韓 磊，雷少博，朱 琳

（1.哈爾濱電氣國(guó)際工程有限責(zé)任公司，黑龍江 哈爾濱 150028；2.西安熱工研究所有限公司，陜西 西安 710032；3.國(guó)網(wǎng)山西忻州供電公司，山西 忻州 034000）

0 引言

太陽能熱發(fā)電是利用集熱器將太陽輻射能轉(zhuǎn)換成熱能后通過熱力循環(huán)過程發(fā)電，是光-熱-功三者耦合的系統(tǒng)。根據(jù)聚光方式的不同，可將太陽能熱發(fā)電分為塔式、槽式、菲涅爾式和碟式，前3種形式一般用于大型集中發(fā)電平臺(tái)，蝶式更適用于分布式發(fā)電系統(tǒng)，目前在建和已建好的大型商業(yè)電站基本都是塔式和槽式的，而塔式系統(tǒng)由于聚光比高、運(yùn)行參數(shù)高等優(yōu)點(diǎn)，日益受到青睞[1]。2016年國(guó)家能源局公布的20個(gè)太陽能光熱發(fā)電示范項(xiàng)目中，塔式項(xiàng)目9個(gè)，其中熔鹽塔式項(xiàng)目7個(gè)[2]，企業(yè)給出的年效率（系統(tǒng)轉(zhuǎn)換效率）差異較大，目前這些項(xiàng)目都在建設(shè)中，投產(chǎn)后的電站性能有待驗(yàn)證。

電站整體性能分析有2個(gè)非常重要的指標(biāo)：年平均效率和年容量因子。年平均效率可定義為發(fā)電機(jī)組的年出力與1年內(nèi)入射至集熱器采光面積上總的法向直射輻射能量之比；年容量因子是電站年發(fā)電量與額定工況名義發(fā)電量之比。年效率主要由集熱效率和熱機(jī)效率決定，在氣象條件一定時(shí)，影響年容量因子的因素主要是太陽倍數(shù)和儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)。太陽倍數(shù)是設(shè)計(jì)條件下吸熱器熱功率與熱力循環(huán)熱功率之比，太陽倍數(shù)的大小決定了定日鏡場(chǎng)規(guī)模的大小，在沒有儲(chǔ)熱的系統(tǒng)中，太陽倍數(shù)一般接近于1。Izquierdo等人[3]對(duì)使用不同吸熱器和朗肯循環(huán)參數(shù)的塔式電站進(jìn)行了性能分析；徐能等人[4]使用最優(yōu)成本分析方法研究了塔式電站單塔最優(yōu)裝機(jī)容量，結(jié)果表明不同地區(qū)最優(yōu)裝機(jī)容量不同；羅彥等人[5]討論了直接蒸汽塔式電站太陽倍數(shù)與儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)的關(guān)系；呂博夫等人[6]對(duì)比了3個(gè)地區(qū)熔鹽槽式電站太陽倍數(shù)和年效率等參數(shù)的關(guān)系。

針對(duì)熔鹽塔式電站性能的研究，本文首先介紹了塔式電站各組成系統(tǒng)的效率/損失模型，在此基礎(chǔ)上利用SAM軟件搭建100 MW熔鹽塔式電站整體效率優(yōu)化模型，選擇氣象條件較為典型的青海德令哈地區(qū)作為電站建設(shè)地，使用該地區(qū)的光資源數(shù)據(jù)，進(jìn)行不同太陽倍數(shù)和儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)下的電站性能分析。

1SAM軟件介紹

SAM（system advisor model，系統(tǒng)指導(dǎo)模型）[7]是由美國(guó)國(guó)家可再生能源實(shí)驗(yàn)室（NREL） 開發(fā)的一款面向可再生能源領(lǐng)域的性能效率仿真和經(jīng)濟(jì)模型評(píng)估軟件。SAM軟件主要有兩大功能：電站性能預(yù)測(cè)和經(jīng)濟(jì)分析。在電站性能模型中，SAM軟件提供了電站廠址的太陽能光資源、鏡場(chǎng)（集熱器）布置、吸熱器設(shè)置、儲(chǔ)熱系統(tǒng)設(shè)置、汽水動(dòng)力循環(huán)參數(shù)等光熱發(fā)電站全過程的設(shè)計(jì)參數(shù)選擇。

