塔式光熱電站吸熱塔設計高度優化分析

張思遠，周 治，任亞軍，王迎春

(中國電建集團西北勘測設計研究院有限公司，西安 710065)

0 前 言

“碳達峰，碳中和”目標的提出促進了中國可再生能源的更廣泛應用，助推以新能源為主體的新型電力系統建設。新能源大規模發展加速，多種能源高度協同發展的趨勢日漸清晰[1]。當前的能源品類中，太陽能熱發電穩定、可調的技術特點，決定了其在新型電力系統構建中將發揮重要作用。經過首批光熱示范項目的建設發展之后，較高的技術門檻已經不再是光熱發電系統大規模部署的障礙，成本進一步下降且靈活可調的光熱發電電源將在多能互補及綜合能源項目中迎來廣闊的發展機遇[2-3]。

從國際和國內的情況來看，目前已建成和在建的光熱電站以槽式和塔式居多，槽式光熱發電系統總體結構及控制系統相對簡單、技術成熟度高，但其集熱管線路長，管路復雜，散熱面積大，熱量及阻力損失均較大，系統效率偏低[4-6]。塔式太陽能熱發電系統聚光比高，易達到較高的工作溫度，吸熱器散熱面積較小，光熱轉換效率高，適宜大規模發電，且其運行參數與常規火電站基本一致，更易獲得相關的配套設備，擁有更為廣闊的商業應用前景[7-10]。

吸熱塔是塔式光熱電站聚光集熱系統中的最主要的構筑物，也是光熱電站中最高的構筑物，結構總高度一般均超過150 m。吸熱塔多采用鋼或混凝土高聳結構，不同于煙囪和電視塔等高聳結構，主要表現在結構質量、剛度分布不均勻，在結構上部需要布置多個設備層。吸熱塔建設的主要難點是在保證電站安全生產運行要求(剛度滿足塔頂設備正常運行要求、內部空間滿足交通和設備管線布置要求等)的基礎上控制建造成本，并兼具標志性構筑物的美觀外形。

本文以中國西北某省70萬m2鏡場的塔式光熱電站為例，從效率和經濟性兩方面入手，應用中國電建西北勘測設計研究院有限公司自主研發的性能評估軟件對吸熱塔高度相關的鏡場效率和綜合收益進行了分析研究，旨在提出吸熱塔高度優化的基本思路，為塔式光熱電站設計中吸熱塔高度的優化選取提供參考。

1 聚光集熱系統分析邊界條件

以西北某省與光伏電站聯合運行的塔式光熱電站為例進行研究，項目場址位于38°N～39°N之間，102°E～103°E之間。光熱項目為塔式熔鹽太陽能熱發電站，鏡場面積70萬m2，配套汽輪機形式為超高壓、一次中間再熱、8級回熱、軸向排汽、直接空冷、純凝式汽輪機，定日鏡場采用環形布置，吸熱器位于吸熱塔頂，采用立式外露管式設計，并配置儲熱系統。在建模優化分析吸熱塔高度的過程中，確定塔式光熱電站聚光集熱系統在建模中的設計輸入參數具體如表1所示。

表1 塔式光熱電站聚光集熱系統建模輸入參數

該光熱電站的主要作用是與光伏發電系統聯合運行，發揮儲能調頻調峰作用，在降低棄光率的同時，促使發電出力平穩可控[11]。

2 吸熱塔高度建模分析

吸熱塔是塔式光熱電站中的最主要構筑物之一，也是電站中最高的標志性構筑物，其高度將影響整個定日鏡場的效率，進而影響電站發電量。目前國內外50～100 MW塔式光熱電站中吸熱塔高度一般在150～250 m之間。因此，在盡量降低成本的情況下，保證并提高鏡場效率，從而提升發電量是吸熱塔高度技術經濟比選的關鍵。

