塔槽耦合光熱系統(tǒng)鏡場效率研究

張春琳，周志偉，陳 昕，祝培旺，肖 剛，聶 婧

（1.中國電力工程顧問集團中南電力設(shè)計院有限公司，湖北 武漢 430071；2.浙江大學(xué)能源清潔利用國家重點實驗室，浙江 杭州 310027）

太陽輻射到地球的總能量約合91 萬億標(biāo)準(zhǔn)煤，其中陸地上可利用能量約8.7 萬億標(biāo)準(zhǔn)煤[1]。太陽能熱發(fā)電技術(shù)先將太陽能轉(zhuǎn)換為熱能，然后通過汽輪機或其他熱功轉(zhuǎn)換裝置發(fā)電，該技術(shù)可耦合大規(guī)模低成本儲熱，實現(xiàn)持續(xù)穩(wěn)定出力，開發(fā)潛力巨大。根據(jù)聚光方式的不同，太陽能熱發(fā)電主要分為槽式、塔式、線性菲涅爾式和碟式等[2]。

在太陽能熱發(fā)電技術(shù)中，槽式熱發(fā)電是最早實現(xiàn)商業(yè)化的技術(shù)形式，其采用線聚光的方式，通過槽式集熱器匯聚太陽光，加熱集熱管中傳熱工質(zhì)；但受傳熱工質(zhì)和聚光比的限制，其運行溫度一般小于400 ℃，系統(tǒng)效率較低[3]。塔式熱發(fā)電采用點聚光方式，通過眾多定日鏡將太陽光匯聚到固定在塔上的吸熱器以加熱傳熱工質(zhì)。該技術(shù)聚光比可達300～1 200，系統(tǒng)運行溫度和效率較高[1]。

太陽能熱發(fā)電技術(shù)中鏡場的投資較大，占比約為50%[4]，鏡場優(yōu)化研究具有重要意義。在塔式光熱發(fā)電鏡場中，距離吸熱塔遠端的定日鏡，光學(xué)效率較低，限制了系統(tǒng)的發(fā)電效率和電站容量[5]。而槽式集熱器為模塊化設(shè)計，各模塊相對獨立，光學(xué)效率幾乎不會受規(guī)模的影響。塔槽耦合的太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)有望降低鏡場成本，提高系統(tǒng)效率。Li X 等[6]利用SAM 軟件對裝機容量為50 MW 和100 MW 的太陽能熱電廠進行了效率分析，發(fā)現(xiàn)低緯度地區(qū)塔式電站效率低于槽式電站，而高緯度地區(qū)相反。Pan C A等[7]對熔鹽槽式光熱系統(tǒng)、熔鹽塔式光熱系統(tǒng)和導(dǎo)熱油槽式光熱系統(tǒng)進行經(jīng)濟分析，發(fā)現(xiàn)前兩者的平準(zhǔn)發(fā)電成本（levelized cost of electricity，LCOE）和容量因子都優(yōu)于后者。閆曉宇等[5]建立了一種新型塔槽耦合太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)，并對系統(tǒng)進行了典型年8 760 h 的模擬計算，發(fā)現(xiàn)塔槽耦合系統(tǒng)在一定條件下具有更高的年平均發(fā)電效率與發(fā)電量。Han W 等[8]提出了一種集成塔式吸熱器的槽式光熱電站，利用槽式集熱器產(chǎn)生飽和蒸汽，再通過塔式吸熱器加熱為540 ℃的過熱蒸汽，并通過仿真發(fā)現(xiàn)該集成系統(tǒng)熱效率可達24.7%。Rendón 等人[9]提出并分析了槽式光熱電站改造的方案，發(fā)現(xiàn)塔槽耦合鏡場在一定條件下是具有經(jīng)濟效益的。

本文提出將塔式光熱鏡場中距離較遠且光學(xué)效率相比較低的定日鏡替換為槽式集熱器，新增中溫熔鹽儲罐，進而將塔式和槽式光熱鏡場有效耦合起來，提高鏡場的年均光學(xué)效率；并采取蒙特卡洛光線追跡法，分析鏡場光學(xué)效率，優(yōu)化塔槽耦合方案，為太陽能光熱發(fā)電技術(shù)發(fā)展提供有效參考。

1 模型建立

1.1 塔槽耦合系統(tǒng)方案

將塔式光熱鏡場中距離較遠且光學(xué)效率相對較低的定日鏡替換為槽式集熱器，基于塔式和槽式光熱鏡場的能量比例，優(yōu)化塔式與槽式鏡場布置方案，進而提高鏡場的年均光學(xué)效率。塔槽耦合系統(tǒng)示意如圖1 所示。集熱系統(tǒng)利用槽式光熱鏡場的導(dǎo)熱油加熱低溫熔鹽，實現(xiàn)熔鹽293～385 ℃的第一段溫升；塔式光熱鏡場加熱中溫熔鹽，實現(xiàn)熔鹽385～565 ℃的第二段溫升。

