0 引言

我国经济发展新常态下，用电负荷增速相对降低，加之环保要求趋严及限制化石能源开发等原因，全国燃煤发电装机冗余较多，机组年平均利用小时数仅为4200 h^[1]。另一方面，我国华北、东北、西北地区弃风、弃光现象较严重，既浪费了风、光资源，又导致已建发电设施闲置，影响了投资收益^[2]。基于此，本文对依托现有燃煤发电厂建设槽式太阳能热系统的可行性、优势及现实意义进行分析，并对其总平面布置相关事项进行论述，供行业内技术人员参考。

1 槽式太阳能集热系统原理及其优势

槽式太阳能热发电系统是将多个槽型抛物面聚光集热器经过并联排列，聚焦太阳直射光，加热真空集热器内的工质，再通过换热器产生高温高压蒸汽进行发电^[3]。槽式太阳能热发电系统中，槽式抛物面集热器的聚光器可将太阳光汇聚在焦线上，通过安装在焦线上的真空集热管吸收聚焦后的太阳辐射能。集热器阵列对太阳进行一维跟踪，槽式抛物面集热器的聚光比约为60~80，温度可达400 ℃。

与风电、光伏发电相比，槽式太阳能热发电具有以下优势：

(1) 可配备大规模、低成本、高效率储能系统，可实现连续24 h不间断发电。

(2) 储能系统可通过电加热装置转化储存其他形式的新能源发电，减少弃风、弃光导致的可再生能源发电损失。

(3) 与电网的亲和力较强，冲击性较小，可部分替代常规火电作为基荷电源，符合建设绿色智能电网的理念。

2 槽式太阳能热集热系统与燃煤机组热力系统的集成

按照不同热需求、不同形式将槽式太阳能集热系统与燃煤机组热力系统进行集成，可以实现太阳能侧与燃煤机组侧的联合运行。澳大利亚Eric Hu课题组最早提出太阳能热与燃煤机组的耦合方法(系统示意图如图 1所示) ^[4]，将太阳能热作为辅助热源替代汽轮机抽汽进入常规电厂回热系统，并基于澳大利亚维州某燃煤机组进行分析，结果表明采用太阳能热系统收集的辅助热源替代汽轮机抽汽进入常规电厂回热系统后，燃煤机组发电功率可提高约30%。

燃煤机组回热系统的作用是提高锅炉给水温度，使工质在锅炉内的平均吸热温度升高，通过增加抽汽量，减少汽轮机的排汽冷源损失，提高机组效率。基于以上研究成果，进一步将经太阳能集热系统聚焦后的导热油作为换热流体全部或部分取代已建燃煤发电机组热力系统的回热抽汽，可形成由已建燃煤机组系统、槽式聚光集热系统、油-水加热系统及熔盐储能系统组成的太阳能热-燃煤-储能联合运行系统(以下简称为联合运行系统)，示意图见图 2。

蒸汽发生系统设备作为热交换枢纽，将太阳能热量输入已建燃煤机组热力系统取代部分燃煤热量。在太阳能集热场防凝时，利用煤电机组辅助蒸汽系统作为防凝热源，在导热油防凝蒸汽加热器中加热导热油，防止导热油温度降至防凝温度65 ℃以下。熔盐电加热器可转化储存弃风、弃光交易电量。

油-水加热式联合运行系统中，集热场峰值功率达到一定程度后可全部替代高压加热器抽汽对高压给水进行加热。当集热场输出热量达不到峰值功率时，可以通过调节抽汽、给水流量部分替代高压加热器抽汽，也可以利用储能系统对集热场输出热量进行储存，然后根据机组运行工况要求择机释放储热，为高压给水系统提供热量。当流经槽式太阳能集热系统的导热油加热给水用于取代回热抽汽时，被取代的原回热抽汽能够继续在汽轮机中做功增加系统出力，对于燃煤机组而言，因取代了部分燃煤热量而提高了系统经济性。

3 联合运行系统的优势 3.1 提高闲置设施的利用率

目前，全国燃煤发电装机冗余较多，大量设施闲置或非满负荷运行，使得电厂人员配置超出实际需求，造成人力、物力的大量浪费，增加了设施自然折旧比例，影响投资者的收益。

现阶段，国家大力支持太阳能热发电技术，新建槽式太阳能热系统时，通过与已建燃煤机组热力系统联合运行，并在熔盐储能系统中增加熔盐电加热器，利用此系统将弃风、弃光交易电量变为热量储存到熔盐储能系统中，可使闲置的燃煤机组和因弃风电、光伏造成的闲置风机和光伏发电系统得到高效利用^[5-6]。

