塔式光热电站发电量估算

2020-01-01姚利森

上海节能 2019年12期

姚利森

上海联和日环能源科技有限公司

0 概述

塔式太阳能热发电，又称集中型太阳能热发电，是在大面积的场地上安装多台定日镜，每台配有独立的跟踪机构，准确地将太阳光反射集中到一个高塔顶部的接收器上（接收器的聚光倍率可超过1 000倍），将吸收的太阳光能转换成热能，再将热能传导给工质，经过储热环节，再转换成蒸汽后推动汽轮发电机发电[1]。系统主要由聚光子系统、集热子系统、储热子系统和发电子系统组成。由于储能装置的加入，发电部分可以不受日照瞬息性的变化而连续稳定发电。

发电量是电站工程的重要指标，也是经济性评估的基础。如何科学评估塔式光热电站发电量具有重要的指导意义。本文以西部某塔式光热电站工程的工程数据作为示例。

1 估算原则

王志峰等[2]已对发电量估算进行了研究，但对各部分的效率未作详细的分解。本文参考《塔式太阳能光热发电站设计标准》[3]，首先对收集到的太阳辐射原始资料进行分析，并确定典型代表年，将典型代表年的太阳直接辐射数据作为电站发电量估算的基础，评估太阳辐射到电能的转换过程中的每一部分的转换效率，最终计算出全年发电量和全厂光电转换效率。

2 太阳能资源分析

某塔式光热电站地处青藏高原腹地，海拔高度2 800m左右。当地降雨稀少、气候干燥，日照时间长、太阳辐射强、昼夜温差大，冬季寒冷而漫长，夏季凉爽而短暂。年均日照时数为3 095h，年太阳总辐射量在6 521 MJ/㎡～7 204MJ/㎡之间，年平均气温为5.3℃，年平均降雨量42.1mm，年平均蒸发量2 504.0mm，无霜期平均为219天。

2.1 日照时数

2.1.1 日照时数的年变化

图1为日照时数和日照百分率的年变化曲线，其中每个月的数据为1982年～2011年30年平均值。日照时数呈单峰态，2月～5月逐步增加，5月达到全年最大值290.2h，之后因降雨等因素呈现小幅波动，但基本维持在260h～280h之间，10月之后逐渐降低。2月份为209.3h，为全年最低值，因该月天数较少。日照时数最多的3个月是5月、7月和8月，平均值为282.3h。日照时数最少的三个月是12月、1月和2月，平均值为215.4h，相当于最多3个月的76%。最近30年（1982-2011年）的年均日照时数为3 055.5h。

图1 日照时数和日照百分率的年变化

2.1.2 日照时数的年际变化

图2为日照时数总辐射的1982年～2011年共30年的年际变化曲线。由图2可以看出，2002年～2003年出现低谷，其它年份的日照时数较为稳定。日照时数最大值出现在1985年，为3 323.9h。最小值出现在2003年，为2 554.1h。30年平均值为3 055.5h。

图2 日照时数的年际变化

2.2 总辐射

2.2.1 总辐射的年变化

图3为总辐射的年变化曲线，可以看出，总辐射月总量的变化主要受太阳高度角和日照时长的影响。夏季太阳高度较高、日照时间长，总辐射量大，冬季太阳高度较低、日照时间短，总辐射量少。总辐射月总量最少的3个月的平均值为356.5MJ/㎡，相当于最多的3个月平均值761.7MJ/㎡的47%。

图3 总辐射的年变化

2.2.2 总辐射的年际变化

图4为1982年～2011年共30年总辐射的年际变化曲线。由图4可见，20世纪80年代初期出现低谷，可能是受规模较大的墨西哥尔厄奇冲火山爆发的影响。总辐射年总量最大值出现在1990年，为7 204.75MJ/m2。最小值出现在1983年，为6 499.81MJ/m2。从图4中可以看出，总辐射年总量无突变、无较大波动、无周期性变动，不存在明显增加或降低的趋势。30年平均值为6 911.04MJ/㎡（即5.26kWh/㎡/d）。

图4 总辐射的年际变化

2.3 法向直接辐射

2.3.1 法向直接辐射[4]资料的选取

图5为1982年～2011年共30年法向直接辐射的年际变化图。从图中可见，法向直接辐射年总量在1982年～1991年及1992年～2011年保持稳定，在1992年有明显的突变。该气象站在1992年更换测辐射仪器。更换后所采用DFY3型直接辐射表，可靠性高。本可研采用更换仪表后的1993年～2011年共19年的法向直接辐射资料进行太阳能资源分析。

