槽式太阳能热发电站的性能研究

曹传胜

(湖北省电力勘测设计院有限公司，武汉 430040)

0 引言

太阳能热发电作为一种成熟的、可商业化应用的可再生能源技术，将在未来的全球能源发展中扮演越来越重要的角色。根据国际能源署(IEA)的预测，到2050年，太阳能发电将满足全球电力总需求的27%，其中太阳能热发电将提供11%的电力[1]。

太阳能热发电是利用聚光集热系统收集太阳能直接辐射，并转换为介质的热能，再将热能转换为高温蒸汽推动汽轮机组发电的技术[2]。目前装机容量最大的太阳能热发电站类型是槽式太阳能热发电站，其具有光学系统结构简单、跟踪造价低、技术成熟等特点[2-3]。目前，国内关于槽式太阳能热发电系统性能的研究较少。陈玉娇等[4]采用㶲效率分析法对槽式太阳能热发电系统的用能状况作出了合理评价，并找出了系统用能过程中的薄弱环节，为系统节能提供依据。林晨等[5]建立了槽式太阳能热发电集热器的非线性数学模型，用于槽式太阳能热发电站的仿真模拟。

太阳能热发电的过程涉及到光的聚集、光热转换、热电转换、储热转换等复杂过程，而关于这些过程的仿真模拟研究还较少。本文将采用SAM软件[6]对西班牙Andasol-1槽式太阳能热发电站进行模拟，并在此基础上模拟研究纬度、季节变换、太阳倍数、储热时长等因素对电站性能(包括电站总效率、发电机组年利用小时数)的影响。

1 槽式太阳能热发电站模拟案例分析

本文选取西班牙Andasol-1槽式太阳能热发电站(下文简称“Andasol-1电站”)作为典型算例进行模拟，并与电站实际运行情况进行对比，以确定后续相关模拟的基准参数。Andasol-1电站是欧洲第一个商业运行的太阳能热发电站，也是全球首个配置了大规模熔融盐储热系统的商业运行的太阳能热发电站。该电站位于西班牙安达卢西亚(Andalusia)，装机容量为50 MW，储热时长为7.5 h，采光面积为510120 m2，年净发电量为179.1 GWh[7]。

表1为根据Andasol-1电站相关运行数据确定的模拟基础参数，包括资源数据、聚光集热单元数据、热发电岛数据、储热单元数据等，其中，光资源数据主要为典型年逐时法向直接辐照度(DNI)。利用SAM软件模拟时，其余参数可以保持默认设置；实际Andasol-1电站设置了天然气补燃系统，以提高电站运行的可靠性，因此，模拟中也考虑了这一点。

利用SAM软件进行计算，并将得到的模拟结果与电站实际运行数据进行对比，如表2所示，包括年均发电量、容量系数(CF)等数据。其中，容量系数CF代表了发电机组的年利用系数，其计算公式为：

表1 采用SAM软件模拟Andasol-1电站时的输入数据Table 1 SAM simulating input data for Andasol-1 power station

式中，Q为发电机组的年净发电量，kWh；P为发电机组的额定功率，kW。

从表2可以看出，年均发电量、容量系数和电站用地的模拟结果与实际数据的偏差都小于5%，均在合理范围内。

表2 SAM软件模拟结果与实际数据对比表Table 2 Comparison of SAM simulating output and practical data

图1为采用SAM软件模拟的Andasol-1电站的月均发电量柱状图，反映了该电站每个月的发电量情况。从图中可以看出，夏季的月均发电量较高而冬季较低，这与北半球的太阳辐射随季节变化有关。

图1 Andasol-1电站的月均发电量模拟结果Fig.1 Simulation result of monthly average power generation for Andasol-1 power station

槽式太阳能热发电站(带熔融盐储热系统)的发电过程包括一系列的能量转换过程，分别为镜场输入的太阳能法向辐射能量通过聚光槽反射到集热管表面被吸收，并转换为传热介质(导热油)的热能，成为镜场吸收能量；随后传热介质将这部分能量输出主镜场出口，即为镜场输出的能量；随后镜场输出的热能大部分传递给过热蒸汽成为发电机组的输入能量；过热蒸汽通过汽轮机组将热能转换为机械能，并通过发电机组转换为电能；最后将扣除厂用电后的电能输出到电网，此净能量即为电力净输出。在这一系列能量转换过程中，Andasol-1电站每月能量的变化如图2所示。

