槽式太陽能光熱電站集熱系統分區數對系統性能的影響

韓建國， 王 強， 劉向民， 王興平， 杜宇航， 蔣志浩

(1. 上海發電設備成套設計研究院有限責任公司， 上海 200240；2. 國家電投新疆能源化工集團達坂城風電有限公司， 烏魯木齊 830000)

聚光型太陽能集熱器按照接收器的形狀不同主要分為槽式、塔式、碟式以及線性菲涅爾式4種類型，其中槽式聚光系統是國內外開發利用最多的一種集熱器類型，主要是因為其具有安裝方便、結構簡單、安全且可靠性高等優點。槽式太陽能光熱電站利用太陽能發電，即利用槽式拋物面反光鏡將太陽光聚焦到集熱管上，集熱管捕獲太陽能光能并將其轉化為可帶動汽輪機發電的熱量[1]。2016年，我國國家能源局公布了《建設太陽能熱發電項目通知》，啟動了首批20個太陽能熱發電示范項目，總規模達1 349 MW，這標志著我國太陽能熱發電的商業化進程開始起步[2]。其中包括7個槽式太陽能熱發電示范項目，中廣核德令哈50 MW槽式太陽能熱發電項目已于2018年10月10日實現商業運行；中船新能烏拉特中旗100 MW槽式太陽能光熱發電項目于2021年7月13日實現機組連續24 h不間斷、穩定、高負荷發電，其他示范項目也在建設之中。

研究槽式太陽能熱發電系統性能對于槽式太陽能光熱電站的投資建設具有重要的指導意義。Pal等[3]對太陽能場鏡面尺寸及其控制系統進行了實驗和數值研究，得出了提高太陽能集熱器結構穩定性的方法，但并未分析太陽能場控制系統對整個電站的影響。李博等[4]分別使用系統顧問模型(SAM)軟件和Greenius軟件對槽式太陽能光熱電站進行數值模擬和對比分析，但是未用實際運行數據進行相關驗證。趙明智等[5]分析了儲熱系統對槽式太陽能光熱電站的影響，但未考慮集熱系統中集熱器數量的影響。王慧富等[6]研究了集熱器陣列布置方案和集熱系統工質設計出口溫度對系統性能的影響，但忽略了集熱系統分區數對整體性能的影響。

鑒于目前集熱系統分區數對系統性能影響研究較少的情況，筆者根據國內某50 MW槽式太陽能光熱電站，研究集熱系統分區數對系統年凈發電量和平準化度電成本(LCOE)的影響。在此基礎上，研究集熱系統回路數和儲熱時長對平準化度電成本的影響，得到了最佳的儲熱時長。

1 槽式太陽能集熱系統與儲熱系統

1.1 集熱系統

槽式太陽能熱發電系統主要包括集熱系統、儲熱系統、換熱系統及發電系統。槽式太陽能熱發電技術通過拋物面聚光鏡面將太陽光匯聚在焦線上，在焦線上安裝集熱管，以吸收聚焦后的太陽輻射能。管內的流體被加熱后，流經換熱器時加熱水產生蒸汽，然后利用蒸汽動力循環來發電。集熱系統主要包括支架、反射鏡面和真空集熱管。真空集熱管是槽式太陽能集熱器的核心設備，包括不銹鋼內管、外面包裹的玻璃套管、除氣環和波紋管。為了獲得更好的光學性能，金屬管表面外鍍有選擇性涂層，該涂層對太陽光譜具有很高的吸收率和低的發射率，從而減少金屬吸熱管對外的輻射熱損失。

1.2 集熱系統回路數

集熱系統回路數等于太陽倍數乘以太陽倍數為1.0時所需的回路數。所需的集熱系統回路數四舍五入為最接近的整數。集熱系統回路數與集熱場面積的關系式[7]如下：

Ssolarfiled=Nloops·ASCAs·NSCAs

(1)

