塔式光热电站吸热塔设计高度优化分析

张思远，周 治，任亚军，王迎春

(中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司，西安 710065)

0 前 言

“碳达峰，碳中和”目标的提出促进了中国可再生能源的更广泛应用，助推以新能源为主体的新型电力系统建设。新能源大规模发展加速，多种能源高度协同发展的趋势日渐清晰[1]。当前的能源品类中，太阳能热发电稳定、可调的技术特点，决定了其在新型电力系统构建中将发挥重要作用。经过首批光热示范项目的建设发展之后，较高的技术门槛已经不再是光热发电系统大规模部署的障碍，成本进一步下降且灵活可调的光热发电电源将在多能互补及综合能源项目中迎来广阔的发展机遇[2-3]。

从国际和国内的情况来看，目前已建成和在建的光热电站以槽式和塔式居多，槽式光热发电系统总体结构及控制系统相对简单、技术成熟度高，但其集热管线路长，管路复杂，散热面积大，热量及阻力损失均较大，系统效率偏低[4-6]。塔式太阳能热发电系统聚光比高，易达到较高的工作温度，吸热器散热面积较小，光热转换效率高，适宜大规模发电，且其运行参数与常规火电站基本一致，更易获得相关的配套设备，拥有更为广阔的商业应用前景[7-10]。

吸热塔是塔式光热电站聚光集热系统中的最主要的构筑物，也是光热电站中最高的构筑物，结构总高度一般均超过150 m。吸热塔多采用钢或混凝土高耸结构，不同于烟囱和电视塔等高耸结构，主要表现在结构质量、刚度分布不均匀，在结构上部需要布置多个设备层。吸热塔建设的主要难点是在保证电站安全生产运行要求(刚度满足塔顶设备正常运行要求、内部空间满足交通和设备管线布置要求等)的基础上控制建造成本，并兼具标志性构筑物的美观外形。

本文以中国西北某省70万m2镜场的塔式光热电站为例，从效率和经济性两方面入手，应用中国电建西北勘测设计研究院有限公司自主研发的性能评估软件对吸热塔高度相关的镜场效率和综合收益进行了分析研究，旨在提出吸热塔高度优化的基本思路，为塔式光热电站设计中吸热塔高度的优化选取提供参考。

1 聚光集热系统分析边界条件

以西北某省与光伏电站联合运行的塔式光热电站为例进行研究，项目场址位于38°N～39°N之间，102°E～103°E之间。光热项目为塔式熔盐太阳能热发电站，镜场面积70万m2，配套汽轮机形式为超高压、一次中间再热、8级回热、轴向排汽、直接空冷、纯凝式汽轮机，定日镜场采用环形布置，吸热器位于吸热塔顶，采用立式外露管式设计，并配置储热系统。在建模优化分析吸热塔高度的过程中，确定塔式光热电站聚光集热系统在建模中的设计输入参数具体如表1所示。

表1 塔式光热电站聚光集热系统建模输入参数

该光热电站的主要作用是与光伏发电系统联合运行，发挥储能调频调峰作用，在降低弃光率的同时，促使发电出力平稳可控[11]。

2 吸热塔高度建模分析

吸热塔是塔式光热电站中的最主要构筑物之一，也是电站中最高的标志性构筑物，其高度将影响整个定日镜场的效率，进而影响电站发电量。目前国内外50～100 MW塔式光热电站中吸热塔高度一般在150～250 m之间。因此，在尽量降低成本的情况下，保证并提高镜场效率，从而提升发电量是吸热塔高度技术经济比选的关键。

2.1 塔高与镜场效率的关系

吸热塔高度与定日镜场、当地气象条件密切相关。在镜场面积不变的情况下，随着吸热塔高度的增加，镜场效率会有变化。镜场效率作为电站效率的重要组成部分，主要涉及余弦效率、阴影和遮挡效率、大气衰减效率和截断效率，与风速相关的定日镜停机策略、吸热器控制策略[12]等。本节将系统分析塔高与镜场效率各项组成因素之间的关系。

2.1.1固定塔高镜场效率分析

镜场效率与塔高、镜场面积、当地光资源等多种因素有关。为研究塔高与镜场效率的关系，首先将吸热塔高度设置为固定值200 m，并将第一章中的边界条件输入中国电建西北勘测设计研究院有限公司自主研发的镜场布置软件，采用最大密度布置与仿生型布置组合定日镜场排布专利技术，生成相应的镜场布置具体如图1所示。

图1 镜场布置

根据以上的镜场布置，利用中国电建西北勘测设计研究院有限公司自主研发的镜场光学效率软件，对镜场余弦效率、阴影遮挡效率、大气衰减效率和截断效率分别进行分析。

(1) 余弦效率

为将太阳光反射到固定目标上，定日镜表面不能始终与入射光线保持垂直，可能会成一定的角度。余弦损失就是由于这种倾斜所导致的定日镜表面面积相对于太阳光可见面积的减少而产生的。余弦效率的大小与定日镜表面法线方向和太阳入射光线之间夹角的余弦成正比。

