(中國(guó)電力工程顧問(wèn)集團(tuán)華北電力設(shè)計(jì)院有限公司，北京 100120)

1 槽式太陽(yáng)能熱發(fā)電技術(shù)

國(guó)內(nèi)和國(guó)際上已有多個(gè)槽式太陽(yáng)能熱發(fā)電項(xiàng)目商業(yè)運(yùn)行，該發(fā)電技術(shù)的可靠性已被證實(shí)，其在我國(guó)西部和北部等太陽(yáng)能資源較好地區(qū)具有廣闊的商業(yè)化前景[1-2]。槽式太陽(yáng)能熱發(fā)電系統(tǒng)是利用槽式拋物面反射鏡聚光的太陽(yáng)能熱發(fā)電系統(tǒng)的簡(jiǎn)稱。其裝置是一種借助槽式拋物面反光鏡將太陽(yáng)光反射并聚焦到集熱管上，加熱集熱管中的導(dǎo)熱流體，管中導(dǎo)熱流體通過(guò)換熱系統(tǒng)將水加熱成水蒸汽，驅(qū)動(dòng)汽輪發(fā)電機(jī)組發(fā)電的清潔能源利用裝置。其原理如圖1所示。

圖1 槽式太陽(yáng)能熱發(fā)電系統(tǒng)圖

雖然太陽(yáng)能是巨大的能源寶庫(kù)，但到達(dá)地球表面的太陽(yáng)輻射能量密度卻很低，而且輻射強(qiáng)度也不斷發(fā)生變化，具有顯著的稀薄性、間斷性和不穩(wěn)定性。為了更好地成為一種優(yōu)質(zhì)的替代能源，在槽式太陽(yáng)能熱發(fā)電項(xiàng)目中，需要通過(guò)大量平行排布的拋物面集熱器將分散的太陽(yáng)輻射能量進(jìn)行收集。多組平行布置的槽式集熱器組成了槽式太陽(yáng)能熱發(fā)電集熱場(chǎng)，集熱場(chǎng)是槽式太陽(yáng)能熱發(fā)電技術(shù)中最重要且投資最高的系統(tǒng)，其集熱器形式、性能及系統(tǒng)內(nèi)傳熱介質(zhì)的性質(zhì)決定著項(xiàng)目的光電轉(zhuǎn)化效率和發(fā)電量，進(jìn)而決定了項(xiàng)目整體收益。

1.1 傳熱介質(zhì)的選擇

槽式太陽(yáng)能熱發(fā)電技術(shù)中傳熱介質(zhì)普遍采用聯(lián)苯和聯(lián)苯醚按26.5%和73.5%配比的共熔混合物，其使用溫度范圍為15～400℃。一般槽式太陽(yáng)能熱發(fā)電項(xiàng)目中該傳熱工質(zhì)使用溫度范圍為293～393℃，因此決定了其經(jīng)過(guò)蒸汽發(fā)生系統(tǒng)后產(chǎn)生的主蒸汽溫度為381℃，采用中溫高壓汽輪機(jī)，其熱效率約為38%。槽式太陽(yáng)能熱發(fā)電技術(shù)若提高光熱轉(zhuǎn)化效率，提升項(xiàng)目發(fā)電量，提高其傳熱介質(zhì)使用上限溫度是關(guān)鍵技術(shù)之一。

