淺析太陽能熱發電站的廠用電率與外購電量的計算方法

馮永剛，張 瑩，白雪松，程偉科，陸 浩

(內蒙古電力勘測設計院有限責任公司，呼和浩特 010011)

0 引言

太陽能熱發電屬于新型發電技術，因此關于太陽能熱發電站的廠用電率的計算方法尚無相關規范。在太陽能熱發電站的前期設計過程中，曾借用火力發電廠設計時采用的廠用電率的估算方法來進行太陽能熱發電站的廠用電率計算。火力發電廠設計時的廠用電率e的計算式為[1]：

式中：Sc為汽輪發電機組在夏季100%額定出力工況下的廠用電計算負荷，kVA；cosφav為電動機在運行時的平均功率因數；Pg為發電機的額定功率，kW。

其中，Sc可表示為：

式中：K為換算系數；Pa為汽輪發電機組在夏季100%額定出力工況下的廠用電動機功率，kW。

由于火力發電廠的K值的具體取值在DL/T 5153—2014《火力發電廠廠用電設計技術規程》中已經給出，因此在統計Sc值后，再確定cosφav及Pg值后，通過廠用耗電功率(Sccosφav)與Pg的比值就可以獲得精確的火力發電廠的廠用電率。

太陽能熱發電站一般由集熱系統、吸熱傳熱系統、儲熱系統及常規島系統(包含冷卻系統、公用系統、與發電相關的輔機系統及汽輪發電機組)等組成。不同于火力發電廠中各個輔機系統之間存在緊密的關聯性，太陽能熱發電站中各個系統之間既相互關聯又存在一定的獨立性，而且各個系統的運行時間也不一致。因此，統計太陽能熱發電站中各個輔機系統的電功率消耗時，不能采用火力發電廠的K值來計算，也就不能通過(Sccosφav)與Pg的比值來計算廠用電率。若一定要采用此方法計算太陽能熱發電站的廠用電率，則需要再考慮一個“同時系數”，但由于“同時系數”的確定過程缺乏太陽能熱發電站中各系統的數據作為支撐，會導致最終計算結果的精度也較低。

為了提高太陽能熱發電站的廠用電率的計算精度，在工程實踐中，曾經出現過根據電站的運行階段來計算廠用電率的方法，即將太陽能熱發電站的運行分為5個階段，具體為：1) 集熱系統與吸熱傳熱系統運行，而儲熱系統和常規島系統不運行的階段；2) 集熱系統、吸熱傳熱系統及儲熱系統運行，而常規島系統不運行的階段；3) 集熱系統、吸熱傳熱系統、儲熱系統及常規島系統全部運行的階段；4) 集熱系統與吸熱傳熱系統不運行，而儲熱系統和常規島系統運行階段；5) 集熱系統、吸熱傳熱系統、儲熱系統運行及常規島系統全部不運行的階段。

該方法首先需要分別統計不同運行階段時各個系統消耗的電功率，然后再確定不同時段時各個系統的運行時間，最終可得到太陽能熱發電站的廠用電率。由于此方法中大致劃分了運行階段，因此相較于直接套用火力發電廠設計時采用的廠用電率的估算方法，計算精度有所提高。但該方法不能確定各個系統在運行時間上的關系，整體而言計算精度也不高。

目前，行業共識的計算太陽能熱發電站廠用電率的方法是：通過考慮典型太陽輻射數據，定日鏡場的布置方式、采光面積，定日鏡的外形及性能，吸熱器的性能、外形及其在定日鏡場中的位置，吸熱塔所在位置的經緯度，儲熱系統的容量、蒸汽發生器的容量及汽輪發電機組的容量等參數，并采用逐時數據來計算太陽能熱發電站的廠用電率。

利用SAM軟件模擬分析太陽能熱發電站中汽輪發電機組的技術性與經濟性參數時還可以獲得汽輪發電機組逐時的廠用電消耗情況，這為太陽能熱發電站的廠用電率、外購電量計算提供了逐時數據。因此，本文以塔式太陽能熱發電站為例，基于SAM軟件提供的逐時數據，對太陽能熱發電站的廠用電率、外購電量計算方法和計算原理進行介紹。

1 計算方法概述

SAM軟件是由美國國家可再生能源實驗室(NREL)開發的一款免費的電站仿真模擬軟件，其在太陽能熱發電站、光伏電站等領域的應用廣泛。太陽能熱發電站的設計人員可以通過SAM軟件模擬評估電站的技術性與經濟性，并且可以得到太陽能熱發電站中各個系統的逐時數據，通過分析這些逐時數據，可進行太陽能熱發電站的廠用電率及外購電量的計算。