图2 Andasol-1电站每月能量的变化图Fig.2 Monthly change of energy for Andasol-1 power station

从图2可以看出，镜场聚光过程的能量损失较大，其聚光效率为50%，即有一半的光能未被镜场吸收。而发电机组的能量转换效率也较低，仅为38%左右，大部分热能未被利用。

本节使用SAM软件模拟了西班牙Andasol-1槽式太阳能热发电站，并与该电站的实际运行数据进行了对比，结果表明，SAM软件模拟结果的准确性较高。

2 影响槽式太阳能热发电站性能的因素分析

本节将采用SAM软件模拟槽式太阳能热发电站(带熔融盐储热系统)，模拟参数的设置沿用上文Andasol-1电站的模拟参数，来分析纬度、季节变换、太阳倍数、储热时长等因素对电站性能的影响，在模拟分析时仅改变待分析的各影响因素。

2.1 纬度的影响分析

电站所在地纬度的影响分析主要是分析纬度对电站镜场光学效率的影响。分别选取西班牙的安达卢西亚、中国的哈密和美国的亚利桑那3个地区进行电站模拟分析，气象数据来源于SAM软件自带的数据库，其中光资源数据主要为典型年的逐时气象数据。虽然3个站址均位于北半球，但纬度相异，电站参数对比如表3所示。其中，位于哈密的Hami电站纬度最高，位于安达卢西亚的Andasol电站纬度次之，位于亚利桑那的Solana电站纬度最低。

表3 不同纬度电站的参数对比Table 3 Comparison of power station parameters for different latitudes

由于本文仅分析电站镜场余弦效率与纬度的关系，以及纬度对电站镜场光学效率的影响，因此排除其他因素对分析的干扰。

图3为Andasol、Hami和Solana这3个电站镜场年均余弦效率在1天24 h内的变化对比图，年均余弦效率即代表该电站镜场的余弦效率。由于太阳高度的关系，太阳光斜射导致入射光线与反射光线存在一定角度，因此存在余弦损失。所以在早上镜场启动前和晚上镜场停运后，电站镜场余弦效率为零。

图3 不同纬度对电站镜场余弦效率的影响曲线Fig.3 The influence curve of different latitudes on the power station heliostat field cosine efficiency

从图3可以看出，在中午13:00左右，3个电站镜场的余弦效率最低。整体而言，Solana电站镜场余弦效率最高，Andasol电站次之，Hami电站镜场余弦效率最低。因此，纬度越低，电站镜场余弦效率越高。

图4 不同纬度对电站镜场光学效率的影响曲线Fig.4 The influence curve of different latitudes on the power station heliostat field optical efficiency

3个电站1天24 h内的年均光学效率对比图如图4所示，年均光学效率即为该电站镜场的光学效率。从图中可以看出，3个电站镜场光学效率都是在中午13:00左右达到最低，这同时也是余弦效率最低的时刻，且余弦效率曲线与光学效率曲线的变化趋势一致(不考虑早上镜场启动前和晚上镜场停运后的光学效率，此时光学效率为零)。整体而言，Solana电站镜场光学效率最高，Andasol电站次之，Hami电站镜场光学效率最低。由此可知，纬度越低，电站镜场光学效率越高。

余弦损失对镜场光学效率的影响较大，因此需要尽量减少余弦损失，以获得较高的镜场光学效率。而将太阳能热发电站建在纬度较低的地点，不仅可以减少余弦损失，还能提高整个太阳能热发电站的镜场光学效率和发电效率。

2.2 季节变换的影响分析

季节变换的影响分析主要是分析不同季节时电站镜场光学效率的变化情况。分别选取3月、6月、9月、12月1天24 h内的平均余弦效率及平均光学效率作为代表，来分析春、夏、秋、冬各季的电站镜场余弦效率和光学效率的变化。

图5、图6分别给出了四季中1天24 h内电站镜场平均余弦效率及平均光学效率的变化曲线。

从图5、图6中可以看出，夏季电站镜场平均余弦效率最高，且电站启动后，平均余弦效率基本保持不变，此时平均光学效率同样保持不变；而春、秋两季电站镜场平均余弦效率和平均光学效率较夏季有所降低；冬季由于余弦损失较大，电站镜场平均余弦效率和平均光学效率为整体最低，且在中午13:00左右达到最低，整个光学效率曲线呈现“M”形。因此，由于不同季节太阳高度角的影响，余弦效率会随之变化，进而影响到镜场光学效率；夏季镜场光学效率最高，而冬季最低。

图5 四季中电站镜场平均余弦效率变化曲线Fig.5 The change curve of power station heliostat field cosine efficiency in four seasons

图6 四季中电站镜场平均光学效率变化曲线Fig.6 The change curve of power station heliostat field optical efficiency in four seasons

