理、授权和进出口等，旨在为国内客户提供一站式的光热发电、供热技术解决方案。公司特点为技术型、轻资产，与国际光热行业的知名公司紧密合作，为客户提供经严格筛选、实践验证可靠的的解决方案。