高嵩，任博涵，許繼剛，徐志強，李鴻飛

（1.中國能源建設集團有限公司，北京100020；2.中國能源建設集團有限公司工程研究院，北京100020；3.中國華電科工集團有限公司，北京100070）

0 引言

2016年，我國首批太陽能光熱發(fā)電示范項目正式啟動，光熱發(fā)電通過4種主要發(fā)電模式進入我國電力市場［1］。截至目前，首批20個光熱示范項目已有8座并網(wǎng)發(fā)電，包括5座塔式電站、2座槽式電站、1座線性菲涅耳式光熱電站，此外，還有2座塔式光熱電站已開工建設。塔式光熱發(fā)電站是目前主流的太陽能光熱發(fā)電技術路線。

集熱系統(tǒng)是塔式太陽能光熱發(fā)電有別于其他光熱發(fā)電技術路線的重要子系統(tǒng)，吸熱器中心高度的優(yōu)化設計是塔式光熱電站鏡場設計中最重要的環(huán)節(jié)之一。集熱場由定日鏡場和吸熱塔組成［2］。定日鏡場是由多臺定日鏡組成，可將太陽光的輻射能聚焦至吸熱塔頂部的吸熱器。吸熱工質(zhì)流經(jīng)吸熱器內(nèi)部腔體，通過輻射吸熱、對流換熱等方式實現(xiàn)光能向熱能的轉(zhuǎn)化，收集太陽輻射能；將加熱后的吸熱工質(zhì)儲存到儲熱罐體中，實現(xiàn)熱能的存儲；最終，通過熱工轉(zhuǎn)換過程實現(xiàn)太陽能光熱發(fā)電［3］。集熱場成本占塔式光熱電站總投資的50%～60%，發(fā)電系統(tǒng)成本占15%～20%，前者是電站最大的成本構成［4-6］。在滿足電站整體工藝要求和集熱量要求的條件下，吸熱器中心高度的優(yōu)化設計可有效地提高定日鏡場光學效率，從而在同等集熱量條件下，減少定日鏡數(shù)量、降低定日鏡場投資，提高電站經(jīng)濟效益。

在塔式太陽能光熱發(fā)電站中，支撐吸熱器及配套系統(tǒng)的高聳結構包括鋼筋混凝土結構、鋼結構和混合結構等［2］。吸熱器需被置于高位用于吸收由鏡場反射的陽光。此外，吸熱塔還需允許相關管道、閥門、中繼罐（如進口冷鹽罐、出口冷鹽罐）［3］、壓縮空氣罐等設備的布置。吸熱塔需為這些設備的安裝、調(diào)試以及維護提供必需的空間。

近年來，國內(nèi)外鏡場的優(yōu)化從工藝設計的角度分析主要集中在儲熱時間、吸熱器功率等方面，從設備研發(fā)的角度分析主要集中在鏡場光學效率、吸熱器熱效率等方面［7-12］。在此類研究文獻中，很少有關于吸熱器中心高度優(yōu)化選取的研究，結合實際工程應用的研究更是少之又少。鏡場的設計離不開吸熱器中心高度的確定，而相關技術掌握在少數(shù)國外定日鏡產(chǎn)品制造商手中，國內(nèi)對此技術的研究尚不成熟。

吸熱器中心高度的選取影響著項目的經(jīng)濟性，它是提升項目電價競爭力的重要手段之一。本文提出了塔式太陽能光熱電站吸熱器中心高度優(yōu)化設計的基本思路和需要考慮的因素，分析了吸熱器中心高度對電站經(jīng)濟性的影響并展開研究，為塔式光熱電站工程設計提供借鑒。

1 吸熱器中心高度選型建模

在吸熱器中心高度的設計中，緯度是基本的外部條件。低緯度地區(qū)的定日鏡余弦損失相對小，相同吸熱器中心高度條件下定日鏡的數(shù)量也較少。我國塔式光熱電站選址主要集中在北緯39°至北緯41°，本文暫按北緯40°進行建模。

