基于大规模光伏发电融合熔盐储热的高温高压供汽系统

基于大规模光伏发电融合熔盐储热的高温高压供汽系统摘要：大规模光伏发电融合熔盐储热高温高压供汽系统，是利用太阳能光伏系统进行发电，通过大容量熔盐电加热器，将光伏发电的电能转化为熔盐的热能后储存至熔盐储罐内，再将高温通过蒸发换热系统加热给水产生蒸汽，满足工业企业高温高压蒸汽需求。该供热系统未来具有很好的市场应用前景，是解决当前可再生能源电力消纳、源网荷储深度协同、改善大气环境质量、降低企业碳排放的有效手段之一，是实现2060年碳中和目标的重要举措。关键词：光伏发电；熔盐储热；高温高压蒸汽；碳中和1前言党的十八大以来，我国电力工业发展取得了举世瞩目的成就，有力支撑了经济社会平稳有序发展。但同时电力系统综合效率不高、源网荷等环节协调不够、各类电源互补互济不足等深层次矛盾日益凸显，亟待统筹优化[1]。利用大规模光伏发电融合熔盐储热进行工业供汽，产生满足化工园区生产用高温高压蒸汽需求，是增加以新能源为主体的非化石能源开发消纳，提升企业清洁能源利用水平、降低碳排放的有力举措。本文以某化工园区高温高压蒸汽需求为依托，介绍太阳能光伏发电融合熔盐储热的高温高压供汽技术，并结合方案配置，进行经济性和环保效益分析。2系统原理大规模光伏发电融合熔盐储热高温高压供汽系统，是指利用太阳能光伏发电+大容量熔盐电加热器+高温熔盐储热+熔盐蒸发换热的供汽系统。既利用太阳能光伏系统进行发电，大容量熔盐电加热器根据光伏发电量，将低温熔盐加热后储存至高温熔盐罐内，高温熔盐再根据后端蒸汽需求进入蒸发换热系统加热给水，产生高温高压蒸汽进行供汽，放热后的低温熔盐返回低温熔盐储罐内，完成整个循环过程。其具体工作原理如图1所示。图1光伏发电融合熔盐储热供汽系统流程图Figure1Flowchartofphotovoltaicpowergenerationfusionmoltensaltheatstorageandsteamsupplysystem其运行模式包括：（1）光伏发电+储热+供汽模式当太阳辐射条件较好时，太阳能光伏系统进行发电，熔盐电加热器根据光伏发电量加热熔盐，再根据后端需求产生高温高压蒸汽进行供汽。（2）放热+供汽模式在夜间，利用白天熔盐储存的热量加热给水，产生的高温高压蒸汽供汽。（3）电网补充+供汽模式当太阳辐射条件较不好或遇连续阴雨天，太阳能光伏系统发电量无法满足连续供汽需求时，采用电网补充电量进行加热熔盐，产生高温高压蒸汽供汽。3关键设备3.1熔盐电加热器大容量熔盐电加热器是系统的核心，是电能转化为热能的重要设备，目前市场成熟的电加热技术有电阻加热技术、电磁加热技术和电极加热技术等。本方案采用电阻式熔盐电加热器，是利用特殊管状电热元件，结合法兰集束形式与压力容器组成的一个加热整体，用于对流动的液态介质的升温、保温、加热，同时配套智能温度控制柜，满足用户控制加热温度的要求。图2熔盐电加热器示意图Figure2Schematicdiagramofmoltensaltelectricheater3.2熔盐储罐熔盐储罐系统由低温熔盐储罐、高温熔盐储罐、储罐附属系统等组成。低温罐介质工作温度为290℃，高温罐介质工作温度为565℃。储罐附属系统主要包括浸入式电加热器、储罐仪表、基础通风系统等。本方案罐体采用球面拱顶立式圆筒型，它由球面拱顶、筒体、底板三部分组成，采用焊接形式。3.3熔盐泵熔盐泵是熔盐储热系统的关键设备之一，熔盐泵在工作时所输送的介质熔融盐处于高温状态，输送温度一般在290℃～575℃。应用于熔盐储热系统的熔盐泵，其运行温度高，泵轴长。