塔式、槽式光热电站系统配置的对比分析

张 夏，梁金凤，柯国华

(北京市公用事业科学研究所，北京 100011)

0 引言

太阳能光热发电(concentrated solar power，CSP)是中高温太阳能热利用的重要途径之一，凭借其电力输出平稳、接入电网友好等优势成为新能源应用研发领域的热点。

根据聚光方式的不同，光热发电技术主要分为塔式、槽式、蝶式和线性菲涅尔式。在这四种技术中，碟式电站发电效率最高，但建造成本较高，目前全球投入商业化运行的仅有美国的Maricopa和Tooele Army Depot[1]，更适用于分布式而不是大规模集中供电；在我国首批的20个光热发电示范项目中，使用线性菲涅尔技术的仅为4个，主要分布于我国敦煌、张家口等地[2]，项目均在建设中，相关研究还需不断提升和发展。从目前全球光热电站运营情况来看，塔式、槽式是光热发电技术的主流技术路线，发电效率高，技术成熟，商业化潜力大。国内外学者对光热电站的容量配置、关键设备选型、系统集成开发等[3-4]开展了大量研究，但在电站选址后使用何种技术路线说法不一，设计者大多会参考自然条件、投资回收、政策因素，较少定量对比不同类型电站的运行特性以及与项目地的契合度。本文将总结塔式、槽式电站的技术特点，探讨二者在相同气象资源、相同容量、相同传蓄热介质条件下的实际运行效果，以期为光热电站设计提供参考。

1 塔式、槽式光热发电技术概述

塔式、槽式光热电站均由集热岛、储热岛和常规岛构成，二者最大的差异体现在集热岛关键技术，塔式电站采用点聚焦，而槽式电站采用线聚焦，前者聚光比远高于后者。文献[5]从施工运行角度对比分析了塔式、槽式技术的优缺点，基于我国西北地区气候特征分析了建设两类光热电站的可行性。从市场成熟度来看，塔式的单位装置投资成本为3.4～5.0万元/kW，槽式为2.1～3.5万元/kW[6]，后者产业链更成熟。总的来说两种技术没有优劣之分，塔式技术发展迅猛，未来发展空间巨大；槽式技术在全球投运电站中的装机占比最高，二者竞相发展，技术各有所长。

本文将借助数值模拟软件(system advisor model，SAM)，以南非北开普地区的100 MW塔式、槽式电站为研究对象，模拟研究设计点法向直接辐射(direct normal irradiance，DNI)、太阳倍数(solar multiple，SM)、储热时间(storage time，ST)、储热系统控制方式对两类电站的性能影响。

2 塔式、槽式光热电站运行特性模拟

2.1 目标选取及可行性分析

设计点DNI是影响光热电站性能最重要的资源数据，其他因素还包括温度、湿度、项目地的大气压、风速等。DNI受经纬度、地势及天气影响较大，因此在进行光热电站运行特性对比分析时，所选塔式、槽式光热电站的建厂位置应尽可能接近。

本文对国际太阳能热发电和热化学组织(Solar Power and Chemical Energy Systems, SolarPACES)提供的全球运营、在建光热电站进行筛选，选取位于南非北开普地区的Redstone Solar Thermal Power Plant(以下简称“CSP 1”)和KaXu Solar One(以下简称“CSP 2”)作为研究对象，二者均为100 MW的中型电站，项目地气象资源见表1所列。

表1 项目地气象资源对比[7]

从表1可知，塔式电站CSP 1和槽式电站CSP 2地理位置十分接近，两地的平均辐照度、平均温度和大气压相差较小，相对湿度和平均风速差距稍大但也在10%范围以内，可视为自然条件近似相同，在此基础上进行性能模拟比较客观。

2.2 模型验证

根据SolarPACES提供的塔式电站CSP 1和槽式电站CSP 2设计参数，在SAM软件中依次对集热场、储热岛、常规岛和厂用电系统进行设置，部分重要参数设置如下：

