槽式太陽能熱發電系統數值模擬研究

李博，苑曄

(1.電力規劃設計總院，北京 100120； 2西北電力設計院有限公司，西安 710075)

0 引言

太陽能熱發電技術是利用太陽光聚集能量，通過換熱裝置提供的蒸汽來驅動汽輪機組做功發電[1-3]的技術，具有可儲能、可調峰、可連續穩定發電、可集中規模化利用清潔能源的優點。與常規火電不同，太陽能熱發電系統的經濟配置受太陽能資源、聚光集熱場規模、儲熱容量的影響較大，其中集熱場投資可占系統投資50%以上。因此，合理優化太陽能熱發電系統對節約投資和運行成本至關重要。一般來說，在開展太陽能光熱項目前期階段需借助電站仿真軟件對聚光集熱場規模、儲熱時間進行優化，得到發電量、成本電價等系統經濟性數據的初步估計值，為項目提出初步可行性方案。

國內一些學者采用自主開發的計算程序對太陽能熱發電系統進行了數值模擬[4-5]，主要是針對發電量的計算及技術經濟指標的優化，但目前更多的還是采用免費的商業化軟件進行電站的優化工作[1,6]?？捎糜趯μ柲軣岚l電系統進行技術經濟性評估的免費商業化軟件主要有美國可再生能源實驗室(NREL)開發的系統顧問模型(SAM)軟件以及德國宇航局(DRL)開發的Greenius軟件。已公開發表的資料中多使用SAM軟件進行太陽能熱發電站的經濟性配置研究，而對Greenius軟件，目前尚未見到公開發表的研究。我國目前正在積極發展光熱發電產業，對電站仿真軟件的深入研究有利于為光熱發電項目的開展提供更加可靠的依據。

鑒于以上考慮，本文利用SAM和Greenius兩種電站仿真軟件，選取我國西部適宜進行光熱電站開發的地區，對50 MW典型配置的槽式太陽能熱發電系統[7]進行數值模擬，重點考察月發電量、年發電量、年利用小時數、光電效率等關鍵經濟性數據，探討兩個軟件對槽式太陽能熱發電系統模擬結果的差異，為光熱發電系統的優化提供參考。

1 數值模擬研究條件

本文選取我國西部地區適合建設光熱電站的兩個地區，分別采用SAM和Greenius軟件對典型配置的50 MW槽式太陽能熱發電系統進行數值模擬，所模擬的太陽能熱發電系統的配置見表1。集熱場采用Euro Trough ET150型聚光集熱器，每個集熱器回路包含4個集熱器組合(SCA)，每個SCA長150 m，開口反射面積為817.5 m2，集熱器回路的總采光面積可達3 270 m2。采用Schott PTR70 2008型集熱管，集熱管外徑為70 mm，吸收率為96%。傳熱介質采用導熱油，集熱場回路入口油溫為293 ℃，出口油溫為393 ℃。儲熱介質采用熔鹽(w(NaNO3)=60%，w(KNO3)=40%)，空冷汽輪機主蒸汽壓力為10 MPa，主蒸汽溫度為383 ℃，這里忽略了管路的沿程溫降，汽輪機設計效率為37.8%。

表1 50MW槽式太陽能熱發電系統配置

太陽輻射量具有隨機性，根據各年的太陽輻射量數據來計算相關的工程設計參數，其結果會有很大的誤差。根據多年的氣象數據得出具有代表性的太陽輻射數據，建立工程代表年，以充分反映長期的太陽輻射變化規律。工程代表年通過整理多年光資源數據，得到具有典型代表性的光資源數據，并以此為依據對太陽能光熱電站進行設計。根據氣象資料，A地區的設計年用太陽法向直接輻射(DNI)值為1 847.9 (kW·h)/m2，B地區的設計年用DNI值為1 877.9 (kW·h)/m2。軟件中兩個地區的設計點DNI值均為900 W/m2。

圖1 成本電價隨儲熱時長的變化曲線

圖2 192回路下成本電價隨儲熱時長變化曲線的SAM和Greenius計算對比

2 不同鏡場規模的儲熱時長優化分析

首先采用SAM軟件對A，B地區的鏡場規模和儲熱時長進行優化。優化計算的前提是電網調度不受限制，汽輪發電機組能滿負荷發電則滿負荷發電。圖1為128，156，186，192回路數下，A，B地區的成本電價隨儲熱時長的變化曲線。從圖1可以發現，兩個地區在不同鏡場規模條件下的儲熱時長優化分析曲線變化趨勢一致。在特定鏡場規模條件下，成本電價隨儲熱時間的增加，呈現先降低后升高的趨勢，存在一個最優儲熱時間，使得成本電價最低。當儲熱時長較小時，提高鏡場規模會增加成本電價，是不經濟的，但當儲熱時長增加時，提高鏡場規模會降低成本電價，使得電站運行更加經濟。

從圖1不難看出，192回路時系統技術經濟性最優，A，B地區的最優成本電價分別為1.020，1.025 元/(kW·h)，對應的儲熱時間均為9 h。這里需要指出，由于目前國內尚沒有已經投運的商業化太陽能熱發電站，本文只對各系統設備的成本進行初步核算和估計。

3 SAM計算和Greenius計算對比分析

為了清楚地表示出SAM和Greenius計算結果的差異，圖2給出了192回路條件下，成本電價隨儲熱時長變化曲線的SAM和Greenius計算對比。從圖2可以發現， A，B地區的SAM和Greenius計算結果相似，成本電價變化趨勢類似，均呈現先降低后增加的趨勢，兩個軟件的計算結果均顯示最優儲熱時長為9 h。Greenius計算的A，B地區的成本電價分別為1.044，1.023 元/(kW·h)，與SAM計算得到的1.020，1.025 元/(kW·h)相比，差異在3%以內，這說明SAM和Greenius的經濟性評價模型計算結果基本一致。