目前，針對(duì)槽式太陽(yáng)能熱發(fā)電技術(shù)傳熱介質(zhì)的研究有很多。采用NaNO3和KNO3按6∶4混合的熔融鹽作為傳熱介質(zhì)的熔鹽槽式太陽(yáng)能熱發(fā)電技術(shù)，可以將傳熱介質(zhì)使用上限溫度顯著提升至565℃，進(jìn)而主蒸汽參數(shù)提升至約540℃，汽機(jī)熱效率可提升至45%，明顯提升槽式太陽(yáng)能熱發(fā)電技術(shù)的光熱轉(zhuǎn)化效率。但采用熔融鹽作為傳熱介質(zhì)的缺點(diǎn)也較為明顯，因?yàn)槿廴邴}的凝固點(diǎn)較高約為220℃，需保證系統(tǒng)內(nèi)熔鹽溫度不低于260℃，需要大量的化石能源用于系統(tǒng)保溫防凝，且一旦發(fā)生凍堵問(wèn)題，使用阻抗加熱的解決方案也較為復(fù)雜。同時(shí)，也有研究新型導(dǎo)熱油用于槽式太陽(yáng)能熱發(fā)電技術(shù)，如德國(guó)瓦克公司開(kāi)發(fā)了基于聚甲基硅氧烷為基本材料的新型硅油用于槽式太陽(yáng)能熱發(fā)電技術(shù)，其系統(tǒng)最低使用溫度可達(dá)-40℃，使用上限溫度為425℃。提升傳熱介質(zhì)使用溫度上限至425℃，可使汽輪發(fā)電機(jī)組主蒸汽溫度由381℃提升至415℃，其熱效率可達(dá)約40%，且其優(yōu)越的低溫性能，也省去了槽式光熱發(fā)電技術(shù)中的系統(tǒng)防凝設(shè)備投資及運(yùn)行成本。國(guó)內(nèi)首批示范項(xiàng)目中玉門(mén)龍騰50MW槽式太陽(yáng)能熱發(fā)電項(xiàng)目擬采用硅油作為吸熱傳熱介質(zhì)。

1.2 集熱器型式的選擇

槽式太陽(yáng)能熱發(fā)電集熱器一般為輕型鋼結(jié)構(gòu)型式，用于支撐集熱管及反射鏡，并保證圍繞南北軸向?qū)崟r(shí)跟蹤精度。為了滿足這些功能要求，其結(jié)構(gòu)型式對(duì)剛度要求較高，因?yàn)槿魏渭療崞餍螤畹钠罹鶎?dǎo)致聚光系統(tǒng)的光學(xué)效率損失，同時(shí)要保證集熱器在風(fēng)荷載下幾何變形較小。

集熱器的主要型式可分為扭矩箱式、扭矩管式和空間框架結(jié)構(gòu)三種型式。

圖2 槽式太陽(yáng)能熱發(fā)電集熱器主要結(jié)構(gòu)型式

聚光集熱系統(tǒng)是槽式太陽(yáng)能熱發(fā)電項(xiàng)目中最為關(guān)鍵的系統(tǒng)，其投資約占全廠投資的50%左右，且其系統(tǒng)效率更是決定著電站整體的發(fā)電量和系統(tǒng)效率。而集熱器的造價(jià)又占整個(gè)聚光集熱系統(tǒng)造價(jià)的三分之一，并且其也是聚光集熱系統(tǒng)性能的重要保證。目前，主要的集熱器結(jié)構(gòu)參數(shù)如表1所示。

表1 集熱器結(jié)構(gòu)型式參數(shù)表

綜上原因，可以看出選擇精度更高、造價(jià)更低的集熱器型式及性能更優(yōu)的吸熱傳熱介質(zhì)對(duì)提升電站整體性能及經(jīng)濟(jì)性有著顯著的意義。本文則對(duì)不同集熱器型式及吸熱傳熱介質(zhì)配置進(jìn)行對(duì)比分析，提出先進(jìn)的集熱器結(jié)構(gòu)型式及吸熱傳熱介質(zhì)對(duì)電站性能及經(jīng)濟(jì)性的影響。

2 常規(guī)槽式光熱技術(shù)方案及經(jīng)濟(jì)性分析

以內(nèi)蒙鄂爾多斯資源條件為例，對(duì)采用常規(guī)歐洲槽(EuroTrough)集熱器結(jié)構(gòu)型式及采用VP-1(聯(lián)苯和聯(lián)苯醚混合物)導(dǎo)熱油為吸熱傳熱介質(zhì)的系統(tǒng)方案(方案一)進(jìn)行分析。

內(nèi)蒙古鄂爾多斯地區(qū)太陽(yáng)能資源較豐富，太陽(yáng)輻射量大，日照時(shí)數(shù)長(zhǎng)，日照百分率高。開(kāi)發(fā)和利用長(zhǎng)久、清潔、無(wú)污染的太陽(yáng)能資源潛力較大，具有利用太陽(yáng)能的良好條件。該地區(qū)全年直接輻射(direct normal irradiance, DNI)約2 003 kWh/m2，全年總輻射(global horizontal irradiance, GHI)約1 657 kWh/m2，全年平均氣溫8.0℃，全年平均風(fēng)速3.3 m/s。