太陽能光資源數(shù)據(jù)庫(kù)：SAM軟件內(nèi)提供有NREL Wind and Solar Resource Assessment Program的氣象數(shù)據(jù)，包括了美國(guó)、加拿大、中國(guó)、南亞等地區(qū)的太陽能資源數(shù)據(jù)。除此之外，軟件還支持導(dǎo)入其他數(shù)據(jù)庫(kù)，如NASA、SolarGIS、PVGIS等的太陽能光資源數(shù)據(jù)，或根據(jù)實(shí)際情況由使用者自己制作數(shù)據(jù)庫(kù)導(dǎo)入。

鏡場(chǎng)（集熱器）布置：根據(jù)不同形式，可選擇反射鏡間距、角度、數(shù)量、鏡場(chǎng)面積等。SAM中定日鏡場(chǎng)建模軟件為SolarPILOT[8]。

吸熱器設(shè)置：對(duì)塔式系統(tǒng)的集熱塔，可以選擇塔和接收器的形式、尺寸，接收器內(nèi)導(dǎo)熱介質(zhì)參數(shù)和運(yùn)行參數(shù)等。對(duì)槽式系統(tǒng)，可以選擇每組接收器的數(shù)量，控制供熱的出口參數(shù)等。

儲(chǔ)熱系統(tǒng)設(shè)置：可以選擇儲(chǔ)熱介質(zhì)的屬性、儲(chǔ)熱容量、熱損失和儲(chǔ)熱效率等參數(shù)。

汽水動(dòng)力循環(huán)參數(shù)：可以選擇蒸汽發(fā)生器壓力，汽機(jī)效率、出力，凝汽器類型（空冷、水冷）和設(shè)計(jì)條件下的環(huán)境溫度等。

2 電站各系統(tǒng)效率/損失分析

2.1 電站總體布置

圖1為熔鹽塔式電站布置示意圖[9]。由圖1可知，塔式電站主要由定日鏡場(chǎng)、吸熱器、儲(chǔ)熱裝置和蒸汽動(dòng)力循環(huán)等系統(tǒng)組成，吸熱工質(zhì)和儲(chǔ)熱工質(zhì)均為熔融鹽。定日鏡在鏡場(chǎng)采用360°周向布置，對(duì)應(yīng)吸熱器為圓柱式外部吸熱器，儲(chǔ)熱及吸熱介質(zhì)均選擇熔融鹽，汽輪發(fā)電機(jī)組選擇超高壓空冷凝汽式機(jī)組，電站的整體效率由各系統(tǒng)的效率決定。

2.2 定日鏡場(chǎng)效率

定日鏡場(chǎng)（聚光場(chǎng)）由若干個(gè)沿集熱塔周向布置的定日鏡組成。定日鏡在接收和反射太陽輻射至吸熱器的過程中，存在著鏡面損失、余弦損失、大氣衰減損失、陰影和阻擋損失及溢出損失[10]。其中，鏡面損失是鏡面清潔度和鏡面反射率等定日鏡的單獨(dú)屬性，在定日鏡選型階段需要注意，其余4項(xiàng)損失需要在定日鏡場(chǎng)設(shè)計(jì)中盡量減小。

圖1 熔鹽塔式電站布置示意圖

2.2.1 余弦損失

入射至定日鏡表面的太陽光必須與鏡面法線方向呈一定的角度，反射光線才能到達(dá)吸熱器，由于這個(gè)夾角的存在而產(chǎn)生的反射損失稱為余弦損失（見圖2），反射至吸熱器的有效面積與定日鏡的表面積之比與這個(gè)夾角的余弦值成正比。由圖2[11]27可見，定日鏡布置在集熱器南側(cè)時(shí)余弦損失總是大于北側(cè)，這也是大部分定日鏡需要布置在吸熱器北側(cè)的原因。

