曹傳勝

(湖北省電力勘測設(shè)計(jì)院有限公司，武漢 430040)

0 引言

太陽能熱發(fā)電作為一種成熟的、可商業(yè)化應(yīng)用的可再生能源技術(shù)，將在未來的全球能源發(fā)展中扮演越來越重要的角色。根據(jù)國際能源署(IEA)的預(yù)測，到2050年，太陽能發(fā)電將滿足全球電力總需求的27%，其中太陽能熱發(fā)電將提供11%的電力[1]。

太陽能熱發(fā)電是利用聚光集熱系統(tǒng)收集太陽能直接輻射，并轉(zhuǎn)換為介質(zhì)的熱能，再將熱能轉(zhuǎn)換為高溫蒸汽推動(dòng)汽輪機(jī)組發(fā)電的技術(shù)[2]。目前裝機(jī)容量最大的太陽能熱發(fā)電站類型是槽式太陽能熱發(fā)電站，其具有光學(xué)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)簡單、跟蹤造價(jià)低、技術(shù)成熟等特點(diǎn)[2-3]。目前，國內(nèi)關(guān)于槽式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)性能的研究較少。陳玉嬌等[4]采用?效率分析法對(duì)槽式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)的用能狀況作出了合理評(píng)價(jià)，并找出了系統(tǒng)用能過程中的薄弱環(huán)節(jié)，為系統(tǒng)節(jié)能提供依據(jù)。林晨等[5]建立了槽式太陽能熱發(fā)電集熱器的非線性數(shù)學(xué)模型，用于槽式太陽能熱發(fā)電站的仿真模擬。

太陽能熱發(fā)電的過程涉及到光的聚集、光熱轉(zhuǎn)換、熱電轉(zhuǎn)換、儲(chǔ)熱轉(zhuǎn)換等復(fù)雜過程，而關(guān)于這些過程的仿真模擬研究還較少。本文將采用SAM軟件[6]對(duì)西班牙Andasol-1槽式太陽能熱發(fā)電站進(jìn)行模擬，并在此基礎(chǔ)上模擬研究緯度、季節(jié)變換、太陽倍數(shù)、儲(chǔ)熱時(shí)長等因素對(duì)電站性能(包括電站總效率、發(fā)電機(jī)組年利用小時(shí)數(shù))的影響。

1 槽式太陽能熱發(fā)電站模擬案例分析

本文選取西班牙Andasol-1槽式太陽能熱發(fā)電站(下文簡稱“Andasol-1電站”)作為典型算例進(jìn)行模擬，并與電站實(shí)際運(yùn)行情況進(jìn)行對(duì)比，以確定后續(xù)相關(guān)模擬的基準(zhǔn)參數(shù)。Andasol-1電站是歐洲第一個(gè)商業(yè)運(yùn)行的太陽能熱發(fā)電站，也是全球首個(gè)配置了大規(guī)模熔融鹽儲(chǔ)熱系統(tǒng)的商業(yè)運(yùn)行的太陽能熱發(fā)電站。該電站位于西班牙安達(dá)盧西亞(Andalusia)，裝機(jī)容量為50 MW，儲(chǔ)熱時(shí)長為7.5 h，采光面積為510120 m2，年凈發(fā)電量為179.1 GWh[7]。

表1為根據(jù)Andasol-1電站相關(guān)運(yùn)行數(shù)據(jù)確定的模擬基礎(chǔ)參數(shù)，包括資源數(shù)據(jù)、聚光集熱單元數(shù)據(jù)、熱發(fā)電島數(shù)據(jù)、儲(chǔ)熱單元數(shù)據(jù)等，其中，光資源數(shù)據(jù)主要為典型年逐時(shí)法向直接輻照度(DNI)。利用SAM軟件模擬時(shí)，其余參數(shù)可以保持默認(rèn)設(shè)置；實(shí)際Andasol-1電站設(shè)置了天然氣補(bǔ)燃系統(tǒng)，以提高電站運(yùn)行的可靠性，因此，模擬中也考慮了這一點(diǎn)。