2.1 主要技術(shù)方案

以此作為外部條件，按典型的50 MW槽式光熱電站配置8小時(shí)熔融鹽儲(chǔ)熱方案作為設(shè)計(jì)基礎(chǔ)條件。

本方案中槽式技術(shù)選用集熱管長(zhǎng)度為4.06 m，槽式集熱器采用歐槽EuroTrough形式，其每個(gè)集熱器組合(solar collector assembly,SCA)長(zhǎng)度為150 m，跟蹤驅(qū)動(dòng)裝置采用液壓驅(qū)動(dòng)方式，集熱器采光口面積為5.76 m，每個(gè)標(biāo)準(zhǔn)回路總采光面積約為3 270 m2。通過(guò)采用SAM軟件優(yōu)化計(jì)算，集熱系統(tǒng)共需160條回路，太陽(yáng)倍數(shù)為2.4，集熱場(chǎng)開(kāi)口面積為52.32×104m2。

本工程采用兩套50%負(fù)荷導(dǎo)熱油——水/蒸汽換熱系統(tǒng)，換熱系統(tǒng)由預(yù)熱器、蒸汽發(fā)生器、過(guò)熱器和再熱器組成。

熱儲(chǔ)能形式采用雙罐式顯熱儲(chǔ)熱，熱儲(chǔ)能介質(zhì)選用由NaNO3和KNO3按6∶4的質(zhì)量比例組成的混合鹽，最大儲(chǔ)熱時(shí)間約為8 h，熔鹽運(yùn)行溫度范圍為286～386℃，需熔融鹽27 000 t，設(shè)置兩個(gè)16 000 m3熔鹽儲(chǔ)罐。

選用1臺(tái)50 MW純凝空冷帶再熱發(fā)電機(jī)組，采用單元制汽水系統(tǒng)。汽機(jī)進(jìn)汽主汽溫度381℃，主汽壓力10 MPa，再熱蒸汽溫度381℃，再熱蒸汽壓力1.64 MPa。機(jī)組熱效率約為38%。

本系統(tǒng)設(shè)置2臺(tái)燃用天然氣的導(dǎo)熱油防凝鍋爐，用于加熱導(dǎo)熱油(HTF)，防止停止運(yùn)行期間導(dǎo)熱油低溫凝結(jié)。

采用SAM軟件計(jì)算，本方案年發(fā)電量為1.495×108kWh，年上網(wǎng)電量為1.328×108kWh，廠用電率為11.2%，全廠發(fā)電效率為14.27%，各月發(fā)電量及上網(wǎng)電量如表2、圖3所示。

圖3 各月發(fā)電量及上網(wǎng)電量對(duì)比圖

表2 各月發(fā)電量及上網(wǎng)電量計(jì)算表 MWh

2.2 經(jīng)濟(jì)性分析

項(xiàng)目總投資是影響項(xiàng)目收益的因素之一，對(duì)于槽式光熱項(xiàng)目來(lái)說(shuō)，其總投資主要由集熱場(chǎng)費(fèi)用、導(dǎo)熱油系統(tǒng)費(fèi)用、儲(chǔ)熱系統(tǒng)費(fèi)用、全廠常規(guī)發(fā)電系統(tǒng)(balance of plant, BOP)費(fèi)用及其他費(fèi)用等，其中，集熱場(chǎng)費(fèi)用、導(dǎo)熱油系統(tǒng)費(fèi)用和儲(chǔ)熱系統(tǒng)費(fèi)用3項(xiàng)費(fèi)用總和占到總投資67%左右。由此可見(jiàn)，集熱場(chǎng)、導(dǎo)熱油系統(tǒng)和儲(chǔ)熱系統(tǒng)的費(fèi)用成為決定槽式太陽(yáng)能熱發(fā)電項(xiàng)目總體投資水平的決定性因素。

按本技術(shù)方案考慮，本方案靜態(tài)投額為126 612萬(wàn)元，其各系統(tǒng)占總投資比例如圖4所示。

圖4 槽式太陽(yáng)能熱發(fā)電工程投資構(gòu)成示意圖

項(xiàng)目收益率是衡量項(xiàng)目盈利性的重要指標(biāo)，在固定上網(wǎng)電價(jià)的條件下，較高的項(xiàng)目收益率代表項(xiàng)目更具盈利性。以本技術(shù)方案為依托，按首批光熱示范項(xiàng)目含稅1.15元/kWh上網(wǎng)電價(jià)，計(jì)算方案的項(xiàng)目收益率：