2.3 太阳倍数与储热时长的影响分析

太阳倍数(SM)是镜场热功率输出控制参数，其表示在设计点下，镜场输出热功率与发电机组额定输入热功率的比值。太阳倍数SM的定义为：

式中，P1为镜场输出热功率，kW；P0为发电机组额定输入热功率，kW。

当太阳倍数等于1(或接近1)时，镜场输出热功率与发电机组额定输入热功率相同。当太阳倍数大于1时，镜场输出热功率大于发电机组额定输入热功率，此时多余的热功率将用于储热，意味着此时的镜场规模相对于太阳倍数等于1时的镜场规模将增大。因此，当发电机组的容量规模确定后，太阳倍数决定了镜场的大小。

当太阳能热发电站带储热系统时，可以通过在软件中设置最大储热时长(TES hours)来决定储热罐的储热量及容量。但是需要通过优化设计储热时长和太阳倍数来确定储热容量和镜场大小。需要注意的是，还需要根据对储热时长的实际需求(比如发电机组是否需要24 h运行，是否承担早高峰或晚高峰负荷)，以及现阶段的罐体制造工艺和焊接水平来合理确定最后的储热时长，而本文仅从研究角度来分析储热时长的影响。

模拟太阳倍数(1.0、1.5、2.0、2.5、3.0、3.5)与储热时长(4、6、8、10、12、15 h)的不同组合，分析不同组合对电站总效率和发电机组利用小时数的影响，从而找出最优组合。

图7为不同太阳倍数和储热时长对电站总效率的影响曲线。

图7 不同太阳倍数和储热时长对电站总效率的影响曲线Fig.7 The influence curve of different SM and TES hours on the power station total efficiency

从图7可以看出，在不同储热时长下，均有一个效率最高点，这个点对应的横坐标即为此时的最佳太阳倍数。例如，储热时长为8 h时，最佳太阳倍数为1.5；而储热时长为15 h时，最佳太阳倍数为2.0。因此，根据储热时长，即可找出相应的最佳太阳倍数；同时，也可以找到一个最佳储热时长与太阳倍数的组合。本例中，储热时长为15 h、太阳倍数为2.0的组合即可以获得最好的总效率。

从技术角度来看，另外一个评价太阳能热发电站性能的指标是发电机组年利用小时数。目前，太阳能热发电站与光伏电站相比，最大的优势在于太阳能热发电站可以大规模储热，以稳定负荷，增加发电机组年利用小时数。图8给出了不同太阳倍数和储热时长对发电机组年利用小时数的影响曲线。

从图8可以看出，随着太阳倍数和储热时长的增加(即镜场大小和储热容量增加)，发电机组年利用小时数随之增加。当太阳倍数为3.5、储热时长为15 h时，发电机组年利用小时数最高，这就意味着发电机组具有更稳定的负荷，以及可以发更多的电量，但同时也意味着更大的镜场、储热容量和投资。

图8 不同太阳倍数和储热小时数对发电机组年利用小时数的影响曲线Fig.8 The influence curve of different SM and TES hours on the generator set annual utilization hours

综上所述，可以看出，不同的太阳倍数和储热时长对电站总效率有较大的影响。对于装机规模为50 MW的太阳能热发电站而言，太阳倍数为2.0和储热时长为15 h的组合是最优选择，可以获得较好的电站性能，即此时的电站总效率最高，同时发电机组年利用小时数也较高。

上述分析过程也适用于任何其他槽式太阳能热发电站的优化设计。

3 结论

本文首先采用SAM软件模拟了西班牙Andasol-1槽式太阳能热发电站，并与该电站实际运行数据进行了对比，表明模拟结果的准确性较高。然后在此模拟基础上，对槽式太阳能热发电站所在位置的纬度、季节变换、太阳倍数、储热时长等因素对电站性能的影响进行了研究，结论如下：

1)分别选取西班牙的安达卢西亚、中国的哈密和美国的亚利桑那3个地区的太阳能热发电站进行研究，发现纬度越低，电站镜场余弦效率和光学效率越高。因此，太阳能热发电站在选址时应尽量选取纬度较低的地区。

2)分析春、夏、秋、冬季节变换对电站镜场余弦效率及光学效率的影响，发现夏季时电站镜场余弦效率和光学效率最高，冬季最低；且冬季电站镜场光学效率曲线呈“M”形，严重影响了太阳能热发电站的整体运行效率。

3)优化选择太阳倍数与储热时长，以获得较好的电站总效率和发电机组年利用小时数。研究发现，对于装机规模为50 MW的太阳能热发电站而言，太阳倍数为2.0和储热时长为15 h的组合为最优组合，此时可以得到较好的电站性能。