浅析太阳能热发电站的厂用电率与外购电量的计算方法

冯永刚，张 莹，白雪松，程伟科，陆 浩

(内蒙古电力勘测设计院有限责任公司，呼和浩特 010011)

0 引言

太阳能热发电属于新型发电技术，因此关于太阳能热发电站的厂用电率的计算方法尚无相关规范。在太阳能热发电站的前期设计过程中，曾借用火力发电厂设计时采用的厂用电率的估算方法来进行太阳能热发电站的厂用电率计算。火力发电厂设计时的厂用电率e的计算式为[1]：

式中：Sc为汽轮发电机组在夏季100%额定出力工况下的厂用电计算负荷，kVA；cosφav为电动机在运行时的平均功率因数；Pg为发电机的额定功率，kW。

其中，Sc可表示为：

式中：K为换算系数；Pa为汽轮发电机组在夏季100%额定出力工况下的厂用电动机功率，kW。

由于火力发电厂的K值的具体取值在DL/T 5153—2014《火力发电厂厂用电设计技术规程》中已经给出，因此在统计Sc值后，再确定cosφav及Pg值后，通过厂用耗电功率(Sccosφav)与Pg的比值就可以获得精确的火力发电厂的厂用电率。

太阳能热发电站一般由集热系统、吸热传热系统、储热系统及常规岛系统(包含冷却系统、公用系统、与发电相关的辅机系统及汽轮发电机组)等组成。不同于火力发电厂中各个辅机系统之间存在紧密的关联性，太阳能热发电站中各个系统之间既相互关联又存在一定的独立性，而且各个系统的运行时间也不一致。因此，统计太阳能热发电站中各个辅机系统的电功率消耗时，不能采用火力发电厂的K值来计算，也就不能通过(Sccosφav)与Pg的比值来计算厂用电率。若一定要采用此方法计算太阳能热发电站的厂用电率，则需要再考虑一个“同时系数”，但由于“同时系数”的确定过程缺乏太阳能热发电站中各系统的数据作为支撑，会导致最终计算结果的精度也较低。

为了提高太阳能热发电站的厂用电率的计算精度，在工程实践中，曾经出现过根据电站的运行阶段来计算厂用电率的方法，即将太阳能热发电站的运行分为5个阶段，具体为：1) 集热系统与吸热传热系统运行，而储热系统和常规岛系统不运行的阶段；2) 集热系统、吸热传热系统及储热系统运行，而常规岛系统不运行的阶段；3) 集热系统、吸热传热系统、储热系统及常规岛系统全部运行的阶段；4) 集热系统与吸热传热系统不运行，而储热系统和常规岛系统运行阶段；5) 集热系统、吸热传热系统、储热系统运行及常规岛系统全部不运行的阶段。

该方法首先需要分别统计不同运行阶段时各个系统消耗的电功率，然后再确定不同时段时各个系统的运行时间，最终可得到太阳能热发电站的厂用电率。由于此方法中大致划分了运行阶段，因此相较于直接套用火力发电厂设计时采用的厂用电率的估算方法，计算精度有所提高。但该方法不能确定各个系统在运行时间上的关系，整体而言计算精度也不高。

目前，行业共识的计算太阳能热发电站厂用电率的方法是：通过考虑典型太阳辐射数据，定日镜场的布置方式、采光面积，定日镜的外形及性能，吸热器的性能、外形及其在定日镜场中的位置，吸热塔所在位置的经纬度，储热系统的容量、蒸汽发生器的容量及汽轮发电机组的容量等参数，并采用逐时数据来计算太阳能热发电站的厂用电率。

利用SAM软件模拟分析太阳能热发电站中汽轮发电机组的技术性与经济性参数时还可以获得汽轮发电机组逐时的厂用电消耗情况，这为太阳能热发电站的厂用电率、外购电量计算提供了逐时数据。因此，本文以塔式太阳能热发电站为例，基于SAM软件提供的逐时数据，对太阳能热发电站的厂用电率、外购电量计算方法和计算原理进行介绍。

1 计算方法概述

SAM软件是由美国国家可再生能源实验室(NREL)开发的一款免费的电站仿真模拟软件，其在太阳能热发电站、光伏电站等领域的应用广泛。太阳能热发电站的设计人员可以通过SAM软件模拟评估电站的技术性与经济性，并且可以得到太阳能热发电站中各个系统的逐时数据，通过分析这些逐时数据，可进行太阳能热发电站的厂用电率及外购电量的计算。