1)參照《建設(shè)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)方法與參數(shù)》(第三版)、《投資項(xiàng)目可行性研究指南》及現(xiàn)行的有關(guān)財(cái)稅政策，對(duì)槽式太陽(yáng)能熱發(fā)電工程方案進(jìn)行財(cái)務(wù)評(píng)價(jià)。

2)槽式太陽(yáng)能熱發(fā)電工程方案的資本金按占全部投資的20%，其余80%投資通過(guò)融資渠道解決。

3)根據(jù)中國(guó)人民銀行最新發(fā)布的人民幣貸款基準(zhǔn)利率，各項(xiàng)目國(guó)內(nèi)融資貸款利率取4.9%，貸款寬限期為工程建設(shè)期，建設(shè)期利息計(jì)入本金，寬限期后每年按貸款本金等額償還。

4)槽式太陽(yáng)能塔式熱發(fā)電工程方案上網(wǎng)電價(jià)按首批光熱示范項(xiàng)目含稅上網(wǎng)電價(jià)1.15元/ kWh考慮，滿足發(fā)電成本，稅金，盈余公積金及貸款償還15 a及注資分利的條件下進(jìn)行測(cè)算的。

按以上邊界條件測(cè)算，本方案靜態(tài)投資額為126 612萬(wàn)元，其項(xiàng)目資本金財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率為11.3%。

3 以硅油為傳熱介質(zhì)的終極槽技術(shù)方案及經(jīng)濟(jì)性分析

以內(nèi)蒙鄂爾多斯資源條件為例，對(duì)采用終極槽Ultimate Trough集熱器結(jié)構(gòu)型式及采用新型硅油為吸熱傳熱介質(zhì)的系統(tǒng)方案(方案二)進(jìn)行分析。

3.1 主要技術(shù)方案

以此作為外部條件，按典型的50 MW槽式光熱電站配置8 h熔融鹽儲(chǔ)熱方案作為設(shè)計(jì)基礎(chǔ)條件。

本方案中槽式技術(shù)選用集熱管長(zhǎng)度為4.06 m，由于采用了更大采光口的集熱器方式，集熱管選擇鋼管外徑為90 mm的真空集熱管；槽式集熱器采用終極槽UltimateTrough型式，其每個(gè)SCA長(zhǎng)度為246.7 m，跟蹤驅(qū)動(dòng)裝置采用液壓驅(qū)動(dòng)方式，集熱器采光口面積為7.51m，每個(gè)標(biāo)準(zhǔn)回路總采光面積約為6 880 m2。通過(guò)采用SAM軟件優(yōu)化計(jì)算，在太陽(yáng)倍數(shù)為2.4的情況下，集熱系統(tǒng)共需72條回路，集熱場(chǎng)開(kāi)口面積為 49.536×104m2。

本工程采用兩套50%負(fù)荷導(dǎo)熱油——水/蒸汽換熱系統(tǒng)，換熱系統(tǒng)由預(yù)熱器、蒸汽發(fā)生器、過(guò)熱器和再熱器組成。

熱儲(chǔ)能形式采用雙罐式顯熱儲(chǔ)熱，熱儲(chǔ)能介質(zhì)選用由NaNO3和KNO3按6∶4的質(zhì)量比例組成的混合鹽，最大儲(chǔ)熱時(shí)間約為8 h，熔鹽運(yùn)行溫度范圍為286～418℃，需熔融鹽20 000 t，設(shè)置兩個(gè)13 000 m3熔鹽儲(chǔ)罐。

選用1臺(tái)50 MW純凝空冷帶再熱發(fā)電機(jī)組，采用單元制汽水系統(tǒng)。汽機(jī)進(jìn)汽主汽溫度415℃，主汽壓力10 MPa，再熱蒸汽溫度415℃，機(jī)組熱效率約為39.5%。

