张春琳，周志伟，陈 昕，祝培旺，肖 刚，聂 婧

（1.中国电力工程顾问集团中南电力设计院有限公司，湖北 武汉 430071；2.浙江大学能源清洁利用国家重点实验室，浙江 杭州 310027）

太阳辐射到地球的总能量约合91 万亿标准煤，其中陆地上可利用能量约8.7 万亿标准煤[1]。太阳能热发电技术先将太阳能转换为热能，然后通过汽轮机或其他热功转换装置发电，该技术可耦合大规模低成本储热，实现持续稳定出力，开发潜力巨大。根据聚光方式的不同，太阳能热发电主要分为槽式、塔式、线性菲涅尔式和碟式等[2]。

在太阳能热发电技术中，槽式热发电是最早实现商业化的技术形式，其采用线聚光的方式，通过槽式集热器汇聚太阳光，加热集热管中传热工质；但受传热工质和聚光比的限制，其运行温度一般小于400 ℃，系统效率较低[3]。塔式热发电采用点聚光方式，通过众多定日镜将太阳光汇聚到固定在塔上的吸热器以加热传热工质。该技术聚光比可达300～1 200，系统运行温度和效率较高[1]。

太阳能热发电技术中镜场的投资较大，占比约为50%[4]，镜场优化研究具有重要意义。在塔式光热发电镜场中，距离吸热塔远端的定日镜，光学效率较低，限制了系统的发电效率和电站容量[5]。而槽式集热器为模块化设计，各模块相对独立，光学效率几乎不会受规模的影响。塔槽耦合的太阳能热发电系统有望降低镜场成本，提高系统效率。Li X 等[6]利用SAM 软件对装机容量为50 MW 和100 MW 的太阳能热电厂进行了效率分析，发现低纬度地区塔式电站效率低于槽式电站，而高纬度地区相反。Pan C A等[7]对熔盐槽式光热系统、熔盐塔式光热系统和导热油槽式光热系统进行经济分析，发现前两者的平准发电成本（levelized cost of electricity，LCOE）和容量因子都优于后者。闫晓宇等[5]建立了一种新型塔槽耦合太阳能热发电系统，并对系统进行了典型年8 760 h 的模拟计算，发现塔槽耦合系统在一定条件下具有更高的年平均发电效率与发电量。Han W 等[8]提出了一种集成塔式吸热器的槽式光热电站，利用槽式集热器产生饱和蒸汽，再通过塔式吸热器加热为540 ℃的过热蒸汽，并通过仿真发现该集成系统热效率可达24.7%。Rendón 等人[9]提出并分析了槽式光热电站改造的方案，发现塔槽耦合镜场在一定条件下是具有经济效益的。

本文提出将塔式光热镜场中距离较远且光学效率相比较低的定日镜替换为槽式集热器，新增中温熔盐储罐，进而将塔式和槽式光热镜场有效耦合起来，提高镜场的年均光学效率；并采取蒙特卡洛光线追迹法，分析镜场光学效率，优化塔槽耦合方案，为太阳能光热发电技术发展提供有效参考。

1 模型建立

1.1 塔槽耦合系统方案

将塔式光热镜场中距离较远且光学效率相对较低的定日镜替换为槽式集热器，基于塔式和槽式光热镜场的能量比例，优化塔式与槽式镜场布置方案，进而提高镜场的年均光学效率。塔槽耦合系统示意如图1 所示。集热系统利用槽式光热镜场的导热油加热低温熔盐，实现熔盐293～385 ℃的第一段温升；塔式光热镜场加热中温熔盐，实现熔盐385～565 ℃的第二段温升。

图1 塔槽耦合系统示意Fig.1 Schematic diagram of the tower trough coupled solar thermal power generation system

1.2 塔式镜场仿真

采用SOLARPILOT 软件对定日镜场进行镜场设计与优化，探究辐射网格式塔式定日镜场与槽式镜场耦合的光学效率特性。

镜场光学效率是衡量光热电站能量收集性能的重要指标，镜场年均光学效率ηannual可以表示为[10]：

式中：ηins(t)为全镜场各时刻瞬时光学效率。

采用MATLAB 软件对定日镜场进行仿真，探究塔式定日镜场光学效率的变化，镜场光线如图2所示。基于蒙特卡洛光线追迹法生成并追踪大量随机光线，分析镜场光学效率及光斑分布情况。定日镜光学效率的计算可以表示为[11]：

图2 镜场光线示意Fig.2 Schematic diagram of heliostat field light

式中：η为定日镜瞬时光学效率；ηref为定日镜有效反射率；ηcos为定日镜余弦效率；ηair为定日镜大气衰减效率；ηint为定日镜截断效率；ηs为定日镜阴影遮挡效率。

1）余弦效率 由太阳入射光线和镜面法向量之间的夹角引起。余弦效率的计算需要2 个单位向量：由定日镜中心指向太阳方向的太阳向量s；由定日镜中心指向塔顶集热器的塔向量t。于是余弦效率可以计算为：