下面以鏡場規模為192回路為例，考察不同地區、不同儲熱時長工況下，兩個軟件的月發電量計算差異。圖3所示為192回路下，儲熱時長分別為9，10，11 h的A地區月發電量計算結果。兩種計算方法的計算結果均表明5月的發電量最高；SAM計算得到的1～5月的月發電量明顯低于Greenius的計算結果，SAM計算得到的6，7月的月發電量高于Greenius的計算結果，其他月份兩個軟件的計算結果基本一致。總體來說，兩個軟件的月度發電量計算結果差異并不明顯。

圖3 192回路下A地區月發電量

圖4 192回路下B地區月發電量

儲熱時長/hSAM計算結果年發電量/(MW·h)年利用小時/h光電效率/% Greenius計算結果年發電量/(MW·h)年利用小時/h光電效率/%9165758331514.29 168832337614.5610169189338414.50 171755343514.8011172145344314.84 174220348415.02

表3 B地區電廠經濟性指標參數計算結果對比

圖4所示為192回路下，儲熱時長分別為9，10，11 h的 B地區月發電量計算結果。兩種計算方法的計算結果均表明5月的發電量明顯高于其他月份；SAM計算得到的3月發電量明顯高于Greenius的計算結果，兩個軟件計算得到的2月的發電量基本一致，除了這兩個月份以外，其他月份，SAM的計算結果明顯低于Greenius的計算結果。此外，通過對比圖3和圖4發現，由于B地區的資源優于A地區，因此B地區5—9月的月度發電量明顯高于A地區該時間段的月度發電量。

表2、表3給出了A，B地區電廠經濟性指標參數的計算結果。從表3可以發現，在考察的3種儲熱時長工況下，SAM計算的A地區年發電量、年利用小時數及光電效率均低于Greenius的計算結果。在儲熱時長為9，10，11 h的工況下，年發電量差異為1.8%，1.5%和1.2%。從表4可以發現，在考察的3種儲熱時長工況下，SAM計算得到的B地區年發電量、年利用小時數及光電效率也低于Greenius的計算結果。在儲熱時長為9，10，11 h的工況下，年發電量差異為2.7%，2.6%，2.3%，差異隨著儲熱時長的增加而減小。這說明在不同的地區以及不同儲熱時長工況下，SAM計算得到的技術經濟性指標均低于Greenius計算得到的結果。

接下來，以A地區9 h儲熱工況為例進行進一步分析可能造成年發電量計算結果差異的原因。SAM計算得到的集熱場輸出用于做功發電的能量為450 725 MW·h，而Greenius計算得到的這一數據為478 610 MW·h，兩者相差5.8%。本文采用了成熟的商業化集熱器和集熱管，兩個軟件對跟蹤精度、吸收效率、余弦損失、端部損失等參數設定是一致的，且導熱油的回路進、出口溫度也設定一致，但導熱油在回路中的流量流速、集熱管散熱損失等參數在兩個軟件中的設定均有差異，這有可能導致散熱量計算的差異，從而導致鏡場輸出熱量存在差異。

鏡場輸出用于做功發電的能量包含兩部分，一部分直接進入汽輪機做功發電，另一部分則進入儲熱系統準備發電用。Greenius計算得到的儲熱系統儲放熱量為4 340 MW·h，SAM計算得到的該數值為4 250 MW·h，差異較小。通常情況下，儲熱系統的效率均設定為99%，因此可以判定儲熱系統的熱損失不會是發電量計算差異的來源。在汽輪機模塊方面，Greenius的輸入參數需寫入特定的輸入文件中，計算矩陣需要根據具體的機組參數、換熱介質的進出口溫度、額定背壓等信息輸入，因此，不同的機組可能會產生的不同的計算矩陣，且機組循環效率隨負荷變化，也就是說不同負荷工況的循環效率不同。而SAM的汽輪機模塊設定為具有一次再熱的朗肯蒸汽循環系統，其循環效率與換熱流體的流速、溫度及背壓條件都有關系。在SAM界面中，輸入以上信息的額定值，系統會自動匹配最優的汽輪機系統和空冷或濕冷系統，進行非設計工況下的計算。

因此，根據以上分析可以發現，Greenius和SAM在技術經濟指標計算方面的差異主要來源于聚光集熱場熱量輸出計算以及汽輪機模塊。

4 結論

本文利用SAM和Greenius兩種電站仿真軟件，選取我國西部適宜進行光熱電站開發的地區，對50 MW典型配置的槽式導熱油太陽能熱發電系統進行了數值模擬，重點考察了發電量、年利用小時數、光電效率等關鍵經濟性數據，探討兩個軟件對槽式太陽能熱發電系統進行模擬時的差異。

在192回路的儲熱時長優化計算中，SAM和Greenius軟件的計算結果相似，最優儲熱時長的計算結果一致。在相同工況下，兩個軟件計算得到的月發電量差異并不明顯。SAM計算得到的年發電量、年利用小時數和光電效率的結果低于Greenius的計算結果。分析發現，這種差異可能來源于鏡場熱量輸出計算以及汽輪機模塊。由于目前我國尚未有建成的商業化太陽能熱發電機組，未來仍需要用實際運行數據對兩個軟件的相關模型進行驗證。