1.1 建立模型过程中的数据输入

利用SAM软件建立太阳能热发电站模型时，需要输入光资源参数、定日镜场参数、吸热器参数、吸热塔参数及系统控制信息等数据。

在SAM软件中，系统控制部分可输入太阳能热发电站的公用系统用电负荷。该负荷是太阳能热发电站在任何运行状态下都存在的用电负荷，包括照明、空调、保安电源系统及不间断电源(UPS)系统等的用电量，可通过负荷统计得到该部分对应的电功率。

1.2 数据筛选

太阳能热发电站模型建立完成后，运行SAM软件，提取如下逐时数据(括号内的内容为参数在软件中的对应表述)：

1)集热系统的逐时电功率(Hourly Data:Parasitic power heliostat drives)P1，MW；2)吸热传热系统的逐时电功率(Hourly Data: Parasitic power receiver/tower HTF pump)P2，MW；3)储热系统的逐时电功率(Hourly Data: Parasitic power TES and Cycle HTF pump)P3，MW；4)冷却系统的逐时电功率(Hourly Data: Parasitic power condenser operation)P4，MW；5)公用系统的逐时电功率(Hourly Data: Parasitic power fixed load)P5，MW；6)与发电相关的辅机系统的逐时电功率(Hourly Data: Parasitic power generation-dependent load)P6，MW；7)汽轮发电机组的逐时电功率(Hourly Data: PC electrical power output: gross)P7，MW。

1.3 数据的处理与计算结果

SAM软件筛选出来的数据是离散的，用于描述某个时间段内的平均值，因此根据SAM软件中的数据可分析得出太阳能热发电站的各个系统在1年中的运行状况。计算太阳能热发电站的厂用电率时，可将全年内汽轮发电机组的运行状态分为启动状态、发电状态、待机状态及停机状态这4种。

SAM软件中提供了汽轮发电机组的逐时数据，根据汽轮发电机组的逐时数据可以确定汽轮发电机组的运行状态。一般情况下，可将汽轮发电机组运行前的1 h确定为启动状态。但需要更进一步地精确计算厂用电率时，应根据汽轮发电机组的运行规范，详细划分其启动状态：1)冷态启动(停机超过72 h后的启动)；2)温态启动(停机10～72 h后的启动)；3)热态启动(停机时间小于10 h后的启动)；4)极热态启动(汽轮发电机组脱扣后1 h以内的启动)。在确定汽轮发电机组具体的启动状态后，可确定启动时间及相应的启动时的用电负荷。

在模型建立后，SAM软件提供了汽轮发电机组的逐时电功率数据，在进行厂用电率计算时，凡是汽轮发电机组的逐时电功率大于0 kW的时间段，其都应该被认为是处于发电状态。

汽轮发电机组停机后，虽然短时间段内盘车、顶轴油泵及熔盐调温泵还处于运行状态，但该时间段内的汽轮发电机组被认为是处于停机状态；而对于仅存在照明、暖通等用电负荷的时间段，汽轮发电机组也被认为是处于停机状态。

将启动状态、待机状态及停机状态均认定为离线状态。总体而言，太阳能热发电站中汽轮发电机组的运行状态可分为发电状态和离线状态。

在发电状态下，太阳能热发电站的厂用电率e′可表示为：

式中：Pij为汽轮发电机组运行第j个小时时第i个用电负荷类型消耗的逐时电功率，MW；n为全年(8760 h)内汽轮发电机组的运行小时数，h；P7j为汽轮发电机组运行第j个小时时消耗的逐时电功率，MW。

由于在发电状态下Pij和P7j的运行时间一致，因此式(3)不再考虑这2项的运行时间。

在离线状态下，太阳能热发电站的外购电量Q可表示为：

式中：P′ij为汽轮发电机组处于离线状态时第j个小时时第i个用电负荷类型消耗的逐时电功率，MW；m为全年(8760 h)汽轮发电机组的离线小时数，h；t为时间步长，h，此处取1。

2 逐时电功率的分析与计算

2.1 集热系统的逐时电功率P1的分析与计算

塔式太阳能热发电站中集热系统以定日镜场为主体，并配置有定日镜驱动器、镜面清洗泵、定日镜纠偏及能流密度检测装置、气象观测设备、相机及吸热器电伴热等用电设备。其中，定日镜驱动器是集热系统的主要负荷。在吸热器正常运行阶段，定日镜驱动器存在2种状态，一种是驱动镜面以跟踪太阳，另一种是处于待机状态以保持镜面的稳定；在吸热传热系统过热或汽轮发电机组停机等事故情况下，定日镜驱动器通过散焦来保护吸热器。因此，在计算P1值前，需要先确定定日镜驱动器的逐时电功率。

