100 MW塔式光熱電站吸熱器中心高度優(yōu)化研究

高嵩，任博涵，許繼剛，徐志強(qiáng)，李鴻飛

（1.中國能源建設(shè)集團(tuán)有限公司，北京100020；2.中國能源建設(shè)集團(tuán)有限公司工程研究院，北京100020；3.中國華電科工集團(tuán)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(jìn)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(shè)。塔式光熱發(fā)電站是目前主流的太陽能光熱發(fā)電技術(shù)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(shù)路線的重要子系統(tǒng)，吸熱器中心高度的優(yōu)化設(shè)計是塔式光熱電站鏡場設(shè)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(gòu)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(shè)計可有效地提高定日鏡場光學(xué)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(jì)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(jié)構(gòu)包括鋼筋混凝土結(jié)構(gòu)、鋼結(jié)構(gòu)和混合結(jié)構(gòu)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(guān)管道、閥門、中繼罐（如進(jìn)口冷鹽罐、出口冷鹽罐）［3］、壓縮空氣罐等設(shè)備的布置。吸熱塔需為這些設(shè)備的安裝、調(diào)試以及維護(hù)提供必需的空間。

近年來，國內(nèi)外鏡場的優(yōu)化從工藝設(shè)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(shè)備研發(fā)的角度分析主要集中在鏡場光學(xué)效率、吸熱器熱效率等方面［7-12］。在此類研究文獻(xiàn)中，很少有關(guān)于吸熱器中心高度優(yōu)化選取的研究，結(jié)合實際工程應(yīng)用的研究更是少之又少。鏡場的設(shè)計離不開吸熱器中心高度的確定，而相關(guān)技術(shù)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(shù)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(jì)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(shè)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(jì)性的影響并展開研究，為塔式光熱電站工程設(shè)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(shè)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(jìn)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(xué)效率。一般裝機(jī)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(shè)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(shè)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(jī)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(jī)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(jìn)行建模分析。該電站目標(biāo)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(jìn)口設(shè)計溫度為290℃，出口高溫熔融鹽設(shè)計溫度為565℃。發(fā)電單元主機(jī)采用一次中間再熱超高壓空冷機(jī)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(jī)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(guān)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(guān)系

優(yōu)化吸熱器中心高度前，需獲取定日鏡場設(shè)計的邊界條件和各輸入因素。確定定日鏡場設(shè)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(shè)計要求。定日鏡場設(shè)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(shè)計點的集熱場滿足年集熱量及設(shè)計點吸熱器熱功率要求的關(guān)鍵?；谏鲜龆ㄈ甄R場設(shè)計參數(shù)，可提高電站經(jīng)濟(jì)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(guān)系過程中，確定定日鏡輸入因素。本文在建模計算中設(shè)計輸入?yún)?shù)見表2。

表2 定日鏡場建模輸入設(shè)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(guān)系，如圖1所示。

不同塔高對應(yīng)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(xué)損失減小，鏡場的光學(xué)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(yīng)降低。

圖1 定日鏡數(shù)量與吸熱器中心高度對應(yīng)關(guān)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(guān)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(jìn)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(jié)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(jìn)而導(dǎo)致年發(fā)電量也降低。

表3 塔高與年發(fā)電小時數(shù)對應(yīng)關(guān)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(guān)系

基于上述模擬結(jié)果，研究吸熱器中心高度與成本電價的相互關(guān)系，并測算整理出20個配置方案相應(yīng)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(yīng)關(guān)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(shè)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(shè)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(shè)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(shè)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(jié)合表3可以知，塔高220 m、設(shè)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(dǎo)致的熔鹽泵成本增加和運維費用等因素：（1）當(dāng)模型中對應(yīng)的吸熱塔高為200 m時，全廠熔鹽泵的設(shè)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(shè)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(dǎo)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(shè)計參數(shù)基礎(chǔ)上，還應(yīng)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(shè)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(dāng)于全場所有環(huán)上的定日鏡距離吸熱塔更近、光學(xué)損失越小。但該值取決于裝機(jī)規(guī)模，受制于各專業(yè)廠房、設(shè)備、道路的設(shè)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(biāo)

光熱發(fā)電項目成本的下降需要兼顧建設(shè)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(shè)，其中集熱場的設(shè)計-采購-施工（EPC）成本占比最大。成本的大幅降低源于對設(shè)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(jī)組的集熱場投資為例，集熱場中定日鏡的設(shè)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(biāo)，通過優(yōu)化吸熱器中心高度以達(dá)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(yīng)納稅額，和項目所在地政府規(guī)定稅收規(guī)定相關(guān)；C為裝機(jī)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(shè)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(jì)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(jìn)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(guān)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??；在滿足相同吸熱器功率情況下，光學(xué)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(chǔ)上，對吸熱器中心高度與度電價格關(guān)系進(jìn)行了進(jìn)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(jié)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(jié)果與依托工程數(shù)據(jù)的對比Tab.5 Comparison of simulation resultsand data from projects

3 結(jié)論

利用模擬軟件進(jìn)行建模，模擬不同配置方案并對設(shè)計方案的成本電價進(jìn)行測算。結(jié)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(gòu)建一定數(shù)量的模型進(jìn)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(jìn)而提高定日鏡場光學(xué)效率，減少定日鏡的數(shù)量，達(dá)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(dǎo)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(jié)果的分析，能夠找到成本電價最低的設(shè)計點及對應(yīng)點設(shè)計配置方式?？梢缘贸?，在設(shè)計優(yōu)化中，需以成本電價最低作為吸熱器中心高度設(shè)計優(yōu)化的目的，避免由于過度追求定日鏡場光學(xué)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(shè)計中，可按照本文提供優(yōu)化思路進(jìn)行吸熱器中心高度的優(yōu)化設(shè)計。