由于硅油優(yōu)越的低溫性能，在-40℃工況下仍可流動(dòng)，因此本系統(tǒng)不設(shè)置導(dǎo)熱油防凝鍋爐。

采用硅油的槽式太陽(yáng)能熱發(fā)電系統(tǒng)與常規(guī)導(dǎo)熱油槽式太陽(yáng)能熱發(fā)電系統(tǒng)運(yùn)行方式項(xiàng)目大致相同，由于硅油的優(yōu)越性能，采用硅油為傳熱介質(zhì)的槽式系統(tǒng)無(wú)導(dǎo)熱油防凝運(yùn)行系統(tǒng)。

本方案年發(fā)電量為1.549×108kWh，年上網(wǎng)電量為1.382×108kWh，廠用電率為10.80%，全廠發(fā)電效率為15.61%，各月發(fā)電量及上網(wǎng)電量如表3、圖5所示。

表3 各月發(fā)電量及上網(wǎng)電量計(jì)算表 MWh

圖5 各月發(fā)電量及上網(wǎng)電量對(duì)比圖

3.2 經(jīng)濟(jì)性分析

以與采用歐槽和常規(guī)導(dǎo)熱油方案相同的邊界條件，按終極槽和硅油技術(shù)方案考慮，本方案靜態(tài)投額為120 053萬(wàn)元，其各系統(tǒng)占總投資比例如圖6所示。

圖6 槽式太陽(yáng)能熱發(fā)電工程投資構(gòu)成示意圖

按與常規(guī)槽式太陽(yáng)能熱發(fā)電方案邊界條件測(cè)算，本方案靜態(tài)投資額為120 053萬(wàn)元，按1.15元/kWh上網(wǎng)電價(jià)測(cè)算，其項(xiàng)目資本金財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率為15.78%。

4 技術(shù)方案及經(jīng)濟(jì)性對(duì)比分析

通過(guò)對(duì)比分析采用硅油及大槽的技術(shù)方案與采用聯(lián)苯/聯(lián)苯醚合成導(dǎo)熱油及常規(guī)歐槽技術(shù)方案進(jìn)行對(duì)比，其主要技術(shù)經(jīng)濟(jì)參數(shù)對(duì)比如表4所示，其主要性能參數(shù)及方案對(duì)比可從集熱場(chǎng)技術(shù)方案對(duì)比及主要技術(shù)指標(biāo)對(duì)比等方面進(jìn)行描述。

4.1 技術(shù)方案對(duì)比分析

以內(nèi)蒙巴彥淖爾地區(qū)外部條件為基礎(chǔ)，通過(guò)對(duì)方案一和方案二的對(duì)比分析，兩個(gè)技術(shù)方案對(duì)比分析如下：

1)吸熱傳熱介質(zhì)的優(yōu)化，采用硅油后，其使用溫度上限由391℃提升至425℃后，影響了蒸汽發(fā)生系統(tǒng)產(chǎn)生的主蒸汽及再熱蒸汽溫度由381℃提升至415℃，進(jìn)而對(duì)汽輪發(fā)電機(jī)組效率產(chǎn)生積極影響，使得汽輪發(fā)電機(jī)組效率在熱耗考核工況下(THA)由方案一的38%提升至方案二的39.5%，為后續(xù)發(fā)電量的提升及整體造價(jià)水平的降低創(chuàng)造條件。

表4 主要技術(shù)方案及技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)對(duì)比分析

2)由于采用硅油后，使用上限溫度提升至425℃后，考慮其油鹽換熱器端差后，其熔鹽使用溫度由方案一的286～386℃擴(kuò)大至286～415℃，使用溫度范圍由100℃增加至130℃。對(duì)于儲(chǔ)熱容量相同的儲(chǔ)熱系統(tǒng)來(lái)說(shuō)，其熔鹽用量可節(jié)約約30%，同時(shí)可減少熔鹽儲(chǔ)罐容積，進(jìn)而減少熔鹽儲(chǔ)罐鋼材耗量。通過(guò)對(duì)比，采用方案二技術(shù)方案，熔鹽用量可較方案一節(jié)省約7 000 t，單個(gè)熔鹽儲(chǔ)罐容積由16 000 m3減少至13 000 m3。