式中：Ssolarfiled為集熱場面積，m2；Nloops為集熱系統回路數；ASCAs為單個集熱器面積，m2；NSCAs為單個回路的集熱器數量。

1.3 集熱系統分區數

圖1為集熱系統分區示意圖，圖中分別表示了將集熱系統分成2個、4個和6個分區的情況。槽式太陽能光熱電站的集熱場由多個集熱系統分區組成，每個分區由很多回路組成。一個分區中的所有回路共享同一組冷熱集管管道的環路。集熱系統分區數決定了將傳熱流體輸送至動力塊的集管的位置和形狀，從而影響熱損失。本文中選取集熱系統分區數為2、4、6、8和10進行研究。

圖1 集熱系統分區示意圖Fig.1 Schematic diagram of the partition of the collector system

1.4 儲熱系統

太陽能受到晝夜、天氣和季節等氣象條件的影響，為了保證整體系統的發電穩定性，需要設置儲熱系統。在白天太陽能資源豐富的條件下，集熱場所吸收的熱量超出了電站的發電需求，儲熱系統就將多余的熱量儲存起來，在夜晚或者白天天氣不好時，電站無法從集熱系統獲得熱量發電時儲熱系統開始放熱，使得電站正常運行。

2 模型建立與參數說明

2.1 槽式太陽能熱發電系統模型

太陽法向直射輻照度是指垂直于太陽光線方向上的單位面積單位時間內所接收的太陽輻射能量，計算公式[8]為：

IDNI=G0[a+b·exp(-c/sinαs)]

(2)

其中，

a=0.423 7-0.008 21(6-H)2

(3)

b=0.505 5+0.005 95(6.5-H)2

(4)

c=0.271 1+0.018 58(2.5-H)2

(5)

式中：αs為太陽高度角，(°)；H為當地海拔高度，km；G0為太陽常數，取1 366 W/m2；IDNI為太陽法向直射輻照度，W/m2。

集熱場1年內吸收的總太陽輻射能Qin為：

Qin=IDNI·A

(6)

式中：A為集熱器面積，m2。

集熱器吸收鏡面反射的太陽輻射能，將熱能傳遞給工質。集熱器吸收的熱量Qsolar為：

Qsolar=ρταγλcosθKQin

(7)

式中：ρ為鏡面反射率；τ為集熱管透過率；α為集熱管吸收率；γ為采集因子；λ為集熱器鏡面清潔度；θ為入射角，(°)；K為太陽入射角修正系數。

加熱后的導熱工質進入蒸汽發生器與水換熱，產生的高壓高溫蒸汽推動汽輪機做功，使發電機發電。系統實際發電量P為：

P=Qpower·ηpower

(8)

式中：Qpower為進入汽輪機的蒸汽熱量，kJ；ηpower為汽輪機組發電效率。

2.2 太陽能發電成本

平準化度電成本LLCOE是指系統每發1 kW·h電所需花費的成本，即通過考慮整個太陽能電站運行周期內的投資、運營維護和管理成本等因素，從而確定的一個參數。平準化度電成本為項目運行周期內總的資金投入與運行周期內發電量的比值，是反映電站經濟性的重要指標，計算公式[9]如下：

(9)

式中：Cn為第n年的項目總費用，元；En為第n年太陽能電站年凈發電量，MW·h；r為折現率，%;N為運行總年數。

2.3 年發電效率

年凈發電量是評價電站系統性能優劣的參數。年凈發電量為系統年發電量減去年廠自用電量，可對外輸出電量。系統年發電效率ηnet可表示為系統年凈發電量與集熱場接收的輻射能之比：

ηnet=Pnet/Qnet

(10)

式中：Pnet為年凈發電量，kW·h；Qnet為集熱場接收的輻射能，kW·h。

2.4 容量因子

槽式太陽能光熱電站在一定時間內實際輸出的總電量與滿負荷條件下輸出電量的比值為電站容量因子(F)，時間段通常為8 760 h。容量因子是考察電站年發電小時數的重要數據，代表了發電機組額定發電的年利用系數，其計算公式[10]為：