1)塔式电站CSP 1：集热塔高189 m，定日镜按辐射交错式分布，单个长、宽均为12.2 m，使用SAM内置模块SolarPILOT[8]对镜场布置并进行优化，将残差设定为0.001，可得到输入损失较小的合理布局，太阳倍数为2.5；采用双罐直接储热，储热时间为12 h，介质为经典太阳盐solar salt(60%NaNO3+40%KNO3)，进、出集热岛温度分别为288℃和566℃；冷、热储罐内部加热器温度设定分别为245℃和480℃；常规岛采用空冷方式，额定功率为100 MW，循环热效率为0.41；

2)槽式电站CSP 2：集热场共300个回路，由1200个聚光集热器阵列组成，太阳倍数为3。采用集热器Euro Trough ET150，集热管 Schott PTR70，传热介质为Dowtherm A型导热油，进、出集热岛温度分别为293℃和393℃；储热岛为双罐间接储热，使用经典太阳盐solar salt(60%NaNO3+40%KNO3)，储 热 时 间 为3 h，冷、热储罐内部加热器温度设定分别为250 ℃和365 ℃；常规岛采用空冷方式，额定功率为100 MW，循环热效率为0.38，属中型电站。

根据上述参数，计算得到两电站的年均发电量和容量因子，并与文献 [9-11] 值进行对比，结果见表2所列。

表2 模拟结果与运行数据的对比

由表2可知，年均发电量、容量因子的模拟值均小于文献值，原因可能是使用SAM软件模拟时防冻、伴热等系统的启停控制较实际操作有滞后，导致厂用电量与实际有出入。相对误差的绝对值在合理范围内，此次模拟可行。

2.3 模拟结果

根据设计经验，对于承担基本电力负荷的光热电站而言，设计点宜选在夏至日以满足高峰负荷需求[12]。本文所述案例的建厂地址均位于南回归线附近，日照最强的夏季为12月至次年2月，而6月至8月为冬季。对模拟结果进行整理，对比分析CSP 1和CSP 2的月均发电量、月均太阳直接辐射量，如图1所示。

图1 月均发电量月均太阳直接辐射量模拟结果

从图1可以看出，塔式电站CSP 1和槽式电站CSP 2的月均发电量增、降趋势均与其各自所在地的太阳直接辐射量强、弱紧密相关。图1中柱状所示的光热电站月均发电量，与当地气象规律相符。冬季时，月均太阳直接辐射量显著下降，6月为低谷。此时，塔式电站 CSP 1所在地Postmarsburg较槽式电站CSP 2所在地Pofadder的DNI少25 kWh/m2。为客观描述塔式、槽式光热电站对光资源变化的灵敏度，现对比分析在恶劣光照条件下各自的性能表现，引入发电量削减系数μ，其计算式为：

式中：μ为发电量削减系数；Qv为典型年的月均发电量谷值，GWh；Qp为典型年的月均发电量峰值，GWh。

在忽略季节跨年情况，典型年气象数据充足的前提下，使用自然年为研究周期，根据表1输入的参数由式(1)计算得到=19.7%。 由此看出，在此工作条件下，DNI大幅下降对槽式电站CSP 2的影响更大。结合图1折线趋势得知，虽然塔式电站CSP 1所在地Postmarsburg光照资源稍弱，但其发电量普遍高于槽式电站，这依赖于塔式电站良好的跟踪和大面积、高聚光比的定日镜。

3 容量配置的对比分析

影响光热电站运行特性的因素很多，比如光资源、设计点DNI、电站规模等。本节沿用表1中的气象资源参数，为保证传、蓄热工质运行温度区间基本一致，从运行安全角度出发，将进、出CSP 1集热场的太阳盐温度分别设置为300 ℃和400 ℃，将进、出CSP 2集热场的导热油温度分别设置为293 ℃和393 ℃。首先选取典型观察日，研究不同设计点DNI下塔式电站CSP 1和槽式电站CSP 2热能的接收、应用情况，然后固定DNI值，研究当太阳倍数SM=(1.0，1.5，2.0，2.5，3.0，3.5，4.0)、储热时 间ST=(0 h，3 h，6 h，9 h，12 h，15 h)时，两个电站各自的性能表现并分析原因，最后在统一设计点DNI、太阳倍数SM和储热时间ST3参数的前提下，模拟储热系统控制方式对电站性能的影响，并对电站设计及优化给出合理建议。

