带有温跃层储能系统的抛物面槽式发电厂的对比热工技术分析：在摩洛哥采用不同传热介质进行的多气候条件模拟

《Case Studies in Thermal Engineering》：Comparative techno-thermal analysis of a parabolic trough power plant with thermocline storage: Multi-climatic simulations in Morocco using different heat transfer fluids

　　伊马内·奥塔纳（Imane OUTANA）|拉尼娅·扎尔（Rania ZHAR）|萨娜·穆斯林（Sana MOUSLIM）|穆斯塔法·艾特·哈桑（Mustapha AIT HSSAIN）|路易莎·拉比（Louiza RABHI）|贾瓦德·迪乌里（Jaouad DIOURI）|舒克里·梅萨乌迪（Choukri MESSAOUDI）
跨学科应用研究实验室 - LIDRA，国际阿加迪尔大学 - Universiapolis，阿加迪尔，摩洛哥

摘要：
过去几十年里，人们对替代性和可持续的热能和电力生成方式产生了浓厚的兴趣，特别是集中式太阳能发电（CSP）技术及其集成的热能存储（TES）系统。本研究使用TRNSYS仿真软件，建立了一个抛物面槽式（PT）发电厂模型，并采用了一种成本效益较高的单罐TES系统。将该模型应用于摩洛哥的案例研究后，评估了不同气候区域内的热性能，同时考察了五种不同的传热流体（HTFs）和储能介质。通过比较，确定了每个区域的最佳HTF/储能介质组合，并提出了一种比传统双罐TES系统更经济的替代方案。这些替代方案使用太阳能盐混合物（二元熔盐、Hitec和Hitec XL）作为HTF或储能介质，取代了传统的导热油（Therminol VP1和Dowtherm A）。仿真结果显示，尽管导热油的年最高热效率略高（Therminol VP1为38.87%，而太阳能盐为36.95%-37.35%），但后者尤其是Hitec和Hitec XL在成本上具有显著优势：其储能成本分别为19.86美元和13.24美元，而Therminol VP1的成本为73.50美元。Dowtherm A作为一种基于油的替代品，比Therminol VP1更具经济性。所有配置下的热平准化成本（LCOE）基本相同（2.25-2.34美分/千瓦时），总资本支出在1.7134亿至1.7727亿美元之间。这些研究结果证实，Hitec和Hitec XL提供了最具成本效益的储能解决方案，并在性能上表现出色。所提出的仿真模型具有普遍适用性，只需更新气象输入数据即可用于全球各地CSP电厂的性能评估。

术语表：
ASF（总面积，m2）
Cp（比热容，J/kg·K）
CSF（CSP集热器单位面积的投资成本，美元/m2）
MM（质量，kg）
?（质量流量，kg/h）
ρ（密度，kg/m3）
Qabs（集热器接收的太阳辐射，W）
Qloss,TES（储能罐中的热损失，kJ/h）
QSF,TES（从集热器场传递到储能罐的热量，kJ/h）
Qu（提供给流体的热功率，W）
Tamb（环境温度，°C）
Th（最高温度，°C）
Tin（流体入口温度，°C）
Tl（初始温度，°C）
Tout（流体出口温度，°C）

希腊字母符号：
ρ（密度，kg/m3）

缩写：
ADEREE（可再生能源与能源效率发展局）
CAPEX（资本支出）
CRF（资本回收因子）
CSP（集中式太阳能发电）
DMT（双介质温跃层）
DNI（直接法向辐照）
E-W（东西方向）
H（热交换器）
HN.SE（东西方向水平轴；东-西跟踪）
HTF（传热流体）
LCOE（平准化能源成本）
MASERN（摩洛哥可持续能源局）
MENAM（中东和北非）
MSP（摩洛哥太阳能计划）
NREL（国家可再生能源实验室）
OPEX（年度运营和维护成本）
PTC（抛物面槽式集热器）
PTPP（抛物面槽式发电厂）
SMT（单介质温跃层）
TES（热能存储）
TRNSYS（瞬态系统仿真程序）

1. 引言
在大多数中高温应用中，通常采用CSP集热器来产生所需的热量，这些热量可直接使用或转换为电能。提高太阳能集热器的性能是实现高效且经济可行的集中式太阳能发电技术的关键目标。其中最受研究的太阳能热技术之一是抛物面槽式集热器（PTC），该技术旨在提升光学和热效率[1]。已经开发了多种复杂程度的模型来预测和优化集热器性能。Manikandan等人[2]综合了所有用于提高PTC热效率和光学效率的技术，并评估了经济可行性和项目可行性。Y?lmaz等人[3]回顾了现有研究，评估了PTC的光学和热性能，并提出了改进措施。Bellos等人[4]对商用PTC进行了能量和性能研究，使用了7种不同的传热流体（包括Therminol VP1和硝酸盐二元熔盐），在各自适用的温度范围内进行了测试。结果表明，在700 K出口温度下，Therminol VP1的热效率高于硝酸盐二元熔盐（分别为426.85°C vs 326-426°C）。C. Li等人[5]开发了一个复杂的计算模型，利用超临界CO2循环分析CSP系统的性能，通过改进集热器设计显著降低了热损失并提高了热效率（从29.20%提高到34.23%）。S. Ruiz-Moreno等人[6]提出了一种基于神经网络的模型预测控制策略，通过简化神经控制器实现了实时操作，使功率输出提高了99.99995%，同时计算时间减少了99.9999%。除了控制方法外，通过研究储能流体的性质还可以进一步提高集热器的热效率。

