塔式、槽式光熱電站系統配置的對比分析

張 夏，梁金鳳，柯國華

(北京市公用事業科學研究所，北京 100011)

0 引言

太陽能光熱發電(concentrated solar power，CSP)是中高溫太陽能熱利用的重要途徑之一，憑借其電力輸出平穩、接入電網友好等優勢成為新能源應用研發領域的熱點。

根據聚光方式的不同，光熱發電技術主要分為塔式、槽式、蝶式和線性菲涅爾式。在這四種技術中，碟式電站發電效率最高，但建造成本較高，目前全球投入商業化運行的僅有美國的Maricopa和Tooele Army Depot[1]，更適用于分布式而不是大規模集中供電；在我國首批的20個光熱發電示范項目中，使用線性菲涅爾技術的僅為4個，主要分布于我國敦煌、張家口等地[2]，項目均在建設中，相關研究還需不斷提升和發展。從目前全球光熱電站運營情況來看，塔式、槽式是光熱發電技術的主流技術路線，發電效率高，技術成熟，商業化潛力大。國內外學者對光熱電站的容量配置、關鍵設備選型、系統集成開發等[3-4]開展了大量研究，但在電站選址后使用何種技術路線說法不一，設計者大多會參考自然條件、投資回收、政策因素，較少定量對比不同類型電站的運行特性以及與項目地的契合度。本文將總結塔式、槽式電站的技術特點，探討二者在相同氣象資源、相同容量、相同傳蓄熱介質條件下的實際運行效果，以期為光熱電站設計提供參考。

1 塔式、槽式光熱發電技術概述

塔式、槽式光熱電站均由集熱島、儲熱島和常規島構成，二者最大的差異體現在集熱島關鍵技術，塔式電站采用點聚焦，而槽式電站采用線聚焦，前者聚光比遠高于后者。文獻[5]從施工運行角度對比分析了塔式、槽式技術的優缺點，基于我國西北地區氣候特征分析了建設兩類光熱電站的可行性。從市場成熟度來看，塔式的單位裝置投資成本為3.4～5.0萬元/kW，槽式為2.1～3.5萬元/kW[6]，后者產業鏈更成熟。總的來說兩種技術沒有優劣之分，塔式技術發展迅猛，未來發展空間巨大；槽式技術在全球投運電站中的裝機占比最高，二者競相發展，技術各有所長。

本文將借助數值模擬軟件(system advisor model，SAM)，以南非北開普地區的100 MW塔式、槽式電站為研究對象，模擬研究設計點法向直接輻射(direct normal irradiance，DNI)、太陽倍數(solar multiple，SM)、儲熱時間(storage time，ST)、儲熱系統控制方式對兩類電站的性能影響。

2 塔式、槽式光熱電站運行特性模擬

2.1 目標選取及可行性分析

設計點DNI是影響光熱電站性能最重要的資源數據，其他因素還包括溫度、濕度、項目地的大氣壓、風速等。DNI受經緯度、地勢及天氣影響較大，因此在進行光熱電站運行特性對比分析時，所選塔式、槽式光熱電站的建廠位置應盡可能接近。

本文對國際太陽能熱發電和熱化學組織(Solar Power and Chemical Energy Systems, SolarPACES)提供的全球運營、在建光熱電站進行篩選，選取位于南非北開普地區的Redstone Solar Thermal Power Plant(以下簡稱“CSP 1”)和KaXu Solar One(以下簡稱“CSP 2”)作為研究對象，二者均為100 MW的中型電站，項目地氣象資源見表1所列。

表1 項目地氣象資源對比[7]

從表1可知，塔式電站CSP 1和槽式電站CSP 2地理位置十分接近，兩地的平均輻照度、平均溫度和大氣壓相差較小，相對濕度和平均風速差距稍大但也在10%范圍以內，可視為自然條件近似相同，在此基礎上進行性能模擬比較客觀。

2.2 模型驗證

根據SolarPACES提供的塔式電站CSP 1和槽式電站CSP 2設計參數，在SAM軟件中依次對集熱場、儲熱島、常規島和廠用電系統進行設置，部分重要參數設置如下：