1.1 建立模型過程中的數據輸入

利用SAM軟件建立太陽能熱發電站模型時，需要輸入光資源參數、定日鏡場參數、吸熱器參數、吸熱塔參數及系統控制信息等數據。

在SAM軟件中，系統控制部分可輸入太陽能熱發電站的公用系統用電負荷。該負荷是太陽能熱發電站在任何運行狀態下都存在的用電負荷，包括照明、空調、保安電源系統及不間斷電源(UPS)系統等的用電量，可通過負荷統計得到該部分對應的電功率。

1.2 數據篩選

太陽能熱發電站模型建立完成后，運行SAM軟件，提取如下逐時數據(括號內的內容為參數在軟件中的對應表述)：

1)集熱系統的逐時電功率(Hourly Data:Parasitic power heliostat drives)P1，MW；2)吸熱傳熱系統的逐時電功率(Hourly Data: Parasitic power receiver/tower HTF pump)P2，MW；3)儲熱系統的逐時電功率(Hourly Data: Parasitic power TES and Cycle HTF pump)P3，MW；4)冷卻系統的逐時電功率(Hourly Data: Parasitic power condenser operation)P4，MW；5)公用系統的逐時電功率(Hourly Data: Parasitic power fixed load)P5，MW；6)與發電相關的輔機系統的逐時電功率(Hourly Data: Parasitic power generation-dependent load)P6，MW；7)汽輪發電機組的逐時電功率(Hourly Data: PC electrical power output: gross)P7，MW。

1.3 數據的處理與計算結果

SAM軟件篩選出來的數據是離散的，用于描述某個時間段內的平均值，因此根據SAM軟件中的數據可分析得出太陽能熱發電站的各個系統在1年中的運行狀況。計算太陽能熱發電站的廠用電率時，可將全年內汽輪發電機組的運行狀態分為啟動狀態、發電狀態、待機狀態及停機狀態這4種。

SAM軟件中提供了汽輪發電機組的逐時數據，根據汽輪發電機組的逐時數據可以確定汽輪發電機組的運行狀態。一般情況下，可將汽輪發電機組運行前的1 h確定為啟動狀態。但需要更進一步地精確計算廠用電率時，應根據汽輪發電機組的運行規范，詳細劃分其啟動狀態：1)冷態啟動(停機超過72 h后的啟動)；2)溫態啟動(停機10～72 h后的啟動)；3)熱態啟動(停機時間小于10 h后的啟動)；4)極熱態啟動(汽輪發電機組脫扣后1 h以內的啟動)。在確定汽輪發電機組具體的啟動狀態后，可確定啟動時間及相應的啟動時的用電負荷。

在模型建立后，SAM軟件提供了汽輪發電機組的逐時電功率數據，在進行廠用電率計算時，凡是汽輪發電機組的逐時電功率大于0 kW的時間段，其都應該被認為是處于發電狀態。

汽輪發電機組停機后，雖然短時間段內盤車、頂軸油泵及熔鹽調溫泵還處于運行狀態，但該時間段內的汽輪發電機組被認為是處于停機狀態；而對于僅存在照明、暖通等用電負荷的時間段，汽輪發電機組也被認為是處于停機狀態。

將啟動狀態、待機狀態及停機狀態均認定為離線狀態?？傮w而言，太陽能熱發電站中汽輪發電機組的運行狀態可分為發電狀態和離線狀態。

在發電狀態下，太陽能熱發電站的廠用電率e′可表示為：

式中：Pij為汽輪發電機組運行第j個小時時第i個用電負荷類型消耗的逐時電功率，MW；n為全年(8760 h)內汽輪發電機組的運行小時數，h；P7j為汽輪發電機組運行第j個小時時消耗的逐時電功率，MW。

由于在發電狀態下Pij和P7j的運行時間一致，因此式(3)不再考慮這2項的運行時間。

在離線狀態下，太陽能熱發電站的外購電量Q可表示為：

式中：P′ij為汽輪發電機組處于離線狀態時第j個小時時第i個用電負荷類型消耗的逐時電功率，MW；m為全年(8760 h)汽輪發電機組的離線小時數，h；t為時間步長，h，此處取1。

2 逐時電功率的分析與計算

2.1 集熱系統的逐時電功率P1的分析與計算

塔式太陽能熱發電站中集熱系統以定日鏡場為主體，并配置有定日鏡驅動器、鏡面清洗泵、定日鏡糾偏及能流密度檢測裝置、氣象觀測設備、相機及吸熱器電伴熱等用電設備。其中，定日鏡驅動器是集熱系統的主要負荷。在吸熱器正常運行階段，定日鏡驅動器存在2種狀態，一種是驅動鏡面以跟蹤太陽，另一種是處于待機狀態以保持鏡面的穩定；在吸熱傳熱系統過熱或汽輪發電機組停機等事故情況下，定日鏡驅動器通過散焦來保護吸熱器。因此，在計算P1值前，需要先確定定日鏡驅動器的逐時電功率。