许多研究仅关注集热器本身，而其他研究则考虑了热能存储（TES），这已成为解决可再生能源间歇性和废热管理问题的关键因素[8]。关于TES，已有大量案例研究，包括传统双罐存储和成本较低的单罐温跃层存储。例如，Vannerem等人[9]实验研究了流体分布对温跃层存储性能的影响，证明填充床温跃层系统的稳定性。D. Le Roux等人[10, 11]研究了使用热空气和陶瓷组件的水平温跃层配置在高容量储能系统中的性能。T. Lucio-Martin等人[12]实验验证了这种设计概念的适用性，表明混凝土在425°C以下的温度范围内表现出良好的隔热性能和热性能。Daniele Cocco等人[13]比较了双罐直接储能系统和温跃层储能系统，发现前者的性能略优。Fasquelle等人[14]模拟了带有温跃层储能系统的50 MWe发电厂，证明用温跃层储能系统替代双罐系统可降低22.3%的储能成本。

热传输流体的选择也是设计的重要因素，Wang等人[15]的研究表明不同流体金属对储能容量的影响至关重要。H.M. Ali等人[17]研究了多种储能材料，强调了它们的独特优势，如提高的热导率和多个相变温度。Mattia Cagnoli等人[18]开发了一种新型单介质间接温跃层储能系统，采用 Flat-Coil 结构的热交换器和熔盐（Hitec XL）作为储能介质。研究表明，减小内部通道直径虽会增加充电时间，但能提高顶层盐的温度。最近，关于此类储热罐结构/布局的研究也取得了进展，Farahani等人[19]提出了基于AI模型的创新几何配置。X. Ju等人[20]提出了一种结合大容量填充床和小型双罐存储系统的方案，实现CSP厂的灵活运行。Lappalainen等人[21]在Almería太阳能平台上验证了间接熔盐储能系统的性能，模拟结果与实际温度、压力和流量测量数据吻合良好。

经济和环境评估对TES的推广至关重要。Boukelia等人[22]证明熔盐作为TES介质优于Therminol VP1，从LCOE和资本支出角度看均更具优势。Diane Le Roux等人[23]优化了Andasol CSP厂的温跃层储热罐几何结构和填充材料，将环境影响降低了19%，LCOE降至10.8欧分/千瓦时。更先进的概念还包括混合感热-潜热温跃层系统，N. Ahmed等人[24]提出了这种系统的可行性。在巴基斯坦，Z.u.R. Tahir等人[25]对五个气候区的50 MWe CSP厂进行了技术经济可行性评估，选择了合适的传热流体（Hitec Solar Salt和Therminol VP-1），实现了最佳的能量存储和经济效益。在印度，Desai等人[26]设计了靠近新德里Gurgaon的1 MWe CSP厂，模拟结果表明该系统在New Delhi气候条件下的性能良好。在中东和北非地区，Qoaider等人[27]研究了干冷式抛物面槽式发电厂的优化方案，表明具有较大储能容量的系统在降低成本的同时性能更优。在摩洛哥，Bouhal等人[28]评估了这种技术的适用性，通过物理模型考察了其性能特点和参数影响。仿真结果表明，第6区域的效率相对高于其他研究地点的记录效率。CSP技术完全依赖直接太阳辐射来发电。通常，只有当年太阳直接辐射量（DNI）超过1800千瓦时/平方米（大约每天5千瓦时/平方米）时[29]，其经济可行性才被认为是可行的。摩洛哥拥有丰富的高太阳资源，年DNI超过2500千瓦时/平方米，因此非常适合建设CSP发电厂。Merrouni等人[29]研究了摩洛哥东部地区是否适合建设CSP发电厂，这是他们进行这项研究的动机。最近，他们结合地理信息系统（GIS）和层次分析法（AHP）研究了该地区适合建设大规模热力学发电厂的潜力。摩洛哥东部地区也被确定为建设CSP发电厂的潜力区域，其中湿式冷却技术的适用率为11.7%，干式冷却技术的适用率为5.5%。

此外，基于温跃层的热储存被认为是降低CSP发电厂电力成本的关键解决方案，尤其是使用单罐热储存系统而不是双罐热储存系统。在这方面，我们通过TRNSYS仿真程序进行了年度性能分析，对PTC发电厂的技术可行性进行了研究。本研究选定的位置基于摩洛哥新的气候分区（表1）和摩洛哥太阳能计划（MSP），这些地点具有较高的太阳辐射和足够的DNI，适合实施CSP。首先，进行了仿真来评估发电厂在摩洛哥气候条件下的性能，分析了主要采用的北南（N-S）朝向和东西（E-W）跟踪方式的效果。同时，对每个研究地点进行了多种HTF/储存介质的仿真，以确定最合适的方案，从而为PTC发电厂替代昂贵热油提供了一种具有成本效益的方案。这些发现的一个重要好处是，它们为摩洛哥和其他地区的PTC发电厂中温跃层储存系统的技术经济评估提供了有价值的指导和参考。

尽管关于CSP仿真和热储存系统的文献越来越多，但仍存在一个显著缺口：没有发表的研究同时评估了在多个摩洛哥气候区内集成了单罐温跃层热储存系统的抛物面槽式发电厂，并使用多HTF框架进行比较。具体来说，Bouhal等人[28]评估了摩洛哥各地区的太阳能场性能，但完全排除了热储存系统，并没有比较不同的HTF。Boukelia等人[22]比较了Therminol VP1和熔盐作为PTC发电厂的热储存介质，但使用了传统的双罐配置和单个地点。Fasquelle等人[14]和Cocco等人[13]研究了温跃层储存性能，但仅针对摩洛哥以外的单一地点和单一HTF。国际层面的研究涵盖了多区域评估，但涉及不同的技术和地区。此外，没有现有研究探讨了基于温跃层的PTC系统作为摩洛哥工业过程热应用中的成本效益热能源的潜力，也没有系统地证明这种仿真框架在其他国家的适用性。