(11)

式中：Prate為發電機組額定功率，kW。

2.5 電站主要仿真參數

以國內某50 MW槽式太陽能光熱電站為例，通過對當地典型氣象年的氣象數據計算來分析槽式太陽能光熱電站的系統性能。其中代表性日期的太陽法向直射輻照度的變化情況如圖2所示，槽式太陽能光熱電站主要參數見表1。

圖2 代表性日期太陽法向直射輻照度的變化Fig.2 Change of solar normal direction irradiance on a representative day

表1 50 MW槽式太陽能光熱電站的基本參數Tab.1 Basic parameters of a 50 MW parabolic trough CSP station

通過建立的模型，利用某50 MW槽式太陽能光熱電站實際運行參數進行模擬，得到年凈發電量為192 173.456 MW·h，電站實際運行的年凈發電量為197 500 MW·h，相對誤差為2.6%，誤差較小，保證了模擬的正確性。

3 模擬結果對比及分析

3.1 單回路集熱器數量的選擇

在導熱油進出口溫度和質量流量一定的情況下，太陽法向直射輻照度不變，單個回路中導熱油流速太快，出口溫度達不到設計溫度，此時需要增加單個回路長度，即增加單回路集熱器數量。同理，如果單個回路中導熱油流速太慢，為使出口溫度達到設計溫度，就需要減小單個回路的長度，即減少單回路集熱器數量。

槽式太陽能熱發電系統模型的平準化度電成本和集熱器的壓力隨單回路集熱器數量的變化如圖3所示。從圖3可以看出，單回路集熱器數量增多，平準化度電成本和集熱器壓力增大。

圖3 平準化度電成本及集熱器壓力隨單回路集熱器數量的變化Fig.3 Change of LCOE and collector pressure with the numbers of the collectors in a single loop

在單回路集熱器數量從4增加到6時槽式太陽能光熱電站的平準化度電成本增大了0.22，在單回路集熱器數量從6增加到8時平準化度電成本增大了0.58。在單回路集熱器數量超過4時 ，集熱器壓力超過了安全壓力4 MPa[10]。單回路集熱器的數量會對電站發電量產生影響，集熱系統中單回路集熱器數量越多，吸收的太陽能就越多，換熱效率也會越高，在單個回路中盡可能地選擇更多的集熱器數量。綜上所述，單回路集熱器數量小于等于4為宜。

3.2 集熱系統分區數對系統性能的影響

圖4給出了槽式太陽能光熱電站的年凈發電量和平準化度電成本隨集熱系統分區數和回路數的變化。從圖4(a)可以看出，相同回路數下，集熱系統分區數小于等于6時，年凈發電量幾乎不變，當集熱系統分區數大于6時，年凈發電量減小，這是由于隨著集熱系統分區數的增多，系統的換熱回路以及連接管道也會增多，沿程損失相應增加，使得系統年凈發電量減小；但是隨著回路數的增多，系統年凈發電量也會相應增大，這是因為回路數增多，槽式太陽能光熱電站的集熱器面積增加，從而可以吸收更多的太陽能。當回路數分別為260、270、280、290和300，集熱系統分區數從2增加到10時，年凈發電量減小量分別為5.14 GW·h、5.34 GW·h、5.8 GW·h、4.75 GW·h和4.99 GW·h，分別減少了2.2%、 2.1%、2.3%、1.8%和1.7%；當回路數分別為260、270、280、290和300，集熱系統分區數從2增加到6時，年凈發電量減小量分別為0.96 GW·h、0.85 GW·h、0.37 GW·h、0.26 GW·h和0.09 GW·h，分別減小了0.4%、0.35%、0.14%、0.1%和0.03%，可以看出集熱系統分區數對年凈發電量影響不大，尤其是集熱系統分區數為2～6時幾乎沒有影響。