2.2.2 大氣衰減損失

太陽輻射從定日鏡反射至吸熱器過程中，因在大氣傳播過程中的衰減所導(dǎo)致的能量損失稱為大氣衰減損失[12]，大氣衰減損失隨著定日鏡距吸熱塔距離的增加而增加。Hottle[13]通過試驗(yàn)研究，給出了晴朗天氣（能見度等于23 km）和非晴朗天氣（能見度等于5 km） 時(shí)大氣衰減損失計(jì)算的經(jīng)驗(yàn)公式。

能見度等于5 km時(shí)

能見度等于23 km時(shí)

式中：Lossatm為大氣衰減損失，%；R為定日鏡距吸熱器的距離，km。

在百M(fèi)W級(jí)的大容量塔式電站中，為了吸收足夠的太陽輻射能，定日鏡場(chǎng)的規(guī)模需要做得很大，定日鏡距吸熱器的最遠(yuǎn)距離可達(dá)2 km，大氣衰減損失的能量隨定日鏡距吸熱器距離的增加而增加。例如，晴朗天氣（能見度等于23 km）距吸熱器1 km處的定日鏡的大氣衰減損失為9.7%，而非晴朗天氣（能見度等于5 km），這個(gè)損失可達(dá)到26%。

圖2 定日鏡余弦損失圖

2.2.3 陰影和阻擋損失

當(dāng)定日鏡場(chǎng)中前后相鄰的兩塊定日鏡間距太小時(shí)，靠前的定日鏡會(huì)有一部分陰影投射到后面的定日鏡，使得后方定日鏡的見光面積減小，定日鏡接收和反射的輻射能也隨之減小，這部分損失稱為陰影損失。吸熱塔或其他物體也可能對(duì)定日鏡產(chǎn)生陰影損失。定日鏡的反射光被前方定日鏡或其他物體遮擋無法到達(dá)吸熱器而產(chǎn)生的損失稱為阻擋損失[11]。

陰影和阻擋損失主要與定鏡場(chǎng)內(nèi)定日鏡的前、后、左、右的間距有關(guān)。通過增大鏡場(chǎng)內(nèi)定日鏡之間的間距可以減小陰影和阻擋損失，但是消除陰影和阻擋損失的同時(shí)必須考慮鏡場(chǎng)內(nèi)的其他損失如大氣衰減損失的增加等。

2.2.4 溢出損失

自定日鏡反射的太陽輻射由于沒能到達(dá)吸熱器表面而溢出至外界大氣中所導(dǎo)致的能量損失稱為溢出損失[11]29。定日鏡的跟蹤精度、鏡面平整度、環(huán)境風(fēng)速、定日鏡和吸熱塔的擺動(dòng)等都會(huì)影響吸熱器接收輻射能。定日鏡場(chǎng)的布置應(yīng)考慮定日鏡的聚光性能、吸熱器的尺寸等因素，最大限度降低溢出損失。Kistler[14]提出了一種以定日鏡表面反射向量為中心的概率分布來計(jì)算反射偏差的模型，標(biāo)準(zhǔn)偏差在1～3 mrad（毫弧度） 之間。

考慮了上述損失后，統(tǒng)計(jì)時(shí)間內(nèi)定日鏡投射至吸熱器表面的總能量為

式中：Qreceiver為統(tǒng)計(jì)時(shí)間內(nèi)定日鏡投射至吸熱器表面的總能量，kJ；I為太陽法向直射輻照度（DN）I，W/m2；A為定日鏡采光面積，m2；ηhelio為定日鏡的鏡面效率，%；ηcos為定日鏡的余弦效率，%，ηS&B為定日鏡的阻擋和陰影損失效率，%；ηatm為定日鏡的大氣衰減損失效率，%；ηspil為定日鏡至吸熱器的溢出損失效率；%；T為統(tǒng)計(jì)時(shí)長(zhǎng)，h。

式（4）為定日鏡場(chǎng)光學(xué)效率的定義式

式中：ηfiled為定日鏡場(chǎng)光學(xué)效率，%。

定日鏡場(chǎng)光學(xué)效率的大小可用于指導(dǎo)定日鏡場(chǎng)的布置和定日鏡的擺放。設(shè)計(jì)就是在滿足熱負(fù)荷的前提下提高鏡場(chǎng)的光學(xué)效率。