本研究通过以下六个原创贡献解决了这一缺口：
- 首次针对摩洛哥的多站点TRNSYS温跃层热储存系统研究。这是首次基于TRNSYS的仿真研究，将抛物面槽式太阳能场与单罐温跃层热储存系统结合，涵盖了摩洛哥六个代表性气候区，符合新的ADEREE分类。
- 同时进行多HTF比较分析。该研究在一个统一的仿真框架内，对五种HTF和储存介质（两种合成热油Therminol VP1、Dowtherm A以及三种熔盐混合物[二元盐、Hitec、Hitec XL]进行了同时比较分析，为摩洛哥的条件提供了首个全面的对比。
- 支持摩洛哥太阳能计划的经济效益替代方案。该研究提出了替代昂贵热油的具有成本效益的方案，直接支持摩洛哥的国家自主贡献（NDC）气候承诺和摩洛哥太阳能计划（MSP），并有助于实现到2030年减少45.5%温室气体排放的目标。
- 为工业太阳能热过程热提供指导。除了发电之外，本研究的结果还为希望通过太阳能过程热（SIPH）系统满足自身热能需求的工业运营商提供了宝贵指导。需要中高温热的行业，如食品加工、化工制造、纺织和海水淡化领域，可以利用这些研究结果来评估安装带有温跃层热储存系统的PTC发电厂的技术和经济可行性，从而减少对化石燃料的依赖，并为摩洛哥的工业脱碳目标做出贡献。
- 适用于全球的仿真框架。本研究开发的仿真模型不限于摩洛哥的特定环境。基于TRNSYS的框架可以完全通用，只需更新来自Meteonorm数据库或其他等效气象源的气候输入数据（DNI、环境温度、风速），即可直接应用于全球任何地理位置。这种通用性使该模型成为其他国家（特别是在更广泛的MENA地区、撒哈拉以南非洲和南欧）的研究人员和工程师评估PTC-温跃层系统的多功能工具，而无需重新构建仿真架构。
- 温跃层热储存作为降低成本策略。研究表明，使用单罐熔盐的热储存系统将每千瓦时的热储存成本降低了3到6倍，为未来摩洛哥和国际CSP项目采用这种热储存架构提供了严格的成本依据。

本文的结构如下：第2节介绍了方法和系统描述，第3节介绍了PT发电厂的热性能分析和仿真模型。第4节评估了集热器和热储存系统的经济性。第5节描述和讨论了获得的结果。最后，第6节列出了主要结论。

2. 方法和系统描述
目前，摩洛哥的气候被划分为六个不同的气候区，这一划分是由国家可再生能源和能源效率发展局（ADEREE）与国家气象中心合作制定的[30]。每个气候区以一个城市为代表（图1），属于每个气候区的城市在表1中列出。因此，当前的分析将关注在这些代表性城市不同气候条件下PT发电厂的热性能，包括集热器和热储存系统。在每个选定的气候区内，我们选择了太阳辐射最佳的几个城市。Agadir被选为第1区的参考城市，第2区选择了另一个城市。对于第4区和第6区，我们分别选择了Midelt（第4区）和Errachidia及Ouarzazate（第6区），后者是摩洛哥太阳能计划中的关键城市。

提出的PT发电厂仿真模型用于预测和分析在不同气候条件下的发电厂热性能，并评估使用适当HTF/储存介质在研究地点建设此类CSP系统的经济可行性。使用不同HTF的目的是确定哪种HTF能带来更高的性能，并提供比昂贵热油更具成本效益的替代方案。选择建模带有集成热储存系统的太阳能PT发电厂是为了确保能源生产的连续性。选择单罐温跃层热储存系统而不是双罐系统是由于后者成本较高，导致生命周期成本（LCOE）增加，而单罐温跃层热储存系统可以降低整体安装成本和LCOE[31]，[32]，[33]。此外，Daniele Coco等人[13]指出，温跃层热储存技术能够减少能源产量。此外，由于该系统使用单一储存罐和经济的固体填充物（双材料温跃层系统），可以节省20%到37%的成本[20]，[34]。

表2. 使用的Luz LS-2抛物面槽式集热器的主要技术参数[39]，[40]，[41]，[42]。
| 参数 | 值 |
| --------------------------- | ---------------------------------------- |
| 集热器类型 | Luz LS 2 |
| 接收器类型 | Scott PTR 70 |
| 孔径宽度 | 3.6 m |
| 集热器长度 | 80 m |
| 孔径面积 | 235 m2 |
| 浓缩比 | 21.8 |
| 镜面反射率 | 0.935 |
| 截距因子 | 0.876 |
| 吸收管外径 | 0.07 m |
| 吸收管内径 | 0.066 m |
| 接收器透射率 | 0.97 |
| 接收器吸收率 | 0.96 |
| 接收器发射率 | 0.095 |

两个主要因素促成了成本节约：一是系统能够在单个罐内隔离热储存材料和冷储存材料[35]；二是可以使用低成本的显热填充层[36]。在此系统中，充电时热流体从罐顶注入，而冷流体从罐底抽出；放电时冷流体从罐底注入，热流体从罐顶抽出[37]。浮力作用维持了热流体和冷流体在温跃层罐中的分离[38]。在充电和放电过程中，形成的界面（称为温跃层或热交换区）会沿着罐轴上下移动。

使用TRNSYS软件进行了一组仿真，以研究单罐温跃层热储存系统。双罐储存配置是CSP设施中最常用的储存方法，即双罐显热储存和潜热储存。而本研究使用的单罐温跃层系统如图2所示，是一种比双罐配置更具成本效益的替代方案，它依靠在单个储存罐内同时容纳热流体和冷流体，并通过热分层实现分离[13]。提出的PT发电厂仿真模型的详细参数如下：本研究采用了Luz LS-2集热器（见表2），集热器的朝向为南北（N-S）。一个集热器的孔径面积为235平方米，浓缩比为21.81，截距因子为0.876。集热器由478个环组成，每个环有8个集热器。对于温跃层热储存系统，单个罐的体积为3000立方米，高度为20米（见表3）。本研究中使用的HTF/热储存介质包括两种类型的熱油和三种熔盐混合物（见表4）。

