塔式、槽式光熱電站系統(tǒng)配置的對比分析

張 夏，梁金鳳，柯國華

(北京市公用事業(yè)科學(xué)研究所，北京 100011)

0 引言

太陽能光熱發(fā)電(concentrated solar power，CSP)是中高溫太陽能熱利用的重要途徑之一，憑借其電力輸出平穩(wěn)、接入電網(wǎng)友好等優(yōu)勢成為新能源應(yīng)用研發(fā)領(lǐng)域的熱點(diǎn)。

根據(jù)聚光方式的不同，光熱發(fā)電技術(shù)主要分為塔式、槽式、蝶式和線性菲涅爾式。在這四種技術(shù)中，碟式電站發(fā)電效率最高，但建造成本較高，目前全球投入商業(yè)化運(yùn)行的僅有美國的Maricopa和Tooele Army Depot[1]，更適用于分布式而不是大規(guī)模集中供電；在我國首批的20個(gè)光熱發(fā)電示范項(xiàng)目中，使用線性菲涅爾技術(shù)的僅為4個(gè)，主要分布于我國敦煌、張家口等地[2]，項(xiàng)目均在建設(shè)中，相關(guān)研究還需不斷提升和發(fā)展。從目前全球光熱電站運(yùn)營情況來看，塔式、槽式是光熱發(fā)電技術(shù)的主流技術(shù)路線，發(fā)電效率高，技術(shù)成熟，商業(yè)化潛力大。國內(nèi)外學(xué)者對光熱電站的容量配置、關(guān)鍵設(shè)備選型、系統(tǒng)集成開發(fā)等[3-4]開展了大量研究，但在電站選址后使用何種技術(shù)路線說法不一，設(shè)計(jì)者大多會(huì)參考自然條件、投資回收、政策因素，較少定量對比不同類型電站的運(yùn)行特性以及與項(xiàng)目地的契合度。本文將總結(jié)塔式、槽式電站的技術(shù)特點(diǎn)，探討二者在相同氣象資源、相同容量、相同傳蓄熱介質(zhì)條件下的實(shí)際運(yùn)行效果，以期為光熱電站設(shè)計(jì)提供參考。

1 塔式、槽式光熱發(fā)電技術(shù)概述

塔式、槽式光熱電站均由集熱島、儲(chǔ)熱島和常規(guī)島構(gòu)成，二者最大的差異體現(xiàn)在集熱島關(guān)鍵技術(shù)，塔式電站采用點(diǎn)聚焦，而槽式電站采用線聚焦，前者聚光比遠(yuǎn)高于后者。文獻(xiàn)[5]從施工運(yùn)行角度對比分析了塔式、槽式技術(shù)的優(yōu)缺點(diǎn)，基于我國西北地區(qū)氣候特征分析了建設(shè)兩類光熱電站的可行性。從市場成熟度來看，塔式的單位裝置投資成本為3.4～5.0萬元/kW，槽式為2.1～3.5萬元/kW[6]，后者產(chǎn)業(yè)鏈更成熟?？偟膩碚f兩種技術(shù)沒有優(yōu)劣之分，塔式技術(shù)發(fā)展迅猛，未來發(fā)展空間巨大；槽式技術(shù)在全球投運(yùn)電站中的裝機(jī)占比最高，二者競相發(fā)展，技術(shù)各有所長。

本文將借助數(shù)值模擬軟件(system advisor model，SAM)，以南非北開普地區(qū)的100 MW塔式、槽式電站為研究對象，模擬研究設(shè)計(jì)點(diǎn)法向直接輻射(direct normal irradiance，DNI)、太陽倍數(shù)(solar multiple，SM)、儲(chǔ)熱時(shí)間(storage time，ST)、儲(chǔ)熱系統(tǒng)控制方式對兩類電站的性能影響。

2 塔式、槽式光熱電站運(yùn)行特性模擬

2.1 目標(biāo)選取及可行性分析

設(shè)計(jì)點(diǎn)DNI是影響光熱電站性能最重要的資源數(shù)據(jù)，其他因素還包括溫度、濕度、項(xiàng)目地的大氣壓、風(fēng)速等。DNI受經(jīng)緯度、地勢及天氣影響較大，因此在進(jìn)行光熱電站運(yùn)行特性對比分析時(shí)，所選塔式、槽式光熱電站的建廠位置應(yīng)盡可能接近。