3.2 降低新建工程投资

建设单独的槽式太阳能热发电站时，汽轮机房、机组冷却装置、变压器、出线架构、辅助锅炉房、辅助燃料设施区、水处理设施等常规发电岛设施均需新建，这部分投资比例就占整个电站投资的20%~30%。而采用与已建成的燃煤发电厂联合运行的方式，即可节省这部分投资。

以导热油作为传热介质的槽式太阳能热系统中，为了导热油防凝、提供启动蒸汽和冬季采暖供热，需建设辅助燃料供暖系统。辅助燃料可以选用煤、天然气等原料，考虑到槽式太阳能热发电站属清洁能源发电的性质，以及为了避免燃煤对集热场的影响，目前基本都选用天然气作为辅助燃料^[1]。联合运行系统中太阳能集热场防凝时，利用煤电机组辅助蒸汽系统作为防凝热源输入导热油防凝蒸汽加热器中，可以防止导热油温度降至防凝温度(65 ℃)以下。启动蒸汽和冬季采暖供热均可依托已建燃煤发电厂。

除此之外，办公楼、宿舍楼、仓库、汽车库等公共设施以及厂外交通运输、送电系统均可依托已建燃煤电厂，大幅降低了新建工程的投资。

3.3 优化能源利用结构

联合运行系统利用了太阳能资源，降低燃煤消耗，同时提高了燃煤机组发电功率，对节约能源、环境保护、提高能源使用效率均有显著效果，符合国家倡导的理念和政策要求。

单独的槽式太阳能热发电站中采用天然气作为辅助燃料建立供暖系统，解决导热油防凝、提供启动蒸汽和冬季采暖供热，而联合运行系统则利用煤电机组辅助蒸汽系统作为防凝、启动、供热的热源，以低品位蒸汽热源代替高品位天然气能源，不仅实现了能源阶梯利用的设计理念，同时节省了在单独的槽式太阳能热发电站中建设供暖系统的成本，更节约了整体电站的厂用电能耗，增加了电站整体收益。

3.4 为解决弃电难题提供新途径

联合运行电厂中新建槽式太阳能热系统按其相应的发电功率参与上网，燃煤发电部分按计算的最优经济功率配比参与上网，已建燃煤发电系统和新建槽式太阳能热系统均能发挥其最佳的经济效益，使整个电站达到双赢效果。除此之外，将弃风、弃光交易电量变为热量储存到熔盐储能系统，一定程度上降低弃风、弃光带给投资者的不利影响。

3.5 融合多种能源发电系统探索路径

目前，我国现有发电系统的特点是以单一发电系统的纵向延伸为主，而多种能源发电系统之间的物理互联和信息交互较少。在新能源发电行业内一直尝试着多能互补、协调优化的模式，但在传统的发电系统与新能源系统之间尚未找出1种合理的融合模式。原因在于：

(1) 二者所依赖的能源特性不尽相同，其生产、转换的原理不一样，相互之间互补协调存在能源天然特性的障碍。

(2) 二者所属管理部门不同，政策层面上相互独立，缺少管理体制的融合。

(3) 二者之间缺乏能源转换的有效介质以及转换后的有效交换机制，存在技术和市场双重障碍。

而联合运行模式可有效解决上述难题，为融合多种能源发电系统探索路径，符合国家《能源发展“十三五”规划》中提出的“构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系”目标要求。

4 联合运行系统站区总平面布置注意事项

联合运行系统对太阳能资源、土地资源的要求与独立的槽式太阳能热发电站基本相同^[3]，因受太阳能资源、土地资源、燃煤电厂布局及方位、风向频率等因素的制约，联合运行系统并非适合于所有已建燃煤电厂，本文主要分析系统间相互关联关系、已建燃煤电厂布局及方位、环境因素等对总平面布置的影响。