图1. 摩洛哥的气候分区[56]。

提出的PT发电厂仿真模型用于预测和分析不同气候条件下的发电厂热性能，并评估使用适当HTF/储存介质在研究地点建设此类CSP系统的经济可行性。使用不同HTF的目的是确定哪种HTF能带来更高性能，并为非常昂贵的热油提供成本效益的替代方案。选择建模带有集成热储存系统的太阳能PT发电厂是为了确保能源生产的连续性。选择单罐温跃层热储存系统而不是双罐系统是因为后者成本更高，导致LCOE增加；因此，所使用的温跃层热储存系统可以降低整体安装成本和LCOE[31]，[32]，[33]。然而，Daniele Coco等人[13]指出，温跃层热储存技术还可以减少能源产量。此外，由于该系统使用单一储存罐和经济的固体填充物（双材料温跃层系统），可以节省约20%到37%的成本[20]，[34]。

表4. HTF和储存介质的热性能和成本[43]，[44]，[45]，[46]，[47]。
| 流体 | 冷温度（°C） | 热温度（°C） | 平均密度（kg/m3） | 平均比热容（kJ/kg·K） | 成本（$/kg） | 储存成本（$/kW·h） |
|------------|-----------------|------------------|------------------|------------------|------------------|------------------|
| Hitec太阳能盐（冰点：140°C） | 175 | 53 | 187 | 2.49 | 1.5 | 0.9 |
| Hitec XL（冰点：120°C） | 150 | 50 | 199 | 2.4 | 0.5 | 5.8 |
| 熔盐（冰点：220°C） | 250 | 45 | 187 | 1.6 | 1.1 | 20.1 |
| 合成油 | 250 | 350 | 900 | 2.3 | 43 |
| Therminol VP-1（冰点：12°C） | 50 | 40 | 76 | 5.4 | 2.4 | 5.3 |

3.1. PT发电厂的热性能分析和仿真
数值仿真是研究集中式太阳能发电厂的重要组成部分。无论是从技术经济角度优化电厂设计，还是模拟电厂运行并预测其性能，使用仿真工具都是系统化的做法。在本研究中，我们使用了TRNSYSTransient Energy Simulation软件，在摩洛哥条件下，模拟了带有温跃层热储存系统的PTC发电厂的热性能，使用了五种不同的HTF/热储存介质，其中包括在CSP发电厂中最常用的Therminol VP1，这也是本研究关注的最昂贵的流体。太阳能数据
在聚光太阳能（CSP）工厂中，主要的项目数据是选定地点的直接法向辐照度（DNI）潜力。本研究中使用的DNI数据来源于全球气象数据库Meteonorm。因此，使用太阳能追踪系统收集的DNI取决于其方向。在我们的案例研究中，代表性城市的月度DNI趋势以南北水平轴东西追踪（H E.W）的方式展示在图3中。H E.W是CSP工厂中主要使用的追踪系统，根据我们之前的研究[48]，它被认为是夏季、春季和秋季最合适的追踪模式。

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图3. 五个研究地点的月度DNI

如图3所示，最大太阳辐照度分别出现在Ouarzazate、Errachidia和Midelt城市。虽然冬季Tetouan的月度DNI值低于Agadir，但夏季则相反，Tetouan的月度太阳辐照度高于Agadir。所有研究城市的月度DNI最低值出现在12月，分别为：区域2（Tetouan）49.7千瓦时/平方米，区域4（Midelt）80.3千瓦时/平方米，区域1（Agadir）83.9千瓦时/平方米，区域6（Errachidia和Ouarzazate）88.15千瓦时/平方米和97.3千瓦时/平方米。月度DNI的最高值出现在5月至8月之间，分别为：Ouarzazate 210.76千瓦时/平方米，Errachidia 197.7千瓦时/平方米，Tetouan 183.2千瓦时/平方米，Midelt 182.6千瓦时/平方米，Agadir 171.77千瓦时/平方米。与Agadir和Tetouan（区域1和区域2）不同，Errachidia和Ouarzazate的区域6的太阳能数据具有更高且更均匀的DNI值，其次是Midelt（区域4）。在接下来的部分，将对所有考虑的太阳能工厂子系统在稳态运行下的热力学性能进行分析。

3.2. 太阳能场
为了研究太阳能工厂在各种天气条件下的性能，选择了TRNSYS软件进行模拟研究，因其具有模块化特性、灵活性以及模拟热系统复杂瞬态行为的强大能力。TRNSYS通过能够结合用户定义的组件和气象数据，实现了对太阳能热电站的全面动态模拟，使其非常适合模拟CSP工厂在真实环境条件下的运行变化。大量的验证组件库和用户友好的界面也使得快速设置和迭代优化成为可能，从而可以进行全面的性能分析和设计优化。太阳能工厂模型中的集热器SF和热能储存系统（TES）组件通过正确识别输入和输出以及定义和评估其输出（效率和产生的热能）来分析。在这项工作中，使用了商业上已知且广泛应用的PT集热器Luz LS-2。在全球范围内，许多研究和应用都使用了这种集热器，在摩洛哥的Ouarzazate Noor PT项目中也有使用[49]。基于这些原因，本研究选择了这种PT集热器类型。集热器的效率取决于直射太阳辐射。理论上，系统的效率受到传热流体与周围空气之间的温差的影响。这一依赖性以及其他对SF效率有重大影响的参数也被考虑在内。太阳能场模型包括一个Type 109天气数据处理器。因此，使用Type 4来模拟单罐温跃层储存。还考虑了一个使用Type 2的温度控制器。所有上述组件都是Standard TRNSYS库的一部分。PTC模型（Type 536）基于Duffie-Beckman方程[50]，属于热能系统专家（TESS）库。在这一部分，揭示了SF的能量分析，其中SF孔径区域捕获的总太阳能由以下公式给出：