吸熱器中心高度的增加可減少定日鏡的余弦損失、遮擋和陰影損失，從而可顯著提升定日鏡場的光學效率。一般裝機規(guī)模越大、儲熱時長越長、定日鏡數(shù)量越多，塔式光熱電站吸熱塔需要的設計高度更高，吸熱塔建造成本、熔鹽泵揚程、運行成本以及熔鹽的能耗也越高。因此，塔式光熱電站的吸熱器中心高度設計往往綜合考慮定日鏡場效率與成本電價后確定。表1是已商業(yè)化運行的國內(nèi)外塔式光熱電站的裝機容量與吸熱器塔高度對比［13］。

表1 全球已投運塔式光熱項目裝機容量與吸熱塔高度Tab.1 Capacitiesand receiver tower heightsof solar tower power stations in operation worldwide

本文依托某100 MW塔式光熱電站發(fā)電項目為例進行建模分析。該電站目標年發(fā)電利用小時數(shù)為3 900。集熱系統(tǒng)采用外置式熔融鹽吸熱器，功率為630 MW。吸熱器低溫熔融鹽進口設計溫度為290℃，出口高溫熔融鹽設計溫度為565℃。發(fā)電單元主機采用一次中間再熱超高壓空冷機組，額定主蒸汽參數(shù)為12.60 MPa，540℃；再熱蒸汽參數(shù)為2.64 MPa，540℃；給水溫度為260℃。汽輪發(fā)電機組額定工況出力為100 MW，額定工況下熱效率為43.89%，熱耗率為8 203.06 kJ/（kW·h）。

通過軟件建模，計算得到不同吸熱器中心高度與定日鏡數(shù)量、電站發(fā)電量間的關系，建立配置不同儲熱時長的系統(tǒng)模型［14-15］，逐項模擬測算成本電價，得出最佳的吸熱器中心高度。

1.1 吸熱器中心高度與定日鏡數(shù)量的關系

優(yōu)化吸熱器中心高度前，需獲取定日鏡場設計的邊界條件和各輸入因素。確定定日鏡場設計參數(shù)后，驗證定日鏡場輸出熱功率是否滿足吸熱器熱功率要求，以及吸熱器年集熱量、年發(fā)電量是否滿足設計要求。定日鏡場設計中，最重要的內(nèi)容有定日鏡數(shù)量和吸熱器中心高度，這是設計點的集熱場滿足年集熱量及設計點吸熱器熱功率要求的關鍵?；谏鲜龆ㄈ甄R場設計參數(shù)，可提高電站經(jīng)濟性、降低成本電價。

在建模計算吸熱器中心高度與定日鏡數(shù)量的關系過程中，確定定日鏡輸入因素。本文在建模計算中設計輸入?yún)?shù)見表2。

表2 定日鏡場建模輸入設計參數(shù)Tab.2 Input parameters for heliostat field modeling

模擬了吸熱塔中心高度為200～270 m，8個不同塔高配置與定日鏡數(shù)量的關系，如圖1所示。

不同塔高對應的定日鏡數(shù)量是不同的，塔高越高，定日鏡數(shù)量越低，此規(guī)律符合定日鏡遮擋損失隨塔高升高逐漸降低的規(guī)律，即吸熱器中心高度增加，定日鏡之間的光學損失減小，鏡場的光學效率提高。在滿足相同吸熱器功率的條件下，所需要布置的定日鏡數(shù)量越少，初始投資也相應降低。

圖1 定日鏡數(shù)量與吸熱器中心高度對應關系曲線Fig.1 Relationship between thenumber of heliostatsand the central height of the receiver

1.2 吸熱器中心高度與發(fā)電量的關系

通過模擬不同高度的吸熱塔，對不同儲熱時長電站的年發(fā)電量進行模擬測算。在塔高200～260 m間，以20 m為變化步長形成了4個塔高，結合5個不同的儲熱時長，組合成20個系統(tǒng)配置方案，見表3。隨著塔高的增加，光場效率增高、定日鏡數(shù)量減少，但年集熱量隨之降低，進而導致年發(fā)電量也降低。