本文對國際太陽能熱發(fā)電和熱化學(xué)組織(Solar Power and Chemical Energy Systems, SolarPACES)提供的全球運(yùn)營、在建光熱電站進(jìn)行篩選，選取位于南非北開普地區(qū)的Redstone Solar Thermal Power Plant(以下簡稱“CSP 1”)和KaXu Solar One(以下簡稱“CSP 2”)作為研究對象，二者均為100 MW的中型電站，項(xiàng)目地氣象資源見表1所列。

表1 項(xiàng)目地氣象資源對比[7]

從表1可知，塔式電站CSP 1和槽式電站CSP 2地理位置十分接近，兩地的平均輻照度、平均溫度和大氣壓相差較小，相對濕度和平均風(fēng)速差距稍大但也在10%范圍以內(nèi)，可視為自然條件近似相同，在此基礎(chǔ)上進(jìn)行性能模擬比較客觀。

2.2 模型驗(yàn)證

根據(jù)SolarPACES提供的塔式電站CSP 1和槽式電站CSP 2設(shè)計(jì)參數(shù)，在SAM軟件中依次對集熱場、儲(chǔ)熱島、常規(guī)島和廠用電系統(tǒng)進(jìn)行設(shè)置，部分重要參數(shù)設(shè)置如下：

1)塔式電站CSP 1：集熱塔高189 m，定日鏡按輻射交錯(cuò)式分布，單個(gè)長、寬均為12.2 m，使用SAM內(nèi)置模塊SolarPILOT[8]對鏡場布置并進(jìn)行優(yōu)化，將殘差設(shè)定為0.001，可得到輸入損失較小的合理布局，太陽倍數(shù)為2.5；采用雙罐直接儲(chǔ)熱，儲(chǔ)熱時(shí)間為12 h，介質(zhì)為經(jīng)典太陽鹽solar salt(60%NaNO3+40%KNO3)，進(jìn)、出集熱島溫度分別為288℃和566℃；冷、熱儲(chǔ)罐內(nèi)部加熱器溫度設(shè)定分別為245℃和480℃；常規(guī)島采用空冷方式，額定功率為100 MW，循環(huán)熱效率為0.41；

2)槽式電站CSP 2：集熱場共300個(gè)回路，由1200個(gè)聚光集熱器陣列組成，太陽倍數(shù)為3。采用集熱器Euro Trough ET150，集熱管 Schott PTR70，傳熱介質(zhì)為Dowtherm A型導(dǎo)熱油，進(jìn)、出集熱島溫度分別為293℃和393℃；儲(chǔ)熱島為雙罐間接儲(chǔ)熱，使用經(jīng)典太陽鹽solar salt(60%NaNO3+40%KNO3)，儲(chǔ) 熱 時(shí) 間 為3 h，冷、熱儲(chǔ)罐內(nèi)部加熱器溫度設(shè)定分別為250 ℃和365 ℃；常規(guī)島采用空冷方式，額定功率為100 MW，循環(huán)熱效率為0.38，屬中型電站。

根據(jù)上述參數(shù)，計(jì)算得到兩電站的年均發(fā)電量和容量因子，并與文獻(xiàn) [9-11] 值進(jìn)行對比，結(jié)果見表2所列。

表2 模擬結(jié)果與運(yùn)行數(shù)據(jù)的對比

由表2可知，年均發(fā)電量、容量因子的模擬值均小于文獻(xiàn)值，原因可能是使用SAM軟件模擬時(shí)防凍、伴熱等系統(tǒng)的啟?？刂戚^實(shí)際操作有滯后，導(dǎo)致廠用電量與實(shí)際有出入。相對誤差的絕對值在合理范圍內(nèi)，此次模擬可行。