在太阳能场模型中，Type (536)模拟了PTC的热性能。实际上，这种类型的数学模型定义了集热器的性能，如下方程所示：

上述方程的参数定义如下：
SA是太阳能场孔径面积[平方米]，θ是入射角，FR(τα)n是太阳辐射被集热板吸收并与流经集热器的流体释放的比率，Ib是集热器表面的入射光束太阳辐射，FRUL是集热器的损失系数，ΔT是传热流体的入口温度（Tin）与环境温度（Tamb）之间的温差。此外，太阳能场的能量效率可以定义为：

此外，研究地点的气候参数和数据由Meteonorm使用TMY2输出生成。这些参数和数据被提供给TRNSYS，并使用Type 109来模拟系统并评估其热性能。执行了工厂模型，并记录了结果分析，包括年度和月度数据（即DNI、热量增益、来自TES的能量生成和热效率）。

3.3. 热能储存
在太阳能热力发电厂中，热能储存系统（TES）通过产生稳定且可调度的能量来匹配太阳能供应与负载需求，提供了关键解决方案。这些系统包括储存太阳能热量以供在辐照度低或夜间使用，从而延长工厂的运行时间。如前所述，单罐温跃层储存系统比双罐系统更具成本效益；因此，在本研究中使用了这种系统。这种温跃层系统在同一罐中同时储存热HTF（高温流体）和冷HTF（低温流体），如图2所示。在这个单罐系统中，通常有一个端口在顶部，另一个在底部，分别用于热HTF和冷HTF流。热HTF位于上层区域，而冷HTF位于下层区域，两者之间的区域称为温跃层。HTF/储存介质对CSP工厂中的SF和TES系统起着至关重要的作用。因此，这项研究可以作为在研究地点的天气条件下选择合适的HTF/储存材料的有用指南，既经济又可行。本研究的最终结果涉及五种不同的流体，可以根据每个研究地点的能量和成本标准来选择合适的流体。

3.3.1. 温跃层罐系统
我们的工作中采用了单罐温跃层类型，其中使用的HTF包括热油（Therminol VP1、Dowtherm A）和太阳能盐（Hitec、二元熔盐、Hitec XL），同时作为热储存介质。本研究使用的单罐温跃层模型模拟了TES罐内的热传递过程，该罐从顶部到底部分为“N”个等体积单元。N的值用于确定罐内的分层程度。

为了简化模型，考虑了以下假设：
- 每个单元内的温度分布均匀。
- 忽略了相邻单元之间的热传导。
- 由于罐体体积较大，忽略了HTF的流速。

能量流量通过以下方程计算：

其中Qloss,TES是温跃层储存罐中的热损失，QSF,TES是从集热场传递到储存罐的热量，QTES,load是从TES罐中提取的用于供应负载的热能。

3.4. 热交换器
使用的热交换器（HE）基于TRNSYS中的传递单元数（Nut）效率模型，允许模拟逆流配置下的热传递。

3.5. 其他辅助系统
仅使用化石燃料锅炉用于防冻目的。当HTF温度降至最低允许温度以下时，该锅炉将启动，模型会计算相关的热能消耗。

需要注意的是，TRNSYS Type 4温跃层模型内置了一个辅助加热系统，当任何节点的HTF温度降至最低允许的运行温度以下时（对于每种熔盐定义为T solidification + 20°C：二元熔盐为240°C，Hitec为160°C，Hitec XL为140°C），该系统会激活。相关的辅助能耗Q aux在每个模拟时间步骤中计算，并完全计入报告的年度效率值中。根据绝缘层的热损失（e = 0.3米，k = 0.05 W/米·K）和摩洛哥研究地点的最坏夜间环境温度（Midelt低至?2°C），估计的年度防冻能耗范围为141 MWh（Hitec XL）至241 MWh（二元熔盐），占年度太阳能场热输出的比例不到0.1%。这一可忽略的能耗确认了本研究中热油和熔盐的性能比较是在公平和一致的基础上进行的。

对PTC工厂性能模型的模拟包括SF和温跃层TES，如图4所示，研究了在不同HTF/储存介质下CSP系统在摩洛哥气候条件下的技术适用性。对摩洛哥五个气候地点进行了年度模拟。

4. SF和TES子系统的经济评估
为了补充热性能分析并提供五种HTF配置的比较经济视角，对太阳能场（SF）和温跃层TES子系统的成本进行了评估。由于功率转换模块不在本研究的定义热范围之内，经济分析基于热方面进行，得出：
(i) SF和TES的资本支出（CAPEX），
(ii) 年度运营和维护成本（OPEX），
(iii) 每单位热储存成本（），
(iv) 平准化能源成本（）。
方法和单位成本数据来自CSP文献中的已建立参考文献[22]、[33]，并更新了2023–2024年的最新成本数据[51]、[52]、[53]。

4.1. 太阳能场的资本支出（CAPEX）
太阳能场的资本成本估计如下：

其中CSF,unit是PTC场的特定投资成本[美元/平方米]，ASF = 898,640平方米是总孔径面积。根据NREL关于大规模PTC场（约800,000平方米）的最新数据[51]、[54]，采用单位成本185美元/平方米（2023–2024年）。这一数值与PTC技术的成本下降趋势一致；从2015年的约250美元/平方米降至2023年的184美元/平方米；包括SF管道和摩洛哥特定的安装成本。计算出的值为166.25万美元。这个数值适用于所有五种HTF配置，因为所有模拟中的太阳能场几何形状相同。

4.2. 温跃层TES系统的资本支出（CAPEX）
温跃层TES系统的资本成本分为罐体结构成本和HTF/储存介质成本，遵循Jacob等人[53]和Kuravi等人[43]的方法：

其中 是罐体结构的单位成本[美元/立方米]，VTank = 3000立方米是罐体体积， 是流体密度[千克/立方米]， 是HTF的单位成本[美元/千克]（见表4）。

