塔式光熱電站發電量估算

姚利森

上海聯和日環能源科技有限公司

0 概述

塔式太陽能熱發電，又稱集中型太陽能熱發電，是在大面積的場地上安裝多臺定日鏡，每臺配有獨立的跟蹤機構，準確地將太陽光反射集中到一個高塔頂部的接收器上（接收器的聚光倍率可超過1 000倍），將吸收的太陽光能轉換成熱能，再將熱能傳導給工質，經過儲熱環節，再轉換成蒸汽后推動汽輪發電機發電[1]。系統主要由聚光子系統、集熱子系統、儲熱子系統和發電子系統組成。由于儲能裝置的加入，發電部分可以不受日照瞬息性的變化而連續穩定發電。

發電量是電站工程的重要指標，也是經濟性評估的基礎。如何科學評估塔式光熱電站發電量具有重要的指導意義。本文以西部某塔式光熱電站工程的工程數據作為示例。

1 估算原則

王志峰等[2]已對發電量估算進行了研究，但對各部分的效率未作詳細的分解。本文參考《塔式太陽能光熱發電站設計標準》[3]，首先對收集到的太陽輻射原始資料進行分析，并確定典型代表年，將典型代表年的太陽直接輻射數據作為電站發電量估算的基礎，評估太陽輻射到電能的轉換過程中的每一部分的轉換效率，最終計算出全年發電量和全廠光電轉換效率。

2 太陽能資源分析

某塔式光熱電站地處青藏高原腹地，海拔高度2 800m左右。當地降雨稀少、氣候干燥，日照時間長、太陽輻射強、晝夜溫差大，冬季寒冷而漫長，夏季涼爽而短暫。年均日照時數為3 095h，年太陽總輻射量在6 521 MJ/㎡～7 204MJ/㎡之間，年平均氣溫為5.3℃，年平均降雨量42.1mm，年平均蒸發量2 504.0mm，無霜期平均為219天。

2.1 日照時數

2.1.1 日照時數的年變化

圖1為日照時數和日照百分率的年變化曲線，其中每個月的數據為1982年～2011年30年平均值。日照時數呈單峰態，2月～5月逐步增加，5月達到全年最大值290.2h，之后因降雨等因素呈現小幅波動，但基本維持在260h～280h之間，10月之后逐漸降低。2月份為209.3h，為全年最低值，因該月天數較少。日照時數最多的3個月是5月、7月和8月，平均值為282.3h。日照時數最少的三個月是12月、1月和2月，平均值為215.4h，相當于最多3個月的76%。最近30年（1982-2011年）的年均日照時數為3 055.5h。

圖1 日照時數和日照百分率的年變化

2.1.2 日照時數的年際變化

圖2為日照時數總輻射的1982年～2011年共30年的年際變化曲線。由圖2可以看出，2002年～2003年出現低谷，其它年份的日照時數較為穩定。日照時數最大值出現在1985年，為3 323.9h。最小值出現在2003年，為2 554.1h。30年平均值為3 055.5h。

圖2 日照時數的年際變化

2.2 總輻射

2.2.1 總輻射的年變化

圖3為總輻射的年變化曲線，可以看出，總輻射月總量的變化主要受太陽高度角和日照時長的影響。夏季太陽高度較高、日照時間長，總輻射量大，冬季太陽高度較低、日照時間短，總輻射量少。總輻射月總量最少的3個月的平均值為356.5MJ/㎡，相當于最多的3個月平均值761.7MJ/㎡的47%。

圖3 總輻射的年變化

2.2.2 總輻射的年際變化

圖4為1982年～2011年共30年總輻射的年際變化曲線。由圖4可見，20世紀80年代初期出現低谷，可能是受規模較大的墨西哥爾厄奇沖火山爆發的影響。總輻射年總量最大值出現在1990年，為7 204.75MJ/m2。最小值出現在1983年，為6 499.81MJ/m2。從圖4中可以看出，總輻射年總量無突變、無較大波動、無周期性變動，不存在明顯增加或降低的趨勢。30年平均值為6 911.04MJ/㎡（即5.26kWh/㎡/d）。

圖4 總輻射的年際變化

2.3 法向直接輻射

2.3.1 法向直接輻射[4]資料的選取

圖5為1982年～2011年共30年法向直接輻射的年際變化圖。從圖中可見，法向直接輻射年總量在1982年～1991年及1992年～2011年保持穩定，在1992年有明顯的突變。該氣象站在1992年更換測輻射儀器。更換后所采用DFY3型直接輻射表，可靠性高。本可研采用更換儀表后的1993年～2011年共19年的法向直接輻射資料進行太陽能資源分析。

圖5 法向直接輻射年際變化圖(紅色箭頭為更換儀器的年份)