利用SAM軟件進(jìn)行計(jì)算，并將得到的模擬結(jié)果與電站實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)進(jìn)行對(duì)比，如表2所示，包括年均發(fā)電量、容量系數(shù)(CF)等數(shù)據(jù)。其中，容量系數(shù)CF代表了發(fā)電機(jī)組的年利用系數(shù)，其計(jì)算公式為：

表1 采用SAM軟件模擬Andasol-1電站時(shí)的輸入數(shù)據(jù)Table 1 SAM simulating input data for Andasol-1 power station

式中，Q為發(fā)電機(jī)組的年凈發(fā)電量，kWh；P為發(fā)電機(jī)組的額定功率，kW。

從表2可以看出，年均發(fā)電量、容量系數(shù)和電站用地的模擬結(jié)果與實(shí)際數(shù)據(jù)的偏差都小于5%，均在合理范圍內(nèi)。

表2 SAM軟件模擬結(jié)果與實(shí)際數(shù)據(jù)對(duì)比表Table 2 Comparison of SAM simulating output and practical data

圖1為采用SAM軟件模擬的Andasol-1電站的月均發(fā)電量柱狀圖，反映了該電站每個(gè)月的發(fā)電量情況。從圖中可以看出，夏季的月均發(fā)電量較高而冬季較低，這與北半球的太陽輻射隨季節(jié)變化有關(guān)。

圖1 Andasol-1電站的月均發(fā)電量模擬結(jié)果Fig.1 Simulation result of monthly average power generation for Andasol-1 power station

槽式太陽能熱發(fā)電站(帶熔融鹽儲(chǔ)熱系統(tǒng))的發(fā)電過程包括一系列的能量轉(zhuǎn)換過程，分別為鏡場輸入的太陽能法向輻射能量通過聚光槽反射到集熱管表面被吸收，并轉(zhuǎn)換為傳熱介質(zhì)(導(dǎo)熱油)的熱能，成為鏡場吸收能量；隨后傳熱介質(zhì)將這部分能量輸出主鏡場出口，即為鏡場輸出的能量；隨后鏡場輸出的熱能大部分傳遞給過熱蒸汽成為發(fā)電機(jī)組的輸入能量；過熱蒸汽通過汽輪機(jī)組將熱能轉(zhuǎn)換為機(jī)械能，并通過發(fā)電機(jī)組轉(zhuǎn)換為電能；最后將扣除廠用電后的電能輸出到電網(wǎng)，此凈能量即為電力凈輸出。在這一系列能量轉(zhuǎn)換過程中，Andasol-1電站每月能量的變化如圖2所示。

圖2 Andasol-1電站每月能量的變化圖Fig.2 Monthly change of energy for Andasol-1 power station

從圖2可以看出，鏡場聚光過程的能量損失較大，其聚光效率為50%，即有一半的光能未被鏡場吸收。而發(fā)電機(jī)組的能量轉(zhuǎn)換效率也較低，僅為38%左右，大部分熱能未被利用。

本節(jié)使用SAM軟件模擬了西班牙Andasol-1槽式太陽能熱發(fā)電站，并與該電站的實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)進(jìn)行了對(duì)比，結(jié)果表明，SAM軟件模擬結(jié)果的準(zhǔn)確性較高。

2 影響槽式太陽能熱發(fā)電站性能的因素分析

本節(jié)將采用SAM軟件模擬槽式太陽能熱發(fā)電站(帶熔融鹽儲(chǔ)熱系統(tǒng))，模擬參數(shù)的設(shè)置沿用上文Andasol-1電站的模擬參數(shù)，來分析緯度、季節(jié)變換、太陽倍數(shù)、儲(chǔ)熱時(shí)長等因素對(duì)電站性能的影響，在模擬分析時(shí)僅改變待分析的各影響因素。

2.1 緯度的影響分析

電站所在地緯度的影響分析主要是分析緯度對(duì)電站鏡場光學(xué)效率的影響。分別選取西班牙的安達(dá)盧西亞、中國的哈密和美國的亞利桑那3個(gè)地區(qū)進(jìn)行電站模擬分析，氣象數(shù)據(jù)來源于SAM軟件自帶的數(shù)據(jù)庫，其中光資源數(shù)據(jù)主要為典型年的逐時(shí)氣象數(shù)據(jù)。雖然3個(gè)站址均位于北半球，但緯度相異，電站參數(shù)對(duì)比如表3所示。其中，位于哈密的Hami電站緯度最高，位于安達(dá)盧西亞的Andasol電站緯度次之，位于亞利桑那的Solana電站緯度最低。