镜场的余弦效率如图2所示，可以看出，由于光热电站场址位于我国西北地区，所以镜场北侧的太阳入射角较小，反射到定日镜上面有效面积较大，余弦效率相对较高；而镜场南侧的太阳入射角较大，反射到定目镜上的有效面积变小，余弦效率相对较低。

图2 镜场余弦效率分布

由镜场布置也可以发现，定日镜多数布置在余弦效率较高的北侧区域。若仅以镜场效率高为目标进行镜场布置，大部分定日镜处于吸热器北面，从而导致吸热器运行中表面过热。为了避免该情况的发生，应在用地范围和道路情况下综合考虑吸热器运行要求和镜场效率分布，通过优化吸热塔位置和镜场布置，在满足吸热器运行要求的基础上，尽可能提高镜场效率，并减少所需总反射面积。

(2) 阴影遮挡效率

阴影损失发生在当定日镜的反射面处于相邻一个或多个定日镜的阴影下。在太阳高度角较低的情况下尤其严重。吸热塔或其他物体也可能会对定日镜场造成一定阴影损失。遮挡损失为定日镜反射的太阳辐射能因相邻定日镜背面的遮挡而不能被吸热器接收所造成的损失。阴影和遮挡损失的大小与太阳能接收时间和定日镜自身所处位置有关，因此定日镜的布置不应过于紧密。

计算出的镜场阴影和遮挡效率分布如图3所示。由图中可以看出，遮挡效率与太阳位置、镜场布置等因素相关，遮挡始终存在，合理布置的镜场会降低遮挡、提高镜场遮挡效率。经软件优化后的镜场，定日镜间距均处于比较合适的水平，这样阴影和遮挡损失很小，整个镜场的阴影遮挡效率在86%左右。

图3 镜场阴影和遮挡效率分布

(3) 大气衰减效率

大气衰减损失是太阳辐射在大气传播过程中因衰减所导致的能量损失。光线由定日镜反射后到达接收面之前在大气中传输的过程中，由于当地空气或者沙尘的反射、吸收、散射等干扰作用，未能顺利到达吸热器表面。衰减的程度与太阳位置、当地海拔高度、以及大气条件(灰尘、湿度、二氧化碳含量等)所导致的吸收率变化有关。

图4为镜场大气衰减效率分布。从理论分析角度和实验模拟角度可以看出，大气衰减不随时间的变化和发生变化，主要与光路长度有关。定日镜越靠近吸热塔，大气衰减损失越小，镜场效率越高。此外，由于能见度的不同，实际项目中的大气衰减也会发生变化。

图4 镜场大气衰减效率分布

(4) 截断效率

截断效率是扣除从定日镜反射的太阳辐射能因没有到达吸热器表面，而溢出至外界大气中所导致的能量损失后的吸热器实际接收到的太阳能辐射能量效率。截断效率与定日镜面型误差，跟踪误差等有关。由图5的镜场截断效率分布情况可以看出，越靠近吸热塔的镜场，截断效率越高。

图5 镜场截断效率分布

(5) 镜场效率

镜场效率综合考虑了各分项效率因素的影响，图6给出了全年平均镜场效率分布。经计算，镜场的年均效率为50.96%。

图6 镜场年均效率分布

从以上分析可以看出，越靠近吸热塔的区域，镜场效率越高。而塔高的变化将会影响镜场的整体布置，从而影响镜场高效区域的定日镜数量。下一节将从不同的吸热塔高度出发，分析塔高对镜场效率的影响。

2.1.2不同塔高镜场效率分析

根据项目边界条件，对吸热塔高度为150～210 m区间，步长为10 m的7种塔高进行分析。基于上节使用的镜场优化软件，生成对应塔高的优化镜场，并对其镜场效率进行分析研究，具体分析结果如图7所示，可以看出，基于项目的边界条件，随着吸热塔高度的增加，镜场效率也会随之提升，并且提升幅度随着塔高的增加逐渐趋于平缓。

图7 塔高与镜场效率的关系

2.2 塔高与发电量的关系

吸热塔高度的变化，会导致镜场效率发生变化，从而影响塔式光热电站的发电量。与此同时，电站的运行方式也会造成发电量的变化。文中的塔式光热电站与光伏电站联合运行，白天时段主要是光伏运行，早晚高峰及夜间光热电站运行。根据电站的运行模式，确定系统储热时长为8 h，汽轮机额定功率为100 MW。

根据上节中的7种塔高，将相应的边界条件和技术参数输入图8所示的中国电建西北勘测设计研究院有限公司自主开发的仿真软件中，形成对应塔式光热电站系统配置方案，并对各方案的年发电量进行模拟测算。

