熔融盐储热系统集成混合太阳能热电站的动态模拟与连续发电性能研究

本研究针对太阳能热电站(STPP)间歇性供电难题，创新性地将熔融盐双罐储热系统(TES)与混合式PTC-LFR集热系统集成，建立了全厂动态模型。通过两天地域模拟验证了系统在昼夜及多云条件下的连续发电能力，并对比分析了印度杰伊瑟尔梅尔与希萨尔两地的年发电性能差异，为可再生能源稳定并网提供了关键技术支撑。

　　

在全球能源转型背景下，太阳能热发电技术(Concentrated Solar Power, CSP)因其可存储、可调度的优势备受关注。然而传统太阳能热电站(STPP)面临"看天吃饭"的窘境——太阳落山即停产，云层遮挡就减产。这种间歇性不仅制约电站经济效益，更威胁电网稳定性。印度国家太阳能研究所(NISE)的科研团队敏锐捕捉到这一痛点，他们发现现有研究存在两大空白：一是储热系统(TES)动态模型多孤立分析，缺乏与电站的整体耦合；二是商业软件TRNSYS/SAM等无法提供系统内部变量的精细洞察。

为破解这些难题，Dibyajyoti Baidya团队在《Renewable Energy》发表创新研究。他们以印度古尔冈1MW混合式太阳能热电站(HSTPP)为原型，创造性地将抛物槽式集热器(PTC)与线性菲涅尔反射器(LFR)的优势互补，并集成熔融盐双罐间接储热系统。通过建立全厂动态模型，首次实现了从集热、储热到发电的全链条数字化仿真。

研究采用三大关键技术：1) 基于能量/质量守恒定律构建熔融盐储热系统动态方程，包含油-盐换热器(OSHX)和双罐系统的耦合建模；2) 改进现有HSTPP模型，新增夜间冷却模块提升真实性；3) 运用印度气象局实测数据，对杰伊瑟尔梅尔(28°25'N)和希萨尔(29°09'N)两地开展全年8760小时动态模拟。

【Plant overview】
电站设计突破性地组合PTC(光学效率68%)与LFR(成本低30%)，通过LT/HT双油罐缓冲热波动。熔融盐系统采用间接配置，工作温度293-393^°C，相比直接式提升4.75%?效率。

【Modeling of thermal storage】
动态模型揭示储热系统关键参数：OSHX换热面积215m²，HST/CST容积比1.25:1。验证显示储热效率达92%，夜间释热8小时仍维持蒸汽压力40bar。

【HSTPP operation procedure】
创新启动策略分冷/热启动两阶段：冷启动时PTC优先加热LT罐油温至280^°C，热启动则利用储热系统1.5小时内恢复满负荷。

【HSTPP-TES simulation case studies】
案例1演示48小时连续运行：借助储热系统，夜间发电量达日间63%，多云时段涡轮机转速波动<±2%。案例2揭示地域差异：杰伊瑟尔梅尔年发电量比希萨尔高27%，得益于其DNI年均值达6.8kWh/m²/day。

该研究标志着太阳能热发电技术迈向"24/7"可靠供电的重要突破。所建模型不仅能精确预测不同气候条件下的电站表现，更可为储热系统容量优化提供决策支持。特别值得注意的是，团队发现间接式储热配置虽增加5%投资成本，但通过提升4.75%?效率可实现2.3年回收期。这些发现为发展中国家在《巴黎协定》框架下的能源转型提供了可复制的技术方案。未来研究可进一步探索相变材料(PCM)与熔融盐的复合储热系统，有望将能量密度提升至现有系统的1.8倍。