表3 不同緯度電站的參數(shù)對(duì)比Table 3 Comparison of power station parameters for different latitudes

由于本文僅分析電站鏡場余弦效率與緯度的關(guān)系，以及緯度對(duì)電站鏡場光學(xué)效率的影響，因此排除其他因素對(duì)分析的干擾。

圖3為Andasol、Hami和Solana這3個(gè)電站鏡場年均余弦效率在1天24 h內(nèi)的變化對(duì)比圖，年均余弦效率即代表該電站鏡場的余弦效率。由于太陽高度的關(guān)系，太陽光斜射導(dǎo)致入射光線與反射光線存在一定角度，因此存在余弦損失。所以在早上鏡場啟動(dòng)前和晚上鏡場停運(yùn)后，電站鏡場余弦效率為零。

圖3 不同緯度對(duì)電站鏡場余弦效率的影響曲線Fig.3 The influence curve of different latitudes on the power station heliostat field cosine efficiency

從圖3可以看出，在中午13:00左右，3個(gè)電站鏡場的余弦效率最低。整體而言，Solana電站鏡場余弦效率最高，Andasol電站次之，Hami電站鏡場余弦效率最低。因此，緯度越低，電站鏡場余弦效率越高。

圖4 不同緯度對(duì)電站鏡場光學(xué)效率的影響曲線Fig.4 The influence curve of different latitudes on the power station heliostat field optical efficiency

3個(gè)電站1天24 h內(nèi)的年均光學(xué)效率對(duì)比圖如圖4所示，年均光學(xué)效率即為該電站鏡場的光學(xué)效率。從圖中可以看出，3個(gè)電站鏡場光學(xué)效率都是在中午13:00左右達(dá)到最低，這同時(shí)也是余弦效率最低的時(shí)刻，且余弦效率曲線與光學(xué)效率曲線的變化趨勢一致(不考慮早上鏡場啟動(dòng)前和晚上鏡場停運(yùn)后的光學(xué)效率，此時(shí)光學(xué)效率為零)。整體而言，Solana電站鏡場光學(xué)效率最高，Andasol電站次之，Hami電站鏡場光學(xué)效率最低。由此可知，緯度越低，電站鏡場光學(xué)效率越高。

余弦損失對(duì)鏡場光學(xué)效率的影響較大，因此需要盡量減少余弦損失，以獲得較高的鏡場光學(xué)效率。而將太陽能熱發(fā)電站建在緯度較低的地點(diǎn)，不僅可以減少余弦損失，還能提高整個(gè)太陽能熱發(fā)電站的鏡場光學(xué)效率和發(fā)電效率。

2.2 季節(jié)變換的影響分析

季節(jié)變換的影響分析主要是分析不同季節(jié)時(shí)電站鏡場光學(xué)效率的變化情況。分別選取3月、6月、9月、12月1天24 h內(nèi)的平均余弦效率及平均光學(xué)效率作為代表，來分析春、夏、秋、冬各季的電站鏡場余弦效率和光學(xué)效率的變化。

圖5、圖6分別給出了四季中1天24 h內(nèi)電站鏡場平均余弦效率及平均光學(xué)效率的變化曲線。

從圖5、圖6中可以看出，夏季電站鏡場平均余弦效率最高，且電站啟動(dòng)后，平均余弦效率基本保持不變，此時(shí)平均光學(xué)效率同樣保持不變；而春、秋兩季電站鏡場平均余弦效率和平均光學(xué)效率較夏季有所降低；冬季由于余弦損失較大，電站鏡場平均余弦效率和平均光學(xué)效率為整體最低，且在中午13:00左右達(dá)到最低，整個(gè)光學(xué)效率曲線呈現(xiàn)“M”形。因此，由于不同季節(jié)太陽高度角的影響，余弦效率會(huì)隨之變化，進(jìn)而影響到鏡場光學(xué)效率；夏季鏡場光學(xué)效率最高，而冬季最低。