2.3 模擬結(jié)果

根據(jù)設(shè)計(jì)經(jīng)驗(yàn)，對于承擔(dān)基本電力負(fù)荷的光熱電站而言，設(shè)計(jì)點(diǎn)宜選在夏至日以滿足高峰負(fù)荷需求[12]。本文所述案例的建廠地址均位于南回歸線附近，日照最強(qiáng)的夏季為12月至次年2月，而6月至8月為冬季。對模擬結(jié)果進(jìn)行整理，對比分析CSP 1和CSP 2的月均發(fā)電量、月均太陽直接輻射量，如圖1所示。

圖1 月均發(fā)電量月均太陽直接輻射量模擬結(jié)果

從圖1可以看出，塔式電站CSP 1和槽式電站CSP 2的月均發(fā)電量增、降趨勢均與其各自所在地的太陽直接輻射量強(qiáng)、弱緊密相關(guān)。圖1中柱狀所示的光熱電站月均發(fā)電量，與當(dāng)?shù)貧庀笠?guī)律相符。冬季時(shí)，月均太陽直接輻射量顯著下降，6月為低谷。此時(shí)，塔式電站 CSP 1所在地Postmarsburg較槽式電站CSP 2所在地Pofadder的DNI少25 kWh/m2。為客觀描述塔式、槽式光熱電站對光資源變化的靈敏度，現(xiàn)對比分析在惡劣光照條件下各自的性能表現(xiàn)，引入發(fā)電量削減系數(shù)μ，其計(jì)算式為：

式中：μ為發(fā)電量削減系數(shù)；Qv為典型年的月均發(fā)電量谷值，GWh；Qp為典型年的月均發(fā)電量峰值，GWh。

在忽略季節(jié)跨年情況，典型年氣象數(shù)據(jù)充足的前提下，使用自然年為研究周期，根據(jù)表1輸入的參數(shù)由式(1)計(jì)算得到=19.7%。 由此看出，在此工作條件下，DNI大幅下降對槽式電站CSP 2的影響更大。結(jié)合圖1折線趨勢得知，雖然塔式電站CSP 1所在地Postmarsburg光照資源稍弱，但其發(fā)電量普遍高于槽式電站，這依賴于塔式電站良好的跟蹤和大面積、高聚光比的定日鏡。

3 容量配置的對比分析

影響光熱電站運(yùn)行特性的因素很多，比如光資源、設(shè)計(jì)點(diǎn)DNI、電站規(guī)模等。本節(jié)沿用表1中的氣象資源參數(shù)，為保證傳、蓄熱工質(zhì)運(yùn)行溫度區(qū)間基本一致，從運(yùn)行安全角度出發(fā)，將進(jìn)、出CSP 1集熱場的太陽鹽溫度分別設(shè)置為300 ℃和400 ℃，將進(jìn)、出CSP 2集熱場的導(dǎo)熱油溫度分別設(shè)置為293 ℃和393 ℃。首先選取典型觀察日，研究不同設(shè)計(jì)點(diǎn)DNI下塔式電站CSP 1和槽式電站CSP 2熱能的接收、應(yīng)用情況，然后固定DNI值，研究當(dāng)太陽倍數(shù)SM=(1.0，1.5，2.0，2.5，3.0，3.5，4.0)、儲(chǔ)熱時(shí) 間ST=(0 h，3 h，6 h，9 h，12 h，15 h)時(shí)，兩個(gè)電站各自的性能表現(xiàn)并分析原因，最后在統(tǒng)一設(shè)計(jì)點(diǎn)DNI、太陽倍數(shù)SM和儲(chǔ)熱時(shí)間ST3參數(shù)的前提下，模擬儲(chǔ)熱系統(tǒng)控制方式對電站性能的影響，并對電站設(shè)計(jì)及優(yōu)化給出合理建議。

3.1 設(shè)計(jì)點(diǎn)DNI的影響分析

在光熱電站設(shè)計(jì)時(shí)，開展設(shè)計(jì)點(diǎn)DNI優(yōu)化研究工作是十分必要的。關(guān)于設(shè)計(jì)點(diǎn)DNI的確定，業(yè)內(nèi)持有不同看法，比如：春分/夏至日法[12]等。根據(jù)南非的氣候特征，本文約定當(dāng)?shù)囟寥諡?月22日，夏至日為12月23日，通過模擬塔式電站CSP 1和槽式電站CSP 2在當(dāng)?shù)叵闹寥?、冬至日集熱場和常?guī)島的逐時(shí)吸熱情況，探索設(shè)計(jì)點(diǎn)DNI對兩類電站的影響大小，結(jié)果如圖2、圖3所示。