3)由于方案二采用了更大開(kāi)口的槽式太陽(yáng)能集熱器技術(shù)，并且優(yōu)化了導(dǎo)熱油的使用溫度上限帶來(lái)的汽輪發(fā)電機(jī)組效率的提升，在相同配置下的集熱場(chǎng)面積可由方案一的52.32萬(wàn)m2優(yōu)化至方案二的49.536萬(wàn)m2，節(jié)省集熱場(chǎng)面積約3萬(wàn)m2；方案一集熱場(chǎng)為160條回路，方案二為72條回路，每個(gè)回路均按4個(gè)集熱器組合(SCA)考慮，方案一需要640個(gè)SCA，方案二需要288個(gè)SCA，每個(gè)SCA均需要一套液壓驅(qū)動(dòng)及控制系統(tǒng)，因此方案一需要640套液壓控制系統(tǒng)，而方案二僅需要288套，設(shè)備用量大幅降低，同時(shí)驅(qū)動(dòng)及跟蹤控制設(shè)備數(shù)量的減少一定程度上也減少了集熱成控制電纜及低壓動(dòng)力電纜的用量；對(duì)于旋轉(zhuǎn)接頭，由于每條回路使用旋轉(zhuǎn)接頭數(shù)量為24個(gè)，因此方案一共需要旋轉(zhuǎn)接頭數(shù)量為3 840個(gè)，方案二為1 728個(gè)，但由于硅油的蒸汽壓力要高于聯(lián)/苯聯(lián)苯醚合成導(dǎo)熱油，因此，方案二的旋轉(zhuǎn)接頭需耐壓6.4 MPa，而方案一的旋轉(zhuǎn)接頭選擇耐壓4.0 MPa設(shè)備即可。

4)對(duì)于采用大槽和硅油，對(duì)導(dǎo)熱油循環(huán)輔助系統(tǒng)和防凝系統(tǒng)也產(chǎn)生一定影響。由于硅油的蒸氣壓要高于聯(lián)苯/聯(lián)苯醚合成導(dǎo)熱油，因此其需要壓力更高的氮封系統(tǒng)以避免導(dǎo)熱油蒸氣逃逸。因此方案一氮封系統(tǒng)壓力選擇為1.4 MPa，對(duì)于方案二氮封系統(tǒng)壓力為1.6 MPa。同時(shí)，由于硅油的使用下限溫度為-40℃，內(nèi)蒙地區(qū)多年極端低溫約為-35℃，要高于-40℃的硅油使用溫度，因此方案二不設(shè)置導(dǎo)熱油防凝系統(tǒng)，同時(shí)每年節(jié)約防凝用燃?xì)夂牧考s100 萬(wàn) Nm3。

4.2 主要技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)對(duì)比

1)主要技術(shù)指標(biāo)對(duì)比

通過(guò)對(duì)集熱器技術(shù)和傳熱介質(zhì)的優(yōu)化，在采用相近配置方案的條件下，采用大槽+硅油的方案二較采用歐槽+聯(lián)苯/聯(lián)苯醚導(dǎo)熱油的方案一在發(fā)電量上有顯著提升。其年發(fā)電量由方案一的1.495億kWh可提升至1.55億kWh，提升比例約3.6%。其各月發(fā)電量對(duì)比如圖7所示。由圖可知，方案二逐月發(fā)電量均高于方案一，由此可見(jiàn)方案二在技術(shù)指標(biāo)上具有一定優(yōu)勢(shì)。通過(guò)對(duì)比可知，方案一光電轉(zhuǎn)化效率約為14.27%，方案二光電轉(zhuǎn)化效率約為15.61%，高出方案一約1.5個(gè)百分點(diǎn)，也為后續(xù)經(jīng)濟(jì)性測(cè)算對(duì)比提供基礎(chǔ)數(shù)據(jù)。

圖7 方案一與方案二發(fā)電量對(duì)比曲線

2)主要經(jīng)濟(jì)指標(biāo)對(duì)比

通過(guò)對(duì)比分析可知，由于方案二較方案一集熱場(chǎng)面積減少、集熱器立柱數(shù)量減少、旋轉(zhuǎn)接頭數(shù)量減少、儲(chǔ)熱用熔鹽用量減少、儲(chǔ)罐體積減少及省去防凝系統(tǒng)等可降低項(xiàng)目投資的原因，及導(dǎo)熱油總體造價(jià)增加、氮封系統(tǒng)造價(jià)略有增加等系統(tǒng)造價(jià)增加的原因，總體項(xiàng)目造價(jià)方案一約為12.6億，方案二方案整體造價(jià)約為12億，可知方案二較方案一節(jié)省投資約6 000萬(wàn)元。