定日鏡場中定日鏡驅動器的數量巨大，以100 MW塔式太陽能熱發電站為例，若采用中型定日鏡，則該電站中定日鏡驅動器的數量將超過6萬個；另外由于定日鏡驅動器存在多種運行狀態，通過逐個分析定日鏡驅動器在1年內的運行情況來計算定日鏡驅動器的電功率，將是一件極其復雜的工作。SAM軟件可采用簡化方法進行處理，具體步驟為：

1)確定單個定日鏡驅動器在不同運行時間段內的逐時電功率。將單個定日鏡驅動器的運行時間段分為吸熱傳熱系統運行前、吸熱傳熱系統平穩運行時及吸熱傳熱系統停止運行這3個時間段；并在每個時間段確定1個定日鏡驅動器的平均電功率，將該平均電功率值作為單個定日鏡驅動器在該時間段內的逐時電功率。值得注意的是，SAM軟件給出的定日鏡驅動器平均電功率可作為廠用電率計算時的參考值，也可根據實際情況自行調整定日鏡驅動器平均電功率的取值。

2)確定定日鏡驅動器的運行時間段。吸熱傳熱系統運行前的1 h，單個定日鏡驅動器的逐時電功率為C1，kW；吸熱傳熱系統平穩運行的時間段內，單個定日鏡驅動器的逐時電功率為C2，kW；吸熱傳熱系統停止運行后的1 h，單個定日鏡驅動器的逐時電功率為C3，kW。

因此，P1可表示為：

式中：NSCA為定日鏡驅動器的數量，個；Ck為單個定日鏡驅動器在第k個時間段內的逐時電功率，MW。

2.2 吸熱傳熱系統的逐時電功率P2及儲熱系統的逐時電功率P3的分析與計算

吸熱傳熱系統及儲熱系統需要通過導熱流體來進行能量傳遞，而驅動導熱流體循環需要消耗電能。P2及P3的計算式可表示為：

式中：q2(3)為導熱流體的質量流量，kg/h；g為導熱流體的重力加速度，N/kg；H為泵的揚程，m；η為泵的效率。

其中，q2可表示為[2]：

式中：q為太陽直接輻射，kW/m2；S1為單個定日鏡的采光面積，m2；η1為太陽輻射量轉化為吸熱傳熱系統能量過程中的光學效率；η2為太陽輻射量轉化為吸熱傳熱系統能量過程中的熱學效率；cosθ為余弦效率；t′為吸熱傳熱系統運行時間，h；C為導熱流體的平均比熱容，kJ/(kg·℃)；ΔT為導熱流體出口溫度與進口溫度的差值，℃。

q3可表示為[2]：

式中：λ為太陽倍數。

通過上述公式計算得到的結果與在SAM軟件中提取的P2及P3的數據基本一致。由于吸熱傳熱系統的逐時電功率及儲熱系統的運行時間與集熱系統和常規島系統不相關，因此在計算太陽能熱發電站的廠用電率及外購電量時，可直接采用SAM軟件中的P2、P3數據及這2個系統的運行時間數據。

2.3 冷卻系統的逐時電功率P4的分析及計算

冷卻系統會將熱力系統中未用盡的剩余熱量排出，而在熱量排出過程中需要消耗電能。冷卻系統的運行時間與汽輪發電機組的運行時間一致。太陽能熱發電站的冷卻方式主要有空冷、濕冷等方式。SAM軟件可支持空冷或濕冷方式的計算，該軟件中的太陽能熱發電站模型可根據環境溫度、冷凝液溫度及熱力系統的熱力循環情況，計算出P4值(即冷卻系統電機的逐時電功率)。

同時，還可通過估算方法得到P4的值，估算方法具體為：在夏季的3個月內，冷卻系統會啟動100%的運行能力；在春、秋季的6個月內，冷卻系統會啟動約75%的運行能力；在冬季的3個月內，冷卻系統會啟動約50%的運行能力。

SAM軟件的計算結果和估算方法得到的結果基本一致，因此在計算廠用電率的過程中，可直接采用SAM軟件中的數據。

2.4 公用系統的逐時電功率P5的分析與計算

公用系統的電功率是指汽輪發電機組無論處于發電狀態還是離線狀態都存在的用電消耗，公用系統消耗電能是為了維持太陽能熱發電站的正常運行。公用系統的逐時電功率計算方法可參照DL/T 5153—2014《火力發電廠廠用電設計技術規程》附錄F來進行。在太陽能熱發電站的廠用電率計算過程中，SAM軟件給出的P5數據就是模型建立階段輸入的統計數值。