圖2 夏至日容量因子與太陽倍數(shù)的關(guān)系曲線圖

圖3 冬至日容量因子與太陽倍數(shù)的關(guān)系曲線圖

圖2和圖3反映了電站在不同節(jié)氣下一個(gè)完整工作日的工作流程。以圖2的夏至日為例，CSP 1常規(guī)島運(yùn)行時(shí)間(約7:00)早于集熱場吸熱時(shí)間(約8:00)，這是利用上一周期存儲(chǔ)熱量進(jìn)行暖機(jī)的過程；10:00左右，汽輪機(jī)進(jìn)入穩(wěn)定運(yùn)行工況，在這之前集熱島僅向儲(chǔ)熱系統(tǒng)傳遞熱量，而在這之后集熱島的熱量一部分用于維持機(jī)組平穩(wěn)運(yùn)行，多余部分供應(yīng)給儲(chǔ)熱系統(tǒng)；15:30太陽輻射強(qiáng)度開始衰減直至19:00到達(dá)低位，隨后啟動(dòng)輔助伴熱裝置，集熱島繼續(xù)低功率吸熱，以防止因驟冷導(dǎo)致傳熱介質(zhì)流動(dòng)受阻。圖3所示的冬至日太陽輻射量較低，不論CSP 1和CSP 2都呈現(xiàn)啟機(jī)時(shí)間推后、停機(jī)時(shí)間提前的特性。

對比圖2和圖3，可發(fā)現(xiàn)在此溫度區(qū)間設(shè)計(jì)點(diǎn)DNI變化對CSP 1集熱場和常規(guī)島吸熱量的影響并不顯著，但隨著設(shè)計(jì)點(diǎn)DNI的增加，CSP 2集熱場實(shí)際接收熱量反而下降，且在夏至日表現(xiàn)更明顯。這主要與電站運(yùn)行模式、集熱介質(zhì)種類有關(guān)。對CSP 1，熔融鹽在中、高溫區(qū)間安全運(yùn)行，不用頻繁控制定日鏡角度，設(shè)計(jì)點(diǎn)DNI值較大時(shí)，吸熱器也不存在超溫風(fēng)險(xiǎn)，接收到的熱量十分穩(wěn)定。但對于CSP 2，設(shè)計(jì)點(diǎn)DNI增大意味著需要配置更多的集熱槽，回路復(fù)雜，散熱量增多，而當(dāng)瞬時(shí)DNI無法達(dá)到設(shè)計(jì)值時(shí)，集熱管內(nèi)的導(dǎo)熱油低溫、低速流動(dòng)，從而導(dǎo)致集熱場整體效率降低。冬至日氣候條件不佳，CSP 2集熱場與常規(guī)島吸熱量基本重合，意味著基本沒有富裕熱量進(jìn)行儲(chǔ)存，從安全運(yùn)行角度來說，宜開啟補(bǔ)燃模式運(yùn)行。

3.2 太陽倍數(shù)和儲(chǔ)熱時(shí)間的影響分析

太陽倍數(shù)SM是光熱電站設(shè)計(jì)中的一個(gè)重要參數(shù)。太陽倍數(shù)則是指對于特定的設(shè)計(jì)點(diǎn)，太陽能集熱場輸出的熱功率與汽機(jī)額定熱功率之比，反映了集熱系統(tǒng)容量與發(fā)電系統(tǒng)容量之間的差別。儲(chǔ)熱技術(shù)是各類光熱電站能夠削峰填谷，平穩(wěn)性高于其他可再生能源的關(guān)鍵。儲(chǔ)熱容量一般取決于夜間調(diào)峰供電容量，即發(fā)電功率和發(fā)電時(shí)數(shù)的乘積。一般在進(jìn)行光熱電站設(shè)計(jì)時(shí)，當(dāng)?shù)仉娏π枨?、用電缺口是已知的，即后端發(fā)電容量確定，需要通過聯(lián)合調(diào)整太陽倍數(shù)SM和儲(chǔ)熱時(shí)間ST，得到前端集熱場的規(guī)模，進(jìn)而計(jì)算出儲(chǔ)熱島的容量。