2.1 塔高與鏡場效率的關系

吸熱塔高度與定日鏡場、當地氣象條件密切相關。在鏡場面積不變的情況下，隨著吸熱塔高度的增加，鏡場效率會有變化。鏡場效率作為電站效率的重要組成部分，主要涉及余弦效率、陰影和遮擋效率、大氣衰減效率和截斷效率，與風速相關的定日鏡停機策略、吸熱器控制策略[12]等。本節將系統分析塔高與鏡場效率各項組成因素之間的關系。

2.1.1固定塔高鏡場效率分析

鏡場效率與塔高、鏡場面積、當地光資源等多種因素有關。為研究塔高與鏡場效率的關系，首先將吸熱塔高度設置為固定值200 m，并將第一章中的邊界條件輸入中國電建西北勘測設計研究院有限公司自主研發的鏡場布置軟件，采用最大密度布置與仿生型布置組合定日鏡場排布專利技術，生成相應的鏡場布置具體如圖1所示。

圖1 鏡場布置

根據以上的鏡場布置，利用中國電建西北勘測設計研究院有限公司自主研發的鏡場光學效率軟件，對鏡場余弦效率、陰影遮擋效率、大氣衰減效率和截斷效率分別進行分析。

(1) 余弦效率

為將太陽光反射到固定目標上，定日鏡表面不能始終與入射光線保持垂直，可能會成一定的角度。余弦損失就是由于這種傾斜所導致的定日鏡表面面積相對于太陽光可見面積的減少而產生的。余弦效率的大小與定日鏡表面法線方向和太陽入射光線之間夾角的余弦成正比。

鏡場的余弦效率如圖2所示，可以看出，由于光熱電站場址位于我國西北地區，所以鏡場北側的太陽入射角較小，反射到定日鏡上面有效面積較大，余弦效率相對較高；而鏡場南側的太陽入射角較大，反射到定目鏡上的有效面積變小，余弦效率相對較低。

圖2 鏡場余弦效率分布

由鏡場布置也可以發現，定日鏡多數布置在余弦效率較高的北側區域。若僅以鏡場效率高為目標進行鏡場布置，大部分定日鏡處于吸熱器北面，從而導致吸熱器運行中表面過熱。為了避免該情況的發生，應在用地范圍和道路情況下綜合考慮吸熱器運行要求和鏡場效率分布，通過優化吸熱塔位置和鏡場布置，在滿足吸熱器運行要求的基礎上，盡可能提高鏡場效率，并減少所需總反射面積。

(2) 陰影遮擋效率

陰影損失發生在當定日鏡的反射面處于相鄰一個或多個定日鏡的陰影下。在太陽高度角較低的情況下尤其嚴重。吸熱塔或其他物體也可能會對定日鏡場造成一定陰影損失。遮擋損失為定日鏡反射的太陽輻射能因相鄰定日鏡背面的遮擋而不能被吸熱器接收所造成的損失。陰影和遮擋損失的大小與太陽能接收時間和定日鏡自身所處位置有關，因此定日鏡的布置不應過于緊密。

計算出的鏡場陰影和遮擋效率分布如圖3所示。由圖中可以看出，遮擋效率與太陽位置、鏡場布置等因素相關，遮擋始終存在，合理布置的鏡場會降低遮擋、提高鏡場遮擋效率。經軟件優化后的鏡場，定日鏡間距均處于比較合適的水平，這樣陰影和遮擋損失很小，整個鏡場的陰影遮擋效率在86%左右。

圖3 鏡場陰影和遮擋效率分布

(3) 大氣衰減效率

大氣衰減損失是太陽輻射在大氣傳播過程中因衰減所導致的能量損失。光線由定日鏡反射后到達接收面之前在大氣中傳輸的過程中，由于當地空氣或者沙塵的反射、吸收、散射等干擾作用，未能順利到達吸熱器表面。衰減的程度與太陽位置、當地海拔高度、以及大氣條件(灰塵、濕度、二氧化碳含量等)所導致的吸收率變化有關。

