張思遠(yuǎn)，周 治，任亞軍，王迎春

(中國電建集團(tuán)西北勘測設(shè)計研究院有限公司，西安 710065)

0 前 言

“碳達(dá)峰，碳中和”目標(biāo)的提出促進(jìn)了中國可再生能源的更廣泛應(yīng)用，助推以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)建設(shè)。新能源大規(guī)模發(fā)展加速，多種能源高度協(xié)同發(fā)展的趨勢日漸清晰[1]。當(dāng)前的能源品類中，太陽能熱發(fā)電穩(wěn)定、可調(diào)的技術(shù)特點(diǎn)，決定了其在新型電力系統(tǒng)構(gòu)建中將發(fā)揮重要作用。經(jīng)過首批光熱示范項(xiàng)目的建設(shè)發(fā)展之后，較高的技術(shù)門檻已經(jīng)不再是光熱發(fā)電系統(tǒng)大規(guī)模部署的障礙，成本進(jìn)一步下降且靈活可調(diào)的光熱發(fā)電電源將在多能互補(bǔ)及綜合能源項(xiàng)目中迎來廣闊的發(fā)展機(jī)遇[2-3]。

從國際和國內(nèi)的情況來看，目前已建成和在建的光熱電站以槽式和塔式居多，槽式光熱發(fā)電系統(tǒng)總體結(jié)構(gòu)及控制系統(tǒng)相對簡單、技術(shù)成熟度高，但其集熱管線路長，管路復(fù)雜，散熱面積大，熱量及阻力損失均較大，系統(tǒng)效率偏低[4-6]。塔式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)聚光比高，易達(dá)到較高的工作溫度，吸熱器散熱面積較小，光熱轉(zhuǎn)換效率高，適宜大規(guī)模發(fā)電，且其運(yùn)行參數(shù)與常規(guī)火電站基本一致，更易獲得相關(guān)的配套設(shè)備，擁有更為廣闊的商業(yè)應(yīng)用前景[7-10]。

吸熱塔是塔式光熱電站聚光集熱系統(tǒng)中的最主要的構(gòu)筑物，也是光熱電站中最高的構(gòu)筑物，結(jié)構(gòu)總高度一般均超過150 m。吸熱塔多采用鋼或混凝土高聳結(jié)構(gòu)，不同于煙囪和電視塔等高聳結(jié)構(gòu)，主要表現(xiàn)在結(jié)構(gòu)質(zhì)量、剛度分布不均勻，在結(jié)構(gòu)上部需要布置多個設(shè)備層。吸熱塔建設(shè)的主要難點(diǎn)是在保證電站安全生產(chǎn)運(yùn)行要求(剛度滿足塔頂設(shè)備正常運(yùn)行要求、內(nèi)部空間滿足交通和設(shè)備管線布置要求等)的基礎(chǔ)上控制建造成本，并兼具標(biāo)志性構(gòu)筑物的美觀外形。

本文以中國西北某省70萬m2鏡場的塔式光熱電站為例，從效率和經(jīng)濟(jì)性兩方面入手，應(yīng)用中國電建西北勘測設(shè)計研究院有限公司自主研發(fā)的性能評估軟件對吸熱塔高度相關(guān)的鏡場效率和綜合收益進(jìn)行了分析研究，旨在提出吸熱塔高度優(yōu)化的基本思路，為塔式光熱電站設(shè)計中吸熱塔高度的優(yōu)化選取提供參考。

1 聚光集熱系統(tǒng)分析邊界條件

以西北某省與光伏電站聯(lián)合運(yùn)行的塔式光熱電站為例進(jìn)行研究，項(xiàng)目場址位于38°N～39°N之間，102°E～103°E之間。光熱項(xiàng)目為塔式熔鹽太陽能熱發(fā)電站，鏡場面積70萬m2，配套汽輪機(jī)形式為超高壓、一次中間再熱、8級回?zé)?、軸向排汽、直接空冷、純凝式汽輪機(jī)，定日鏡場采用環(huán)形布置，吸熱器位于吸熱塔頂，采用立式外露管式設(shè)計，并配置儲熱系統(tǒng)。在建模優(yōu)化分析吸熱塔高度的過程中，確定塔式光熱電站聚光集熱系統(tǒng)在建模中的設(shè)計輸入?yún)?shù)具體如表1所示。

