槽式太阳能光热电站集热系统分区数对系统性能的影响

韩建国， 王 强， 刘向民， 王兴平， 杜宇航， 蒋志浩

(1. 上海发电设备成套设计研究院有限责任公司， 上海 200240；2. 国家电投新疆能源化工集团达坂城风电有限公司， 乌鲁木齐 830000)

聚光型太阳能集热器按照接收器的形状不同主要分为槽式、塔式、碟式以及线性菲涅尔式4种类型，其中槽式聚光系统是国内外开发利用最多的一种集热器类型，主要是因为其具有安装方便、结构简单、安全且可靠性高等优点。槽式太阳能光热电站利用太阳能发电，即利用槽式抛物面反光镜将太阳光聚焦到集热管上，集热管捕获太阳能光能并将其转化为可带动汽轮机发电的热量[1]。2016年，我国国家能源局公布了《建设太阳能热发电项目通知》，启动了首批20个太阳能热发电示范项目，总规模达1 349 MW，这标志着我国太阳能热发电的商业化进程开始起步[2]。其中包括7个槽式太阳能热发电示范项目，中广核德令哈50 MW槽式太阳能热发电项目已于2018年10月10日实现商业运行；中船新能乌拉特中旗100 MW槽式太阳能光热发电项目于2021年7月13日实现机组连续24 h不间断、稳定、高负荷发电，其他示范项目也在建设之中。

研究槽式太阳能热发电系统性能对于槽式太阳能光热电站的投资建设具有重要的指导意义。Pal等[3]对太阳能场镜面尺寸及其控制系统进行了实验和数值研究，得出了提高太阳能集热器结构稳定性的方法，但并未分析太阳能场控制系统对整个电站的影响。李博等[4]分别使用系统顾问模型(SAM)软件和Greenius软件对槽式太阳能光热电站进行数值模拟和对比分析，但是未用实际运行数据进行相关验证。赵明智等[5]分析了储热系统对槽式太阳能光热电站的影响，但未考虑集热系统中集热器数量的影响。王慧富等[6]研究了集热器阵列布置方案和集热系统工质设计出口温度对系统性能的影响，但忽略了集热系统分区数对整体性能的影响。

鉴于目前集热系统分区数对系统性能影响研究较少的情况，笔者根据国内某50 MW槽式太阳能光热电站，研究集热系统分区数对系统年净发电量和平准化度电成本(LCOE)的影响。在此基础上，研究集热系统回路数和储热时长对平准化度电成本的影响，得到了最佳的储热时长。

1 槽式太阳能集热系统与储热系统

1.1 集热系统

槽式太阳能热发电系统主要包括集热系统、储热系统、换热系统及发电系统。槽式太阳能热发电技术通过抛物面聚光镜面将太阳光汇聚在焦线上，在焦线上安装集热管，以吸收聚焦后的太阳辐射能。管内的流体被加热后，流经换热器时加热水产生蒸汽，然后利用蒸汽动力循环来发电。集热系统主要包括支架、反射镜面和真空集热管。真空集热管是槽式太阳能集热器的核心设备，包括不锈钢内管、外面包裹的玻璃套管、除气环和波纹管。为了获得更好的光学性能，金属管表面外镀有选择性涂层，该涂层对太阳光谱具有很高的吸收率和低的发射率，从而减少金属吸热管对外的辐射热损失。

1.2 集热系统回路数

集热系统回路数等于太阳倍数乘以太阳倍数为1.0时所需的回路数。所需的集热系统回路数四舍五入为最接近的整数。集热系统回路数与集热场面积的关系式[7]如下：

Ssolarfiled=Nloops·ASCAs·NSCAs

(1)

式中：Ssolarfiled为集热场面积，m2；Nloops为集热系统回路数；ASCAs为单个集热器面积，m2；NSCAs为单个回路的集热器数量。

1.3 集热系统分区数

图1为集热系统分区示意图，图中分别表示了将集热系统分成2个、4个和6个分区的情况。槽式太阳能光热电站的集热场由多个集热系统分区组成，每个分区由很多回路组成。一个分区中的所有回路共享同一组冷热集管管道的环路。集热系统分区数决定了将传热流体输送至动力块的集管的位置和形状，从而影响热损失。本文中选取集热系统分区数为2、4、6、8和10进行研究。

图1 集热系统分区示意图Fig.1 Schematic diagram of the partition of the collector system

1.4 储热系统

太阳能受到昼夜、天气和季节等气象条件的影响，为了保证整体系统的发电稳定性，需要设置储热系统。在白天太阳能资源丰富的条件下，集热场所吸收的热量超出了电站的发电需求，储热系统就将多余的热量储存起来，在夜晚或者白天天气不好时，电站无法从集热系统获得热量发电时储热系统开始放热，使得电站正常运行。