圖4為鏡場大氣衰減效率分布。從理論分析角度和實驗模擬角度可以看出，大氣衰減不隨時間的變化和發生變化，主要與光路長度有關。定日鏡越靠近吸熱塔，大氣衰減損失越小，鏡場效率越高。此外，由于能見度的不同，實際項目中的大氣衰減也會發生變化。

圖4 鏡場大氣衰減效率分布

(4) 截斷效率

截斷效率是扣除從定日鏡反射的太陽輻射能因沒有到達吸熱器表面，而溢出至外界大氣中所導致的能量損失后的吸熱器實際接收到的太陽能輻射能量效率。截斷效率與定日鏡面型誤差，跟蹤誤差等有關。由圖5的鏡場截斷效率分布情況可以看出，越靠近吸熱塔的鏡場，截斷效率越高。

圖5 鏡場截斷效率分布

(5) 鏡場效率

鏡場效率綜合考慮了各分項效率因素的影響，圖6給出了全年平均鏡場效率分布。經計算，鏡場的年均效率為50.96%。

圖6 鏡場年均效率分布

從以上分析可以看出，越靠近吸熱塔的區域，鏡場效率越高。而塔高的變化將會影響鏡場的整體布置，從而影響鏡場高效區域的定日鏡數量。下一節將從不同的吸熱塔高度出發，分析塔高對鏡場效率的影響。

2.1.2不同塔高鏡場效率分析

根據項目邊界條件，對吸熱塔高度為150～210 m區間，步長為10 m的7種塔高進行分析。基于上節使用的鏡場優化軟件，生成對應塔高的優化鏡場，并對其鏡場效率進行分析研究，具體分析結果如圖7所示，可以看出，基于項目的邊界條件，隨著吸熱塔高度的增加，鏡場效率也會隨之提升，并且提升幅度隨著塔高的增加逐漸趨于平緩。

圖7 塔高與鏡場效率的關系

2.2 塔高與發電量的關系

吸熱塔高度的變化，會導致鏡場效率發生變化，從而影響塔式光熱電站的發電量。與此同時，電站的運行方式也會造成發電量的變化。文中的塔式光熱電站與光伏電站聯合運行，白天時段主要是光伏運行，早晚高峰及夜間光熱電站運行。根據電站的運行模式，確定系統儲熱時長為8 h，汽輪機額定功率為100 MW。

根據上節中的7種塔高，將相應的邊界條件和技術參數輸入圖8所示的中國電建西北勘測設計研究院有限公司自主開發的仿真軟件中，形成對應塔式光熱電站系統配置方案，并對各方案的年發電量進行模擬測算。

圖8 塔式光熱系統性能評估軟件及操作界面

計算得到的各配置方案年發電量見圖9。

從圖9可以得到，隨著吸熱塔高度的增加，塔式光熱電站的年集熱量增加，使得年發電量也隨之增加，但是增加幅度隨著塔高的增加逐步平緩。

圖9 塔高與發電量的關系

3 吸熱塔建造經濟性分析

從投資成本角度來看，聚光集熱系統是塔式電站投資占比最高的子系統，其中，鏡場成本一般就可占到整個塔式光熱電站投資成本的40%～50%[13]。因此，無論是從技術攻關角度還是從促進成本下降角度，對聚光集熱系統持續進行優化都具有十分重要的意義和價值，有利于從發電流程的源頭上提高整個塔式光熱電站的性能。隨著吸熱塔高度的變化，吸熱塔的造價、塔內設備的造價、聚光集熱系統的運行成本及發電收入同樣會發生變化，以下對吸熱塔的建造成本和對應收入分別進行分析。

3.1 建設及運行成本分析

塔式光熱電站中的吸熱塔高度增加后，雖然發電量會隨之增加，但相應的吸熱塔建造及運行成本也會增加。因此，為確定合適的吸熱塔高度，除了要對鏡場效率和發電量進行分析以外，還應進行建造和運行成本分析。