2）大气衰减效率 由于大气分子的散射作用，来自定日镜的分子反射光线会产生一定程度的衰减，由此引起大气衰减损失。大气衰减效率与定日镜与集热器之间的距离成正相关，可以表示为如下分段函数：

式中：D为定日镜与塔顶集热器之间的距离。

3）阴影遮挡效率[12]当入射到或反射自某定日镜的太阳光线被相邻的其余定日镜阻挡时，分别发生阴影损失和遮挡损失，共同构成定日镜效率的阴影遮挡损失。

4）截断效率 由于定日镜跟踪精度、太阳形状和定日镜表面不平整度等因素的影响，仅有部分反射光线可以顺利达到集热器，由此引起定日镜截断损失。

5）反射率和清洁度 定日镜反射率由定日镜镜面材料决定，定日镜的清洁程度由电站的实际运行管理水平决定。

基于蒙特卡洛光线跟踪的仿真算法流程如图3所示。

图3 基于蒙特卡洛光线跟踪的仿真算法流程Fig.3 Flow chart of simulation algorithm based on Monte Carlo ray tracking

1.3 槽式镜场仿真

槽式集热系统设计选型对光热发电系统的能量利用率及经济性具有重大影响[13]。槽式集热器主要有LS-1 集热器、LS-2 集热器、LS-3 集热器、ET100 集热器、ET-150 集热器、SKAL-ET 集热器、E2 集热器、SENER Trough 集热器、Heilo Trough 集热器和Ultimate Trough 集热器等。其中，ET-150 集热器因具有变形较小，驱动器和联接器的数量较少，热损失和总成本较低，易于安装和运行维护等优点，被广泛应用[14]。本文的槽式集热器选用水平南北向布置，单轴跟踪。

槽式镜场光学效率为投射到金属吸热管上的太阳辐射能与投射在整个镜场上的能量比值，可由下式表示[15]：

式中：ηtracker为集热器跟踪误差修正系数；ηgeo为集热器反射镜的几何精度；ηref为镜面反射率，与镜面材料等因素有关；ηclean为镜面清洁度，与环境条件、镜面清理方式有关；ηendloss为末端损失矫正系数；ηshadow为行间阴影损失效率；ηcos余弦效率；ηIAM入射角修正系数。

式中：f为集热器的焦距，m；l为集热器的长度，m；L为集热器列间距，m；W为集热器的开口宽度，m；θz为太阳天顶角，°；θ为太阳入射角，°；ηdust为吸热管灰尘损失；θtras为玻璃管透射率。

1.4 塔槽耦合基准

保持耦合前后聚光集热系统能量不变，耦合前后塔式镜场与槽式镜场的能量关系如下：

式中：ηtower1为耦合前塔式镜场的光学效率；ηtower2为塔式镜场耦合后的光学效率；ηtrough为槽式镜场的光学效率；ηabs_tower和ηabs_trough分别为塔式吸热器的热效率和槽式集热管的热效率，假定两者分别为0.88 和0.84。

根据耦合后塔式镜场和槽式镜场提供的熔盐温升得出塔式吸热器和槽式集热管的能量比值为：

式中：Csalt为熔融盐比热容，与熔融盐温度有关，J/(kg·℃）；msalt为熔盐流量，本文假定流经槽式镜场的熔盐流量与流经塔式镜场的熔盐流量相等，kg/s；ηoil_salt为油盐换热器效率，本文中为0.999；ΔT1为熔盐在槽式集热管中的温升，ΔT1=385-293=92 2 ℃；ΔT2为熔盐在塔式吸热器中的温升，ΔT2=565-385=180 ℃；设计点太阳直接辐射强度DNI（direct normal irradiance）为760 W/m2。

将镜场划分为32 个区域，每个区域按照镜场效率由高到低进行排序，优先选择光学效率高的定日镜，当吸热器上能流密度达到设计值时停止选择定日镜，算法流程如图4 所示。

图4 塔槽镜场耦合流程Fig.4 Coupling flow of tower trough heliostat field

2 系统模拟

2.1 设计参数

系统总体设计参数、塔式镜场设计参数、槽式镜场设计参数见表1—表3。

表1 总体设计参数Tab.1 Overall design parameters

表2 塔式镜场设计参数Tab.2 Design parameters of tower heliostat field

表3 槽式镜场设计参数Tab.3 Design parameters of trough heliostat field

2.2 性能评价指标

镜场光学效率是衡量光热电站能量收集性能的重要指标，忽略瞬时辐照强度的影响，塔式及槽式镜场年均光学效率均可以表示为：

式中：ηins(t)为全镜场各时刻的瞬时光学效率。

耦合后镜场的光学效率可以表示为：

2.3 模拟结果

采用SolarPILOT 软件进行镜场布局与优化，得到13 445 面定日镜组成的镜场布局如图5 所示。采用MATLAB 仿真软件对全年8 760 h 进行逐时模拟，太阳高度角5°以下的时阴影遮挡严重，不进行计算，模拟结果见表4，年均光学效率分布如图6和图7 所示。