圖5 四季中電站鏡場平均余弦效率變化曲線Fig.5 The change curve of power station heliostat field cosine efficiency in four seasons

圖6 四季中電站鏡場平均光學(xué)效率變化曲線Fig.6 The change curve of power station heliostat field optical efficiency in four seasons

2.3 太陽倍數(shù)與儲(chǔ)熱時(shí)長的影響分析

太陽倍數(shù)(SM)是鏡場熱功率輸出控制參數(shù)，其表示在設(shè)計(jì)點(diǎn)下，鏡場輸出熱功率與發(fā)電機(jī)組額定輸入熱功率的比值。太陽倍數(shù)SM的定義為：

式中，P1為鏡場輸出熱功率，kW；P0為發(fā)電機(jī)組額定輸入熱功率，kW。

當(dāng)太陽倍數(shù)等于1(或接近1)時(shí)，鏡場輸出熱功率與發(fā)電機(jī)組額定輸入熱功率相同。當(dāng)太陽倍數(shù)大于1時(shí)，鏡場輸出熱功率大于發(fā)電機(jī)組額定輸入熱功率，此時(shí)多余的熱功率將用于儲(chǔ)熱，意味著此時(shí)的鏡場規(guī)模相對(duì)于太陽倍數(shù)等于1時(shí)的鏡場規(guī)模將增大。因此，當(dāng)發(fā)電機(jī)組的容量規(guī)模確定后，太陽倍數(shù)決定了鏡場的大小。

當(dāng)太陽能熱發(fā)電站帶儲(chǔ)熱系統(tǒng)時(shí)，可以通過在軟件中設(shè)置最大儲(chǔ)熱時(shí)長(TES hours)來決定儲(chǔ)熱罐的儲(chǔ)熱量及容量。但是需要通過優(yōu)化設(shè)計(jì)儲(chǔ)熱時(shí)長和太陽倍數(shù)來確定儲(chǔ)熱容量和鏡場大小。需要注意的是，還需要根據(jù)對(duì)儲(chǔ)熱時(shí)長的實(shí)際需求(比如發(fā)電機(jī)組是否需要24 h運(yùn)行，是否承擔(dān)早高峰或晚高峰負(fù)荷)，以及現(xiàn)階段的罐體制造工藝和焊接水平來合理確定最后的儲(chǔ)熱時(shí)長，而本文僅從研究角度來分析儲(chǔ)熱時(shí)長的影響。

模擬太陽倍數(shù)(1.0、1.5、2.0、2.5、3.0、3.5)與儲(chǔ)熱時(shí)長(4、6、8、10、12、15 h)的不同組合，分析不同組合對(duì)電站總效率和發(fā)電機(jī)組利用小時(shí)數(shù)的影響，從而找出最優(yōu)組合。

圖7為不同太陽倍數(shù)和儲(chǔ)熱時(shí)長對(duì)電站總效率的影響曲線。

圖7 不同太陽倍數(shù)和儲(chǔ)熱時(shí)長對(duì)電站總效率的影響曲線Fig.7 The influence curve of different SM and TES hours on the power station total efficiency

從圖7可以看出，在不同儲(chǔ)熱時(shí)長下，均有一個(gè)效率最高點(diǎn)，這個(gè)點(diǎn)對(duì)應(yīng)的橫坐標(biāo)即為此時(shí)的最佳太陽倍數(shù)。例如，儲(chǔ)熱時(shí)長為8 h時(shí)，最佳太陽倍數(shù)為1.5；而儲(chǔ)熱時(shí)長為15 h時(shí)，最佳太陽倍數(shù)為2.0。因此，根據(jù)儲(chǔ)熱時(shí)長，即可找出相應(yīng)的最佳太陽倍數(shù)；同時(shí)，也可以找到一個(gè)最佳儲(chǔ)熱時(shí)長與太陽倍數(shù)的組合。本例中，儲(chǔ)熱時(shí)長為15 h、太陽倍數(shù)為2.0的組合即可以獲得最好的總效率。