圖1 塔槽耦合系統(tǒng)示意Fig.1 Schematic diagram of the tower trough coupled solar thermal power generation system

1.2 塔式鏡場仿真

采用SOLARPILOT 軟件對定日鏡場進行鏡場設(shè)計與優(yōu)化，探究輻射網(wǎng)格式塔式定日鏡場與槽式鏡場耦合的光學(xué)效率特性。

鏡場光學(xué)效率是衡量光熱電站能量收集性能的重要指標(biāo)，鏡場年均光學(xué)效率ηannual可以表示為[10]：

式中：ηins(t)為全鏡場各時刻瞬時光學(xué)效率。

采用MATLAB 軟件對定日鏡場進行仿真，探究塔式定日鏡場光學(xué)效率的變化，鏡場光線如圖2所示。基于蒙特卡洛光線追跡法生成并追蹤大量隨機光線，分析鏡場光學(xué)效率及光斑分布情況。定日鏡光學(xué)效率的計算可以表示為[11]：

圖2 鏡場光線示意Fig.2 Schematic diagram of heliostat field light

式中：η為定日鏡瞬時光學(xué)效率；ηref為定日鏡有效反射率；ηcos為定日鏡余弦效率；ηair為定日鏡大氣衰減效率；ηint為定日鏡截斷效率；ηs為定日鏡陰影遮擋效率。

1）余弦效率 由太陽入射光線和鏡面法向量之間的夾角引起。余弦效率的計算需要2 個單位向量：由定日鏡中心指向太陽方向的太陽向量s；由定日鏡中心指向塔頂集熱器的塔向量t。于是余弦效率可以計算為：

2）大氣衰減效率 由于大氣分子的散射作用，來自定日鏡的分子反射光線會產(chǎn)生一定程度的衰減，由此引起大氣衰減損失。大氣衰減效率與定日鏡與集熱器之間的距離成正相關(guān)，可以表示為如下分段函數(shù)：

式中：D為定日鏡與塔頂集熱器之間的距離。

3）陰影遮擋效率[12]當(dāng)入射到或反射自某定日鏡的太陽光線被相鄰的其余定日鏡阻擋時，分別發(fā)生陰影損失和遮擋損失，共同構(gòu)成定日鏡效率的陰影遮擋損失。

4）截斷效率 由于定日鏡跟蹤精度、太陽形狀和定日鏡表面不平整度等因素的影響，僅有部分反射光線可以順利達到集熱器，由此引起定日鏡截斷損失。

5）反射率和清潔度 定日鏡反射率由定日鏡鏡面材料決定，定日鏡的清潔程度由電站的實際運行管理水平?jīng)Q定。

基于蒙特卡洛光線跟蹤的仿真算法流程如圖3所示。

圖3 基于蒙特卡洛光線跟蹤的仿真算法流程Fig.3 Flow chart of simulation algorithm based on Monte Carlo ray tracking

1.3 槽式鏡場仿真

槽式集熱系統(tǒng)設(shè)計選型對光熱發(fā)電系統(tǒng)的能量利用率及經(jīng)濟性具有重大影響[13]。槽式集熱器主要有LS-1 集熱器、LS-2 集熱器、LS-3 集熱器、ET100 集熱器、ET-150 集熱器、SKAL-ET 集熱器、E2 集熱器、SENER Trough 集熱器、Heilo Trough 集熱器和Ultimate Trough 集熱器等。其中，ET-150 集熱器因具有變形較小，驅(qū)動器和聯(lián)接器的數(shù)量較少，熱損失和總成本較低，易于安裝和運行維護等優(yōu)點，被廣泛應(yīng)用[14]。本文的槽式集熱器選用水平南北向布置，單軸跟蹤。

槽式鏡場光學(xué)效率為投射到金屬吸熱管上的太陽輻射能與投射在整個鏡場上的能量比值，可由下式表示[15]：

式中：ηtracker為集熱器跟蹤誤差修正系數(shù)；ηgeo為集熱器反射鏡的幾何精度；ηref為鏡面反射率，與鏡面材料等因素有關(guān)；ηclean為鏡面清潔度，與環(huán)境條件、鏡面清理方式有關(guān)；ηendloss為末端損失矯正系數(shù)；ηshadow為行間陰影損失效率；ηcos余弦效率；ηIAM入射角修正系數(shù)。

式中：f為集熱器的焦距，m；l為集熱器的長度，m；L為集熱器列間距，m；W為集熱器的開口寬度，m；θz為太陽天頂角，°；θ為太陽入射角，°；ηdust為吸熱管灰塵損失；θtras為玻璃管透射率。

