基于SAM的塔式太陽能熱發電站建模及分析

韓 磊，雷少博，朱 琳

（1.哈爾濱電氣國際工程有限責任公司，黑龍江 哈爾濱 150028；2.西安熱工研究所有限公司，陜西 西安 710032；3.國網山西忻州供電公司，山西 忻州 034000）

0 引言

太陽能熱發電是利用集熱器將太陽輻射能轉換成熱能后通過熱力循環過程發電，是光-熱-功三者耦合的系統。根據聚光方式的不同，可將太陽能熱發電分為塔式、槽式、菲涅爾式和碟式，前3種形式一般用于大型集中發電平臺，蝶式更適用于分布式發電系統，目前在建和已建好的大型商業電站基本都是塔式和槽式的，而塔式系統由于聚光比高、運行參數高等優點，日益受到青睞[1]。2016年國家能源局公布的20個太陽能光熱發電示范項目中，塔式項目9個，其中熔鹽塔式項目7個[2]，企業給出的年效率（系統轉換效率）差異較大，目前這些項目都在建設中，投產后的電站性能有待驗證。

電站整體性能分析有2個非常重要的指標：年平均效率和年容量因子。年平均效率可定義為發電機組的年出力與1年內入射至集熱器采光面積上總的法向直射輻射能量之比；年容量因子是電站年發電量與額定工況名義發電量之比。年效率主要由集熱效率和熱機效率決定，在氣象條件一定時，影響年容量因子的因素主要是太陽倍數和儲熱時長。太陽倍數是設計條件下吸熱器熱功率與熱力循環熱功率之比，太陽倍數的大小決定了定日鏡場規模的大小，在沒有儲熱的系統中，太陽倍數一般接近于1。Izquierdo等人[3]對使用不同吸熱器和朗肯循環參數的塔式電站進行了性能分析；徐能等人[4]使用最優成本分析方法研究了塔式電站單塔最優裝機容量，結果表明不同地區最優裝機容量不同；羅彥等人[5]討論了直接蒸汽塔式電站太陽倍數與儲熱時長的關系；呂博夫等人[6]對比了3個地區熔鹽槽式電站太陽倍數和年效率等參數的關系。

針對熔鹽塔式電站性能的研究，本文首先介紹了塔式電站各組成系統的效率/損失模型，在此基礎上利用SAM軟件搭建100 MW熔鹽塔式電站整體效率優化模型，選擇氣象條件較為典型的青海德令哈地區作為電站建設地，使用該地區的光資源數據，進行不同太陽倍數和儲熱時長下的電站性能分析。

1SAM軟件介紹

SAM（system advisor model，系統指導模型）[7]是由美國國家可再生能源實驗室（NREL） 開發的一款面向可再生能源領域的性能效率仿真和經濟模型評估軟件。SAM軟件主要有兩大功能：電站性能預測和經濟分析。在電站性能模型中，SAM軟件提供了電站廠址的太陽能光資源、鏡場（集熱器）布置、吸熱器設置、儲熱系統設置、汽水動力循環參數等光熱發電站全過程的設計參數選擇。

太陽能光資源數據庫：SAM軟件內提供有NREL Wind and Solar Resource Assessment Program的氣象數據，包括了美國、加拿大、中國、南亞等地區的太陽能資源數據。除此之外，軟件還支持導入其他數據庫，如NASA、SolarGIS、PVGIS等的太陽能光資源數據，或根據實際情況由使用者自己制作數據庫導入。

鏡場（集熱器）布置：根據不同形式，可選擇反射鏡間距、角度、數量、鏡場面積等。SAM中定日鏡場建模軟件為SolarPILOT[8]。

吸熱器設置：對塔式系統的集熱塔，可以選擇塔和接收器的形式、尺寸，接收器內導熱介質參數和運行參數等。對槽式系統，可以選擇每組接收器的數量，控制供熱的出口參數等。

儲熱系統設置：可以選擇儲熱介質的屬性、儲熱容量、熱損失和儲熱效率等參數。

汽水動力循環參數：可以選擇蒸汽發生器壓力，汽機效率、出力，凝汽器類型（空冷、水冷）和設計條件下的環境溫度等。

2 電站各系統效率/損失分析

2.1 電站總體布置

圖1為熔鹽塔式電站布置示意圖[9]。由圖1可知，塔式電站主要由定日鏡場、吸熱器、儲熱裝置和蒸汽動力循環等系統組成，吸熱工質和儲熱工質均為熔融鹽。定日鏡在鏡場采用360°周向布置，對應吸熱器為圓柱式外部吸熱器，儲熱及吸熱介質均選擇熔融鹽，汽輪發電機組選擇超高壓空冷凝汽式機組，電站的整體效率由各系統的效率決定。

