燃煤电厂改造为含储热可再生能源太阳能电站的技术经济评估

《Journal of Energy Storage》：Techno-economic assessment of converting a coal-fired power plant into a renewable solar power plant with thermal energy storage

　　

：将燃煤电厂改造为太阳能光热设施在技术经济上具有可行性。混合光热-光伏（CSP-PV）电站在高夜间容量因子下可与卡诺电池（Carnot battery）成本相当。复用现有动力岛可显著降低基于热力系统的资本支出（CAPEX）。对于长时放电场景，储热（TES）性能优于电池储能。运行策略是太阳能改造项目竞争力的决定性因素。该研究发表于《Journal of Energy Storage》。

论文解读文章

一、研究背景与问题提出

全球电力部门脱碳进程不仅需要大规模部署可再生能源技术，还需要具备灵活调节能力的资源来保障供电安全，并在太阳能资源不足时段提供零碳电力。光伏（PV）发电成本在过去十年大幅下降，已成为许多地区成本最低的发电技术，但其出力依赖波动的太阳辐射，且对电网提供的惯量支撑有限。电池储能系统（BESS）成本近年显著下降，是成熟且响应迅速的储能方案，但对于大容量储能而言成本仍然偏高。相比之下，热能储存（TES）在长时储能领域具有成本优势，并已在采用熔盐工质的太阳能光热发电（CSP）电站中得到高温验证。

与此同时，全球仍有大量燃煤电厂在役。据国际能源署数据，若现有全球煤电机组按典型寿命运行，将排放约330 Gt CO?，对气候目标构成重大障碍。全球约有9000座燃煤电厂、总装机约2185 GW，其中多数位于新兴和发展中经济体。2022年燃煤发电排放创历史新高，约15.5 Gt CO?。尽管部分区域退役加速，但2024年新增装机仍超过退役规模，主要来自中国和印度。据全球燃煤电厂追踪数据库，煤电机组通常在运行约38年后退役，而到2035年仍可能有约1780 GW现有煤电容量在运。

在此背景下，将现有燃煤电厂改造为可再生能源设施具有吸引力：可复用动力岛、电网接入等宝贵基础设施，显著降低投资成本并加速可再生能源部署。这种改造可与CSP电站结合，也可采用基于电转热（P2H）组件的卡诺电池形式。同时，PV成本骤降使CSP在白天的发电竞争力下降，但大规模电化学储能成本高昂，使得CSP与PV的混合电站具有吸引力——白天利用低成本PV电力供电并同时通过电转热技术充电储热，夜间则利用储热通过动力岛发电。

尽管已有大量关于混合CSP-PV系统的研究，但对混合CSP-PV、卡诺电池、独立CSP电站和PV-BESS配置在不同运行策略下的系统性技术经济比较，尤其是在燃煤电厂改造背景下，仍鲜有研究。运行策略（如基荷运行与基于储能的夜间调度）对系统性能和成本的影响也常被忽视，尽管它强烈影响最优电站设计与竞争力。

二、研究内容与结论概述

本研究针对智利北部安加莫斯（Angamos）燃煤电厂改造为多种基于太阳能发电与储能的可再生能源配置，开展了详细的技术经济评估。研究分析了五种系统方案：带TES的抛物面槽式混合PV-CSP电站、带TES的塔式混合PV-CSP电站、独立CSP塔式电站、带BESS的PV电站，以及基于PV、电加热器（EH）和TES的卡诺电池系统。每种方案均在褐地（brownfield，复用现有动力岛）和绿地（greenfield，新建动力岛）两种情景及不同运行策略下进行评估。分析聚焦平准化电力成本（LCOE）以及反映夜间发电能力的指标，为从燃煤发电向可再生能源发电转型中的成本、可调度性与系统设计之间的权衡提供见解。

三、关键技术方法

研究人员使用了德国宇航中心（DLR）太阳能研究所开发的greenius软件进行完整能源系统模拟，该工具可对典型运行年的发电量进行计算并评估经济参数。动力岛性能图谱采用EBSILON? Professional软件计算，定日镜场与塔式吸热器性能图谱采用HFLCAL光学模型获得，该模型已通过光线追踪验证，场效率偏差约1%。气象数据方面，使用Meteonorm软件生成了安加莫斯站点的典型气象年（TMY）数据集，时间分辨率为1小时。安加莫斯燃煤电厂动力岛模型基于运营商提供的详细热平衡图在EBSILON? Professional中建立并验证，模拟净出力为250.9 MW_el，毛效率43.5%。改造后动力岛以560 °C主蒸汽运行，熔盐温度范围为565 °C至300 °C，经验证在额定设计条件下盐-蒸汽发生器最小温差保持5 K。

四、研究结果

4.1 运行策略对系统性能的影响

研究定义了三种运行策略：基荷运行（Baseload，24/7连续供电，白天PV供电并充电储热，夜间通过TES或BESS放电）、基于储能的夜间真实PV运行（Night-Real，仅夜间发电，白天PV完全用于充电，多余电力弃电）以及基于储能的虚构PV夜间运行（Night-Fict，假设恒定且无限的白天PV供电，充电电价设为20 $/MWh_el，作为标准化基准）。运行策略对电站最优设计与LCOE有决定性影响。

4.2 五种技术方案的比较

槽式混合电站（Trough Hybrid）通过电加热器作为温度提升器（booster），将熔盐温度从槽式集热场出口提升至565 °C，匹配现代塔式电站运行条件，兼顾成熟槽式技术与更高储能和转换效率。塔式混合电站（Tower Hybrid）将PV与中央吸热塔系统、并联EH和熔盐TES集成，固有高温（约565 °C）提升动力岛效率并降低单位储能成本。独立塔式电站（Tower）仅由中央吸热系统、TES和动力岛组成，完全依赖法向直接辐射（DNI）。PV-BESS配置由PV电站与电池储能耦合，利用电池高效率与快速响应特性。卡诺电池系统（Carnot）由PV电站、TES和EH组成，无CSP集热器，构成电-热-电（P2H2P）系统。

4.3 褐地与绿地情景对比

复用现有动力岛的褐地方案可显著降低基于热力系统的资本支出，因为动力岛和电网接入等基础设施无需新建。绿地方案需安装全新动力岛，投资成本更高。

4.4 储热与电池储能的比较

对于长时放电场景，热能储存（TES）在成本上优于电池储能。混合CSP-PV电站在高夜间容量因子下可与卡诺电池成本相当，而PV-BESS组合在储能容量超过约四小时后成本劣势明显。

五、讨论与结论

研究结果表明，将燃煤电厂改造为太阳能热力设施在技术经济上可行。复用现有动力岛可显著降低投资成本。运行策略是决定改造方案竞争力的关键因素。热储能（TES）在长时放电场景下优于电池储能（BESS），混合CSP-PV电站在高夜间容量因子下可与卡诺电池成本相当。该研究为全球大量在役燃煤电厂的低碳转型提供了系统的技术经济比较框架，对电力部门脱碳和基础设施再利用具有重要参考价值。论文发表于《Journal of Energy Storage》。