2.3 吸熱器熱效率

當(dāng)定日鏡反射的太陽輻射到達(dá)吸熱器表面時(shí)，由于吸熱器表面的反射作用，輻射能并不能完全被吸熱器吸收。吸熱器的反射損失取決于吸熱器表面涂層的吸收率和輻射能入射至吸熱器表面的角度。隨著入射角度偏移吸熱器表面法向，當(dāng)入射角等于0°即入射光線平行于吸熱器表面時(shí)，吸熱器表面吸收的輻射能為0。圖3為入射角從90°偏移至0°時(shí)的輻射吸收率變化情況。

圖3 吸熱器表面輻射入射角與吸收率的關(guān)系

吸熱器吸收的輻射用來加熱吸熱管內(nèi)的導(dǎo)熱介質(zhì)，目前以熔融鹽為儲(chǔ)熱和換熱介質(zhì)的電站大多采用質(zhì)量分?jǐn)?shù)為60%的NaNO3和40%的KNO3混合的熔融鹽（Solar Salt）。系統(tǒng)運(yùn)行時(shí)，如圖1所示流程，加壓泵將冷鹽罐內(nèi)的低溫熔融鹽輸送至吸熱器內(nèi)吸熱，在吸熱器內(nèi)吸熱后熱熔融鹽進(jìn)入蒸汽發(fā)生器內(nèi)與給水換熱產(chǎn)生過熱蒸汽。吸熱器的效率可以通過測(cè)量統(tǒng)計(jì)時(shí)間內(nèi)熔鹽在吸熱器內(nèi)吸熱的熱量與定日鏡投射至吸熱器表面的總能量之比來計(jì)算。

式中：ηreceiver為吸熱器效率，%；Qfield為熔鹽吸收的熱量，kJ。

熔鹽在吸熱器內(nèi)吸收的熱量按式（6）計(jì)算

式中：m為統(tǒng)計(jì)時(shí)間內(nèi)熔鹽的質(zhì)量，kg；為吸熱器進(jìn)出口熔鹽溫度的平均比熱容，kJ/（kg·K）；Δt為熔鹽在吸熱器內(nèi)的溫升，K。

2.4 集熱場(chǎng)效率

在實(shí)踐中，由于吸熱器表面的輻射能量難以測(cè)定，通常將定日鏡場(chǎng)和吸熱器（吸熱塔）歸為集熱場(chǎng)，則整個(gè)集熱場(chǎng)的效率等于定日鏡場(chǎng)的效率與吸熱器效率之積，也等于統(tǒng)計(jì)時(shí)間內(nèi)傳熱工質(zhì)從集熱場(chǎng)中獲得的總能量與入射在定日鏡場(chǎng)采光口面積上的太陽法向直接輻照量之比，可表示為

式中：ηsolar為集熱場(chǎng)效率，%；Qhelio為統(tǒng)計(jì)時(shí)間內(nèi)入射在定日鏡采光口面積上的太陽發(fā)射直射輻照量，kJ。

2.5 儲(chǔ)熱系統(tǒng)效率

當(dāng)太陽輻射能高出集熱場(chǎng)輸出熱量較多時(shí)，從吸熱器出來的熱熔鹽一部分進(jìn)入蒸汽發(fā)生器與汽水系統(tǒng)換熱，另一部分富裕的熱熔融鹽則進(jìn)入熱鹽罐內(nèi)儲(chǔ)存。在夜間或光照條件差時(shí)，熱鹽罐內(nèi)的熱熔鹽進(jìn)入蒸汽發(fā)生器與汽水系統(tǒng)換熱后進(jìn)入冷鹽罐。儲(chǔ)熱系統(tǒng)的熱損失隨著儲(chǔ)熱系統(tǒng)容量增大而增大，考慮熔鹽儲(chǔ)存和傳輸過程總損失的儲(chǔ)熱系統(tǒng)效率取0.95[15]。