從技術(shù)角度來看，另外一個(gè)評(píng)價(jià)太陽能熱發(fā)電站性能的指標(biāo)是發(fā)電機(jī)組年利用小時(shí)數(shù)。目前，太陽能熱發(fā)電站與光伏電站相比，最大的優(yōu)勢在于太陽能熱發(fā)電站可以大規(guī)模儲(chǔ)熱，以穩(wěn)定負(fù)荷，增加發(fā)電機(jī)組年利用小時(shí)數(shù)。圖8給出了不同太陽倍數(shù)和儲(chǔ)熱時(shí)長對(duì)發(fā)電機(jī)組年利用小時(shí)數(shù)的影響曲線。

從圖8可以看出，隨著太陽倍數(shù)和儲(chǔ)熱時(shí)長的增加(即鏡場大小和儲(chǔ)熱容量增加)，發(fā)電機(jī)組年利用小時(shí)數(shù)隨之增加。當(dāng)太陽倍數(shù)為3.5、儲(chǔ)熱時(shí)長為15 h時(shí)，發(fā)電機(jī)組年利用小時(shí)數(shù)最高，這就意味著發(fā)電機(jī)組具有更穩(wěn)定的負(fù)荷，以及可以發(fā)更多的電量，但同時(shí)也意味著更大的鏡場、儲(chǔ)熱容量和投資。

圖8 不同太陽倍數(shù)和儲(chǔ)熱小時(shí)數(shù)對(duì)發(fā)電機(jī)組年利用小時(shí)數(shù)的影響曲線Fig.8 The influence curve of different SM and TES hours on the generator set annual utilization hours

綜上所述，可以看出，不同的太陽倍數(shù)和儲(chǔ)熱時(shí)長對(duì)電站總效率有較大的影響。對(duì)于裝機(jī)規(guī)模為50 MW的太陽能熱發(fā)電站而言，太陽倍數(shù)為2.0和儲(chǔ)熱時(shí)長為15 h的組合是最優(yōu)選擇，可以獲得較好的電站性能，即此時(shí)的電站總效率最高，同時(shí)發(fā)電機(jī)組年利用小時(shí)數(shù)也較高。

上述分析過程也適用于任何其他槽式太陽能熱發(fā)電站的優(yōu)化設(shè)計(jì)。

3 結(jié)論

本文首先采用SAM軟件模擬了西班牙Andasol-1槽式太陽能熱發(fā)電站，并與該電站實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)進(jìn)行了對(duì)比，表明模擬結(jié)果的準(zhǔn)確性較高。然后在此模擬基礎(chǔ)上，對(duì)槽式太陽能熱發(fā)電站所在位置的緯度、季節(jié)變換、太陽倍數(shù)、儲(chǔ)熱時(shí)長等因素對(duì)電站性能的影響進(jìn)行了研究，結(jié)論如下：

1)分別選取西班牙的安達(dá)盧西亞、中國的哈密和美國的亞利桑那3個(gè)地區(qū)的太陽能熱發(fā)電站進(jìn)行研究，發(fā)現(xiàn)緯度越低，電站鏡場余弦效率和光學(xué)效率越高。因此，太陽能熱發(fā)電站在選址時(shí)應(yīng)盡量選取緯度較低的地區(qū)。

2)分析春、夏、秋、冬季節(jié)變換對(duì)電站鏡場余弦效率及光學(xué)效率的影響，發(fā)現(xiàn)夏季時(shí)電站鏡場余弦效率和光學(xué)效率最高，冬季最低；且冬季電站鏡場光學(xué)效率曲線呈“M”形，嚴(yán)重影響了太陽能熱發(fā)電站的整體運(yùn)行效率。

3)優(yōu)化選擇太陽倍數(shù)與儲(chǔ)熱時(shí)長，以獲得較好的電站總效率和發(fā)電機(jī)組年利用小時(shí)數(shù)。研究發(fā)現(xiàn)，對(duì)于裝機(jī)規(guī)模為50 MW的太陽能熱發(fā)電站而言，太陽倍數(shù)為2.0和儲(chǔ)熱時(shí)長為15 h的組合為最優(yōu)組合，此時(shí)可以得到較好的電站性能。