图8 塔式光热系统性能评估软件及操作界面

计算得到的各配置方案年发电量见图9。

从图9可以得到，随着吸热塔高度的增加，塔式光热电站的年集热量增加，使得年发电量也随之增加，但是增加幅度随着塔高的增加逐步平缓。

图9 塔高与发电量的关系

3 吸热塔建造经济性分析

从投资成本角度来看，聚光集热系统是塔式电站投资占比最高的子系统，其中，镜场成本一般就可占到整个塔式光热电站投资成本的40%～50%[13]。因此，无论是从技术攻关角度还是从促进成本下降角度，对聚光集热系统持续进行优化都具有十分重要的意义和价值，有利于从发电流程的源头上提高整个塔式光热电站的性能。随着吸热塔高度的变化，吸热塔的造价、塔内设备的造价、聚光集热系统的运行成本及发电收入同样会发生变化，以下对吸热塔的建造成本和对应收入分别进行分析。

3.1 建设及运行成本分析

塔式光热电站中的吸热塔高度增加后，虽然发电量会随之增加，但相应的吸热塔建造及运行成本也会增加。因此，为确定合适的吸热塔高度，除了要对镜场效率和发电量进行分析以外，还应进行建造和运行成本分析。

3.1.1建设成本分析

吸热塔的主要建设成本主要包括土建费用、电伴热费用、管道费用和熔盐泵费用等。以青海共和熔盐塔式光热发电示范项目的建设情况作为参照，对吸热塔的各项建设成本进行分析，相关边界条件与前文相同。经测算，随着塔高的增加，吸热塔的土建费用会随之增加，吸热塔高度与土建费用关系如图10所示。

与此同时，塔高增加也会使吸热器升高，这样会使得对应的电伴热、熔盐管道、熔盐泵等设备造价的增加。对以上成本进行综合考虑，可以得到不同塔高下吸热塔的建造成本，如表2所示。

通过分析可知，随着吸热塔高度的增加，土建成本与塔高基本呈指数关系，而电伴热、熔盐管道、熔盐泵造价成本与塔高呈线性关系。

图10 吸热塔高度与土建费用关系

表2 不同塔高下的建设成本

3.1.2运行成本分析

吸热塔高度增加引起的运行成本增加主要为熔盐泵负荷增加的电费。经设计计算可以得到熔盐泵全年的工作时间为2 010 h，吸热塔高度每增加10 m，熔盐泵负荷增加70 kW。将塔式光热电站25 a运行期间熔盐泵用电量增加的费用，折算至电站建成后第一年，以便进行统一比较，贴现率按8%记，熔盐泵用电费用按0.5元/kWh计算，塔式光热电站运行期内增加的运行成本为70.89万元/10 m，与吸热塔高度成线性关系。

3.2 收入分析

吸热塔高度增加的相关收入，主要为提升的发电量电费收入。将塔式光热电站25年运行期发电量增加的收入，折算至电站建成后第一年，其中，上网电价按0.3、0.6、0.9元/kWh 三档进行分析，贴现率同上节相同。经计算可得，不同塔高下增加的发电收入如表3所示。

3.3 吸热塔高度选取

将塔高变化引起的成本和收入变化进行汇总，如表4所示。通过分析吸热塔高度变化所引起的成本和收入变化可知，在吸热塔高度逐渐增加的过程中，针对不同的上网电价，收入和成本均呈增加的趋势，而收入增加的程度随塔高的增加逐步放缓。在吸热塔高度为180 m时，3档电价下电站综合收益的增加金额均达到了最大值，而在塔高超过180 m后，综合收益的增加金额逐渐减少。因此，在进行塔式光热电站的设计时，应根据项目的边界条件和具体要求，合理确定吸热塔高度。

表3 不同塔高下的发电收入

表4 不同塔高下的成本收入汇总

4 结 论

利用中国电建西北勘测设计研究院有限公司自主研发的相关软件进行塔式光热电站方案建模分析，模拟不同吸热塔高度下的配置方案，并对设计方案的综合效益进行测算，结论如下：

(1) 从镜场效率角度考虑，吸热塔的高度与塔式光热电站的镜场系统、当地气象条件密切相关。在镜场面积不变的情况下，吸热塔高度增加，镜场效率会随之提高，从而提升电站发电量；

(2) 从建设成本角度考虑，吸热塔高度的增加会导致吸热塔成本及内部设备造价增加。因此，在项目的边界条件下，存在一个最优的吸热塔高度，使得电站效率和成本比最大化；

(3) 综合考虑效率和成本，可以找到满足项目边界条件的最优吸热塔高度及对应的系统配置方式，同时避免由于只追求镜场效率的优化造成电站综合收益不升反降。基于文中的边界条件，当吸热塔高度为180 m时，综合收益最高，但不同电价下的综合收益相差较大。其中，上网电价0.3元/kWh时，综合收益增加653.36万元；上网电价0.6元/kWh时，综合收益增加1 626.11万元；上网电价0.9元/kWh时，综合收益增加2 598.86万元。