1)塔式電站CSP 1：集熱塔高189 m，定日鏡按輻射交錯式分布，單個長、寬均為12.2 m，使用SAM內置模塊SolarPILOT[8]對鏡場布置并進行優化，將殘差設定為0.001，可得到輸入損失較小的合理布局，太陽倍數為2.5；采用雙罐直接儲熱，儲熱時間為12 h，介質為經典太陽鹽solar salt(60%NaNO3+40%KNO3)，進、出集熱島溫度分別為288℃和566℃；冷、熱儲罐內部加熱器溫度設定分別為245℃和480℃；常規島采用空冷方式，額定功率為100 MW，循環熱效率為0.41；

2)槽式電站CSP 2：集熱場共300個回路，由1200個聚光集熱器陣列組成，太陽倍數為3。采用集熱器Euro Trough ET150，集熱管 Schott PTR70，傳熱介質為Dowtherm A型導熱油，進、出集熱島溫度分別為293℃和393℃；儲熱島為雙罐間接儲熱，使用經典太陽鹽solar salt(60%NaNO3+40%KNO3)，儲 熱 時 間 為3 h，冷、熱儲罐內部加熱器溫度設定分別為250 ℃和365 ℃；常規島采用空冷方式，額定功率為100 MW，循環熱效率為0.38，屬中型電站。

根據上述參數，計算得到兩電站的年均發電量和容量因子，并與文獻 [9-11] 值進行對比，結果見表2所列。

表2 模擬結果與運行數據的對比

由表2可知，年均發電量、容量因子的模擬值均小于文獻值，原因可能是使用SAM軟件模擬時防凍、伴熱等系統的啟停控制較實際操作有滯后，導致廠用電量與實際有出入。相對誤差的絕對值在合理范圍內，此次模擬可行。

2.3 模擬結果

根據設計經驗，對于承擔基本電力負荷的光熱電站而言，設計點宜選在夏至日以滿足高峰負荷需求[12]。本文所述案例的建廠地址均位于南回歸線附近，日照最強的夏季為12月至次年2月，而6月至8月為冬季。對模擬結果進行整理，對比分析CSP 1和CSP 2的月均發電量、月均太陽直接輻射量，如圖1所示。

圖1 月均發電量月均太陽直接輻射量模擬結果

從圖1可以看出，塔式電站CSP 1和槽式電站CSP 2的月均發電量增、降趨勢均與其各自所在地的太陽直接輻射量強、弱緊密相關。圖1中柱狀所示的光熱電站月均發電量，與當地氣象規律相符。冬季時，月均太陽直接輻射量顯著下降，6月為低谷。此時，塔式電站 CSP 1所在地Postmarsburg較槽式電站CSP 2所在地Pofadder的DNI少25 kWh/m2。為客觀描述塔式、槽式光熱電站對光資源變化的靈敏度，現對比分析在惡劣光照條件下各自的性能表現，引入發電量削減系數μ，其計算式為：

式中：μ為發電量削減系數；Qv為典型年的月均發電量谷值，GWh；Qp為典型年的月均發電量峰值，GWh。

在忽略季節跨年情況，典型年氣象數據充足的前提下，使用自然年為研究周期，根據表1輸入的參數由式(1)計算得到=19.7%。 由此看出，在此工作條件下，DNI大幅下降對槽式電站CSP 2的影響更大。結合圖1折線趨勢得知，雖然塔式電站CSP 1所在地Postmarsburg光照資源稍弱，但其發電量普遍高于槽式電站，這依賴于塔式電站良好的跟蹤和大面積、高聚光比的定日鏡。

3 容量配置的對比分析

影響光熱電站運行特性的因素很多，比如光資源、設計點DNI、電站規模等。本節沿用表1中的氣象資源參數，為保證傳、蓄熱工質運行溫度區間基本一致，從運行安全角度出發，將進、出CSP 1集熱場的太陽鹽溫度分別設置為300 ℃和400 ℃，將進、出CSP 2集熱場的導熱油溫度分別設置為293 ℃和393 ℃。首先選取典型觀察日，研究不同設計點DNI下塔式電站CSP 1和槽式電站CSP 2熱能的接收、應用情況，然后固定DNI值，研究當太陽倍數SM=(1.0，1.5，2.0，2.5，3.0，3.5，4.0)、儲熱時 間ST=(0 h，3 h，6 h，9 h，12 h，15 h)時，兩個電站各自的性能表現并分析原因，最后在統一設計點DNI、太陽倍數SM和儲熱時間ST3參數的前提下，模擬儲熱系統控制方式對電站性能的影響，并對電站設計及優化給出合理建議。