2.6 朗肯循環(huán)效率

對(duì)100 MW容量機(jī)組，選擇超高壓主蒸汽參數(shù)，在設(shè)計(jì)點(diǎn)額定負(fù)荷時(shí)汽輪機(jī)組的循環(huán)熱效率為0.44，部分負(fù)荷時(shí)主蒸汽壓力采用滑壓運(yùn)行方式，汽機(jī)熱效率按照MONTES[16]給出的方法來計(jì)算。汽輪發(fā)電機(jī)組的年平均效率由式（8）確定。

式中：ηST為汽輪發(fā)電機(jī)組的年效率，%；Pgross為1年內(nèi)發(fā)電機(jī)組的發(fā)電量，GW·h；QST為1年內(nèi)汽水系統(tǒng)從蒸汽發(fā)生器吸收的總熱量，GW·h。

太陽能熱發(fā)電站年效率等于汽輪發(fā)電機(jī)組的年發(fā)電量與入射至定日鏡采光面積上的年法向直射輻照量之比，也等于集熱場(chǎng)的年效率、熱力循環(huán)年效率和儲(chǔ)熱效率的乘積?？紤]了系統(tǒng)各部分損失后的電站年平均效率按式（9）計(jì)算。

式中：ηstorage為儲(chǔ)熱器效率，%。

3 電站模型的建立與性能分析

3.1 電站整體模型的建立

在光熱電站的設(shè)計(jì)中，設(shè)計(jì)點(diǎn)是一個(gè)非常重要的概念。設(shè)計(jì)點(diǎn)是太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)中，用于確定太陽能集熱和發(fā)電系統(tǒng)參數(shù)的某年、某日、某時(shí)刻以及對(duì)應(yīng)的氣象條件和DNI。本文選擇青海德令哈作為電站建設(shè)地點(diǎn)，設(shè)計(jì)點(diǎn)參數(shù)取當(dāng)?shù)卮悍秩照绲拇髿鈪?shù)。氣象數(shù)據(jù)及電站設(shè)計(jì)參數(shù)見表1。

基于效率最優(yōu)化考慮，在SAM軟件中建立電站各部分的數(shù)學(xué)模型，模型中使用的主要技術(shù)參數(shù)見表2。

表1 氣象數(shù)據(jù)和設(shè)計(jì)點(diǎn)參數(shù)匯總

表2 電站主要設(shè)計(jì)參數(shù)

圖4是單塔100 MW電站在太陽倍數(shù)為1、儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)為0時(shí)，使用SAM繪制的定日鏡分布場(chǎng)。由圖4可知，整個(gè)定日鏡場(chǎng)由7256塊定日鏡組成，定日鏡在吸熱塔南北側(cè)分布的比例為2870/4261。定日鏡距吸熱塔的最遠(yuǎn)距離為1346.5 m，吸熱塔高184.77 m，吸熱器直徑12.01 m，吸熱器高12.82 m。圖5是使用SolarPILOT計(jì)算的吸熱器表面能流密度分布圖，由圖5可以看出北半部分吸熱器中間部分的表面輻射能流密度最高，達(dá)到了1823.0 kW/m2，整個(gè)吸熱器表面的平均能流密度為 996.3 kW/m2。

圖4 單塔100 MW電站定日鏡場(chǎng)布置

圖5 吸熱器表面能流密度分布

3.2 不同太陽倍數(shù)和儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)下的年運(yùn)行性能

在系統(tǒng)模型中改變太陽倍數(shù)，可以得到不同的定日鏡場(chǎng)規(guī)模、吸熱塔高度和電站年總發(fā)電量，改變儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)可改變電站年總發(fā)電量。當(dāng)太陽倍數(shù)增加時(shí)，定日鏡場(chǎng)布置、吸熱塔高度、吸熱器尺寸都會(huì)發(fā)生變化，設(shè)定模型的優(yōu)化約束條件為光島效率最高。

圖6為不同太陽倍數(shù)下鏡場(chǎng)的定日鏡數(shù)和吸熱塔高度，隨著太陽倍數(shù)的增加，定日鏡數(shù)量和吸熱塔高度近似呈直線增長(zhǎng)。