2.2 定日鏡場效率

定日鏡場（聚光場）由若干個沿集熱塔周向布置的定日鏡組成。定日鏡在接收和反射太陽輻射至吸熱器的過程中，存在著鏡面損失、余弦損失、大氣衰減損失、陰影和阻擋損失及溢出損失[10]。其中，鏡面損失是鏡面清潔度和鏡面反射率等定日鏡的單獨屬性，在定日鏡選型階段需要注意，其余4項損失需要在定日鏡場設計中盡量減小。

圖1 熔鹽塔式電站布置示意圖

2.2.1 余弦損失

入射至定日鏡表面的太陽光必須與鏡面法線方向呈一定的角度，反射光線才能到達吸熱器，由于這個夾角的存在而產生的反射損失稱為余弦損失（見圖2），反射至吸熱器的有效面積與定日鏡的表面積之比與這個夾角的余弦值成正比。由圖2[11]27可見，定日鏡布置在集熱器南側時余弦損失總是大于北側，這也是大部分定日鏡需要布置在吸熱器北側的原因。

2.2.2 大氣衰減損失

太陽輻射從定日鏡反射至吸熱器過程中，因在大氣傳播過程中的衰減所導致的能量損失稱為大氣衰減損失[12]，大氣衰減損失隨著定日鏡距吸熱塔距離的增加而增加。Hottle[13]通過試驗研究，給出了晴朗天氣（能見度等于23 km）和非晴朗天氣（能見度等于5 km） 時大氣衰減損失計算的經驗公式。

能見度等于5 km時

能見度等于23 km時

式中：Lossatm為大氣衰減損失，%；R為定日鏡距吸熱器的距離，km。

在百MW級的大容量塔式電站中，為了吸收足夠的太陽輻射能，定日鏡場的規模需要做得很大，定日鏡距吸熱器的最遠距離可達2 km，大氣衰減損失的能量隨定日鏡距吸熱器距離的增加而增加。例如，晴朗天氣（能見度等于23 km）距吸熱器1 km處的定日鏡的大氣衰減損失為9.7%，而非晴朗天氣（能見度等于5 km），這個損失可達到26%。

圖2 定日鏡余弦損失圖

2.2.3 陰影和阻擋損失

當定日鏡場中前后相鄰的兩塊定日鏡間距太小時，靠前的定日鏡會有一部分陰影投射到后面的定日鏡，使得后方定日鏡的見光面積減小，定日鏡接收和反射的輻射能也隨之減小，這部分損失稱為陰影損失。吸熱塔或其他物體也可能對定日鏡產生陰影損失。定日鏡的反射光被前方定日鏡或其他物體遮擋無法到達吸熱器而產生的損失稱為阻擋損失[11]。

陰影和阻擋損失主要與定鏡場內定日鏡的前、后、左、右的間距有關。通過增大鏡場內定日鏡之間的間距可以減小陰影和阻擋損失，但是消除陰影和阻擋損失的同時必須考慮鏡場內的其他損失如大氣衰減損失的增加等。

2.2.4 溢出損失

自定日鏡反射的太陽輻射由于沒能到達吸熱器表面而溢出至外界大氣中所導致的能量損失稱為溢出損失[11]29。定日鏡的跟蹤精度、鏡面平整度、環境風速、定日鏡和吸熱塔的擺動等都會影響吸熱器接收輻射能。定日鏡場的布置應考慮定日鏡的聚光性能、吸熱器的尺寸等因素，最大限度降低溢出損失。Kistler[14]提出了一種以定日鏡表面反射向量為中心的概率分布來計算反射偏差的模型，標準偏差在1～3 mrad（毫弧度） 之間。

考慮了上述損失后，統計時間內定日鏡投射至吸熱器表面的總能量為

式中：Qreceiver為統計時間內定日鏡投射至吸熱器表面的總能量，kJ；I為太陽法向直射輻照度（DN）I，W/m2；A為定日鏡采光面積，m2；ηhelio為定日鏡的鏡面效率，%；ηcos為定日鏡的余弦效率，%，ηS&B為定日鏡的阻擋和陰影損失效率，%；ηatm為定日鏡的大氣衰減損失效率，%；ηspil為定日鏡至吸熱器的溢出損失效率；%；T為統計時長，h。