3.1 設計點DNI的影響分析

在光熱電站設計時，開展設計點DNI優化研究工作是十分必要的。關于設計點DNI的確定，業內持有不同看法，比如：春分/夏至日法[12]等。根據南非的氣候特征，本文約定當地冬至日為6月22日，夏至日為12月23日，通過模擬塔式電站CSP 1和槽式電站CSP 2在當地夏至日、冬至日集熱場和常規島的逐時吸熱情況，探索設計點DNI對兩類電站的影響大小，結果如圖2、圖3所示。

圖2 夏至日容量因子與太陽倍數的關系曲線圖

圖3 冬至日容量因子與太陽倍數的關系曲線圖

圖2和圖3反映了電站在不同節氣下一個完整工作日的工作流程。以圖2的夏至日為例，CSP 1常規島運行時間(約7:00)早于集熱場吸熱時間(約8:00)，這是利用上一周期存儲熱量進行暖機的過程；10:00左右，汽輪機進入穩定運行工況，在這之前集熱島僅向儲熱系統傳遞熱量，而在這之后集熱島的熱量一部分用于維持機組平穩運行，多余部分供應給儲熱系統；15:30太陽輻射強度開始衰減直至19:00到達低位，隨后啟動輔助伴熱裝置，集熱島繼續低功率吸熱，以防止因驟冷導致傳熱介質流動受阻。圖3所示的冬至日太陽輻射量較低，不論CSP 1和CSP 2都呈現啟機時間推后、停機時間提前的特性。

對比圖2和圖3，可發現在此溫度區間設計點DNI變化對CSP 1集熱場和常規島吸熱量的影響并不顯著，但隨著設計點DNI的增加，CSP 2集熱場實際接收熱量反而下降，且在夏至日表現更明顯。這主要與電站運行模式、集熱介質種類有關。對CSP 1，熔融鹽在中、高溫區間安全運行，不用頻繁控制定日鏡角度，設計點DNI值較大時，吸熱器也不存在超溫風險，接收到的熱量十分穩定。但對于CSP 2，設計點DNI增大意味著需要配置更多的集熱槽，回路復雜，散熱量增多，而當瞬時DNI無法達到設計值時，集熱管內的導熱油低溫、低速流動，從而導致集熱場整體效率降低。冬至日氣候條件不佳，CSP 2集熱場與常規島吸熱量基本重合，意味著基本沒有富裕熱量進行儲存，從安全運行角度來說，宜開啟補燃模式運行。

3.2 太陽倍數和儲熱時間的影響分析

太陽倍數SM是光熱電站設計中的一個重要參數。太陽倍數則是指對于特定的設計點，太陽能集熱場輸出的熱功率與汽機額定熱功率之比，反映了集熱系統容量與發電系統容量之間的差別。儲熱技術是各類光熱電站能夠削峰填谷，平穩性高于其他可再生能源的關鍵。儲熱容量一般取決于夜間調峰供電容量，即發電功率和發電時數的乘積。一般在進行光熱電站設計時，當地電力需求、用電缺口是已知的，即后端發電容量確定，需要通過聯合調整太陽倍數SM和儲熱時間ST，得到前端集熱場的規模，進而計算出儲熱島的容量。

關于塔式、槽式電站各自供電量、供電價與太陽倍數的關系，已有許多文獻分別進行討論，但鮮有對相同太陽倍數下，塔式、槽式電站性能的對比模擬，本節將探討這一問題。塔式電站CSP 1和槽式電站CSP 2的容量因子隨太陽倍數和儲熱時間的變化曲線，如圖4所示。

圖4 容量因子隨太陽倍數和儲熱時間的變化曲線

從圖4可知，塔式電站CSP 1的容量因子(capacity factor，CF)隨著太陽倍數SM先增加后減小，配置儲熱島后，最大容量因子CFmax對應的最佳太陽倍數SMopt也隨著儲熱時間ST的增加而增加；中、長儲熱時間(ST＞6 h)對應的最佳太陽倍數SMopt接近于2.0。在本文給定的輸入條件下，槽式電站CSP 2的容量因子CF隨著太陽倍數SM增加而增加，到一定程度會趨于平穩。太陽倍數SM的增加代表聚光集熱面積增大，不論對于塔式還是槽式電站，都意味著可被接收的熱量增加，除去供應汽輪機運行部分，還有富裕能力進行儲存，在圖4曲線上體現為早期斜率較大。而隨著太陽倍數SM繼續增加，CSP 1較CSP 2提前迎來CFmax，這是因為高聚光比的定日鏡成倍數增加時，帶來的規模化效應遠超過槽式反射鏡的增加。然而，過度增加太陽倍數SM無法帶來容量因子CF的提升，這是因為聚光場的輸出已經達到吸熱器、儲熱器的額定功率總和，無法消納的熱量反而會帶來跟蹤系統、保溫系統的損耗。

