塔式太陽能熱發電系統關鍵設備優化配置研究

南京南瑞太陽能科技有限公司 ■ 王啟揚 談友飛 林晨

江蘇省太陽能技術重點實驗室 ■ 蔣川

南京嘉業新能源有限公司 ■ 袁銀鳳

0 引言

隨著石油、煤炭、天然氣等能源迅速消耗并面臨枯竭的威脅，太陽能作為一種可再生的清潔能源，其開發和利用已受到世界各國的普遍關注[1]。從1950年蘇聯設計、建造世界第一座塔式太陽能熱發電的小型試驗電站至今，許多國家相繼建立起不同形式的太陽能示范電站及商業化電站[2,3]。在這些電站中，以槽式和塔式為主，其中槽式光熱發電技術已相對成熟，塔式光熱電站由于技術要求更高，前期投入更大，其發展稍滯后于槽式光熱電站。但塔式電站也具備一定的優勢，如規模性效益更強、光-熱-電轉換效率更高、系統熱損失更小等[4]。因此，許多國家也逐漸將目光投向大規模塔式光熱電站。

槽式光熱電站的集熱模塊具有相對獨立性，其規模可進行物理疊加。但塔式電站圍繞其中心集熱塔建造，在擴大集熱規模的過程中，會造成大氣傳輸因子、余弦效率、占地面積、集熱塔高度等一系列因素的非線性增長。塔式電站雖然具有規模性效益，但并非單體規模越大越好。另外，由于不同地區的自然條件存在差異，適宜建造的電站規模也不同。本文通過對塔式光熱電站能量轉化內在機理的理論分析，建立聚光系統、吸熱系統和儲熱系統的數學模型，并結合System Advisor Model(SAM)仿真軟件，以太陽直射輻照值(DNI)為主要考查因素，分析不同地區建造塔式光熱電站的適宜規模，并對系統關鍵設備進行優化配置研究。

1 數學模型建立

1.1 聚光系統模型

通過分析并建立不同地理位置太陽輻射模型，建立圓形聚光鏡場的數學模型，考慮鏡子的相關損失，建立單個鏡子集熱能力的表達式。最后，建立整個鏡場集熱能力與面積的關系模型。

鏡場總輻射能量Erad與鏡場鏡子個數Nm、鏡場面積Sfield間的關系為：

太陽的直射幅照度I(t)表達式為：

1.2 吸熱系統模型

塔式光熱電站的吸熱系統包括聚光塔頂的吸熱器、蒸汽發生器、過熱器等裝置，完成從鏡場吸收的輻射能量到蒸汽熱能的轉換[5,6]。

吸熱工質吸收的集熱場輻射能量，一部分被存儲在儲熱系統的高溫熔鹽罐內，另一部分與蒸汽發生器進行換熱，加熱水工質，產生蒸汽[7]。本節建模對吸熱器與蒸汽發生器之間熔融鹽工質的能量傳遞過程與儲熱系統能量調度進行簡化處理，可得到熔鹽工質與蒸汽發生器換熱的輸入熱量：

式中，QB為熔融鹽工質傳遞進蒸汽發生器的熱量，J；ηre為集熱器效率；λe為熔鹽工質輸送到蒸汽發生器的占比。

蒸汽發生器受熱部分的水工質連續性方程式為：

式中，vt為蒸汽發生器受熱面內部總容積，m3；ρa為蒸汽發生器中汽水工質的平均密度，kg/m3；Dec為入口給水流量，kg/s；Ds為過熱器出口蒸汽流量，kg/s。

1.3 儲熱系統模型

吸熱器吸收總能量為Qre，在儲熱系統建模過程中對輸入能量進行簡化處理，假設根據電站實際運行工況，吸熱器吸收的總能量中有λe用于發電，得到蓄熱系統能量輸入為：

式中，Qst為蓄熱系統輸入熱量，J。

儲熱系統通過換熱器的能量輸出為：

式中，d為管徑；h為傳熱系數，W/(m2·℃)；A為傳熱面積；ti為入口水溫，℃；to為出口水溫，℃；tm為定性溫度，℃；tw為管壁溫度，℃。

2 仿真優化研究

2.1 塔式光熱電站最佳規模研究

在本節研究中，選取DNI值分別為2791.4(Daggett)、2606.6(Las Vegas)、2422.2(Tonopah)的3個地區作為模擬地域。塔式光熱電站模擬容量為40～350 MW，梯度為10 MW。集熱塔高度和集熱器規格，采用SAM內嵌軟件迭代計算得到。

在以上3個地域，對不同容量的塔式光熱電站進行仿真分析，得到不同地區能量均化成本(LCOE)與容量的關系曲線如圖1所示。

圖1 不同地區LCOE與容量關系曲線

對3組數據分別比較得到：

1) DNI值越高的地方，越適合建造塔式光熱電站，建站成本越低。

2)電站容量在40～200 MW區間內，隨著規模的擴大，單位功率造價越便宜，規模化效益表現明顯；電站容量在200～280 MW區間內，電站單位功率造價趨于平穩；電站容量在280～350 MW區間內，規模越大單位功率造價反而上升，說明不利因素的影響比重逐漸擴大。