近些年，随着太阳能光热发电的兴起，熔盐泵的研究受到行业的重视，但熔盐泵的主要市场还是化工行业[3]。本方案储热系统中的熔盐泵选择立式单级或多级悬吊泵。4案例分析4.1用能需求及供汽参数本化工园区高温高压蒸汽需求参数为9.8Mpa，540℃，平均用汽量305t/h。根据供汽能源站初选厂址，本方案供汽距离约1.4km，计算蒸汽输送途中压力及温度损失，确定供汽蒸汽参数为11.5MPa、555℃，暂无凝结水回收，给水温度按25℃计算。4.2供能系统匹配4.2.1系统匹配原则依据项目厂址区太阳能资源，对光伏发电系统装机容量、熔盐储热系统容量、熔盐电加热器容量进行匹配计算，并达到以下效果：（1）熔盐电加热器容量在保证供汽需求的基础上，加热器容量尽量小，使熔盐电加热器始终处于高负荷运行状态；（2）熔盐储罐全年运行负荷大部分时间处于高位状态，且储热系统初投资相对较低；（3）光伏发电系统余电上网电量与电网补充电量基本平衡，且电网补充电量总体处于较低水平。4.2.2数学模型本方案采用Thermoflow电厂热平衡软件对熔盐储热高温高压供汽系统进行模拟计算。熔盐储热高温高压供汽系统热平衡及系统流程详见图3。图3高温高压供汽系统热平衡图Figure3Heatbalancediagramofhightemperatureandhighpressuresteamsupplysystem4.2.3装机容量及系统参数根据系统建模匹配分析计算，确定本方案光伏发电装机容量为2000MWp，熔盐电加热器容量为750MW，熔盐储热容量为3000MWh。系统计算数据详见表1。表1装机容量及系统参数Table1Installedcapacityandsystemparameters序号项目单位数值1光伏系统装机容量MWp2000.02光伏系统年总发电量×108kW·h27.13年多余上网电量×108kW·h7.94年供汽量×108kW·h25.25年供汽自用电量×108kW·h26.56电网补充用电量×108kW·h7.3光伏发电融合熔盐储热的高温高压供汽系统在典型日的逐时光伏出力、储罐状态、电网补充负荷曲线详见图4：图4高温高压供汽系统典型日曲线图Figure4Typicaldailycurveofhightemperatureandhighpressuresteamsupplysystem4.3经济性分析根据估算，本方案供汽系统投资见表2：表2系统投资Table2Systeminvestment序号名称型号参数投资（万元）1光伏发电系统2000MW7600002储换热系统3000MWh/300MW390003给水除氧系统300t/h30004电熔盐加热系统750MW170005电气系统变压器、升压站、配电系统、线路等250006化水系统2×300t/h除盐水系统45007总计848500本项目建设期1年，运营期25年，资本金比例30%，贷款利率4.9%，财务测算暂不考虑光伏土地费用及电网容量配置费。项目静态投资84.85亿元，建设期利息1.44亿元，动态投资86.29亿元。按资本金财务内部收益率8%测算，蒸汽价格约为367.1元/t。根据测算，本方案高温高压蒸汽价格高于目前企业燃煤锅炉蒸汽价格，但随着后续太阳能光伏发电及储热系统工程造价的降低，本方案系统经济性还有很大的提升空间。5结论本方案提出了基于大规模光伏发电融合熔盐储热的高温高压供汽系统，经系统建模计算及经济分析，该供热系统未来具有很好的市场应用前景，是解决当前可再生能源电力消纳、源网荷储深度协同、改善大气环境质量、降低企业碳排放的有效手段之一，是实现2060年碳中和目标的重要举措