3.3 儲熱系統控制方式的影響分析

由于光照資源和后端需求實時變化，光熱電站雙罐儲熱系統的運行模式也有所不同。在啟機模式中，上一周期末時刻儲熱量是一個重要參數。現保持CSP 1和CSP 2關鍵部件容量一致，取設計點DNI=800 W/m2，太陽倍數SM=2，儲熱時間ST=6 h，研究儲熱系統控制方式對電站運行特性的影響。通過模擬計算，得到高溫儲熱罐充裝率從10%～90%變化對月均平均發電效率的影響，如圖5所示。

圖5 月平均發電效率與儲熱系統控制方式的關系曲線

從圖5可知，隨著高溫儲熱罐充裝率的變化，系統月平均發電效率先增后減。這是因為上一周期儲熱量用于預熱機組，由高溫儲熱罐內的熔融鹽提供，若此部分能量過少，雖然汽輪機會提前啟動，但會采用滑壓運行，整體效率并不高；若儲熱量過多，理論上可以很好地保障汽輪機平穩運行，但由于儲熱系統只能單一模式運行，放熱的同時無法對集熱量進行同步儲存，進而造成了資源浪費。對比來看，從當地冬至日過度到夏至日時，塔式電站CSP 1的最優月平均發電效率為4.35%～6.11%，此時需將充裝率控制在40%～50%；對于槽式電站CSP 2，當充裝率控制在20%～30%時，可得到最優月平均發電效率為5.73%～21.01%；因此，從發電效率角度考慮，兩類電站應當在中、低儲熱罐液位下啟機；相比之下，槽式電站集熱場聚光能力相對較差，為保證相同的吸熱總量，應當盡快釋放上一周期儲熱量，及時捕捉當日的實時光照資源。對比6月、9月和12月的曲線可以看出，光照資源從匱乏到豐富對CSP 1發電效率的提升效果非常有限，這主要是因為介質運行溫度偏低，未能充分發揮定日鏡的聚光優勢，在此溫度區間運行無法完全體現塔式電站的優勢。

4 結論

本文采用SAM軟件對南非的100 MW塔式 電 站Redstone Solar Thermal Power Plant和100 MW槽式電站KaXu Solar One進行模擬，與文獻提供的數據進行對比。在此基礎上，對比分析設計點DNI、太陽倍數、儲熱時間、儲熱系統控制方式對塔式、槽式電站的性能影響，得出以下結論：

1)本文完整描述光熱電站各子系統從啟動、平穩運行到退出的過程，對比夏至和冬至兩個典型觀察日可知項目地實際光資源優劣對電站運行有重要影響，在光照資源匱乏的冬季有必要配置一定規模的補燃系統。

2)在300～400℃的中高溫運行區間，設計點DNI變化對塔式電站影響較小，隨著設計點DNI從700 W/m2增至1 000 W/m2，槽式電站集熱場吸熱量逐漸減小。因此，對槽式電站而言，若設計點DNI與項目地實際DNI的差距較大時，集熱島效率將大大降低。

3)為得到光熱電站最佳容量因子，需協同太陽倍數和儲熱時間。隨著太陽倍數和儲熱時間的增大，容量因子呈現先增大后減小趨勢。在本文給定的中高溫區間內，塔式電站對上述兩參數的變化更加敏感，更早出現容量因子峰值，而槽式電站聚光能力較差，需要繼續擴大集熱島規模或延長儲熱時間來找尋最優配置。

4)在機組啟動過程中，上一周期末儲熱量對發電效率有重要影響，即高溫儲熱罐存在最佳充裝率。為達到較高的發電效率，當常規島啟動時塔式、槽式電站高溫儲熱罐宜保持在中、低液位。