罐体单位成本取决于所需建筑材料：
- 对于热油（Therminol VP1和Dowtherm A），采用碳钢罐体，单位成本为450美元/立方米（2024年）。热油在400°C以下的操作温度下与标准碳钢化学兼容[33]，使得这种材料成为油基温跃层系统的标准和经济选择。
- 对于熔盐（二元熔盐、Hitec和Hitec XL），需要奥氏体不锈钢316L，单位成本为700美元/立方米（2024年）。熔盐在高温下具有化学侵蚀性，可能导致标准碳钢中的氯化物相关应力腐蚀裂纹，因此需要使用耐腐蚀不锈钢来保证储存罐的长期结构完整性。

4.3. 总资本支出（CAPEX）
总资本支出表示如下：

4.4. 年度运营和维护成本（OPEX）
年度运营和维护成本估计为总资本投资的固定百分比[52]：采用了一个保守的年度值，该值对应于PTC植物报告的2-3%范围内的下限[52][53]。4.5 热能储存成本 热能储存的特定成本定义为总热能储存资本成本除以可用储存容量[54]： (13)其中 是显热储存容量： (14)其中 是总流体质量， 是比热容， 是运行温度范围，如表4.4所示。6. 热能平准化成本（LCOE） 热能的平准化成本使用资本回收因子（CRF）方法计算[22][52]： (15)(16)其中 i = 8% 是与Boukelia等人[22]和摩洛哥标准CSP财务假设相一致的折现率，n = 25年是项目寿命，Qannual,th是从TRNSYS模拟结果得出的年热能产量[kWhth/year]。数值CRF为0.09368。5. 结果与讨论 本研究中开发的TRNSYS模拟模型在三个互补层面上进行了验证，为所呈现的结果提供了坚实的信心基础。- 第一层：TRNSYS太阳能场模型的实验验证：用于太阳能场的TRNSYS模拟模型之前已经在我们的早期工作中[48][55]使用抛物面槽式集热器测试原型针对实验数据进行了验证。验证过程包括比较系统沿多个位置的模拟和测量的HTF温度曲线在连续测试期间的差异。通过绝对百分比误差（APE）评估了模拟和实验之间的一致性，该误差在整个测试期间均保持在可接受的±10%范围内。例如，在第一个测试期间，实验中进水温度从25°C升至82°C，而模拟中为85.8°C，对应于9.93%的APE。后续测试期间的最大绝对温度偏差分别为9.13°C和8.7°C，对应的APE分别为10%和8.4%。这些模拟和实验结果之间的小差异可归因于输入参数的不确定性、环境变化（风速和方向、部分遮挡）以及仪器精度，所有这些都在室外太阳能热测试的正常范围内。这种实验验证确认了TRNSYS模型在真实气候条件下进行PTC热性能模拟的可靠性。- 第二层：针对已发表结果的趋势验证：我们的模型再现了Bouhal等人[28]报告的摩洛哥气候区的空间效率排名，即区域6（Ouarzazate）> 区域4（Midelt）> 区域1（Agadir）> 区域2（Tetouan），从而对模型对特定地点的DNI和气候输入的响应进行了定性验证。- 第三层：定量交叉验证：我们模型的最大月度SF效率（Ouarzazate的Therminol VP1在六月为48%）与Boukelia等人[22]报告的类似PTC-Therminol VP1配置的年平均值48.69%一致，需要注意的是他们的数值代表的是配置平均年值，而我们的数值是峰值月值。系统大小、储存配置和地点的差异解释了剩余的差距。PTC植物性能模型的模拟使用了SF和温跃层TES，如图4所示，以研究在摩洛哥气候条件下使用PTC技术的CSP系统的技术适用性。对五个摩洛哥气候站点进行了年度模拟。模拟结果以月度和年度尺度呈现，旨在分析PT植物在整个年度内的性能变化。图5和图6显示了五个不同气候区域中五种HTF的月度有用热量和月度储存功率。下载：下载高分辨率图片（3MB）下载：下载全尺寸图片下载：下载高分辨率图片（2MB）下载：下载全尺寸图片图5. 五个不同气候区域中五种不同HTF的月度有用热量（a）区域6（Errachidia），（b）区域6（Ouarzazate），（c）区域4（Midelt），（d）区域2（Tetouan）以及（e）区域1（Agadir）。下载：下载高分辨率图片（3MB）下载：下载全尺寸图片下载：下载高分辨率图片（2MB）下载：下载全尺寸图片图6. 五个不同气候区域中五种HTF的月度储存系统能量（a）区域6（Errachidia），（b）区域6（Ouarzazate），（c）区域4（Midelt），（d）区域2（Tetouan）以及（e）区域1（Agadir）。图5展示了摩洛哥五个研究地点每种HTF的月度有用热量。结果显示，使用Therminol VP1和Dowtherm A的月度最大有用增益分别为85.1 MWh和84.7 MWh（Errachidia），88.2 MWh和87.5 MWh（Ouarzazate），77.1 MWh和76.5 MWh（Midelt），75.3 MWh和74.7 MWh（Tetouan），以及66 MWh和65.6 MWh（Agadir）。而对于太阳能盐，则这些最大值分别在81.7 MWh和80.6 MWh（Errachidia），84.6 MWh和83.5 MWh（Ouarzazate），74 MWh和73.1 MWh（Midelt），72.2 MWh和71.3 MWh（Tetouan），63.4 MWh和62.6 MWh（Agadir）之间。正如我们所观察到的，两个地点Ouarzazate和Errachidia的最高有用增益值出现在春季和夏季（4月至8月）。因此，在冬季和春季（11月至5月）Ouarzazate和Errachidia地区的有用热量高于其他地区，在夏季（6月至9月）也是如此。其次是Midelt地区（区域4），其有用热量值高于Agadir（区域1）和Tetouan（区域2）在一年中的所有月份，除了7月（Tetouan）和11月至1月（Agadir）。在最近一项关于摩洛哥地区的研究[28]中，仅研究了SF，并对六个参考地点（对应六个气候区）的热效率和有用增益进行了模拟和比较；年能量率（有用热量）远高于区域6（Ouarzazate）的报告值，其次是区域4。图6显示了温跃层储存罐的月度能量率，该率在夏季增加，并在两个研究地点Errachidia和Ouarzazate达到最高值。这种能量水平在冬季下降，因为它随太阳能的季节性变化而波动。对于Errachidia站点，TES提供的最大能量率在7月达到，分别为7.9 MWh（Therminol VP1），7.21 MWh（Dowtherm A），7.8 MWh（二元熔盐），7.46 MWh（Hitec），以及7.12 MWh（Hitec XL）。另一方面，在Ouarzazate站点，这种月度功率输出在5月最大，分别为8.03 MWh（Therminol VP1），7.28 MWh（Dowtherm A），7.9 MWh（二元熔盐），7.49 MWh（Hitec），以及7.19 MWh（Hitec XL）。可以看出，在Tetouan站点，TES的输出量在7月最大，分别为8.01 MWh，7.24 MWh，7.9 MWh，7.44 MWh，以及7.15 MWh（Therminol VP1），Dowtherm A，二元熔盐，Hitec，以及Hitec XL。