從圖4(b)可以看出，回路數和集熱系統分區數增多，系統連接管道增加，集熱管也會增加；集熱系統分區數增多，初始投資就會增加，對設備的維護成本也會增加，在集熱系統分區數大于6之后，平準化度電成本增長幅度變大。在相同回路數下，集熱系統分區數在2、4、6之間選取時經濟性最高。

(a) 年凈發電量

(b) 平準化度電成本

圖5給出了集熱管道最大壓力隨集熱系統分區數和回路數的變化。隨著回路數的減少，集熱管道的最大壓力隨之減小；在相同回路數下，集熱系統分區數增多，集熱管道的最大壓力減小，這是由于在回路數一定時，增加分區會使每一個分區中的回路數變少，管道長度變短，集熱管出口流速固定，即集熱管道的最大壓力會減小。

圖5 集熱管道最大壓力隨集熱系統分區數和回路數的變化Fig.5 Change of the maximum pipe pressure with the numbers of partitions and loops in the collector system

由圖4和圖5可知，綜合考慮年凈發電量、電站的投資成本及其安全性，最佳的集熱系統分區數為6。

3.3 儲熱時長對系統性能的影響

通過上述分析，選取集熱系統分區數為6，對槽式太陽能光熱電站作進一步分析。圖6給出了發電效率和容量因子隨儲熱時長的變化。從圖6可以看出，系統的發電效率和容量因子隨著儲熱時長的增加而增大，但是增大幅度越來越小，最后趨于穩定。

圖6 發電效率和容量因子隨儲熱時長的變化Fig.6 Change of generating efficiency and capacity factor with the heat storage time

圖7給出了槽式太陽能光熱電站年凈發電量和平準化度電成本隨集熱系統回路數和儲熱時長的變化。從圖7(a)可以看出，在相同回路數下，儲熱時長增加，系統年凈發電量增大，這是由于增加了儲熱時長，集熱系統所吸收的太陽能可以更多地儲存在儲熱系統中，在沒有太陽光的情況下，儲熱系統可以為電站提供更多的能量用于發電。

從圖7(b)可以看出，儲熱時長增加，系統平準化度電成本會先減小后增大，相同回路數下，集熱管吸收的熱量一部分用于發電，多余的部分由儲熱系統儲存起來，用于應對沒有太陽光的情況，可以為電站發電提供所需的熱量，避免浪費太陽能引起的損失，在儲熱時長為16 h時，儲熱系統的投資與年凈發電量比值最低，達到最低的平準化度電成本。

(a) 年凈發電量

(b) 平準化度電成本

儲熱時長增加，平準化度電成本先減小后增大，先減小的原因是增加儲熱時長會使系統年凈發電量增大，從而使平準化度電成本減小；后增大的原因是增加儲熱時長也會增加電站的初始投資，當電站初始投資超過發電的收益時，平準化度電成本就會增大。在不同回路數下，都存在一個最佳的儲熱時長(16 h)。當回路數為270、儲熱時長為16 h時，達到系統的最佳配置點。

4 結 論

(1) 基于所建立的槽式太陽能熱發電系統模型，在保證換熱效率的前提下，盡可能多地選擇單回路集熱器數量，在滿足槽式太陽能光熱電站安全性和經濟性的前提下，單回路中最佳集熱器數量為小于等于4。

(2) 在相同回路數下，平準化度電成本隨著集熱系統分區數的增多而增大；年凈發電量隨著集熱系統分區數的增多而減小，但是減小幅度很小；管道最大壓力隨著集熱系統分區數的增多而減小；選取集熱系統分區數為6時最為合適。

(3) 在相同回路數下，年凈發電量隨著儲熱時長的增加而增大；平準化度電成本隨著儲熱時長的增加先減小后增大；選取儲熱時長為16 h最為合適。