3.1.1建設成本分析

吸熱塔的主要建設成本主要包括土建費用、電伴熱費用、管道費用和熔鹽泵費用等。以青海共和熔鹽塔式光熱發電示范項目的建設情況作為參照，對吸熱塔的各項建設成本進行分析，相關邊界條件與前文相同。經測算，隨著塔高的增加，吸熱塔的土建費用會隨之增加，吸熱塔高度與土建費用關系如圖10所示。

與此同時，塔高增加也會使吸熱器升高，這樣會使得對應的電伴熱、熔鹽管道、熔鹽泵等設備造價的增加。對以上成本進行綜合考慮，可以得到不同塔高下吸熱塔的建造成本，如表2所示。

通過分析可知，隨著吸熱塔高度的增加，土建成本與塔高基本呈指數關系，而電伴熱、熔鹽管道、熔鹽泵造價成本與塔高呈線性關系。

圖10 吸熱塔高度與土建費用關系

表2 不同塔高下的建設成本

3.1.2運行成本分析

吸熱塔高度增加引起的運行成本增加主要為熔鹽泵負荷增加的電費。經設計計算可以得到熔鹽泵全年的工作時間為2 010 h，吸熱塔高度每增加10 m，熔鹽泵負荷增加70 kW。將塔式光熱電站25 a運行期間熔鹽泵用電量增加的費用，折算至電站建成后第一年，以便進行統一比較，貼現率按8%記，熔鹽泵用電費用按0.5元/kWh計算，塔式光熱電站運行期內增加的運行成本為70.89萬元/10 m，與吸熱塔高度成線性關系。

3.2 收入分析

吸熱塔高度增加的相關收入，主要為提升的發電量電費收入。將塔式光熱電站25年運行期發電量增加的收入，折算至電站建成后第一年，其中，上網電價按0.3、0.6、0.9元/kWh 三檔進行分析，貼現率同上節相同。經計算可得，不同塔高下增加的發電收入如表3所示。

3.3 吸熱塔高度選取

將塔高變化引起的成本和收入變化進行匯總，如表4所示。通過分析吸熱塔高度變化所引起的成本和收入變化可知，在吸熱塔高度逐漸增加的過程中，針對不同的上網電價，收入和成本均呈增加的趨勢，而收入增加的程度隨塔高的增加逐步放緩。在吸熱塔高度為180 m時，3檔電價下電站綜合收益的增加金額均達到了最大值，而在塔高超過180 m后，綜合收益的增加金額逐漸減少。因此，在進行塔式光熱電站的設計時，應根據項目的邊界條件和具體要求，合理確定吸熱塔高度。

表3 不同塔高下的發電收入

表4 不同塔高下的成本收入匯總

4 結 論

利用中國電建西北勘測設計研究院有限公司自主研發的相關軟件進行塔式光熱電站方案建模分析，模擬不同吸熱塔高度下的配置方案，并對設計方案的綜合效益進行測算，結論如下：

(1) 從鏡場效率角度考慮，吸熱塔的高度與塔式光熱電站的鏡場系統、當地氣象條件密切相關。在鏡場面積不變的情況下，吸熱塔高度增加，鏡場效率會隨之提高，從而提升電站發電量；

(2) 從建設成本角度考慮，吸熱塔高度的增加會導致吸熱塔成本及內部設備造價增加。因此，在項目的邊界條件下，存在一個最優的吸熱塔高度，使得電站效率和成本比最大化；

(3) 綜合考慮效率和成本，可以找到滿足項目邊界條件的最優吸熱塔高度及對應的系統配置方式，同時避免由于只追求鏡場效率的優化造成電站綜合收益不升反降。基于文中的邊界條件，當吸熱塔高度為180 m時，綜合收益最高，但不同電價下的綜合收益相差較大。其中，上網電價0.3元/kWh時，綜合收益增加653.36萬元；上網電價0.6元/kWh時，綜合收益增加1 626.11萬元；上網電價0.9元/kWh時，綜合收益增加2 598.86萬元。