表3 塔高與年發(fā)電小時數(shù)對應關系Tab.3 Relationship between thereceiver tower height and annual utilization hours of power generation

1.3 吸熱器中心高度與成本電價的關系

基于上述模擬結果，研究吸熱器中心高度與成本電價的相互關系，并測算整理出20個配置方案相應的成本電價，如圖2所示。

圖2 吸熱器中心高度、儲熱時長與成本電價對應關系曲線Fig.2 Relationship of receiver height，thermal storagehour and electricity cost price

由圖2分析可知：塔高為200 m時，設計儲熱12 h時出現(xiàn)最低成本電價，1.08元/（kW·h）；塔高為220 m時，設計儲熱為12 h時出現(xiàn)最低成本電價，1.07元/（kW·h）；塔高為240 m時，設計儲熱為12 h時出現(xiàn)最低成本電價，1.07元/（kW·h）；塔高為260 m時，設計儲熱為12 h時出現(xiàn)最低成本電價，成本電價1.07元/（kW·h）。結合表3可以知，塔高220 m、設計儲熱12 h時，成本電價最低，1.07元/（kW·h）。

綜合考慮塔高增加導致的熔鹽泵成本增加和運維費用等因素：（1）當模型中對應的吸熱塔高為200 m時，全廠熔鹽泵的設備費按1.08億元/套、安裝費按233萬元/套計列。在其他塔高情況下，設備費隨熔鹽泵揚程的增加而增長120萬～480萬元，安裝費不變。（2）低溫熔融鹽泵揚程的增加會導致廠用電量、維修費用的增加，塔高從200 m升至260 m，年綜合運行費用增加74萬元。成本電價計算中的其他邊界條件見表4。

表4 成本電價計中其他算邊界條件Tab.4 Other boundary conditions for electricity price calculation

2 吸熱器中心高度優(yōu)化計算

2.1 集熱場第1環(huán)直徑

在吸熱器中心高度的優(yōu)化模擬計算中，在確定單體定日鏡的基本設計參數(shù)基礎上，還應確定第1環(huán)定日鏡中心到吸熱塔中心線的距離。鏡場是由多個不同直徑的近似同心圓組成，第1環(huán)定日鏡組成的圓形空間為全廠所有建筑設施布置的區(qū)域，吸熱塔布置在定日鏡場中心，圍繞吸熱塔四周展開布置動力島及附屬建筑、空冷島、蒸汽發(fā)生區(qū)域、儲熱區(qū)域以及必要的廠區(qū)管架和運輸檢修道路等。第1環(huán)直徑距離越小，相當于全場所有環(huán)上的定日鏡距離吸熱塔更近、光學損失越小。但該值取決于裝機規(guī)模，受制于各專業(yè)廠房、設備、道路的設計要求，本文模型中第1環(huán)定日鏡到吸熱塔中心線的距離取值130 m。

2.2 最低成本電價為優(yōu)化目標

光熱發(fā)電項目成本的下降需要兼顧建設成本和發(fā)電效率，約2/3的成本下降潛力源于光熱電站的建設，其中集熱場的設計-采購-施工（EPC）成本占比最大。成本的大幅降低源于對設計的優(yōu)化，塔式光熱電站成本的降低主要集中于集熱場，特別是定日鏡和追蹤系統(tǒng)成本的降低［16-17］。以100 MW塔式光熱機組的集熱場投資為例，集熱場中定日鏡的設備費超過10億元，定日鏡的數(shù)量是以萬面計。以成本電價為優(yōu)化目標，通過優(yōu)化吸熱器中心高度以達到減少定日鏡數(shù)量的優(yōu)化，從而降低成本電價，是減小投資的必要手段。