關(guān)于塔式、槽式電站各自供電量、供電價(jià)與太陽倍數(shù)的關(guān)系，已有許多文獻(xiàn)分別進(jìn)行討論，但鮮有對相同太陽倍數(shù)下，塔式、槽式電站性能的對比模擬，本節(jié)將探討這一問題。塔式電站CSP 1和槽式電站CSP 2的容量因子隨太陽倍數(shù)和儲(chǔ)熱時(shí)間的變化曲線，如圖4所示。

圖4 容量因子隨太陽倍數(shù)和儲(chǔ)熱時(shí)間的變化曲線

從圖4可知，塔式電站CSP 1的容量因子(capacity factor，CF)隨著太陽倍數(shù)SM先增加后減小，配置儲(chǔ)熱島后，最大容量因子CFmax對應(yīng)的最佳太陽倍數(shù)SMopt也隨著儲(chǔ)熱時(shí)間ST的增加而增加；中、長儲(chǔ)熱時(shí)間(ST＞6 h)對應(yīng)的最佳太陽倍數(shù)SMopt接近于2.0。在本文給定的輸入條件下，槽式電站CSP 2的容量因子CF隨著太陽倍數(shù)SM增加而增加，到一定程度會(huì)趨于平穩(wěn)。太陽倍數(shù)SM的增加代表聚光集熱面積增大，不論對于塔式還是槽式電站，都意味著可被接收的熱量增加，除去供應(yīng)汽輪機(jī)運(yùn)行部分，還有富裕能力進(jìn)行儲(chǔ)存，在圖4曲線上體現(xiàn)為早期斜率較大。而隨著太陽倍數(shù)SM繼續(xù)增加，CSP 1較CSP 2提前迎來CFmax，這是因?yàn)楦呔酃獗鹊亩ㄈ甄R成倍數(shù)增加時(shí)，帶來的規(guī)?；?yīng)遠(yuǎn)超過槽式反射鏡的增加。然而，過度增加太陽倍數(shù)SM無法帶來容量因子CF的提升，這是因?yàn)榫酃鈭龅妮敵鲆呀?jīng)達(dá)到吸熱器、儲(chǔ)熱器的額定功率總和，無法消納的熱量反而會(huì)帶來跟蹤系統(tǒng)、保溫系統(tǒng)的損耗。

3.3 儲(chǔ)熱系統(tǒng)控制方式的影響分析

由于光照資源和后端需求實(shí)時(shí)變化，光熱電站雙罐儲(chǔ)熱系統(tǒng)的運(yùn)行模式也有所不同。在啟機(jī)模式中，上一周期末時(shí)刻儲(chǔ)熱量是一個(gè)重要參數(shù)。現(xiàn)保持CSP 1和CSP 2關(guān)鍵部件容量一致，取設(shè)計(jì)點(diǎn)DNI=800 W/m2，太陽倍數(shù)SM=2，儲(chǔ)熱時(shí)間ST=6 h，研究儲(chǔ)熱系統(tǒng)控制方式對電站運(yùn)行特性的影響。通過模擬計(jì)算，得到高溫儲(chǔ)熱罐充裝率從10%～90%變化對月均平均發(fā)電效率的影響，如圖5所示。