圖7為不同太陽倍數(shù)下集熱場(chǎng)的最高效率，當(dāng)太陽倍數(shù)由1增加至3，定日鏡場(chǎng)規(guī)模和吸熱器尺寸增大，集熱場(chǎng)最高效率由42.34%降至38.75%，這是因?yàn)殓R場(chǎng)面積越大，定日鏡的余弦損失、大氣衰減損失、陰影和阻擋損失、吸熱器的溢出損失增大，因此集熱場(chǎng)的效率降低。

當(dāng)太陽倍數(shù)一定時(shí)，隨著儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)的增加，電站發(fā)電效率和容量因子也在增加，但這種增加是有上限的。不同太陽倍數(shù)和儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)下的電站年效率見圖8，不同太陽倍數(shù)和儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)下的電站年容量因子見圖9。由圖8和圖9可以看出：太陽倍數(shù)分別為1、1.5、2、2.5、3倍時(shí)，儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)大于2 h、7.5 h、13.5 h、34 h、46 h后全廠效率和容量因子不再增加。值得注意的是，電站年效率和容量因子并不是隨著儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)而呈線性變化的，在儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)增加到某一點(diǎn)（拐點(diǎn)）后，年效率和容量因子的增加趨于緩慢，這是因?yàn)榄h(huán)境輻照度一定，一年內(nèi)系統(tǒng)吸收的太陽能總量是不會(huì)增加的。

圖10是太陽倍數(shù)為1.5倍電站分別選址在青海德令哈和甘肅玉門時(shí)，年效率隨儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)變化的曲線圖。由圖10可知，不同輻照度地區(qū)年效率隨儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)增加趨于平緩的“拐點(diǎn)”位置是不同的，德令哈的儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)在7.4 h效率最高，玉門的儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)在9.7 h效率最高。年氣象數(shù)據(jù)顯示玉門的年均輻照度低于德令哈地區(qū)。從圖10中還可以看出，玉門的年效率始終低于德令哈，所以設(shè)計(jì)電站選址盡量選在輻照度高的地區(qū)。

圖6 不同太陽倍數(shù)的定日鏡數(shù)量與吸熱塔高度

圖7 不同太陽倍數(shù)時(shí)的集熱場(chǎng)效率

圖8 不同太陽倍數(shù)和儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)下的電站年效率

圖9 不同太陽倍數(shù)和儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)下的電站年容量因子

圖10 太陽倍數(shù)1.5時(shí)年效率隨儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)變化趨勢(shì)

4 結(jié)論

本文針對(duì)100 MW的熔鹽塔式太陽能熱發(fā)電站，使用實(shí)際太陽能資源數(shù)據(jù)，結(jié)合系統(tǒng)各模塊的能量損失分析，在SAM軟件中建立電站整體性能模型，研究集熱場(chǎng)效率、電站效率和年容量因子等性能參數(shù)在不同太陽倍數(shù)和儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)下的變化規(guī)律。

a）隨著太陽倍數(shù)的增加，定日鏡場(chǎng)規(guī)模（定日鏡數(shù)量、鏡場(chǎng)面積）近似呈直線增長(zhǎng)，而集熱場(chǎng)的年平均最高效率隨著太陽倍數(shù)的增加而降低，太陽倍數(shù)從1增加至3，集熱場(chǎng)年平均最高效率由42.34%降至38.75%。

b）同一太陽倍數(shù)下，電站年效率和容量因子隨儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)的增加并不是線性關(guān)系，受限于當(dāng)?shù)氐奶柲苜Y源條件，在儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)增加到一定值時(shí)，年效率和容量因子增加趨于平緩，此時(shí)再增加儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)產(chǎn)生的收益不明顯。如德令哈地區(qū)100 MW的熔鹽塔式電站，在太陽倍數(shù)分別為1、1.5、2、2.5、3時(shí)，儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)為2 h、7.5 h、13.5 h、34 h、46 h，系統(tǒng)效率基本達(dá)到最高值。

c）在輻照度低的地區(qū)，電站年效率和容量因子隨儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)增加趨于平緩的“拐點(diǎn)”更高，意味著在輻照度低的地區(qū)，儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)需要選擇得更大。