图5 镜场布局Fig.5 Layout of heliostat field

图6 塔式镜场年均光学效率分布Fig.6 Annual average optical efficiency distribution of tower heliostat field

图7 塔槽耦合镜场年均光学效率分布Fig.7 Annual average optical efficiency distribution of tower-trough coupled heliostat field

表4 耦合前后模拟结果Tab.4 Simulation results before and after coupling

3 耦合镜场性能分析

3.1 塔高的影响

塔式镜场的光学效率随着塔高的升高而增加。槽式南北布置方式的镜场光学效率均高于塔式，但聚光较低，集热温度不高。塔槽耦合镜场的光学效率比单纯塔式镜场高出3.04～3.48 百分点。耦合镜场的光学效率随着塔高的增加而提高，这是因为塔高越高，定日镜之间的阴影和遮挡损失越小。塔槽耦合前后镜场光学效率如图8 所示。

图8 塔槽耦合前后镜场光学效率Fig.8 Optical efficiency of heliostat field before and after tower-trough coupling

由图8 可见，随着塔高增高，塔式镜场光学效率与槽式的差异缩小，塔槽耦合镜场的光学效率提升不明显。耦合镜场塔槽面积比及单位面积能量如图9 所示。由图9 可知，塔式镜场效率越高，所需的塔式镜场面积越小，塔槽面积比越低。

图9 耦合镜场塔槽面积比及单位面积能量Fig.9 Area ratio and energy per unit area of heliostat field of the tower-trough coupled system

3.2 纬度的影响

选择三亚（18°N，109°E）、拉萨（30°N，91°E）和玉门（40°N，97°E）3 个具有代表性的地点，分析塔式、槽式以及塔槽耦合系统镜场性能。3 个地点年平均光学效率如图10 所示，年平均光学效率均随纬度的上升而下降，这是由于纬度越高，镜场余弦损失越大，导致光学效率越低。

图10 3 个系统光学效率Fig.10 Optical efficiency of the three systems

假定塔式熔盐吸热器的热效率为0.880，槽式集热管的热效率为0.840，熔盐储热系统的效率为0.980，油盐换热器的效率为0.999，蒸汽发生系统的效率为0.980，槽式光热系统的汽轮机效率为0.393，塔式光热系统的汽轮机效率为0.446，发电机效率为0.985 时，槽式、塔式及耦合镜场的光电效率如图11 所示。由图11 可见：在三亚（18°N）塔槽耦合镜场的光电效率比单纯塔式光热系统提高了12.99%，比单纯槽式光热系统提高20.42%；在拉萨（30°N）比单纯塔式光热系统提高11.38%，比单纯槽式光热系统提高22.07%；在玉门（40°N）比单纯塔式光热系统提高5.57%，比单纯槽式光热系统提高17.99%。

图11 3 个系统光电效率Fig.11 Photoelectric efficiency of the three systems

3.3 系统容量的影响

塔槽式耦合储热太阳能热发电技术结合了塔式与槽式热发电技术的优点，提高了镜场的光学效率，有效提高了系统的经济性。随着系统容量的增加，镜场面积增加，远塔处定日镜效率的降低，当系统容量增加到一定程度时，塔槽耦合光热系统的光电效率会与纯槽式光热电站的光电效率相等，甚至更低，因此有必要寻找塔槽耦合的适用范围。

以玉门某塔高260 m 的塔式光热镜场为例，分析100、150、200 MW 光热系统的年均光学效率及光电效率，结果如图12 和图13。由图12 和图13可见，系统容量越大，塔式光热系统的光学效率下降越明显，当系统容量增加到200 MW 时，塔槽耦合系统的光电效率仅略高于纯槽式光热系统。如果继续增大系统容量，镜场光学效率会进一步下降，塔槽耦合系统的光电效率将小于纯槽式光热系统。因此，在上述条件下，100～200 MW 是塔槽耦合的适用规模范围。

图13 光电效率随系统容量的变化Fig.13 Variation of photoelectric efficiency with system capacity

4 结论

针对太阳能热发电系统规模化的需求，本文提出塔槽式耦合储热太阳能热发电技术，将塔式镜场中距离较远且光学效率相比较低的定日镜替换为槽式集热器，提高了镜场的年均光学效率。

1）塔槽耦合太阳能热发电系统的全年镜场光学效率可达50.65%，比单纯塔式镜场提高了3.04%。塔高为260、220、180 m 的塔槽面积比分别为2.22、2.27、2.35。

2）塔槽耦合太阳能热发电系统的光电效率在纬度18°、30°和40°下均优于单纯塔式或单纯槽式系统。18°纬度下，耦合系统的光电效率分别比单纯塔式和单纯槽式提高12.99%和20.42%；30°纬度下，耦合系统的光电效率分别比单纯塔式和单纯槽式提高11.38%和22.07%；40°纬度下，分别提高5.57%和17.99%。可见，塔槽耦合的布置方式可有效提高系统光电效率。

3）以玉门某塔高260 m 的塔式光热镜场为例，塔槽耦合光热系统适宜容量为100～200 MW。