此外，在Agadir（5月）和Midelt（6月）站点，TES罐的月度最大能量分别为7.62 MWh，7.39 MWh（Therminol VP1），6.9 MWh，6.68 MWh（Dowtherm A），7.5 MWh，7.33 MWh（二元熔盐），7.05 MWh，6.88 MWh（Hitec），以及6.78 MWh，6.69 MWh（Hitec XL）。圖7展示了年度热能损失到环境中的情况。图表显示，使用太阳能盐的热损失比使用合成油时更大。我们还注意到，Tetouan（区域2）的年热损失低于其他区域，其次是Agadir（区域1），这是由于气候条件（环境温度、风速、湿度）的变化。当我们在Ouarzazate（区域6）使用Hitec XL时，这些损失更高，达到了953.8 kWh，对应的ΔT约为271.4 °C，而在Tetouan（914 kWh）和Agadir（936.6 kWh）中，这些损失较低，对应的ΔT分别为约255.3 °C和264 °C。下载：下载高分辨率图片（957KB）下载：下载全尺寸图片图7. TES罐每年向环境中的热能损失率以及Hitec XL的平均年度温差（ΔT）（罐内流体温度（Tf, Tank）与环境温度（Tamb）之间的差值）。图8显示了使用Therminol VP1、二元熔盐和Hitec的代表性摩洛哥气候站点的太阳能场的热效率，这些代表了最昂贵的（热油）与较便宜的（太阳能盐）HTF/储存介质，同时保证了植物性能的热效率提升。从年度角度来看，结果显示Ouarzazate和Errachidia站点的最高效率值均出现在区域6。Bouhal等人[28]进行的模拟研究得出结论，最高效率值同样出现在区域6（Ouarzazate）。下载：下载高分辨率图片（293KB）下载：下载全尺寸图片图8. 使用Therminol VP1、二元熔盐和Hitec的站立点年度SF热效率。Therminol VP1的最高年度效率出现在Ouarzazate站点，其次是Errachidia站点（区域6），分别为大约38.87%和38.78%。而对于二元熔盐和Hitec，该区域的效率略低于使用Therminol VP1，分别为大约1.52%和1.8%。这意味着在区域6的条件下，Therminol VP1在效率增益方面略优；然而，考虑到其较高的成本，与二元熔盐和Hitec相比，其优势就不明显了。另一方面，Midelt（区域4）可以被视为使用三种HTF的CSP植物的有利地点，其次是Agadir（区域1），然后是Tetouan（区域2），其效率值分别为37.22%，36.89%，35.96%（Therminol VP1）和35.77%，35.47%，35.5%，35.2%，34.58%（二元熔盐），35.5%，35.2%，34.3%（Hitec）。从月度角度来看，所有气候区的效率在最阳光充足的月份显著上升，在阳光最少的月份下降。Boukelia等人[22]的研究中比较了热油和熔盐。结果显示，使用熔融太阳能盐的年平均热效率略低于使用Therminol VP1的年平均热效率，分别为46.11%（熔融盐）和48.69%（Therminol VP1）。表5显示了全年每个月每个研究气候区范围内三种HTF获得的最高效率值。夏季Ouarzazate条件下的最高值分别为6月，分别为48%（Therminol VP1），46%（二元熔盐），以及45.71%（Hitec）。表5. 使用Therminol VP1、二元熔盐和Hitec盐的研究气候区的PT太阳能场的最大月度效率。站点 最高效率（%）（Therminol VP1）最高效率（%）（二元熔盐）最高效率（%）（Hitec）Errachidia 47.9 45.9 45.6Ouarzazate 48 46 45.7Midelt 47 45.1 44.7Tetouan 45.7 43.9 43.5Agadir 46 44.1 43.8开发的模拟模型可以应用于其他城市和国家，以提高未来CSP植物的性能，因为它不仅包含了适用于PTC技术的技术参数，还考虑了特定于地点的因素，如太阳辐照度、环境温度和地理特征。表6总结了使用方程（11）、（12）、（13）、（14）、（15）、（16）和更新后的单位成本计算的五种HTF配置的所有经济指标。Ouarzazate站点（表现最佳的位置）被用作年度热产量的参考。表6. 五种HTF/TES配置的经济评估（Ouarzazate站点，CS = 碳钢；SS 316L = 316L等级不锈钢。CRF = 0.09368（i = 8%，n = 25年））。参数 Therminol VP1 Dowtherm A 二元熔盐 Hitec Hitec XL储罐材料 碳钢 碳钢 SS 316L SS 316L SS 316L (美元/立方米) 450 450 700 700 700 (百万美元) 1.350 1.350 2.100 2.100 2.100 (百万美元) 9.675 8.88 6.40 54.67 42.988 (百万美元) 11.02 510.23 68.50 56.77 45.088 (百万美元) 166.25 166.25 166.25 166.25 166.25 (百万美元) 177.27 176.48 174.75 173.02 171.34运营成本（百万美元/年）3.546 3.53 3.49 3.46 3.427 (百万美元) 73.50 68.70 23.78 19.86 13.24 (每年) 895.38 90.28 50.08 42.08 38.0CRF 0.09368 0.09368 0.09368 0.09368 0.09368 0.09368 (百万美元) 2.25 12.25 42.33 72.33 72.32 4表6中的关键发现如下：- 热能储存成本Cstorage范围从13.24美元/kWhth（Hitec XL）到73.50美元/kWhth（Therminol VP1），证实了熔盐提供的储存成本是热油的3到6倍低。这种优势即使在考虑到用于熔盐的不锈钢316L储罐的较高成本后仍然存在（700美元/立方米对比450美元/立方米），因为其单位流体成本显著较低（0.50–1.19美元/千克对比3.96–4.30美元/千克）。总资本支出（CAPEX）在不同热传输流体（HTF）之间仅略有差异（1.71–1.78百万美元），因为太阳能场成本（1.6625百万美元）占据了总投资的绝大部分。因此，所有配置的热能平准化成本（LCOE）几乎相同（2.25–2.34美元/千瓦时），进一步说明在此系统规模下，HTF的选择对总体成本结构的影响可以忽略不计。因此，HTF的选择主要取决于存储成本效率和热性能，其中熔盐，特别是Hitec XL，提供了最佳的折中方案。需要注意的是，这些数值仅代表热能LCOE（由SF+TES子系统产生的热能成本）。完整的电能LCOE（输送到电网的每千瓦时成本）需要整合电力转换模块和净电力生成，这超出了本研究的范围。这项扩展工作将模拟包括电力转换模块在内的整个工厂，以计算净电力生成和完整的电能LCOE，这是我们正在进行的研究的主要方向，并将在后续研究中进一步探讨。目前对SF和TES子系统的热分析为未来的技术和经济研究提供了坚实的热学基础。