1.4 塔槽耦合基準(zhǔn)

保持耦合前后聚光集熱系統(tǒng)能量不變，耦合前后塔式鏡場與槽式鏡場的能量關(guān)系如下：

式中：ηtower1為耦合前塔式鏡場的光學(xué)效率；ηtower2為塔式鏡場耦合后的光學(xué)效率；ηtrough為槽式鏡場的光學(xué)效率；ηabs_tower和ηabs_trough分別為塔式吸熱器的熱效率和槽式集熱管的熱效率，假定兩者分別為0.88 和0.84。

根據(jù)耦合后塔式鏡場和槽式鏡場提供的熔鹽溫升得出塔式吸熱器和槽式集熱管的能量比值為：

式中：Csalt為熔融鹽比熱容，與熔融鹽溫度有關(guān)，J/(kg·℃）；msalt為熔鹽流量，本文假定流經(jīng)槽式鏡場的熔鹽流量與流經(jīng)塔式鏡場的熔鹽流量相等，kg/s；ηoil_salt為油鹽換熱器效率，本文中為0.999；ΔT1為熔鹽在槽式集熱管中的溫升，ΔT1=385-293=92 2 ℃；ΔT2為熔鹽在塔式吸熱器中的溫升，ΔT2=565-385=180 ℃；設(shè)計點太陽直接輻射強度DNI（direct normal irradiance）為760 W/m2。

將鏡場劃分為32 個區(qū)域，每個區(qū)域按照鏡場效率由高到低進行排序，優(yōu)先選擇光學(xué)效率高的定日鏡，當(dāng)吸熱器上能流密度達到設(shè)計值時停止選擇定日鏡，算法流程如圖4 所示。

圖4 塔槽鏡場耦合流程Fig.4 Coupling flow of tower trough heliostat field

2 系統(tǒng)模擬

2.1 設(shè)計參數(shù)

系統(tǒng)總體設(shè)計參數(shù)、塔式鏡場設(shè)計參數(shù)、槽式鏡場設(shè)計參數(shù)見表1—表3。

表1 總體設(shè)計參數(shù)Tab.1 Overall design parameters

表2 塔式鏡場設(shè)計參數(shù)Tab.2 Design parameters of tower heliostat field

表3 槽式鏡場設(shè)計參數(shù)Tab.3 Design parameters of trough heliostat field

2.2 性能評價指標(biāo)

鏡場光學(xué)效率是衡量光熱電站能量收集性能的重要指標(biāo)，忽略瞬時輻照強度的影響，塔式及槽式鏡場年均光學(xué)效率均可以表示為：

式中：ηins(t)為全鏡場各時刻的瞬時光學(xué)效率。

耦合后鏡場的光學(xué)效率可以表示為：

2.3 模擬結(jié)果

采用SolarPILOT 軟件進行鏡場布局與優(yōu)化，得到13 445 面定日鏡組成的鏡場布局如圖5 所示。采用MATLAB 仿真軟件對全年8 760 h 進行逐時模擬，太陽高度角5°以下的時陰影遮擋嚴(yán)重，不進行計算，模擬結(jié)果見表4，年均光學(xué)效率分布如圖6和圖7 所示。

圖5 鏡場布局Fig.5 Layout of heliostat field

圖6 塔式鏡場年均光學(xué)效率分布Fig.6 Annual average optical efficiency distribution of tower heliostat field

圖7 塔槽耦合鏡場年均光學(xué)效率分布Fig.7 Annual average optical efficiency distribution of tower-trough coupled heliostat field

表4 耦合前后模擬結(jié)果Tab.4 Simulation results before and after coupling

3 耦合鏡場性能分析

3.1 塔高的影響

塔式鏡場的光學(xué)效率隨著塔高的升高而增加。槽式南北布置方式的鏡場光學(xué)效率均高于塔式，但聚光較低，集熱溫度不高。塔槽耦合鏡場的光學(xué)效率比單純塔式鏡場高出3.04～3.48 百分點。耦合鏡場的光學(xué)效率隨著塔高的增加而提高，這是因為塔高越高，定日鏡之間的陰影和遮擋損失越小。塔槽耦合前后鏡場光學(xué)效率如圖8 所示。

圖8 塔槽耦合前后鏡場光學(xué)效率Fig.8 Optical efficiency of heliostat field before and after tower-trough coupling

由圖8 可見，隨著塔高增高，塔式鏡場光學(xué)效率與槽式的差異縮小，塔槽耦合鏡場的光學(xué)效率提升不明顯。耦合鏡場塔槽面積比及單位面積能量如圖9 所示。由圖9 可知，塔式鏡場效率越高，所需的塔式鏡場面積越小，塔槽面積比越低。