表1 塔式光熱電站聚光集熱系統(tǒng)建模輸入?yún)?shù)

該光熱電站的主要作用是與光伏發(fā)電系統(tǒng)聯(lián)合運(yùn)行，發(fā)揮儲能調(diào)頻調(diào)峰作用，在降低棄光率的同時，促使發(fā)電出力平穩(wěn)可控[11]。

2 吸熱塔高度建模分析

吸熱塔是塔式光熱電站中的最主要構(gòu)筑物之一，也是電站中最高的標(biāo)志性構(gòu)筑物，其高度將影響整個定日鏡場的效率，進(jìn)而影響電站發(fā)電量。目前國內(nèi)外50～100 MW塔式光熱電站中吸熱塔高度一般在150～250 m之間。因此，在盡量降低成本的情況下，保證并提高鏡場效率，從而提升發(fā)電量是吸熱塔高度技術(shù)經(jīng)濟(jì)比選的關(guān)鍵。

2.1 塔高與鏡場效率的關(guān)系

吸熱塔高度與定日鏡場、當(dāng)?shù)貧庀髼l件密切相關(guān)。在鏡場面積不變的情況下，隨著吸熱塔高度的增加，鏡場效率會有變化。鏡場效率作為電站效率的重要組成部分，主要涉及余弦效率、陰影和遮擋效率、大氣衰減效率和截斷效率，與風(fēng)速相關(guān)的定日鏡停機(jī)策略、吸熱器控制策略[12]等。本節(jié)將系統(tǒng)分析塔高與鏡場效率各項(xiàng)組成因素之間的關(guān)系。

2.1.1固定塔高鏡場效率分析

鏡場效率與塔高、鏡場面積、當(dāng)?shù)毓赓Y源等多種因素有關(guān)。為研究塔高與鏡場效率的關(guān)系，首先將吸熱塔高度設(shè)置為固定值200 m，并將第一章中的邊界條件輸入中國電建西北勘測設(shè)計研究院有限公司自主研發(fā)的鏡場布置軟件，采用最大密度布置與仿生型布置組合定日鏡場排布專利技術(shù)，生成相應(yīng)的鏡場布置具體如圖1所示。

圖1 鏡場布置

根據(jù)以上的鏡場布置，利用中國電建西北勘測設(shè)計研究院有限公司自主研發(fā)的鏡場光學(xué)效率軟件，對鏡場余弦效率、陰影遮擋效率、大氣衰減效率和截斷效率分別進(jìn)行分析。

(1) 余弦效率

為將太陽光反射到固定目標(biāo)上，定日鏡表面不能始終與入射光線保持垂直，可能會成一定的角度。余弦損失就是由于這種傾斜所導(dǎo)致的定日鏡表面面積相對于太陽光可見面積的減少而產(chǎn)生的。余弦效率的大小與定日鏡表面法線方向和太陽入射光線之間夾角的余弦成正比。

鏡場的余弦效率如圖2所示，可以看出，由于光熱電站場址位于我國西北地區(qū)，所以鏡場北側(cè)的太陽入射角較小，反射到定日鏡上面有效面積較大，余弦效率相對較高；而鏡場南側(cè)的太陽入射角較大，反射到定目鏡上的有效面積變小，余弦效率相對較低。

圖2 鏡場余弦效率分布

由鏡場布置也可以發(fā)現(xiàn)，定日鏡多數(shù)布置在余弦效率較高的北側(cè)區(qū)域。若僅以鏡場效率高為目標(biāo)進(jìn)行鏡場布置，大部分定日鏡處于吸熱器北面，從而導(dǎo)致吸熱器運(yùn)行中表面過熱。為了避免該情況的發(fā)生，應(yīng)在用地范圍和道路情況下綜合考慮吸熱器運(yùn)行要求和鏡場效率分布，通過優(yōu)化吸熱塔位置和鏡場布置，在滿足吸熱器運(yùn)行要求的基礎(chǔ)上，盡可能提高鏡場效率，并減少所需總反射面積。