式（4）為定日鏡場光學效率的定義式

式中：ηfiled為定日鏡場光學效率，%。

定日鏡場光學效率的大小可用于指導定日鏡場的布置和定日鏡的擺放。設計就是在滿足熱負荷的前提下提高鏡場的光學效率。

2.3 吸熱器熱效率

當定日鏡反射的太陽輻射到達吸熱器表面時，由于吸熱器表面的反射作用，輻射能并不能完全被吸熱器吸收。吸熱器的反射損失取決于吸熱器表面涂層的吸收率和輻射能入射至吸熱器表面的角度。隨著入射角度偏移吸熱器表面法向，當入射角等于0°即入射光線平行于吸熱器表面時，吸熱器表面吸收的輻射能為0。圖3為入射角從90°偏移至0°時的輻射吸收率變化情況。

圖3 吸熱器表面輻射入射角與吸收率的關系

吸熱器吸收的輻射用來加熱吸熱管內的導熱介質，目前以熔融鹽為儲熱和換熱介質的電站大多采用質量分數為60%的NaNO3和40%的KNO3混合的熔融鹽（Solar Salt）。系統運行時，如圖1所示流程，加壓泵將冷鹽罐內的低溫熔融鹽輸送至吸熱器內吸熱，在吸熱器內吸熱后熱熔融鹽進入蒸汽發生器內與給水換熱產生過熱蒸汽。吸熱器的效率可以通過測量統計時間內熔鹽在吸熱器內吸熱的熱量與定日鏡投射至吸熱器表面的總能量之比來計算。

式中：ηreceiver為吸熱器效率，%；Qfield為熔鹽吸收的熱量，kJ。

熔鹽在吸熱器內吸收的熱量按式（6）計算

式中：m為統計時間內熔鹽的質量，kg；為吸熱器進出口熔鹽溫度的平均比熱容，kJ/（kg·K）；Δt為熔鹽在吸熱器內的溫升，K。

2.4 集熱場效率

在實踐中，由于吸熱器表面的輻射能量難以測定，通常將定日鏡場和吸熱器（吸熱塔）歸為集熱場，則整個集熱場的效率等于定日鏡場的效率與吸熱器效率之積，也等于統計時間內傳熱工質從集熱場中獲得的總能量與入射在定日鏡場采光口面積上的太陽法向直接輻照量之比，可表示為

式中：ηsolar為集熱場效率，%；Qhelio為統計時間內入射在定日鏡采光口面積上的太陽發射直射輻照量，kJ。

2.5 儲熱系統效率

當太陽輻射能高出集熱場輸出熱量較多時，從吸熱器出來的熱熔鹽一部分進入蒸汽發生器與汽水系統換熱，另一部分富裕的熱熔融鹽則進入熱鹽罐內儲存。在夜間或光照條件差時，熱鹽罐內的熱熔鹽進入蒸汽發生器與汽水系統換熱后進入冷鹽罐。儲熱系統的熱損失隨著儲熱系統容量增大而增大，考慮熔鹽儲存和傳輸過程總損失的儲熱系統效率取0.95[15]。

2.6 朗肯循環效率

對100 MW容量機組，選擇超高壓主蒸汽參數，在設計點額定負荷時汽輪機組的循環熱效率為0.44，部分負荷時主蒸汽壓力采用滑壓運行方式，汽機熱效率按照MONTES[16]給出的方法來計算。汽輪發電機組的年平均效率由式（8）確定。

式中：ηST為汽輪發電機組的年效率，%；Pgross為1年內發電機組的發電量，GW·h；QST為1年內汽水系統從蒸汽發生器吸收的總熱量，GW·h。

太陽能熱發電站年效率等于汽輪發電機組的年發電量與入射至定日鏡采光面積上的年法向直射輻照量之比，也等于集熱場的年效率、熱力循環年效率和儲熱效率的乘積。考慮了系統各部分損失后的電站年平均效率按式（9）計算。

式中：ηstorage為儲熱器效率，%。

3 電站模型的建立與性能分析

3.1 電站整體模型的建立

在光熱電站的設計中，設計點是一個非常重要的概念。設計點是太陽能熱發電系統中，用于確定太陽能集熱和發電系統參數的某年、某日、某時刻以及對應的氣象條件和DNI。本文選擇青海德令哈作為電站建設地點，設計點參數取當地春分日正午的大氣參數。氣象數據及電站設計參數見表1。