2.5 與發電相關的輔機系統的逐時電功率P6的分析與計算

與發電相關的輔機系統的逐時電功率P6可表示為：

式中：P7為汽輪發電機組的逐時電功率，MW；P7′為汽輪發電機組的額定功率，MW；P6′為與發電相關的輔機系統負荷在額定滿發狀態下的總功率；η′為與發電相關的輔機系統在任意時間段內的平均效率與其額定狀態下效率的比值，且η′≤1。

與發電相關的輔機系統的運行時間與汽輪發電機組的運行時間一致。

由于無法從SAM軟件中得到P6的數據，因此在太陽能熱發電站的廠用電率計算過程中，采用式(9)進行計算。

2.6 汽輪發電機組的逐時功率P7的分析與計算

GB/T 51307—2018《塔式太陽能光熱發電站設計標準》的附錄A中給出了塔式太陽能熱發電站發電量的估算方法，由該估算方法得到的結果與SAM軟件的計算結果基本一致。因此，在太陽能熱發電站的廠用電率計算過程中，可直接采用SAM軟件中的P7數據。

3 典型算例

以某100 MW塔式太陽能熱發電站為例進行計算驗證，該電站的主要參數如表1所示。

表1 某100 MW塔式太陽能熱發電站的主要參數Table 1 Main parameter of a 100 MW tower solar CSP station

吸熱器吸收由定日鏡反射的高熱流密度的太陽輻射，并將其轉化為傳熱儲熱介質的高溫熱能。高溫傳熱儲熱介質采用熔融鹽，一部分高溫熔融鹽通過管道傳遞到位于地面的儲熱裝置，然后經高溫熔鹽泵輸送到蒸汽發生器，產生過熱蒸汽，推動汽輪發電機組發電；而另一部分高溫熔鹽則儲存于高溫熔鹽罐中，當光照資源較弱或無光照資源時，調用儲存的高溫熔融鹽來繼續向蒸汽發生器提供熱量，以維持汽輪發電機組做功發電。典型塔式太陽能熱發電站運行過程中的電能消耗情況如圖1所示。

圖1 典型塔式太陽能熱發電站運行過程中的電能消耗簡圖Fig. 1 Simplified diagram of electricity consumption during the operation of typical tower CSP station

根據SAM軟件建立該塔式太陽能熱發電站的模型，可得到一個典型年的P7、P2及P3數據，通過這些數據可以劃分出在該典型年內此塔式太陽能熱發電站的逐時運行狀態，然后向用于計算太陽能熱發電站廠用電率及外購電量的計算書錄入P1、P4、P5及P6的數據。對上述數據進行匯總，通過累加該塔式太陽能熱發電站的發電狀態的時間、啟動狀態的時間、待機狀態的時間及停機狀態的時間，可得到該塔式太陽能熱發電站在不同運行狀態下的總運行時間，具體如表2所示。

表2 塔式太陽能熱發電站在不同運行狀態下的總運行時間Table 2 Total running time of tower CSP station under different operating states

在不考慮運行狀態的前提下，該塔式太陽能熱發電站中各個系統的年耗電量情況如表3所示。

表3 塔式太陽能熱發電站中各個系統的年耗電量情況Table 3 Annual electricity consumption of each system of tower CSP station

按運行狀態劃分時，該塔式太陽能熱發電站在各個運行狀態下的年耗電量及汽輪發電機組的年發電量情況如表4所示。

綜合表2～表4的數據，可最終計算得到該塔式太陽能熱發電站的廠用電率和外購電量，具體結果如表5所示。

通過本算例可以看出，與發電相關的輔機系統的年耗電量最大，這是由于與發電相關的輔機系統數量較多造成的，但由于輔機系統的工藝設計及運行經驗已成熟，不易再進行優化。吸熱傳熱系統的耗電量包含低溫熔鹽泵等的耗電量，其耗電量約為與發電相關的輔機系統耗電量的一半，對于降低吸熱傳熱系統的耗電量，可通過優化低溫熔鹽泵等設備或采用變頻設備等方式來實現。從運行狀態來看，除發電狀態之外，停機狀態的年耗電量也較多，這是由太陽能熱發電站中各個系統的配置決定的，可通過優化這些系統的設計，在經濟性允許的前提下，應盡可能提高汽輪發電機組的利用小時數。

4 結論

本文提出的基于SAM軟件逐時數據的太陽能熱發電站的廠用電率及外購電量的計算方法，是在建立太陽能熱發電站的模型后，引用SAM軟件生成的逐時數據，以此確定太陽能熱發電站各個系統在1年中的運行狀態，最終統計得到發電狀態下的廠用電率及離線狀態下的外購電量。該計算方法基于逐時數據，能夠接近汽輪發電機組的實際情況，具有一定的實用性及精確度。