圖9 耦合鏡場塔槽面積比及單位面積能量Fig.9 Area ratio and energy per unit area of heliostat field of the tower-trough coupled system

3.2 緯度的影響

選擇三亞（18°N，109°E）、拉薩（30°N，91°E）和玉門（40°N，97°E）3 個具有代表性的地點，分析塔式、槽式以及塔槽耦合系統(tǒng)鏡場性能。3 個地點年平均光學(xué)效率如圖10 所示，年平均光學(xué)效率均隨緯度的上升而下降，這是由于緯度越高，鏡場余弦損失越大，導(dǎo)致光學(xué)效率越低。

圖10 3 個系統(tǒng)光學(xué)效率Fig.10 Optical efficiency of the three systems

假定塔式熔鹽吸熱器的熱效率為0.880，槽式集熱管的熱效率為0.840，熔鹽儲熱系統(tǒng)的效率為0.980，油鹽換熱器的效率為0.999，蒸汽發(fā)生系統(tǒng)的效率為0.980，槽式光熱系統(tǒng)的汽輪機效率為0.393，塔式光熱系統(tǒng)的汽輪機效率為0.446，發(fā)電機效率為0.985 時，槽式、塔式及耦合鏡場的光電效率如圖11 所示。由圖11 可見：在三亞（18°N）塔槽耦合鏡場的光電效率比單純塔式光熱系統(tǒng)提高了12.99%，比單純槽式光熱系統(tǒng)提高20.42%；在拉薩（30°N）比單純塔式光熱系統(tǒng)提高11.38%，比單純槽式光熱系統(tǒng)提高22.07%；在玉門（40°N）比單純塔式光熱系統(tǒng)提高5.57%，比單純槽式光熱系統(tǒng)提高17.99%。

圖11 3 個系統(tǒng)光電效率Fig.11 Photoelectric efficiency of the three systems

3.3 系統(tǒng)容量的影響

塔槽式耦合儲熱太陽能熱發(fā)電技術(shù)結(jié)合了塔式與槽式熱發(fā)電技術(shù)的優(yōu)點，提高了鏡場的光學(xué)效率，有效提高了系統(tǒng)的經(jīng)濟性。隨著系統(tǒng)容量的增加，鏡場面積增加，遠塔處定日鏡效率的降低，當(dāng)系統(tǒng)容量增加到一定程度時，塔槽耦合光熱系統(tǒng)的光電效率會與純槽式光熱電站的光電效率相等，甚至更低，因此有必要尋找塔槽耦合的適用范圍。

以玉門某塔高260 m 的塔式光熱鏡場為例，分析100、150、200 MW 光熱系統(tǒng)的年均光學(xué)效率及光電效率，結(jié)果如圖12 和圖13。由圖12 和圖13可見，系統(tǒng)容量越大，塔式光熱系統(tǒng)的光學(xué)效率下降越明顯，當(dāng)系統(tǒng)容量增加到200 MW 時，塔槽耦合系統(tǒng)的光電效率僅略高于純槽式光熱系統(tǒng)。如果繼續(xù)增大系統(tǒng)容量，鏡場光學(xué)效率會進一步下降，塔槽耦合系統(tǒng)的光電效率將小于純槽式光熱系統(tǒng)。因此，在上述條件下，100～200 MW 是塔槽耦合的適用規(guī)模范圍。

圖13 光電效率隨系統(tǒng)容量的變化Fig.13 Variation of photoelectric efficiency with system capacity

4 結(jié)論

針對太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)規(guī)?；男枨?，本文提出塔槽式耦合儲熱太陽能熱發(fā)電技術(shù)，將塔式鏡場中距離較遠且光學(xué)效率相比較低的定日鏡替換為槽式集熱器，提高了鏡場的年均光學(xué)效率。

1）塔槽耦合太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)的全年鏡場光學(xué)效率可達50.65%，比單純塔式鏡場提高了3.04%。塔高為260、220、180 m 的塔槽面積比分別為2.22、2.27、2.35。

2）塔槽耦合太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)的光電效率在緯度18°、30°和40°下均優(yōu)于單純塔式或單純槽式系統(tǒng)。18°緯度下，耦合系統(tǒng)的光電效率分別比單純塔式和單純槽式提高12.99%和20.42%；30°緯度下，耦合系統(tǒng)的光電效率分別比單純塔式和單純槽式提高11.38%和22.07%；40°緯度下，分別提高5.57%和17.99%?？梢?，塔槽耦合的布置方式可有效提高系統(tǒng)光電效率。

3）以玉門某塔高260 m 的塔式光熱鏡場為例，塔槽耦合光熱系統(tǒng)適宜容量為100～200 MW。