3.1 设计点DNI的影响分析

在光热电站设计时，开展设计点DNI优化研究工作是十分必要的。关于设计点DNI的确定，业内持有不同看法，比如：春分/夏至日法[12]等。根据南非的气候特征，本文约定当地冬至日为6月22日，夏至日为12月23日，通过模拟塔式电站CSP 1和槽式电站CSP 2在当地夏至日、冬至日集热场和常规岛的逐时吸热情况，探索设计点DNI对两类电站的影响大小，结果如图2、图3所示。

图2 夏至日容量因子与太阳倍数的关系曲线图

图3 冬至日容量因子与太阳倍数的关系曲线图

图2和图3反映了电站在不同节气下一个完整工作日的工作流程。以图2的夏至日为例，CSP 1常规岛运行时间(约7:00)早于集热场吸热时间(约8:00)，这是利用上一周期存储热量进行暖机的过程；10:00左右，汽轮机进入稳定运行工况，在这之前集热岛仅向储热系统传递热量，而在这之后集热岛的热量一部分用于维持机组平稳运行，多余部分供应给储热系统；15:30太阳辐射强度开始衰减直至19:00到达低位，随后启动辅助伴热装置，集热岛继续低功率吸热，以防止因骤冷导致传热介质流动受阻。图3所示的冬至日太阳辐射量较低，不论CSP 1和CSP 2都呈现启机时间推后、停机时间提前的特性。

对比图2和图3，可发现在此温度区间设计点DNI变化对CSP 1集热场和常规岛吸热量的影响并不显著，但随着设计点DNI的增加，CSP 2集热场实际接收热量反而下降，且在夏至日表现更明显。这主要与电站运行模式、集热介质种类有关。对CSP 1，熔融盐在中、高温区间安全运行，不用频繁控制定日镜角度，设计点DNI值较大时，吸热器也不存在超温风险，接收到的热量十分稳定。但对于CSP 2，设计点DNI增大意味着需要配置更多的集热槽，回路复杂，散热量增多，而当瞬时DNI无法达到设计值时，集热管内的导热油低温、低速流动，从而导致集热场整体效率降低。冬至日气候条件不佳，CSP 2集热场与常规岛吸热量基本重合，意味着基本没有富裕热量进行储存，从安全运行角度来说，宜开启补燃模式运行。

3.2 太阳倍数和储热时间的影响分析

太阳倍数SM是光热电站设计中的一个重要参数。太阳倍数则是指对于特定的设计点，太阳能集热场输出的热功率与汽机额定热功率之比，反映了集热系统容量与发电系统容量之间的差别。储热技术是各类光热电站能够削峰填谷，平稳性高于其他可再生能源的关键。储热容量一般取决于夜间调峰供电容量，即发电功率和发电时数的乘积。一般在进行光热电站设计时，当地电力需求、用电缺口是已知的，即后端发电容量确定，需要通过联合调整太阳倍数SM和储热时间ST，得到前端集热场的规模，进而计算出储热岛的容量。

关于塔式、槽式电站各自供电量、供电价与太阳倍数的关系，已有许多文献分别进行讨论，但鲜有对相同太阳倍数下，塔式、槽式电站性能的对比模拟，本节将探讨这一问题。塔式电站CSP 1和槽式电站CSP 2的容量因子随太阳倍数和储热时间的变化曲线，如图4所示。