(2) 陰影遮擋效率

陰影損失發(fā)生在當(dāng)定日鏡的反射面處于相鄰一個或多個定日鏡的陰影下。在太陽高度角較低的情況下尤其嚴(yán)重。吸熱塔或其他物體也可能會對定日鏡場造成一定陰影損失。遮擋損失為定日鏡反射的太陽輻射能因相鄰定日鏡背面的遮擋而不能被吸熱器接收所造成的損失。陰影和遮擋損失的大小與太陽能接收時間和定日鏡自身所處位置有關(guān)，因此定日鏡的布置不應(yīng)過于緊密。

計算出的鏡場陰影和遮擋效率分布如圖3所示。由圖中可以看出，遮擋效率與太陽位置、鏡場布置等因素相關(guān)，遮擋始終存在，合理布置的鏡場會降低遮擋、提高鏡場遮擋效率。經(jīng)軟件優(yōu)化后的鏡場，定日鏡間距均處于比較合適的水平，這樣陰影和遮擋損失很小，整個鏡場的陰影遮擋效率在86%左右。

圖3 鏡場陰影和遮擋效率分布

(3) 大氣衰減效率

大氣衰減損失是太陽輻射在大氣傳播過程中因衰減所導(dǎo)致的能量損失。光線由定日鏡反射后到達(dá)接收面之前在大氣中傳輸?shù)倪^程中，由于當(dāng)?shù)乜諝饣蛘呱硥m的反射、吸收、散射等干擾作用，未能順利到達(dá)吸熱器表面。衰減的程度與太陽位置、當(dāng)?shù)睾０胃叨?、以及大氣條件(灰塵、濕度、二氧化碳含量等)所導(dǎo)致的吸收率變化有關(guān)。

圖4為鏡場大氣衰減效率分布。從理論分析角度和實(shí)驗(yàn)?zāi)M角度可以看出，大氣衰減不隨時間的變化和發(fā)生變化，主要與光路長度有關(guān)。定日鏡越靠近吸熱塔，大氣衰減損失越小，鏡場效率越高。此外，由于能見度的不同，實(shí)際項(xiàng)目中的大氣衰減也會發(fā)生變化。

圖4 鏡場大氣衰減效率分布

(4) 截斷效率

截斷效率是扣除從定日鏡反射的太陽輻射能因沒有到達(dá)吸熱器表面，而溢出至外界大氣中所導(dǎo)致的能量損失后的吸熱器實(shí)際接收到的太陽能輻射能量效率。截斷效率與定日鏡面型誤差，跟蹤誤差等有關(guān)。由圖5的鏡場截斷效率分布情況可以看出，越靠近吸熱塔的鏡場，截斷效率越高。

圖5 鏡場截斷效率分布

(5) 鏡場效率

鏡場效率綜合考慮了各分項(xiàng)效率因素的影響，圖6給出了全年平均鏡場效率分布。經(jīng)計算，鏡場的年均效率為50.96%。

圖6 鏡場年均效率分布

從以上分析可以看出，越靠近吸熱塔的區(qū)域，鏡場效率越高。而塔高的變化將會影響鏡場的整體布置，從而影響鏡場高效區(qū)域的定日鏡數(shù)量。下一節(jié)將從不同的吸熱塔高度出發(fā)，分析塔高對鏡場效率的影響。

2.1.2不同塔高鏡場效率分析

根據(jù)項(xiàng)目邊界條件，對吸熱塔高度為150～210 m區(qū)間，步長為10 m的7種塔高進(jìn)行分析。基于上節(jié)使用的鏡場優(yōu)化軟件，生成對應(yīng)塔高的優(yōu)化鏡場，并對其鏡場效率進(jìn)行分析研究，具體分析結(jié)果如圖7所示，可以看出，基于項(xiàng)目的邊界條件，隨著吸熱塔高度的增加，鏡場效率也會隨之提升，并且提升幅度隨著塔高的增加逐漸趨于平緩。