2 模型建立与参数说明

2.1 槽式太阳能热发电系统模型

太阳法向直射辐照度是指垂直于太阳光线方向上的单位面积单位时间内所接收的太阳辐射能量，计算公式[8]为：

IDNI=G0[a+b·exp(-c/sinαs)]

(2)

其中，

a=0.423 7-0.008 21(6-H)2

(3)

b=0.505 5+0.005 95(6.5-H)2

(4)

c=0.271 1+0.018 58(2.5-H)2

(5)

式中：αs为太阳高度角，(°)；H为当地海拔高度，km；G0为太阳常数，取1 366 W/m2；IDNI为太阳法向直射辐照度，W/m2。

集热场1年内吸收的总太阳辐射能Qin为：

Qin=IDNI·A

(6)

式中：A为集热器面积，m2。

集热器吸收镜面反射的太阳辐射能，将热能传递给工质。集热器吸收的热量Qsolar为：

Qsolar=ρταγλcosθKQin

(7)

式中：ρ为镜面反射率；τ为集热管透过率；α为集热管吸收率；γ为采集因子；λ为集热器镜面清洁度；θ为入射角，(°)；K为太阳入射角修正系数。

加热后的导热工质进入蒸汽发生器与水换热，产生的高压高温蒸汽推动汽轮机做功，使发电机发电。系统实际发电量P为：

P=Qpower·ηpower

(8)

式中：Qpower为进入汽轮机的蒸汽热量，kJ；ηpower为汽轮机组发电效率。

2.2 太阳能发电成本

平准化度电成本LLCOE是指系统每发1 kW·h电所需花费的成本，即通过考虑整个太阳能电站运行周期内的投资、运营维护和管理成本等因素，从而确定的一个参数。平准化度电成本为项目运行周期内总的资金投入与运行周期内发电量的比值，是反映电站经济性的重要指标，计算公式[9]如下：

(9)

式中：Cn为第n年的项目总费用，元；En为第n年太阳能电站年净发电量，MW·h；r为折现率，%;N为运行总年数。

2.3 年发电效率

年净发电量是评价电站系统性能优劣的参数。年净发电量为系统年发电量减去年厂自用电量，可对外输出电量。系统年发电效率ηnet可表示为系统年净发电量与集热场接收的辐射能之比：

ηnet=Pnet/Qnet

(10)

式中：Pnet为年净发电量，kW·h；Qnet为集热场接收的辐射能，kW·h。

2.4 容量因子

槽式太阳能光热电站在一定时间内实际输出的总电量与满负荷条件下输出电量的比值为电站容量因子(F)，时间段通常为8 760 h。容量因子是考察电站年发电小时数的重要数据，代表了发电机组额定发电的年利用系数，其计算公式[10]为：

(11)

式中：Prate为发电机组额定功率，kW。

2.5 电站主要仿真参数

以国内某50 MW槽式太阳能光热电站为例，通过对当地典型气象年的气象数据计算来分析槽式太阳能光热电站的系统性能。其中代表性日期的太阳法向直射辐照度的变化情况如图2所示，槽式太阳能光热电站主要参数见表1。

图2 代表性日期太阳法向直射辐照度的变化Fig.2 Change of solar normal direction irradiance on a representative day

表1 50 MW槽式太阳能光热电站的基本参数Tab.1 Basic parameters of a 50 MW parabolic trough CSP station

通过建立的模型，利用某50 MW槽式太阳能光热电站实际运行参数进行模拟，得到年净发电量为192 173.456 MW·h，电站实际运行的年净发电量为197 500 MW·h，相对误差为2.6%，误差较小，保证了模拟的正确性。

3 模拟结果对比及分析

3.1 单回路集热器数量的选择

在导热油进出口温度和质量流量一定的情况下，太阳法向直射辐照度不变，单个回路中导热油流速太快，出口温度达不到设计温度，此时需要增加单个回路长度，即增加单回路集热器数量。同理，如果单个回路中导热油流速太慢，为使出口温度达到设计温度，就需要减小单个回路的长度，即减少单回路集热器数量。

槽式太阳能热发电系统模型的平准化度电成本和集热器的压力随单回路集热器数量的变化如图3所示。从图3可以看出，单回路集热器数量增多，平准化度电成本和集热器压力增大。

图3 平准化度电成本及集热器压力随单回路集热器数量的变化Fig.3 Change of LCOE and collector pressure with the numbers of the collectors in a single loop

在单回路集热器数量从4增加到6时槽式太阳能光热电站的平准化度电成本增大了0.22，在单回路集热器数量从6增加到8时平准化度电成本增大了0.58。在单回路集热器数量超过4时 ，集热器压力超过了安全压力4 MPa[10]。单回路集热器的数量会对电站发电量产生影响，集热系统中单回路集热器数量越多，吸收的太阳能就越多，换热效率也会越高，在单个回路中尽可能地选择更多的集热器数量。综上所述，单回路集热器数量小于等于4为宜。