图4 容量因子随太阳倍数和储热时间的变化曲线

从图4可知，塔式电站CSP 1的容量因子(capacity factor，CF)随着太阳倍数SM先增加后减小，配置储热岛后，最大容量因子CFmax对应的最佳太阳倍数SMopt也随着储热时间ST的增加而增加；中、长储热时间(ST＞6 h)对应的最佳太阳倍数SMopt接近于2.0。在本文给定的输入条件下，槽式电站CSP 2的容量因子CF随着太阳倍数SM增加而增加，到一定程度会趋于平稳。太阳倍数SM的增加代表聚光集热面积增大，不论对于塔式还是槽式电站，都意味着可被接收的热量增加，除去供应汽轮机运行部分，还有富裕能力进行储存，在图4曲线上体现为早期斜率较大。而随着太阳倍数SM继续增加，CSP 1较CSP 2提前迎来CFmax，这是因为高聚光比的定日镜成倍数增加时，带来的规模化效应远超过槽式反射镜的增加。然而，过度增加太阳倍数SM无法带来容量因子CF的提升，这是因为聚光场的输出已经达到吸热器、储热器的额定功率总和，无法消纳的热量反而会带来跟踪系统、保温系统的损耗。

3.3 储热系统控制方式的影响分析

由于光照资源和后端需求实时变化，光热电站双罐储热系统的运行模式也有所不同。在启机模式中，上一周期末时刻储热量是一个重要参数。现保持CSP 1和CSP 2关键部件容量一致，取设计点DNI=800 W/m2，太阳倍数SM=2，储热时间ST=6 h，研究储热系统控制方式对电站运行特性的影响。通过模拟计算，得到高温储热罐充装率从10%～90%变化对月均平均发电效率的影响，如图5所示。

图5 月平均发电效率与储热系统控制方式的关系曲线

从图5可知，随着高温储热罐充装率的变化，系统月平均发电效率先增后减。这是因为上一周期储热量用于预热机组，由高温储热罐内的熔融盐提供，若此部分能量过少，虽然汽轮机会提前启动，但会采用滑压运行，整体效率并不高；若储热量过多，理论上可以很好地保障汽轮机平稳运行，但由于储热系统只能单一模式运行，放热的同时无法对集热量进行同步储存，进而造成了资源浪费。对比来看，从当地冬至日过度到夏至日时，塔式电站CSP 1的最优月平均发电效率为4.35%～6.11%，此时需将充装率控制在40%～50%；对于槽式电站CSP 2，当充装率控制在20%～30%时，可得到最优月平均发电效率为5.73%～21.01%；因此，从发电效率角度考虑，两类电站应当在中、低储热罐液位下启机；相比之下，槽式电站集热场聚光能力相对较差，为保证相同的吸热总量，应当尽快释放上一周期储热量，及时捕捉当日的实时光照资源。对比6月、9月和12月的曲线可以看出，光照资源从匮乏到丰富对CSP 1发电效率的提升效果非常有限，这主要是因为介质运行温度偏低，未能充分发挥定日镜的聚光优势，在此温度区间运行无法完全体现塔式电站的优势。

4 结论

本文采用SAM软件对南非的100 MW塔式 电 站Redstone Solar Thermal Power Plant和100 MW槽式电站KaXu Solar One进行模拟，与文献提供的数据进行对比。在此基础上，对比分析设计点DNI、太阳倍数、储热时间、储热系统控制方式对塔式、槽式电站的性能影响，得出以下结论：

1)本文完整描述光热电站各子系统从启动、平稳运行到退出的过程，对比夏至和冬至两个典型观察日可知项目地实际光资源优劣对电站运行有重要影响，在光照资源匮乏的冬季有必要配置一定规模的补燃系统。

2)在300～400℃的中高温运行区间，设计点DNI变化对塔式电站影响较小，随着设计点DNI从700 W/m2增至1 000 W/m2，槽式电站集热场吸热量逐渐减小。因此，对槽式电站而言，若设计点DNI与项目地实际DNI的差距较大时，集热岛效率将大大降低。

3)为得到光热电站最佳容量因子，需协同太阳倍数和储热时间。随着太阳倍数和储热时间的增大，容量因子呈现先增大后减小趋势。在本文给定的中高温区间内，塔式电站对上述两参数的变化更加敏感，更早出现容量因子峰值，而槽式电站聚光能力较差，需要继续扩大集热岛规模或延长储热时间来找寻最优配置。

4)在机组启动过程中，上一周期末储热量对发电效率有重要影响，即高温储热罐存在最佳充装率。为达到较高的发电效率，当常规岛启动时塔式、槽式电站高温储热罐宜保持在中、低液位。