圖7 塔高與鏡場效率的關(guān)系

2.2 塔高與發(fā)電量的關(guān)系

吸熱塔高度的變化，會導(dǎo)致鏡場效率發(fā)生變化，從而影響塔式光熱電站的發(fā)電量。與此同時，電站的運(yùn)行方式也會造成發(fā)電量的變化。文中的塔式光熱電站與光伏電站聯(lián)合運(yùn)行，白天時段主要是光伏運(yùn)行，早晚高峰及夜間光熱電站運(yùn)行。根據(jù)電站的運(yùn)行模式，確定系統(tǒng)儲熱時長為8 h，汽輪機(jī)額定功率為100 MW。

根據(jù)上節(jié)中的7種塔高，將相應(yīng)的邊界條件和技術(shù)參數(shù)輸入圖8所示的中國電建西北勘測設(shè)計研究院有限公司自主開發(fā)的仿真軟件中，形成對應(yīng)塔式光熱電站系統(tǒng)配置方案，并對各方案的年發(fā)電量進(jìn)行模擬測算。

圖8 塔式光熱系統(tǒng)性能評估軟件及操作界面

計算得到的各配置方案年發(fā)電量見圖9。

從圖9可以得到，隨著吸熱塔高度的增加，塔式光熱電站的年集熱量增加，使得年發(fā)電量也隨之增加，但是增加幅度隨著塔高的增加逐步平緩。

圖9 塔高與發(fā)電量的關(guān)系

3 吸熱塔建造經(jīng)濟(jì)性分析

從投資成本角度來看，聚光集熱系統(tǒng)是塔式電站投資占比最高的子系統(tǒng)，其中，鏡場成本一般就可占到整個塔式光熱電站投資成本的40%～50%[13]。因此，無論是從技術(shù)攻關(guān)角度還是從促進(jìn)成本下降角度，對聚光集熱系統(tǒng)持續(xù)進(jìn)行優(yōu)化都具有十分重要的意義和價值，有利于從發(fā)電流程的源頭上提高整個塔式光熱電站的性能。隨著吸熱塔高度的變化，吸熱塔的造價、塔內(nèi)設(shè)備的造價、聚光集熱系統(tǒng)的運(yùn)行成本及發(fā)電收入同樣會發(fā)生變化，以下對吸熱塔的建造成本和對應(yīng)收入分別進(jìn)行分析。

3.1 建設(shè)及運(yùn)行成本分析

塔式光熱電站中的吸熱塔高度增加后，雖然發(fā)電量會隨之增加，但相應(yīng)的吸熱塔建造及運(yùn)行成本也會增加。因此，為確定合適的吸熱塔高度，除了要對鏡場效率和發(fā)電量進(jìn)行分析以外，還應(yīng)進(jìn)行建造和運(yùn)行成本分析。

3.1.1建設(shè)成本分析

吸熱塔的主要建設(shè)成本主要包括土建費(fèi)用、電伴熱費(fèi)用、管道費(fèi)用和熔鹽泵費(fèi)用等。以青海共和熔鹽塔式光熱發(fā)電示范項(xiàng)目的建設(shè)情況作為參照，對吸熱塔的各項(xiàng)建設(shè)成本進(jìn)行分析，相關(guān)邊界條件與前文相同。經(jīng)測算，隨著塔高的增加，吸熱塔的土建費(fèi)用會隨之增加，吸熱塔高度與土建費(fèi)用關(guān)系如圖10所示。

與此同時，塔高增加也會使吸熱器升高，這樣會使得對應(yīng)的電伴熱、熔鹽管道、熔鹽泵等設(shè)備造價的增加。對以上成本進(jìn)行綜合考慮，可以得到不同塔高下吸熱塔的建造成本，如表2所示。