基于效率最優化考慮，在SAM軟件中建立電站各部分的數學模型，模型中使用的主要技術參數見表2。

表1 氣象數據和設計點參數匯總

表2 電站主要設計參數

圖4是單塔100 MW電站在太陽倍數為1、儲熱時長為0時，使用SAM繪制的定日鏡分布場。由圖4可知，整個定日鏡場由7256塊定日鏡組成，定日鏡在吸熱塔南北側分布的比例為2870/4261。定日鏡距吸熱塔的最遠距離為1346.5 m，吸熱塔高184.77 m，吸熱器直徑12.01 m，吸熱器高12.82 m。圖5是使用SolarPILOT計算的吸熱器表面能流密度分布圖，由圖5可以看出北半部分吸熱器中間部分的表面輻射能流密度最高，達到了1823.0 kW/m2，整個吸熱器表面的平均能流密度為 996.3 kW/m2。

圖4 單塔100 MW電站定日鏡場布置

圖5 吸熱器表面能流密度分布

3.2 不同太陽倍數和儲熱時長下的年運行性能

在系統模型中改變太陽倍數，可以得到不同的定日鏡場規模、吸熱塔高度和電站年總發電量，改變儲熱時長可改變電站年總發電量。當太陽倍數增加時，定日鏡場布置、吸熱塔高度、吸熱器尺寸都會發生變化，設定模型的優化約束條件為光島效率最高。

圖6為不同太陽倍數下鏡場的定日鏡數和吸熱塔高度，隨著太陽倍數的增加，定日鏡數量和吸熱塔高度近似呈直線增長。

圖7為不同太陽倍數下集熱場的最高效率，當太陽倍數由1增加至3，定日鏡場規模和吸熱器尺寸增大，集熱場最高效率由42.34%降至38.75%，這是因為鏡場面積越大，定日鏡的余弦損失、大氣衰減損失、陰影和阻擋損失、吸熱器的溢出損失增大，因此集熱場的效率降低。

當太陽倍數一定時，隨著儲熱時長的增加，電站發電效率和容量因子也在增加，但這種增加是有上限的。不同太陽倍數和儲熱時長下的電站年效率見圖8，不同太陽倍數和儲熱時長下的電站年容量因子見圖9。由圖8和圖9可以看出：太陽倍數分別為1、1.5、2、2.5、3倍時，儲熱時長大于2 h、7.5 h、13.5 h、34 h、46 h后全廠效率和容量因子不再增加。值得注意的是，電站年效率和容量因子并不是隨著儲熱時長而呈線性變化的，在儲熱時長增加到某一點（拐點）后，年效率和容量因子的增加趨于緩慢，這是因為環境輻照度一定，一年內系統吸收的太陽能總量是不會增加的。

圖10是太陽倍數為1.5倍電站分別選址在青海德令哈和甘肅玉門時，年效率隨儲熱時長變化的曲線圖。由圖10可知，不同輻照度地區年效率隨儲熱時長增加趨于平緩的“拐點”位置是不同的，德令哈的儲熱時長在7.4 h效率最高，玉門的儲熱時長在9.7 h效率最高。年氣象數據顯示玉門的年均輻照度低于德令哈地區。從圖10中還可以看出，玉門的年效率始終低于德令哈，所以設計電站選址盡量選在輻照度高的地區。

圖6 不同太陽倍數的定日鏡數量與吸熱塔高度

圖7 不同太陽倍數時的集熱場效率

圖8 不同太陽倍數和儲熱時長下的電站年效率

圖9 不同太陽倍數和儲熱時長下的電站年容量因子

圖10 太陽倍數1.5時年效率隨儲熱時長變化趨勢

4 結論

本文針對100 MW的熔鹽塔式太陽能熱發電站，使用實際太陽能資源數據，結合系統各模塊的能量損失分析，在SAM軟件中建立電站整體性能模型，研究集熱場效率、電站效率和年容量因子等性能參數在不同太陽倍數和儲熱時長下的變化規律。

a）隨著太陽倍數的增加，定日鏡場規模（定日鏡數量、鏡場面積）近似呈直線增長，而集熱場的年平均最高效率隨著太陽倍數的增加而降低，太陽倍數從1增加至3，集熱場年平均最高效率由42.34%降至38.75%。

b）同一太陽倍數下，電站年效率和容量因子隨儲熱時長的增加并不是線性關系，受限于當地的太陽能資源條件，在儲熱時長增加到一定值時，年效率和容量因子增加趨于平緩，此時再增加儲熱時長產生的收益不明顯。如德令哈地區100 MW的熔鹽塔式電站，在太陽倍數分別為1、1.5、2、2.5、3時，儲熱時長為2 h、7.5 h、13.5 h、34 h、46 h，系統效率基本達到最高值。

c）在輻照度低的地區，電站年效率和容量因子隨儲熱時長增加趨于平緩的“拐點”更高，意味著在輻照度低的地區，儲熱時長需要選擇得更大。