定日镜场中定日镜驱动器的数量巨大，以100 MW塔式太阳能热发电站为例，若采用中型定日镜，则该电站中定日镜驱动器的数量将超过6万个；另外由于定日镜驱动器存在多种运行状态，通过逐个分析定日镜驱动器在1年内的运行情况来计算定日镜驱动器的电功率，将是一件极其复杂的工作。SAM软件可采用简化方法进行处理，具体步骤为：

1)确定单个定日镜驱动器在不同运行时间段内的逐时电功率。将单个定日镜驱动器的运行时间段分为吸热传热系统运行前、吸热传热系统平稳运行时及吸热传热系统停止运行这3个时间段；并在每个时间段确定1个定日镜驱动器的平均电功率，将该平均电功率值作为单个定日镜驱动器在该时间段内的逐时电功率。值得注意的是，SAM软件给出的定日镜驱动器平均电功率可作为厂用电率计算时的参考值，也可根据实际情况自行调整定日镜驱动器平均电功率的取值。

2)确定定日镜驱动器的运行时间段。吸热传热系统运行前的1 h，单个定日镜驱动器的逐时电功率为C1，kW；吸热传热系统平稳运行的时间段内，单个定日镜驱动器的逐时电功率为C2，kW；吸热传热系统停止运行后的1 h，单个定日镜驱动器的逐时电功率为C3，kW。

因此，P1可表示为：

式中：NSCA为定日镜驱动器的数量，个；Ck为单个定日镜驱动器在第k个时间段内的逐时电功率，MW。

2.2 吸热传热系统的逐时电功率P2及储热系统的逐时电功率P3的分析与计算

吸热传热系统及储热系统需要通过导热流体来进行能量传递，而驱动导热流体循环需要消耗电能。P2及P3的计算式可表示为：

式中：q2(3)为导热流体的质量流量，kg/h；g为导热流体的重力加速度，N/kg；H为泵的扬程，m；η为泵的效率。

其中，q2可表示为[2]：

式中：q为太阳直接辐射，kW/m2；S1为单个定日镜的采光面积，m2；η1为太阳辐射量转化为吸热传热系统能量过程中的光学效率；η2为太阳辐射量转化为吸热传热系统能量过程中的热学效率；cosθ为余弦效率；t′为吸热传热系统运行时间，h；C为导热流体的平均比热容，kJ/(kg·℃)；ΔT为导热流体出口温度与进口温度的差值，℃。

q3可表示为[2]：

式中：λ为太阳倍数。

通过上述公式计算得到的结果与在SAM软件中提取的P2及P3的数据基本一致。由于吸热传热系统的逐时电功率及储热系统的运行时间与集热系统和常规岛系统不相关，因此在计算太阳能热发电站的厂用电率及外购电量时，可直接采用SAM软件中的P2、P3数据及这2个系统的运行时间数据。

2.3 冷却系统的逐时电功率P4的分析及计算

冷却系统会将热力系统中未用尽的剩余热量排出，而在热量排出过程中需要消耗电能。冷却系统的运行时间与汽轮发电机组的运行时间一致。太阳能热发电站的冷却方式主要有空冷、湿冷等方式。SAM软件可支持空冷或湿冷方式的计算，该软件中的太阳能热发电站模型可根据环境温度、冷凝液温度及热力系统的热力循环情况，计算出P4值(即冷却系统电机的逐时电功率)。

同时，还可通过估算方法得到P4的值，估算方法具体为：在夏季的3个月内，冷却系统会启动100%的运行能力；在春、秋季的6个月内，冷却系统会启动约75%的运行能力；在冬季的3个月内，冷却系统会启动约50%的运行能力。

SAM软件的计算结果和估算方法得到的结果基本一致，因此在计算厂用电率的过程中，可直接采用SAM软件中的数据。

2.4 公用系统的逐时电功率P5的分析与计算

公用系统的电功率是指汽轮发电机组无论处于发电状态还是离线状态都存在的用电消耗，公用系统消耗电能是为了维持太阳能热发电站的正常运行。公用系统的逐时电功率计算方法可参照DL/T 5153—2014《火力发电厂厂用电设计技术规程》附录F来进行。在太阳能热发电站的厂用电率计算过程中，SAM软件给出的P5数据就是模型建立阶段输入的统计数值。