4.1 系统间相互关联关系

联合运行电厂中槽式太阳能热系统集热场的构成基本与独立的槽式太阳能热发电站相同；动力区主要包含熔盐储能区、油盐换热器、熔盐电加热器、导热油泵、导热油膨胀罐及净化系统区、油水换热器、导热油防凝加热器、防凝泵等设施，无汽轮机房、机组冷却装置区、变压器区、出线架构区、水务区、辅助锅炉房、辅助燃料设施区、办公生活区等设施。油盐换热器、熔盐电加热器一般情况下布置在熔盐储能区，共同构成储能系统。

动力区中与集热场有关联的设施有熔盐储能区、油盐换热器、导热油泵、导热油膨胀罐及净化系统区、油水换热器；与已建燃煤发电机组有关联的设施有熔盐储能区、油水换热器、导热油防凝加热器、防凝泵、熔盐电加热器，其中除了熔盐电加热器外其他设施均与已建燃煤发电厂的汽机房及除氧煤仓间相互关联。熔盐电加热器主要与已建燃煤发电厂的变压器区、出线架构区有关联。站区总平面布置时应综合考虑上述生产工艺之间的关联关系，合理布置各设施。

4.2 已建燃煤电厂布局及方位 4.2.1 建构筑物的阴影

燃煤电厂构、建筑物均较为高大，会在其东、西、北侧场地形成较长的阴影，对槽式太阳能热集热场造成非常不利的影响，如果完全避开此阴影区域的话，在新建槽式太阳能热系统与已建燃煤电厂中间会出现较宽空地，征地区域扩大。所以新建槽式太阳能热系统宜布置在已建燃煤电厂南侧，若通过新建槽式太阳能热系统的动力区的优化布置或采用其他有效操作(如建设绿化观光区等)充分利用中间的空地时，新建槽式太阳能热系统可以布置在已建燃煤电厂的其他方位。实际工程中，可以利用以下公式求得构、建筑物影子长度的具体影响，计算示意图见图 3。

太阳的方位角和高度角主要与当地纬度、太阳赤纬角、太阳时角有关^{[2, 7-8]}，其计算公式为：

(1)

(2)

(3)

式中 φ—当地纬度，北半球为正，南半球为负；

δ—太阳赤纬角，δ=23.45sin[360(d_n+284/365)]；其中，d_n为当日在一年中的序数，取值1~366；

ω—太阳时角；

sign(ϕ)—符号函数，当地纬度ϕ为正时，sign (ϕ) =1；ϕ为负时，sign(ϕ) =－1；ϕ为0时，sign (ϕ) =0；

t₀—当地时区的时间，h；

L_L—当地的经度；

L_H—当地时区对应的经度。

北纬地区冬至日时影子最长，根据上述公式计算冬至日上午09：00燃煤电厂烟囱(烟囱高度按210 m测算)的影子长度在东西、南北方向的分量分别约为560 m和620 m。

4.2.2 热损失

为了降低管道的热损失，尽量缩短集热场与动力区、动力区与汽轮机房及煤仓间之间的距离。一般情况下，燃煤电厂布局中，附属及辅助生产区域布置在主厂房固定端，而扩建端除厂区道路外无其他设施。所以新建槽式太阳能热系统宜布置在已建燃煤电厂扩建端。

综合上述2方面影响，在固定端朝北、扩建端朝南布局的已建燃煤电厂南侧适宜建设槽式太阳能热系统。

除此之外，已建燃煤电厂的燃油区、氢气站区也会对槽式太阳能热系统集热场的布置造成一定影响，设计时应注意其方位和安全距离。

4.3 环境因素

燃煤电厂中输煤系统、灰渣系统会产生较大的灰尘污染，槽式太阳能热系统集热场站址周围的大气污染会直接影响集热效率^[5-6]，因此在选择燃煤电厂时，应对其输煤系统、灰渣系统的环保措施进行考察论证。

另外，还需对当地的风向频率，与燃煤电厂的输煤系统、灰渣系统、氢气站区方位，以及槽式太阳能热系统集热场方位3者之间的关系进行技术分析，尽量使槽式太阳能热系统集热场布置在燃煤电厂中的输煤系统、灰渣系统以及氢气站区全年最小频率风向的上风侧^[7-8]。

5 结语

依托已建燃煤发电厂建设槽式太阳能热发电联合运行系统具有很多优势，虽然目前尚无实际运行案例，但该方式在理论上完全可行，符合我国当前电力行业发展形势。