3.2 集热系统分区数对系统性能的影响

图4给出了槽式太阳能光热电站的年净发电量和平准化度电成本随集热系统分区数和回路数的变化。从图4(a)可以看出，相同回路数下，集热系统分区数小于等于6时，年净发电量几乎不变，当集热系统分区数大于6时，年净发电量减小，这是由于随着集热系统分区数的增多，系统的换热回路以及连接管道也会增多，沿程损失相应增加，使得系统年净发电量减小；但是随着回路数的增多，系统年净发电量也会相应增大，这是因为回路数增多，槽式太阳能光热电站的集热器面积增加，从而可以吸收更多的太阳能。当回路数分别为260、270、280、290和300，集热系统分区数从2增加到10时，年净发电量减小量分别为5.14 GW·h、5.34 GW·h、5.8 GW·h、4.75 GW·h和4.99 GW·h，分别减少了2.2%、 2.1%、2.3%、1.8%和1.7%；当回路数分别为260、270、280、290和300，集热系统分区数从2增加到6时，年净发电量减小量分别为0.96 GW·h、0.85 GW·h、0.37 GW·h、0.26 GW·h和0.09 GW·h，分别减小了0.4%、0.35%、0.14%、0.1%和0.03%，可以看出集热系统分区数对年净发电量影响不大，尤其是集热系统分区数为2～6时几乎没有影响。

从图4(b)可以看出，回路数和集热系统分区数增多，系统连接管道增加，集热管也会增加；集热系统分区数增多，初始投资就会增加，对设备的维护成本也会增加，在集热系统分区数大于6之后，平准化度电成本增长幅度变大。在相同回路数下，集热系统分区数在2、4、6之间选取时经济性最高。

(a) 年净发电量

(b) 平准化度电成本

图5给出了集热管道最大压力随集热系统分区数和回路数的变化。随着回路数的减少，集热管道的最大压力随之减小；在相同回路数下，集热系统分区数增多，集热管道的最大压力减小，这是由于在回路数一定时，增加分区会使每一个分区中的回路数变少，管道长度变短，集热管出口流速固定，即集热管道的最大压力会减小。

图5 集热管道最大压力随集热系统分区数和回路数的变化Fig.5 Change of the maximum pipe pressure with the numbers of partitions and loops in the collector system

由图4和图5可知，综合考虑年净发电量、电站的投资成本及其安全性，最佳的集热系统分区数为6。

3.3 储热时长对系统性能的影响

通过上述分析，选取集热系统分区数为6，对槽式太阳能光热电站作进一步分析。图6给出了发电效率和容量因子随储热时长的变化。从图6可以看出，系统的发电效率和容量因子随着储热时长的增加而增大，但是增大幅度越来越小，最后趋于稳定。

图6 发电效率和容量因子随储热时长的变化Fig.6 Change of generating efficiency and capacity factor with the heat storage time

图7给出了槽式太阳能光热电站年净发电量和平准化度电成本随集热系统回路数和储热时长的变化。从图7(a)可以看出，在相同回路数下，储热时长增加，系统年净发电量增大，这是由于增加了储热时长，集热系统所吸收的太阳能可以更多地储存在储热系统中，在没有太阳光的情况下，储热系统可以为电站提供更多的能量用于发电。

从图7(b)可以看出，储热时长增加，系统平准化度电成本会先减小后增大，相同回路数下，集热管吸收的热量一部分用于发电，多余的部分由储热系统储存起来，用于应对没有太阳光的情况，可以为电站发电提供所需的热量，避免浪费太阳能引起的损失，在储热时长为16 h时，储热系统的投资与年净发电量比值最低，达到最低的平准化度电成本。

(a) 年净发电量

(b) 平准化度电成本

储热时长增加，平准化度电成本先减小后增大，先减小的原因是增加储热时长会使系统年净发电量增大，从而使平准化度电成本减小；后增大的原因是增加储热时长也会增加电站的初始投资，当电站初始投资超过发电的收益时，平准化度电成本就会增大。在不同回路数下，都存在一个最佳的储热时长(16 h)。当回路数为270、储热时长为16 h时，达到系统的最佳配置点。

4 结 论

(1) 基于所建立的槽式太阳能热发电系统模型，在保证换热效率的前提下，尽可能多地选择单回路集热器数量，在满足槽式太阳能光热电站安全性和经济性的前提下，单回路中最佳集热器数量为小于等于4。

(2) 在相同回路数下，平准化度电成本随着集热系统分区数的增多而增大；年净发电量随着集热系统分区数的增多而减小，但是减小幅度很小；管道最大压力随着集热系统分区数的增多而减小；选取集热系统分区数为6时最为合适。

(3) 在相同回路数下，年净发电量随着储热时长的增加而增大；平准化度电成本随着储热时长的增加先减小后增大；选取储热时长为16 h最为合适。