成本電價是指統(tǒng)計期內(nèi)發(fā)電年收入之和等于年成本之和時的特定電價，即

式中：Ccap，n為指項目總投資（包括EPC、融資成本、土地費用、開發(fā)費用等）按照一定方式攤銷至第n年的成本，不同電廠項目的總投資成本略有不同；Cop，n為電廠運維成本的年值，包括燃料、運維費用、保險費用、人工成本、管理成本等，不同電廠的運維成本略有不同；Ctax，n為電廠每年應納稅額，和項目所在地政府規(guī)定稅收規(guī)定相關；C為裝機容量；H為年利用小時數(shù)；Ou為廠用電率；n為電廠運營年限；r為折現(xiàn)率；D為發(fā)電能力年衰減系數(shù)。

通過上述光熱電站吸熱器中心高度的優(yōu)化設計、方案比選，把成本電價由1.13元/（kW·h）降低至1.07元/（kW·h），提高了電站的經(jīng)濟性，該電價低于國家首批示范光熱發(fā)電項目規(guī)定的上網(wǎng)電價，1.15元/（kW·h）。

2.3 吸熱塔最優(yōu)高度的選取

本文進行了吸熱器高度與定日鏡數(shù)量優(yōu)化模擬計算：根據(jù)吸熱器高度與發(fā)電量關系的模擬計算可以發(fā)現(xiàn)，塔高越高，定日鏡之間的遮擋和陰影損失越小；在滿足相同吸熱器功率情況下，光學效率的提高最終體現(xiàn)在鏡場定日鏡數(shù)量的降低，同時還可以發(fā)現(xiàn)，伴隨著鏡場定日鏡數(shù)量的減少，年發(fā)電量也隨之下降。

為了得到最優(yōu)的吸熱器中心高度，本文在上述2個模擬測試的基礎上，對吸熱器中心高度與度電價格關系進行了進一步模擬計算，得到了表3中20個系統(tǒng)配置方案的鏡廠模型，測算出20組成本電價，可以發(fā)現(xiàn)：吸熱器中心高度升到240 m，儲熱容量配置為12 h，成本電價穩(wěn)定在1.07元/（kW·h）；塔高繼續(xù)增加，成本電價不再隨之降低。經(jīng)分析得出，吸熱器中心高度在240 m以上繼續(xù)增加高度，雖然可以減少定日鏡數(shù)量、減少了定日鏡場的初始投資，但是也減少了年發(fā)電量，即減少了發(fā)電收益，兩者相互抵消，造成了成本電價不再降低。本次建模得出的結論與參考依托工程數(shù)據(jù)基本吻合，見表5。其中，吸熱器中心高度和儲熱時長的數(shù)據(jù)吻合度為100%，定日鏡臺數(shù)和年發(fā)電利用小時數(shù)的數(shù)據(jù)吻合度為99%。

表5 模擬結果與依托工程數(shù)據(jù)的對比Tab.5 Comparison of simulation resultsand data from projects

3 結論

利用模擬軟件進行建模，模擬不同配置方案并對設計方案的成本電價進行測算。結合儲熱時長等重要配置優(yōu)化要素，通過排列組合的方式構建一定數(shù)量的模型進行計算，吸熱器中心高度的增加能夠減少陰影損失、遮擋損失和余弦損失，進而提高定日鏡場光學效率，減少定日鏡的數(shù)量，達到減少定日鏡場的投資成本的目的，但是隨之帶來的年發(fā)電量的減少，導致發(fā)電收益也隨之減少，在兩者的耦合作用下，通過對所有模型計算結果的分析，能夠找到成本電價最低的設計點及對應點設計配置方式。可以得出，在設計優(yōu)化中，需以成本電價最低作為吸熱器中心高度設計優(yōu)化的目的，避免由于過度追求定日鏡場光學效率的優(yōu)化造成成本電價不降反升。在塔式太陽能光熱發(fā)電站設計中，可按照本文提供優(yōu)化思路進行吸熱器中心高度的優(yōu)化設計。