2.3.2 法向直接輻射的年際變化

圖5為法向直接輻射的1993年～2011年共19年的年際變化曲線。表1為19年的各月總量及年總量值。法向直接輻射年總量最大值出現在1997年，為7 495.12MJ/㎡。最小值出現在1998年，為6 258.07MJ/㎡。從圖中可見，法向直接輻射年總量無突變，無較大波動，無周期性變動，不存在明顯增加或降低的趨勢。19年平均值為6 786.78MJ/㎡（即5.16kWh/㎡/d）。

2.3.3 典型代表年

1993年～2011年共19年的法向直接輻射量平均值為6 786.78MJ/㎡（即5.16kWh/㎡/d），且無明顯上升或下降趨勢。2007年～2011年的法向直接輻射量平均值為 6 751.54MJ/㎡（即 5.14kWh/㎡/d）。2009 年法向直接輻射量為 6 715.44MJ/㎡（即5.11kWh/㎡/d），與19年平均值較接近，與近5年平均值最接近，并且2009年可用于分析的氣象數據較為豐富，有利于電站的設計和模擬。

該項目確定2009年為典型代表年，作為電站設計和發電量計算的依據,總輻射和法向直接輻射的月總量見表1。

表1 2009年總輻射和法向直接輻射月總量表（單位：MJ/㎡）

利用2002年～2011年共10年的法向直接輻射數據分析出典型氣象年，見表2。本典型氣象年僅考慮了法向直接輻射的分布特性。典型氣象年用以系統校核計算。

表2 典型氣象年表

3 分系統轉換效率

光電轉換過程以光能在轉換過程中的形式分為太陽島系統、發電系統和全廠利用率三大部分，光電轉化效率是這三部分轉換率之乘積。[5]在塔式光熱電站方案中，熔鹽系統由于其更好的儲熱性能正受到業界關注，本項目采用熔鹽[6]系統方案。

太陽島系統分為聚光場部分、接收器部分、熔鹽循環部分和其它有關部份，每個部份均包含了轉換過程中對發電量有影響的所有因素。

3.1 太陽島系統

3.1.1 聚光場部分

1）鏡面反射比

鏡面反射比是鏡面的最重要的性能指標，也是定日鏡的主要指標之一。

國際上用于太陽能熱發電的鏡面一般采用白玻璃或超白玻璃，較大的定日鏡本身也帶有微弧度[7]，鏡面反射比一般高，可達93.5%～94%。

本文中鏡面反射比取93%。

2）鏡面清潔度

鏡面清潔度指表面粘灰鏡面的反射比與潔凈鏡面的反射比之比。剛清洗鏡面后，鏡面清潔無粘灰，鏡面清潔度為100%。

隨著附著灰塵的逐漸增多，鏡面清潔度逐漸下降。當鏡面清潔度下降到90%時，鏡面反射比下降到83.7%。

本文的發電量估算中鏡面清潔度取其平均值95%。

3）余弦因子

余弦因子指平面某一面積上接收的太陽輻射功率與其接收最大太陽輻射功率之比，等于入射光束與接收面法線方向夾角的余弦值[8]。

圖6顯示了位于北半球的塔式太陽能熱發電廠接收塔南、北側各一臺定日鏡的余弦效應。圖中顯示定日鏡A的余弦損失比B小，這得益于其法向方向幾乎正對著接收器；而定日鏡B有著較大的余弦損失，這是由其為了反射陽光到接收器上所處于的狀態決定的。一般來說，正對著太陽的定日鏡有較高的余弦因子。

圖6 余弦效應

把全年每小時的全廠平均余弦因子按輻射的時間分布加權平均，得到全廠全年平均余弦因子約為77%。

4）陰影和遮擋因子

如圖7所示，陰影因子指某一時刻被其它定日鏡或塔遮擋的能量與該定日鏡未被遮擋時接收的總能量之比。遮擋因子指某一時刻定日鏡的反射光投射到接收器之前被相鄰定日鏡遮擋的能量與該定日鏡反射的總能量之比。兩者合稱陰影和遮擋因子。

圖7 陰影和遮擋損失

陰影和遮擋因子的大小與廠址地理、廠址地形、聚光場內定日鏡分布、接收塔高度和形狀、太陽位置有關，本文通過相鄰定日鏡沿太陽入射光束方向和向接收器反射光線方向上在所計算定日鏡上的投影來進行計算，并考慮了與之相鄰的多臺定日鏡對所計算定日鏡造成的陰影和遮擋的影響。

結合輻射的時間分布，利用計算機逐時模擬得到陰影和遮擋因子約為92%。

5）衰減因子

衰減因子即太陽能傳輸損失，由于大氣對太陽能輻射的吸收和散射帶來的太陽輻射傳輸損失。衰減因子與太陽的位置（隨時間變化）、當地海拔高度以及大氣條件（如氣溶膠、水汽含量、二氧化碳含量）、能見度等有關。

利用上述條件計算衰減因子十分復雜，并且需要對各影響因素進行定量觀測。一般通過唯象公式估計衰減因子。常見的唯象公式一般給出能見度分別為23km和5km兩種情況下的衰減因子，分別代表晴朗干凈大氣條件和霧霾大氣條件。