2.5 与发电相关的辅机系统的逐时电功率P6的分析与计算

与发电相关的辅机系统的逐时电功率P6可表示为：

式中：P7为汽轮发电机组的逐时电功率，MW；P7′为汽轮发电机组的额定功率，MW；P6′为与发电相关的辅机系统负荷在额定满发状态下的总功率；η′为与发电相关的辅机系统在任意时间段内的平均效率与其额定状态下效率的比值，且η′≤1。

与发电相关的辅机系统的运行时间与汽轮发电机组的运行时间一致。

由于无法从SAM软件中得到P6的数据，因此在太阳能热发电站的厂用电率计算过程中，采用式(9)进行计算。

2.6 汽轮发电机组的逐时功率P7的分析与计算

GB/T 51307—2018《塔式太阳能光热发电站设计标准》的附录A中给出了塔式太阳能热发电站发电量的估算方法，由该估算方法得到的结果与SAM软件的计算结果基本一致。因此，在太阳能热发电站的厂用电率计算过程中，可直接采用SAM软件中的P7数据。

3 典型算例

以某100 MW塔式太阳能热发电站为例进行计算验证，该电站的主要参数如表1所示。

表1 某100 MW塔式太阳能热发电站的主要参数Table 1 Main parameter of a 100 MW tower solar CSP station

吸热器吸收由定日镜反射的高热流密度的太阳辐射，并将其转化为传热储热介质的高温热能。高温传热储热介质采用熔融盐，一部分高温熔融盐通过管道传递到位于地面的储热装置，然后经高温熔盐泵输送到蒸汽发生器，产生过热蒸汽，推动汽轮发电机组发电；而另一部分高温熔盐则储存于高温熔盐罐中，当光照资源较弱或无光照资源时，调用储存的高温熔融盐来继续向蒸汽发生器提供热量，以维持汽轮发电机组做功发电。典型塔式太阳能热发电站运行过程中的电能消耗情况如图1所示。

图1 典型塔式太阳能热发电站运行过程中的电能消耗简图Fig. 1 Simplified diagram of electricity consumption during the operation of typical tower CSP station

根据SAM软件建立该塔式太阳能热发电站的模型，可得到一个典型年的P7、P2及P3数据，通过这些数据可以划分出在该典型年内此塔式太阳能热发电站的逐时运行状态，然后向用于计算太阳能热发电站厂用电率及外购电量的计算书录入P1、P4、P5及P6的数据。对上述数据进行汇总，通过累加该塔式太阳能热发电站的发电状态的时间、启动状态的时间、待机状态的时间及停机状态的时间，可得到该塔式太阳能热发电站在不同运行状态下的总运行时间，具体如表2所示。

表2 塔式太阳能热发电站在不同运行状态下的总运行时间Table 2 Total running time of tower CSP station under different operating states

在不考虑运行状态的前提下，该塔式太阳能热发电站中各个系统的年耗电量情况如表3所示。

表3 塔式太阳能热发电站中各个系统的年耗电量情况Table 3 Annual electricity consumption of each system of tower CSP station

按运行状态划分时，该塔式太阳能热发电站在各个运行状态下的年耗电量及汽轮发电机组的年发电量情况如表4所示。

综合表2～表4的数据，可最终计算得到该塔式太阳能热发电站的厂用电率和外购电量，具体结果如表5所示。

通过本算例可以看出，与发电相关的辅机系统的年耗电量最大，这是由于与发电相关的辅机系统数量较多造成的，但由于辅机系统的工艺设计及运行经验已成熟，不易再进行优化。吸热传热系统的耗电量包含低温熔盐泵等的耗电量，其耗电量约为与发电相关的辅机系统耗电量的一半，对于降低吸热传热系统的耗电量，可通过优化低温熔盐泵等设备或采用变频设备等方式来实现。从运行状态来看，除发电状态之外，停机状态的年耗电量也较多，这是由太阳能热发电站中各个系统的配置决定的，可通过优化这些系统的设计，在经济性允许的前提下，应尽可能提高汽轮发电机组的利用小时数。

4 结论

本文提出的基于SAM软件逐时数据的太阳能热发电站的厂用电率及外购电量的计算方法，是在建立太阳能热发电站的模型后，引用SAM软件生成的逐时数据，以此确定太阳能热发电站各个系统在1年中的运行状态，最终统计得到发电状态下的厂用电率及离线状态下的外购电量。该计算方法基于逐时数据，能够接近汽轮发电机组的实际情况，具有一定的实用性及精确度。