通過分析可知，隨著吸熱塔高度的增加，土建成本與塔高基本呈指數(shù)關(guān)系，而電伴熱、熔鹽管道、熔鹽泵造價成本與塔高呈線性關(guān)系。

圖10 吸熱塔高度與土建費(fèi)用關(guān)系

表2 不同塔高下的建設(shè)成本

3.1.2運(yùn)行成本分析

吸熱塔高度增加引起的運(yùn)行成本增加主要為熔鹽泵負(fù)荷增加的電費(fèi)。經(jīng)設(shè)計計算可以得到熔鹽泵全年的工作時間為2 010 h，吸熱塔高度每增加10 m，熔鹽泵負(fù)荷增加70 kW。將塔式光熱電站25 a運(yùn)行期間熔鹽泵用電量增加的費(fèi)用，折算至電站建成后第一年，以便進(jìn)行統(tǒng)一比較，貼現(xiàn)率按8%記，熔鹽泵用電費(fèi)用按0.5元/kWh計算，塔式光熱電站運(yùn)行期內(nèi)增加的運(yùn)行成本為70.89萬元/10 m，與吸熱塔高度成線性關(guān)系。

3.2 收入分析

吸熱塔高度增加的相關(guān)收入，主要為提升的發(fā)電量電費(fèi)收入。將塔式光熱電站25年運(yùn)行期發(fā)電量增加的收入，折算至電站建成后第一年，其中，上網(wǎng)電價按0.3、0.6、0.9元/kWh 三檔進(jìn)行分析，貼現(xiàn)率同上節(jié)相同。經(jīng)計算可得，不同塔高下增加的發(fā)電收入如表3所示。

3.3 吸熱塔高度選取

將塔高變化引起的成本和收入變化進(jìn)行匯總，如表4所示。通過分析吸熱塔高度變化所引起的成本和收入變化可知，在吸熱塔高度逐漸增加的過程中，針對不同的上網(wǎng)電價，收入和成本均呈增加的趨勢，而收入增加的程度隨塔高的增加逐步放緩。在吸熱塔高度為180 m時，3檔電價下電站綜合收益的增加金額均達(dá)到了最大值，而在塔高超過180 m后，綜合收益的增加金額逐漸減少。因此，在進(jìn)行塔式光熱電站的設(shè)計時，應(yīng)根據(jù)項(xiàng)目的邊界條件和具體要求，合理確定吸熱塔高度。

表3 不同塔高下的發(fā)電收入

表4 不同塔高下的成本收入?yún)R總

4 結(jié) 論

利用中國電建西北勘測設(shè)計研究院有限公司自主研發(fā)的相關(guān)軟件進(jìn)行塔式光熱電站方案建模分析，模擬不同吸熱塔高度下的配置方案，并對設(shè)計方案的綜合效益進(jìn)行測算，結(jié)論如下：

(1) 從鏡場效率角度考慮，吸熱塔的高度與塔式光熱電站的鏡場系統(tǒng)、當(dāng)?shù)貧庀髼l件密切相關(guān)。在鏡場面積不變的情況下，吸熱塔高度增加，鏡場效率會隨之提高，從而提升電站發(fā)電量；

(2) 從建設(shè)成本角度考慮，吸熱塔高度的增加會導(dǎo)致吸熱塔成本及內(nèi)部設(shè)備造價增加。因此，在項(xiàng)目的邊界條件下，存在一個最優(yōu)的吸熱塔高度，使得電站效率和成本比最大化；

(3) 綜合考慮效率和成本，可以找到滿足項(xiàng)目邊界條件的最優(yōu)吸熱塔高度及對應(yīng)的系統(tǒng)配置方式，同時避免由于只追求鏡場效率的優(yōu)化造成電站綜合收益不升反降?；谖闹械倪吔鐥l件，當(dāng)吸熱塔高度為180 m時，綜合收益最高，但不同電價下的綜合收益相差較大。其中，上網(wǎng)電價0.3元/kWh時，綜合收益增加653.36萬元；上網(wǎng)電價0.6元/kWh時，綜合收益增加1 626.11萬元；上網(wǎng)電價0.9元/kWh時，綜合收益增加2 598.86萬元。