圖5 月平均發(fā)電效率與儲(chǔ)熱系統(tǒng)控制方式的關(guān)系曲線

從圖5可知，隨著高溫儲(chǔ)熱罐充裝率的變化，系統(tǒng)月平均發(fā)電效率先增后減。這是因?yàn)樯弦恢芷趦?chǔ)熱量用于預(yù)熱機(jī)組，由高溫儲(chǔ)熱罐內(nèi)的熔融鹽提供，若此部分能量過少，雖然汽輪機(jī)會(huì)提前啟動(dòng)，但會(huì)采用滑壓運(yùn)行，整體效率并不高；若儲(chǔ)熱量過多，理論上可以很好地保障汽輪機(jī)平穩(wěn)運(yùn)行，但由于儲(chǔ)熱系統(tǒng)只能單一模式運(yùn)行，放熱的同時(shí)無法對集熱量進(jìn)行同步儲(chǔ)存，進(jìn)而造成了資源浪費(fèi)。對比來看，從當(dāng)?shù)囟寥者^度到夏至日時(shí)，塔式電站CSP 1的最優(yōu)月平均發(fā)電效率為4.35%～6.11%，此時(shí)需將充裝率控制在40%～50%；對于槽式電站CSP 2，當(dāng)充裝率控制在20%～30%時(shí)，可得到最優(yōu)月平均發(fā)電效率為5.73%～21.01%；因此，從發(fā)電效率角度考慮，兩類電站應(yīng)當(dāng)在中、低儲(chǔ)熱罐液位下啟機(jī)；相比之下，槽式電站集熱場聚光能力相對較差，為保證相同的吸熱總量，應(yīng)當(dāng)盡快釋放上一周期儲(chǔ)熱量，及時(shí)捕捉當(dāng)日的實(shí)時(shí)光照資源。對比6月、9月和12月的曲線可以看出，光照資源從匱乏到豐富對CSP 1發(fā)電效率的提升效果非常有限，這主要是因?yàn)榻橘|(zhì)運(yùn)行溫度偏低，未能充分發(fā)揮定日鏡的聚光優(yōu)勢，在此溫度區(qū)間運(yùn)行無法完全體現(xiàn)塔式電站的優(yōu)勢。

4 結(jié)論

本文采用SAM軟件對南非的100 MW塔式 電 站Redstone Solar Thermal Power Plant和100 MW槽式電站KaXu Solar One進(jìn)行模擬，與文獻(xiàn)提供的數(shù)據(jù)進(jìn)行對比。在此基礎(chǔ)上，對比分析設(shè)計(jì)點(diǎn)DNI、太陽倍數(shù)、儲(chǔ)熱時(shí)間、儲(chǔ)熱系統(tǒng)控制方式對塔式、槽式電站的性能影響，得出以下結(jié)論：

1)本文完整描述光熱電站各子系統(tǒng)從啟動(dòng)、平穩(wěn)運(yùn)行到退出的過程，對比夏至和冬至兩個(gè)典型觀察日可知項(xiàng)目地實(shí)際光資源優(yōu)劣對電站運(yùn)行有重要影響，在光照資源匱乏的冬季有必要配置一定規(guī)模的補(bǔ)燃系統(tǒng)。

2)在300～400℃的中高溫運(yùn)行區(qū)間，設(shè)計(jì)點(diǎn)DNI變化對塔式電站影響較小，隨著設(shè)計(jì)點(diǎn)DNI從700 W/m2增至1 000 W/m2，槽式電站集熱場吸熱量逐漸減小。因此，對槽式電站而言，若設(shè)計(jì)點(diǎn)DNI與項(xiàng)目地實(shí)際DNI的差距較大時(shí)，集熱島效率將大大降低。

3)為得到光熱電站最佳容量因子，需協(xié)同太陽倍數(shù)和儲(chǔ)熱時(shí)間。隨著太陽倍數(shù)和儲(chǔ)熱時(shí)間的增大，容量因子呈現(xiàn)先增大后減小趨勢。在本文給定的中高溫區(qū)間內(nèi)，塔式電站對上述兩參數(shù)的變化更加敏感，更早出現(xiàn)容量因子峰值，而槽式電站聚光能力較差，需要繼續(xù)擴(kuò)大集熱島規(guī)?；蜓娱L儲(chǔ)熱時(shí)間來找尋最優(yōu)配置。

4)在機(jī)組啟動(dòng)過程中，上一周期末儲(chǔ)熱量對發(fā)電效率有重要影響，即高溫儲(chǔ)熱罐存在最佳充裝率。為達(dá)到較高的發(fā)電效率，當(dāng)常規(guī)島啟動(dòng)時(shí)塔式、槽式電站高溫儲(chǔ)熱罐宜保持在中、低液位。