由于項(xiàng)目方案二較方案一項(xiàng)目發(fā)電量增加，若按現(xiàn)行首批光熱發(fā)電項(xiàng)目1.15元/kWh含稅電價(jià)考慮，經(jīng)過(guò)財(cái)務(wù)評(píng)價(jià)后可知，方案一的項(xiàng)目資本金財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率約為11.3%，而方案二的項(xiàng)目資本金財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率約為15.78%，高于方案一約4.5個(gè)百分點(diǎn)。

通過(guò)以上的經(jīng)濟(jì)性對(duì)比分析可知，方案二較方案一項(xiàng)目總體投資降低，但其技術(shù)方案的優(yōu)勢(shì)帶來(lái)發(fā)電量的提升，若按第一批光熱發(fā)電示范項(xiàng)目1.15元/kWh含稅電價(jià)分析可知，方案二較方案一在經(jīng)濟(jì)性上優(yōu)勢(shì)較為明顯。

5 結(jié)論

槽式太陽(yáng)能熱發(fā)電技術(shù)是國(guó)際上最為成熟的光熱發(fā)電技術(shù)之一，同時(shí)也是目前裝機(jī)規(guī)模最大的光熱發(fā)電技術(shù)。國(guó)內(nèi)外均在持續(xù)研發(fā)新型的槽式太陽(yáng)能熱發(fā)電技術(shù)以提升項(xiàng)目整體發(fā)電量或降低系統(tǒng)總體造價(jià)，以達(dá)到提升槽式光熱發(fā)電項(xiàng)目整體經(jīng)濟(jì)性的目的，其中新型的槽式集熱器技術(shù)及新型傳熱工質(zhì)的開(kāi)發(fā)便是其中研發(fā)的重要方向之一。本文通過(guò)分析大型終極槽配硅油作為傳熱介質(zhì)方案與傳統(tǒng)常規(guī)歐槽配聯(lián)苯/聯(lián)苯醚合成導(dǎo)熱油方案對(duì)比，在相同邊界條件下得到以下結(jié)論：

1)通過(guò)新型硅油的使用，其工作溫度上限可達(dá)425℃，最低工作溫度可達(dá)-40℃，可將汽輪發(fā)電機(jī)組效率由38%提升至39.5%，進(jìn)而帶來(lái)電站整體發(fā)電量的提升，由設(shè)計(jì)年發(fā)電量1.495億kWh提升至1.549億kWh，光熱轉(zhuǎn)化效率由14.26%提升至15.61%。

2)由于采用了開(kāi)口更大的終極槽技術(shù)，在發(fā)電量提升的同時(shí)，集熱場(chǎng)面積由52萬(wàn)m2降低至49萬(wàn)m2，減少約3萬(wàn)m2集熱場(chǎng)面積，并有效減少集熱器立柱的用量，節(jié)約鋼材。由于終極槽的每個(gè)集熱器組合的開(kāi)口面積更大，可有效減少集熱器回路數(shù)量及集熱器組合數(shù)量，進(jìn)而降低了集熱器儀表、測(cè)點(diǎn)、跟蹤驅(qū)動(dòng)及控制裝置、控制電纜及低壓動(dòng)力電纜、旋轉(zhuǎn)接頭數(shù)量等，同時(shí)，配合使用硅油作為傳熱介質(zhì)，可不設(shè)置導(dǎo)熱油防凝系統(tǒng)，可節(jié)約熔鹽用量約7 000 t，并有效降低熔鹽儲(chǔ)罐容。雖硅油造價(jià)、集熱管單價(jià)及旋轉(zhuǎn)接頭單價(jià)略有提升，采用終極槽和硅油的方案系統(tǒng)總體造價(jià)較歐槽和聯(lián)苯/聯(lián)苯醚方案降低約6 000萬(wàn)元。

3)在相同外部條件下，若按國(guó)內(nèi)首批光熱示范項(xiàng)目1.15元/kWh含稅上網(wǎng)電價(jià)考慮，終極槽和硅油方案其項(xiàng)目資本金財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率為15.78%，而采用歐槽和聯(lián)苯/聯(lián)苯醚方案項(xiàng)目資本金財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率為11.3%，兩者差距較為明顯，終極槽和硅油的方案經(jīng)濟(jì)性優(yōu)勢(shì)較為明顯。