图5 法向直接辐射年际变化图(红色箭头为更换仪器的年份)

2.3.2 法向直接辐射的年际变化

图5为法向直接辐射的1993年～2011年共19年的年际变化曲线。表1为19年的各月总量及年总量值。法向直接辐射年总量最大值出现在1997年，为7 495.12MJ/㎡。最小值出现在1998年，为6 258.07MJ/㎡。从图中可见，法向直接辐射年总量无突变，无较大波动，无周期性变动，不存在明显增加或降低的趋势。19年平均值为6 786.78MJ/㎡（即5.16kWh/㎡/d）。

2.3.3 典型代表年

1993年～2011年共19年的法向直接辐射量平均值为6 786.78MJ/㎡（即5.16kWh/㎡/d），且无明显上升或下降趋势。2007年～2011年的法向直接辐射量平均值为 6 751.54MJ/㎡（即 5.14kWh/㎡/d）。2009 年法向直接辐射量为 6 715.44MJ/㎡（即5.11kWh/㎡/d），与19年平均值较接近，与近5年平均值最接近，并且2009年可用于分析的气象数据较为丰富，有利于电站的设计和模拟。

该项目确定2009年为典型代表年，作为电站设计和发电量计算的依据,总辐射和法向直接辐射的月总量见表1。

表1 2009年总辐射和法向直接辐射月总量表（单位：MJ/㎡）

利用2002年～2011年共10年的法向直接辐射数据分析出典型气象年，见表2。本典型气象年仅考虑了法向直接辐射的分布特性。典型气象年用以系统校核计算。

表2 典型气象年表

3 分系统转换效率

光电转换过程以光能在转换过程中的形式分为太阳岛系统、发电系统和全厂利用率三大部分，光电转化效率是这三部分转换率之乘积。[5]在塔式光热电站方案中，熔盐系统由于其更好的储热性能正受到业界关注，本项目采用熔盐[6]系统方案。

太阳岛系统分为聚光场部分、接收器部分、熔盐循环部分和其它有关部份，每个部份均包含了转换过程中对发电量有影响的所有因素。

3.1 太阳岛系统

3.1.1 聚光场部分

1）镜面反射比

镜面反射比是镜面的最重要的性能指标，也是定日镜的主要指标之一。

国际上用于太阳能热发电的镜面一般采用白玻璃或超白玻璃，较大的定日镜本身也带有微弧度[7]，镜面反射比一般高，可达93.5%～94%。

本文中镜面反射比取93%。

2）镜面清洁度

镜面清洁度指表面粘灰镜面的反射比与洁净镜面的反射比之比。刚清洗镜面后，镜面清洁无粘灰，镜面清洁度为100%。

随着附着灰尘的逐渐增多，镜面清洁度逐渐下降。当镜面清洁度下降到90%时，镜面反射比下降到83.7%。

本文的发电量估算中镜面清洁度取其平均值95%。

3）余弦因子

余弦因子指平面某一面积上接收的太阳辐射功率与其接收最大太阳辐射功率之比，等于入射光束与接收面法线方向夹角的余弦值[8]。

图6显示了位于北半球的塔式太阳能热发电厂接收塔南、北侧各一台定日镜的余弦效应。图中显示定日镜A的余弦损失比B小，这得益于其法向方向几乎正对着接收器；而定日镜B有着较大的余弦损失，这是由其为了反射阳光到接收器上所处于的状态决定的。一般来说，正对着太阳的定日镜有较高的余弦因子。

图6 余弦效应

把全年每小时的全厂平均余弦因子按辐射的时间分布加权平均，得到全厂全年平均余弦因子约为77%。

4）阴影和遮挡因子

如图7所示，阴影因子指某一时刻被其它定日镜或塔遮挡的能量与该定日镜未被遮挡时接收的总能量之比。遮挡因子指某一时刻定日镜的反射光投射到接收器之前被相邻定日镜遮挡的能量与该定日镜反射的总能量之比。两者合称阴影和遮挡因子。

图7 阴影和遮挡损失

阴影和遮挡因子的大小与厂址地理、厂址地形、聚光场内定日镜分布、接收塔高度和形状、太阳位置有关，本文通过相邻定日镜沿太阳入射光束方向和向接收器反射光线方向上在所计算定日镜上的投影来进行计算，并考虑了与之相邻的多台定日镜对所计算定日镜造成的阴影和遮挡的影响。