**6. 结论**
在这项工作中，我们对一个包含太阳能场和温跃层存储的PTC（聚光太阳能）工厂的技术和经济可行性进行了模拟研究，使用了五种不同的热传输流体/存储介质，并评估了每种系统的性能。通过比较最有前景的配置/案例的模拟结果，确定了每个研究地点最合适的方案。主要发现和结论如下：
- 对于带有集成温跃层存储的PTC工厂，在所有研究地点，使用合成油（Therminol VP1、Dowtherm A）的效果优于使用太阳能盐（二元熔盐、Hitec、Hitec XL）。尽管从TES获取的电功率在使用Therminol VP1时最高，其次是二元熔盐，然后是Hitec盐，但在这三种情况下，这两种太阳能盐都是更合适的HTF/存储介质，因为它们的成本最低且性能优异。
- 对于合成油工厂，相比Therminol VP1（4.3美元/千克），Dowtherm A（3.96美元/千克）是更有利可图且成本效益更高的选择；而对于二元熔盐（1.19美元/千克），Hitec盐（0.95美元/千克）和Hitec XL（0.5美元/千克）也是更经济的选择。由于它们在SF和TES中的高效率以及较低的成本，可以说当用作HTF时，太阳能盐比Therminol VP1更具成本效益。在Ouarzazate和Errachidia两个地点，使用Therminol VP1时的年最大效率分别约为38.87%和38.78%。在第六区（Zone 6），二元熔盐和Hitec的效率高于其他区域，分别低约1.52%和1.8%。
- Midelt（第四区）被认为是使用这三种HTF建设CSP（聚光太阳能）工厂的有利位置，其次是Agadir（第一区），Tetouan（第二区）的效率分别为37.22%、36.89%、35.96%（Therminol VP1）和35.77%、35.47%、34.58%（二元熔盐）以及35.5%、35.2%、34.3%（Hitec）。
- 由于气候参数（环境温度、风速等）的不同，Tetouan地区TES储罐系统的年热损失小于其他地区。
- 从经济角度来看，本研究中的成本评估表明，熔盐——特别是Hitec XL（13.24美元/千瓦时）和Hitec（19.86美元/千瓦时）——是基于温跃层的PTC系统中最具成本效益的存储解决方案，尽管需要使用更昂贵的不锈钢储罐材料，但其存储成本仍比热油低3到6倍。总资本支出在所有配置中为1.7134至1.7727百万美元，热能LCOE为2.25–2.34美元/千瓦时。
基于本研究的结果，确定了未来研究的两个方向：首先，最自然且直接的扩展是将电力转换模块（涡轮机、冷凝器和发电机）集成到模拟模型中。这将使我们能够计算净电力生成、总效率、工厂容量因子以及完整的电能平准化成本（LCOE）。这项包含所有工厂子系统（包括防冻设备和防腐存储材料）的资本支出和运营成本的扩展工作是我们正在进行的研究的主要方向，并将在后续研究中详细探讨。未来的工作将综合考虑水力损失、泵送功率及其对净电力生成的影响。其次，我们将研究对这里研究的单介质温跃层存储系统的改进方案，即填充床双介质温跃层系统，即在储罐内除了HTF外还填充低成本的固体填充材料（如石英岩、陶瓷颗粒或混凝土）。由于本研究基于纯流体（单介质）温跃层作为基准，因此使用相同的摩洛哥地点、相同的HTF和相同的TRNSYS框架，可以直接比较填充床配置与单介质配置的成本节省情况[38]。