根據美國能源署(DOE)對不同容量電站進行的成本仿真分析對比結果顯示，塔式電站最合適的裝機規模為250 MW，相對于100 MW的塔式電站參照模型來看，其LCOE可下降20%。當超過這一范圍繼續增加裝機規模，其LCOE不降反升。通過對照，模擬結果基本吻合。但是，由于實際建造時的影響因素較多，最優塔式光熱電站規模需根據當地土地資源、水資源、負荷情況及資金狀況等多重因素綜合考慮。

2.2 塔式光熱電站定日鏡最佳規格研究

定日鏡是塔式光熱電站最主要的組成部分之一，占整個電站基礎投資的50%。從20世紀80年代的Solar One塔式光熱電站開始，定日鏡的規模化應用已有30余年，但縱觀各個電站，定日鏡的規格卻各有不同[8,9]。本次將通過對配備不同尺寸定日鏡的塔式光熱電站進行仿真分析，研究其最優化配置的問題。

本節將LCOE和總面積作為主要考核對象，定日鏡尺寸(正方形結構)和電站容量值為參變量，其余參數均保持一致。為避免氣候對仿真結果的影響，在研究過程中均選取Daggett(DNI=2791.4)作為模擬地域。塔式光熱電站的額定容量分別選取250 MW和10 MW，定日鏡的邊長從2～20 m，梯度為1 m。

通過仿真分析，得到定日鏡尺寸與LCOE Real(實際值)關系曲線和定日鏡尺寸與總面積關系曲線如圖2、圖3所示。

根據仿真數據可得到以下規律：

1) 在兩種規模的電站中，隨著定日鏡尺寸的增加，LCOE 實際值都呈先降后升的規律；

圖2 Daggett地區兩種規模塔式電站定日鏡尺寸與總面積的關系曲線

圖3 Daggett地區兩種規模塔式電站定日鏡尺寸與LCOE 實際值的關系曲線

2) 250 MW電站LCOE實際值的最低值所對應的定日鏡邊長為12 m，而10 MW電站LCOE實際值的最低值所對應的定日鏡邊長為6 m；

3) 在兩種規模的電站中，隨著定日鏡尺寸的增加，總面積值都呈現增長的規律。

由此可得出，對于不同規模的塔式光熱電站，定日鏡最優尺寸不同，且規模大的電站對應的定日鏡最優尺寸更大。在相同規模的塔式光熱電站中，大定日鏡的土地利用率小于小定日鏡。

在實際工程建設中，定日鏡的最優尺寸選取需充分考慮生產制造能力、控制難度、抗風強度、安裝調試成本等因素，根據項目的實際情況分析而定。

2.3 塔式光熱電站吸熱器優化配置研究

根據結構，塔式光熱發電站中吸熱器主要包含表面式和空腔式兩類。兩種類型的吸熱器各具優缺點，在選擇過程中需考慮多方面的因素。其中主要包括電站容量、地理位置等[10,11]。本次將針對表面式吸熱器的規格進行仿真研究。

本節將吸熱器面積作為主要考核對象，定日鏡尺寸(正方形結構)和電站容量值為參變量，其余參數均保持一致。在研究塔式光熱電站額定容量與吸熱器設計規格的關系時，考慮不同地域對設計要求的影響，在研究過程中均選取Daggett(DNI=2791.4)和 Tonopah(DNI=2422.2)作為對照仿真地域，電站容量從40～300 MW，梯度為10 MW。在研究定日鏡尺寸與吸熱器設計要求的關系時，考慮塔式光熱電站額定容量的影響，分別選取250 MW和10 MW的塔式光熱電站作為對照組，定日鏡的邊長從2～17 m，梯度為1 m。

通過仿真分析，得到電站容量與吸熱器面積間的關系曲線如圖4所示，定日鏡邊長與吸熱器面積間的關系曲線如圖5所示。

根據仿真研究得到的關系曲線可得出以下幾點結論：

1) DNI值對塔式光熱電站吸熱器的設計規格沒有明顯影響；

2) 隨著塔式光熱電站設計容量的增加，吸熱器表面積也呈相應增長，且接近線性關系；

圖4 不同地區塔式光熱電站額定容量與吸熱器面積關系曲線

圖5 Daggett地區不同規模塔式光熱電站定日鏡尺寸與吸熱器面積關系曲線

3) 在小容量塔式光熱電站中，定日鏡尺寸的增加會導致吸熱器表面積的微量增長；

4) 在大容量塔式光熱電站中，定日鏡尺寸的增大對吸熱器表面積的影響較小。

電站容量增加，就需傳熱介質在單位時間內獲得更多的熱量，在溫度梯度一定的情況下，為增加熱通量需增大換熱面積，這也驗證了隨著塔式光熱電站設計容量的增加，吸熱器表面積也呈現相應增長的現象。在小容量塔式光熱電站中，定日鏡尺寸的增加會使聚集的光斑增大，進而導致吸熱器設計規格的增大；在大容量塔式光熱電站中，因定日鏡尺寸改變而增大的光斑相對于吸熱器尺寸偏小，因此不會對吸熱器的設計規格造成影響。