结合辐射的时间分布，利用计算机逐时模拟得到阴影和遮挡因子约为92%。

5）衰减因子

衰减因子即太阳能传输损失，由于大气对太阳能辐射的吸收和散射带来的太阳辐射传输损失。衰减因子与太阳的位置（随时间变化）、当地海拔高度以及大气条件（如气溶胶、水汽含量、二氧化碳含量）、能见度等有关。

利用上述条件计算衰减因子十分复杂，并且需要对各影响因素进行定量观测。一般通过唯象公式估计衰减因子。常见的唯象公式一般给出能见度分别为23km和5km两种情况下的衰减因子，分别代表晴朗干净大气条件和雾霾大气条件。

本文中发电量估算的衰减因子的计算采用适用于高海拔地区的唯象公式，

Att＝99.191-6.04×S+0.504×S×S，（S＞0.1km）

其中Att是衰减因子，单位：%。S是反射光束离开定日镜后到达接收器时实际穿过的路径长度，单位：km。

经计算，聚光场的平均衰减因子是97%。

6）溢出因子

溢出因子指单位时间内到达接收器表面的能量与由聚光场反射并到达接收器平面总能量之比。

影响溢出因子的因素包括定日镜尺寸、接收器尺寸、定日镜跟踪精度[9]、风造成的定日镜摆动、风造成的接收器摆动等。计算得出2009年全年平均溢出因子约为97%。

3.1.2 接收器部分

1）吸收率指单位时间内接收器表面吸收的能量与到达接收器表面的能量之比。吸收率主要由接收器表面涂层材料[10]、喷涂工艺、使用条件等决定。

本文中吸收率为94%。

2）热损失因子

接收器系统热损失因子指单位时间内熔盐工质从接收器吸收的能量与接收器表面吸收的能量之比。

接收器系统热损失因子通过接收器系统的热量损失来计算。接收器系统的热量损失包括对流损失、辐射损失、传导损失。其中对流损失和辐射损失这两类损失是接收器系统最主要的热损失。这些损失的大小都取决于接收器面积、工作温度、发射率等接收器参数，另外还受到环境风速、环境温度、空气物性等的影响[11]。本文的发电量计算中，对流损失和辐射损失采用热力学公式计算。

接收器系统的传导损失较少，在接收器系统的热量损失中只占很小一部分，并可通过优化接收器与接收塔的连接点的数量和尺寸以及采用低导热率材料降低传导损失[12]。本文忽略传导损失。

接收器系统热损失因子全年计算平均值约为89%。

3）启动及云损失因子

接收器启动及云损失因子指因接收器启动、有云待机、散焦所造成的能量损失修正。

利用现有数据及接收器运行原则，确定接收器的启动及云损失因子为约96%。

4）熔盐循环热损失因子

熔盐循环热损失因子指在某时间段内蒸汽从熔盐换热过程所获得的能量与熔盐工质从接收器获得的能量之比。

本文中熔盐循环热损失因子包括了熔盐罐、熔盐管道、蒸汽发生器的散热损失以及熔盐泵的增热效应。

计算得到2009年全年的熔盐循环热损失因子为96%。

3.2 发电系统

从能量转变的角度，发电系统实现蒸汽到电能的转变。发电系统转换因子为考察时间段内发电机出线端产生的电能与蒸汽从熔盐换热过程得到的热能之比。

发电系统转换因子受热盐量、汽轮发电机组效率曲线、汽轮发电机组负荷、蒸汽参数、汽轮发电机组启动和停机等因素的影响[13]。

根据汽轮机制造厂提供的效率参数，综合考虑以上因数，通过计算机模拟，发电系统效率为39%[14]。

3.3 全厂利用率

全厂利用率指正常工作时某些设备因故障、检修等原因处于不可利用状态造成无法收集当时的辐射而导致太阳能的浪费以及发电量的降低。在极端光照情况下，还可能出现控制系统无法充分调度定日镜进行工作从而导致太阳能浪费等情况，充分应用人工智能技术可大幅度提高全厂利用率[15]。

全厂利用率需考虑定日镜、接收器、熔盐泵、储存罐、蒸汽发生器、汽轮发电机组、控制系统和管阀等设备的故障、检修所造成的全厂利用率。其中最主要是接收器、冷盐泵的影响。因为接收器、冷盐泵、控制系统的故障或检修，会造成辐射的浪费。而蒸汽发生器、汽轮发电机组在故障或检修时，不影响太阳能的收集工作。只有当蒸汽发生器、汽轮发电机组持续故障或检修时，热盐罐储存量达到极限，无法再收集太阳能，才会造成太阳能的浪费。

综合考虑各设备的设计、制造情况，全厂利用率按95%计算。

本文不考虑电网调度因素对发电量的影响。