用于工业过程供热的小规模抛物槽式集热器系统的技术经济与?分析评估——以龙舌兰酒产业为例

《Processes》：Techno-Economic and Exergetic Assessment of a Small-Scale Parabolic Trough Collector System for Industrial Process Heat: A Case Study in the Tequila Industry

　　

工业部门占全球能源消费的34%，其中热能需求占74%，且主要来源于化石燃料。工业过程太阳能供热（Solar Heat for Industrial Processes，SHIP）为低—中温应用（80–250 °C）提供了一条可行的脱碳路径——该温度范围涵盖了龙舌兰酒生产等工艺。然而，针对农工业场景中小规模、模块化系统的一体化技术—?—经济评估仍然较为缺乏。本研究针对墨西哥哈利斯科州（Jalisco, México）一家龙舌兰酒生产设施中集成的2.5 MWth抛物槽式集热器系统及温跃层热能储存（thermocline thermal energy storage，TES）开展了技术、热力学与经济性评估。基于7种太阳能倍数配置的参数分析识别出为经济最优方案，其年太阳能分数为35%，CO₂减排幅度为33.5%，平准化供热成本（levelised cost of heat，LCoH）为75.19 USD/MWhth，较燃料油基准低16.3%，在完全加速折旧条件下的投资回收期为13.39年。系统?效率（23–28%）接近独立锅炉（6.31%）的4倍；分析还进一步量化了在以上的收益递减现象，并表明墨西哥的加速折旧政策显著拓宽了经济可行的设计空间。这些发现为在天然气受限、高辐照工业区域中集成工业过程太阳能供热（SHIP）提供了可复制的技术—?—经济分析框架，从而支撑新兴经济体的脱碳实践。

该论文发表于《Processes》，围绕工业中温过程热脱碳这一关键议题，系统评估了小规模抛物槽式集热器（Parabolic Trough Collector，PTC）系统在龙舌兰酒工业中的集成应用可行性。研究背景在于，全球工业部门是终端能源消费和温室气体排放的重要来源，其中热能需求占工业能源消耗的绝大部分，而太阳能热技术在工业供热中的占比仍然极低。对于80–250 °C这一低—中温区间，工业过程太阳能供热（Solar Heat for Industrial Processes，SHIP）被认为是替代化石燃料、实现过程热脱碳的现实路径。墨西哥工业部门能源消费中非可再生能源占比较高，且部分地区天然气基础设施不足，使得燃料油在工业蒸汽供应中仍占据重要地位。龙舌兰酒行业正是这一问题的典型代表：其生产过程需要持续稳定的中温蒸汽，现有系统高度依赖燃料油锅炉，虽有部分企业采用生物质锅炉，但受制于规模、原料可得性和运行条件，仍难以完全替代化石燃料。与此同时，哈利斯科地区具有较高的太阳辐照资源，为太阳能热利用创造了良好条件。然而，既有研究多偏重理论分析或大规模项目，针对中小规模、模块化、可改造接入现有工厂的PTC系统，特别是同时结合技术、?和经济性的综合评估仍较为不足。因此，开展本研究具有明显的工程现实性与方法学价值。

基于上述背景，研究人员以墨西哥哈利斯科州Tequila地区一家大型龙舌兰酒蒸馏厂为案例，构建并评估了一套额定2.5 MWth的小规模SHIP系统。该系统采用Power Trough 250（PT250）抛物槽式集热器，传热流体为Therminol VP1，并配置5 h容量的温跃层热能储存（TES），储热介质为Hitec-XL盐。系统与现有蒸汽管网及燃料油锅炉耦合运行，通过“太阳能直接供热—储热充能—储热放热—锅炉补燃”的调度逻辑满足工艺热负荷。研究人员以太阳能倍数（solar multiple，SM）为核心参数，对7种配置进行全年逐时模拟，在能量分析（第一定律）与?分析（第二定律）基础上，结合LCoH、净现值（net present value，NPV）、内部收益率（internal rate of return，IRR）、投资回收期及温室气体减排量等指标，识别最优设计方案并分析场规模放大带来的收益递减特征。研究结论表明，最优配置可实现35%的年太阳能分数、33.5%的CO₂减排，并使LCoH低于燃料油基准；同时系统年?效率显著高于独立燃料油锅炉，显示出太阳热用于中温工业热负荷时更优的热力学品质。研究还指出，墨西哥所得税法下100%加速折旧政策显著改善了项目经济性，是推动该类系统部署的重要制度条件。总体而言，该研究为高辐照、天然气受限地区的工业太阳能供热改造提供了可复制的综合分析框架，对新兴经济体工业脱碳具有实践意义。

研究人员采用的主要关键技术方法可概括如下：首先，以墨西哥哈利斯科州Tequila一家大型龙舌兰酒生产设施为案例样本，依据其2025年全年7728 h运行负荷建立工艺供热边界；其次，构建经实验验证的非迭代热工水力学模型，对PTC太阳场中传热流体温度与压力沿程变化进行逐时计算，并耦合单节点温跃层TES模型与分级调度模型开展全年仿真；再次，基于能量效率与?效率框架，对太阳场、换热器、TES和锅炉耦合系统进行第一定律和第二定律分析；最后，在不同太阳能倍数下开展参数分析，并结合LCoH、NPV、IRR、投资回收期、燃料节约率与温室气体排放因子核算经济与环境效益。