本文中發電量估算的衰減因子的計算采用適用于高海拔地區的唯象公式，

Att＝99.191-6.04×S+0.504×S×S，（S＞0.1km）

其中Att是衰減因子，單位：%。S是反射光束離開定日鏡后到達接收器時實際穿過的路徑長度，單位：km。

經計算，聚光場的平均衰減因子是97%。

6）溢出因子

溢出因子指單位時間內到達接收器表面的能量與由聚光場反射并到達接收器平面總能量之比。

影響溢出因子的因素包括定日鏡尺寸、接收器尺寸、定日鏡跟蹤精度[9]、風造成的定日鏡擺動、風造成的接收器擺動等。計算得出2009年全年平均溢出因子約為97%。

3.1.2 接收器部分

1）吸收率指單位時間內接收器表面吸收的能量與到達接收器表面的能量之比。吸收率主要由接收器表面涂層材料[10]、噴涂工藝、使用條件等決定。

本文中吸收率為94%。

2）熱損失因子

接收器系統熱損失因子指單位時間內熔鹽工質從接收器吸收的能量與接收器表面吸收的能量之比。

接收器系統熱損失因子通過接收器系統的熱量損失來計算。接收器系統的熱量損失包括對流損失、輻射損失、傳導損失。其中對流損失和輻射損失這兩類損失是接收器系統最主要的熱損失。這些損失的大小都取決于接收器面積、工作溫度、發射率等接收器參數，另外還受到環境風速、環境溫度、空氣物性等的影響[11]。本文的發電量計算中，對流損失和輻射損失采用熱力學公式計算。

接收器系統的傳導損失較少，在接收器系統的熱量損失中只占很小一部分，并可通過優化接收器與接收塔的連接點的數量和尺寸以及采用低導熱率材料降低傳導損失[12]。本文忽略傳導損失。

接收器系統熱損失因子全年計算平均值約為89%。

3）啟動及云損失因子

接收器啟動及云損失因子指因接收器啟動、有云待機、散焦所造成的能量損失修正。

利用現有數據及接收器運行原則，確定接收器的啟動及云損失因子為約96%。

4）熔鹽循環熱損失因子

熔鹽循環熱損失因子指在某時間段內蒸汽從熔鹽換熱過程所獲得的能量與熔鹽工質從接收器獲得的能量之比。

本文中熔鹽循環熱損失因子包括了熔鹽罐、熔鹽管道、蒸汽發生器的散熱損失以及熔鹽泵的增熱效應。

計算得到2009年全年的熔鹽循環熱損失因子為96%。

3.2 發電系統

從能量轉變的角度，發電系統實現蒸汽到電能的轉變。發電系統轉換因子為考察時間段內發電機出線端產生的電能與蒸汽從熔鹽換熱過程得到的熱能之比。

發電系統轉換因子受熱鹽量、汽輪發電機組效率曲線、汽輪發電機組負荷、蒸汽參數、汽輪發電機組啟動和停機等因素的影響[13]。

根據汽輪機制造廠提供的效率參數，綜合考慮以上因數，通過計算機模擬，發電系統效率為39%[14]。

3.3 全廠利用率

全廠利用率指正常工作時某些設備因故障、檢修等原因處于不可利用狀態造成無法收集當時的輻射而導致太陽能的浪費以及發電量的降低。在極端光照情況下，還可能出現控制系統無法充分調度定日鏡進行工作從而導致太陽能浪費等情況，充分應用人工智能技術可大幅度提高全廠利用率[15]。

全廠利用率需考慮定日鏡、接收器、熔鹽泵、儲存罐、蒸汽發生器、汽輪發電機組、控制系統和管閥等設備的故障、檢修所造成的全廠利用率。其中最主要是接收器、冷鹽泵的影響。因為接收器、冷鹽泵、控制系統的故障或檢修，會造成輻射的浪費。而蒸汽發生器、汽輪發電機組在故障或檢修時，不影響太陽能的收集工作。只有當蒸汽發生器、汽輪發電機組持續故障或檢修時，熱鹽罐儲存量達到極限，無法再收集太陽能，才會造成太陽能的浪費。

綜合考慮各設備的設計、制造情況，全廠利用率按95%計算。

本文不考慮電網調度因素對發電量的影響。

4 發電量估計

發電量由太陽能資源、聚光場采光面積、光電轉換效率3項因素確定。

根據上述對太陽能資源的分析，確定2009年為典型代表年。2009年全年直接輻射量為6 715MJ/㎡。

該工程聚光場總有效反射面積為1 224 000㎡。全廠光電轉換效率及發電量見表3。

計及全廠利用率后的總發電量為37 721萬kWh。

全廠光電轉換效率（不含廠用電率）為16.5%。廠用電率10%，計及廠用電率的全廠光電轉換效率為14.9%。

表3 全廠光電轉換效率及發電量表

5 結論

塔式光熱電站正在世界范圍內掀起一股建設風潮，在建設前期對發電量進行正確評估對行業和行業的發展具有積極的意義。