2.4 塔式光熱電站儲熱系統最佳容量研究

儲熱是指將能量轉化為在自然條件下比較穩定的熱能，并加以儲存的過程。在太陽能光熱電站中，當負荷降低時，利用蓄熱裝置可把多余熱能暫時儲存起來。由于太陽能自身的非連續性，蓄熱器的放熱還可用于補充高峰負荷的需要。因此，蓄熱可實現供電的削峰填谷，從而保證電能并網的穩定性和連續性[12,13]。

在本節研究中將采用帶熔鹽儲熱的塔式光熱發電模型，傳熱、儲熱介質為60%NaNO3+40%KNO3的二元復合熔鹽，儲熱系統為冷、熱雙鹽罐結構。為充分考慮光照強度及電站規模對儲熱系統最優化容量的影響，擬選取Daggett(DNI=2791.4)和Los Angeles(DNI=1800)作為仿真地域，電站規模選取10 MW和100 MW兩種，儲熱系統容量以滿足電站按額定功率發電1 h所需容量為計算單位。儲熱系統容量從額定功率發電1 h所需容量起，以等差數列遞增，梯度為1 h。

通過仿真分析，得到儲熱系統容量(Full Loads Hours of TES)與能量均化成本(LCOE 實際值)間的關系曲線如圖6所示。

圖6 塔式光熱電站儲熱系統容量與LCOE實際值關系曲線圖

根據仿真數據可得到以下結論：

1)配置儲熱系統能有效降低LCOE 實際值，但有一個最佳范圍，過高或過低都將影響電站的經濟性；

2)同一地區，不同規格塔式太陽能光熱電站儲熱系統的最優化容量相同，表明儲熱系統容量與電站設計規格的比值與電站規格無關，而取決于當地光照條件；

3)不同地區，相同規格塔式太陽能光熱電站儲熱系統的最優化容量不同，且DNI值越大的地區所需儲熱系統容量越大，表明在光照條件越好的地區配置大容量儲熱系統能更好地提高資源利用率。

在此次研究中，集熱場規模與電站額定功率的比值固定。而在實際應用中，為了實現快速調峰功能，集熱場規模與電站額定功率的比值是不同的。因此，在儲熱系統容量的設計過程中需考慮當地光照條件、集熱場規模與電站額定功率的比值、提高儲熱系統容量引起技術難度的增加這幾個因素。

3 驗證分析

經過對塔式光熱發電系統關鍵設備優化配置的研究，得到了相應結論。以下將國內某地區作為擬建地點，進行驗證分析。

選取內蒙古阿巴其地區作為仿真地點，當地的地理及氣象數據如圖7所示。

圖7 阿巴其地區地理及氣象數據

此次仿真中選取電站額定裝機容量為250 MW，在定日鏡規格選取中，結合仿真結論及國內外已建成的塔式光熱電站，選擇正方形定日鏡，邊長為12 m。采用表面式吸熱器，傳熱介質為二元復合熔融鹽，儲熱容量選取7 h最優容量。

通過仿真計算，最終得到電站運行數據。其中電站總造價為19.2748億美元，平均年發電量為9.41785億kWh，能量均化成本為15.38美分/kWh，電站平均月發電量如圖8所示。

圖8 電站平均每月發電量

根據優化配置仿真結論選取各關鍵設備規格，在內蒙古阿巴其地區以250 MW塔式電站作為仿真對象，其經濟性較好，在一定程度上驗證了關鍵設備優化配置研究的結論，可供實際工程建設參考。

4 結論

通過對塔式太陽能光熱電站容量、定日鏡尺寸、吸熱器規格和儲熱系統容量4個方面進行研究，得到大容量塔式光熱發電系統關鍵設備優化配置的結論有如下幾點：

1)塔式光熱電站的規模性效益很明顯，200 MW電站的單位功率造價比50 MW電站的單位功率造價能降低約10%，電站的最優化規模在200～280 MW之間。

2)對于定日鏡尺寸無確切的最優值，但具有整體規律：電站容量越大，對應的定日鏡最優尺寸越大。在實際設計過程中，定日鏡的尺寸需根據建造工藝、安裝、控制、當地自然條件等因素進行綜合考慮。

3)隨著塔式光熱電站容量增長，吸熱器設計規格相應增大。在小容量塔式光熱電站中，定日鏡尺寸的增大要求吸熱器規格增大；在大容量塔式光熱電站中，定日鏡尺寸的變化對吸熱器的設計規格影響較小。

4)儲熱系統能有效提高塔式光熱電站的資源利用率，從而降低能量均化成本，光照條件越好需儲熱系統的配比越高，同一地區不同規格電站的儲熱系統最優化配比相近。

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