在研究结果方面，论文首先给出了“3.1. Design-Point System Performance”的结果。研究人员将春分日正午设为设计工况点，以此作为太阳场定容和性能比较基准。参数分析表明，随着太阳能倍数增加，总传热流体质量流率、并联回路数、总开口面积、TES体积及充热换热器面积均同步增加，而由于每个回路中的集热器数量固定，雷诺数与压降在各方案中保持不变，说明不同构型具有一致的热工水力边界。设计点下，系统总能量效率与总?效率随太阳能倍数增加而单调下降，反映出太阳场扩大后，超出过程热需求的部分会引起更高的光学与热损失，边际利用率下降。设计日逐时结果进一步显示，系统在早晚时段受入射角增大与热损失增加影响，输出较低，中午附近接近峰值；更大的太阳能倍数虽可增加峰值热功率并形成更多可储存富余热量，但也会使一部分辐照收益被损耗所抵消。

在“3.2. Annual System Performance”部分，研究人员从全年运行尺度评估系统表现。能量太阳能分数与?太阳能分数均随太阳能倍数增大而上升，但在较低倍数区间增长更快，超过约1.4后增幅明显放缓，显示出明确的收益递减规律。与仅由燃料油锅炉供热的基准相比，SHIP系统在所有方案中均可降低燃料油消耗，燃料节约率总体呈上升趋势，但同样在中高倍数后边际节约下降。容量因子在各方案间变化不大，表明太阳场与TES对负荷的贡献具有较强稳定性；储热循环因子则在中等太阳能倍数附近达到峰值，说明此时太阳富余热与储热容积之间的匹配关系最佳。全年平均能量效率高于全年平均?效率，两者均随太阳能倍数增大而下降。值得注意的是，独立燃料油锅炉虽然能量效率较高，但其?效率仅为6.31%；相比之下，SHIP系统年?效率达到23–28%，约为锅炉的近4倍，表明对于181 °C左右的中温蒸汽需求，太阳热相较燃烧供热具有更优的热力学匹配性。综合太阳能分数、燃料节约率、容量因子和储热循环表现，研究人员认为最优太阳能倍数位于约1.2–1.5区间。

在“3.3. Economic and Environmental Assessment Results”部分，研究人员进一步比较了不同税收抵扣情景下的经济可行性。投资回收期分析显示，各税收情景下的最短回收期均出现在同一最优太阳能倍数，完全加速折旧条件下可降至13.39年，无折旧优惠时则为15.56年。净现值结果表明，最优方案在所有抵扣水平下均能取得最高NPV，而过小或过大的太阳能倍数都会削弱盈利性；在缺乏税收激励时，仅有限倍数区间维持正NPV。内部收益率分析与之相一致，最优方案IRR最高，并在若干激励情景下高于贴现率门槛。LCoH结果显示，所有SHIP方案的供热成本均低于燃料油基准，其中最优方案在100%折旧抵扣条件下达到75.19 USD/MWhth，较基准89.78 USD/MWhth降低16.3%，即便无抵扣也仍具成本竞争力。环境评价方面，基准锅炉全年排放5,491,994 kg CO₂，而不同SHIP方案均实现了显著减排，最优配置的CO₂减排幅度为33.5%，CH₄与N₂O亦按相近比例下降，说明太阳热集成具有明确的减排效益。

在讨论部分，研究人员重点解释了太阳能倍数增加后系统性能变化背后的热力学机制。论文指出，能量效率与?效率对太阳能倍数的响应呈现相反趋势：随着太阳能占比提高，燃料油锅炉更多在低负荷下运行，过量空气率升高、固定散热损失占比上升以及启停损失加剧，导致基于第一定律的能量效率下降；但从第二定律视角看，太阳热替代了高品位化学燃料输入，显著减少燃烧过程?损失，因此系统?效率提高。研究据此强调，混合太阳能—化石燃料供热系统不能仅用第一定律指标评价，必须结合?分析才能准确揭示系统真实性能。研究还讨论了收益递减的根源：在固定过程热负荷和5 h储热能力约束下，太阳场一旦超过工艺与储热系统可吸纳的范围，新增集热面积只能产生受限可用收益，无法同比扩大太阳能分数和燃料替代效果。经济性方面，过小太阳场不能充分替代昂贵燃料油，过大太阳场则因CAPEX上升和弃热增加而削弱回报，因此存在明确的最优尺度。论文同时指出，墨西哥100%加速折旧政策显著拓宽了经济可行设计空间，使原本边际可行的项目转变为具有更强投资吸引力的方案。

论文结论部分可译述如下：本研究对集成于墨西哥哈利斯科州龙舌兰酒生产设施中的小规模抛物槽式集热器系统开展了综合性的技术—?—经济评估。研究建立并采用了经验证的非迭代热工水力学模型，并将其与第一定律和第二定律分析耦合；随后通过7种太阳能倍数配置的参数扫描识别最优系统设计，并刻画热力学性能、燃料替代和财务可行性之间的权衡关系。分析表明，是全部评价指标下的经济最优方案。该配置可实现35.0%的年能量太阳能分数，使CO₂排放较燃料油基准降低33.5%，并实现75.19 USD/MWhth的LCoH，较基准低16.3%；在完全加速折旧条件下，对应NPV为0.87 million USD、IRR为9.51%、投资回收期为13.39年。集成系统的年?效率为23–28%，接近独立燃料油锅炉6.31%的4倍，证实了太阳热在中温工业过程供热中具有更优的热力学品质。研究还发现，在以上存在一致的收益递减现象，即进一步增加集热面积仅带来极有限的太阳能分数与燃料替代提升，却会持续恶化能量效率与?效率。研究同时表明，墨西哥所得税法中的100%加速折旧政策是推动该系统经济可行性的关键条件，可显著缩短回收期并提高净现值。总体而言，该研究为高辐照、天然气受限工业区域的SHIP部署提供了可复制的技术—?—经济分析框架，并证明小规模抛物槽系统可作为化石燃料依赖型中温工业供热场景中的可扩展脱碳路径。