韩 磊，雷少博，朱 琳

（1.哈尔滨电气国际工程有限责任公司，黑龙江 哈尔滨 150028；2.西安热工研究所有限公司，陕西 西安 710032；3.国网山西忻州供电公司，山西 忻州 034000）

0 引言

太阳能热发电是利用集热器将太阳辐射能转换成热能后通过热力循环过程发电，是光-热-功三者耦合的系统。根据聚光方式的不同，可将太阳能热发电分为塔式、槽式、菲涅尔式和碟式，前3种形式一般用于大型集中发电平台，蝶式更适用于分布式发电系统，目前在建和已建好的大型商业电站基本都是塔式和槽式的，而塔式系统由于聚光比高、运行参数高等优点，日益受到青睐[1]。2016年国家能源局公布的20个太阳能光热发电示范项目中，塔式项目9个，其中熔盐塔式项目7个[2]，企业给出的年效率（系统转换效率）差异较大，目前这些项目都在建设中，投产后的电站性能有待验证。

电站整体性能分析有2个非常重要的指标：年平均效率和年容量因子。年平均效率可定义为发电机组的年出力与1年内入射至集热器采光面积上总的法向直射辐射能量之比；年容量因子是电站年发电量与额定工况名义发电量之比。年效率主要由集热效率和热机效率决定，在气象条件一定时，影响年容量因子的因素主要是太阳倍数和储热时长。太阳倍数是设计条件下吸热器热功率与热力循环热功率之比，太阳倍数的大小决定了定日镜场规模的大小，在没有储热的系统中，太阳倍数一般接近于1。Izquierdo等人[3]对使用不同吸热器和朗肯循环参数的塔式电站进行了性能分析；徐能等人[4]使用最优成本分析方法研究了塔式电站单塔最优装机容量，结果表明不同地区最优装机容量不同；罗彦等人[5]讨论了直接蒸汽塔式电站太阳倍数与储热时长的关系；吕博夫等人[6]对比了3个地区熔盐槽式电站太阳倍数和年效率等参数的关系。

针对熔盐塔式电站性能的研究，本文首先介绍了塔式电站各组成系统的效率/损失模型，在此基础上利用SAM软件搭建100 MW熔盐塔式电站整体效率优化模型，选择气象条件较为典型的青海德令哈地区作为电站建设地，使用该地区的光资源数据，进行不同太阳倍数和储热时长下的电站性能分析。

1SAM软件介绍

SAM（system advisor model，系统指导模型）[7]是由美国国家可再生能源实验室（NREL） 开发的一款面向可再生能源领域的性能效率仿真和经济模型评估软件。SAM软件主要有两大功能：电站性能预测和经济分析。在电站性能模型中，SAM软件提供了电站厂址的太阳能光资源、镜场（集热器）布置、吸热器设置、储热系统设置、汽水动力循环参数等光热发电站全过程的设计参数选择。

太阳能光资源数据库：SAM软件内提供有NREL Wind and Solar Resource Assessment Program的气象数据，包括了美国、加拿大、中国、南亚等地区的太阳能资源数据。除此之外，软件还支持导入其他数据库，如NASA、SolarGIS、PVGIS等的太阳能光资源数据，或根据实际情况由使用者自己制作数据库导入。

镜场（集热器）布置：根据不同形式，可选择反射镜间距、角度、数量、镜场面积等。SAM中定日镜场建模软件为SolarPILOT[8]。

吸热器设置：对塔式系统的集热塔，可以选择塔和接收器的形式、尺寸，接收器内导热介质参数和运行参数等。对槽式系统，可以选择每组接收器的数量，控制供热的出口参数等。

储热系统设置：可以选择储热介质的属性、储热容量、热损失和储热效率等参数。

汽水动力循环参数：可以选择蒸汽发生器压力，汽机效率、出力，凝汽器类型（空冷、水冷）和设计条件下的环境温度等。

2 电站各系统效率/损失分析

2.1 电站总体布置

图1为熔盐塔式电站布置示意图[9]。由图1可知，塔式电站主要由定日镜场、吸热器、储热装置和蒸汽动力循环等系统组成，吸热工质和储热工质均为熔融盐。定日镜在镜场采用360°周向布置，对应吸热器为圆柱式外部吸热器，储热及吸热介质均选择熔融盐，汽轮发电机组选择超高压空冷凝汽式机组，电站的整体效率由各系统的效率决定。

2.2 定日镜场效率

定日镜场（聚光场）由若干个沿集热塔周向布置的定日镜组成。定日镜在接收和反射太阳辐射至吸热器的过程中，存在着镜面损失、余弦损失、大气衰减损失、阴影和阻挡损失及溢出损失[10]。其中，镜面损失是镜面清洁度和镜面反射率等定日镜的单独属性，在定日镜选型阶段需要注意，其余4项损失需要在定日镜场设计中尽量减小。

图1 熔盐塔式电站布置示意图

2.2.1 余弦损失

入射至定日镜表面的太阳光必须与镜面法线方向呈一定的角度，反射光线才能到达吸热器，由于这个夹角的存在而产生的反射损失称为余弦损失（见图2），反射至吸热器的有效面积与定日镜的表面积之比与这个夹角的余弦值成正比。由图2[11]27可见，定日镜布置在集热器南侧时余弦损失总是大于北侧，这也是大部分定日镜需要布置在吸热器北侧的原因。

2.2.2 大气衰减损失

太阳辐射从定日镜反射至吸热器过程中，因在大气传播过程中的衰减所导致的能量损失称为大气衰减损失[12]，大气衰减损失随着定日镜距吸热塔距离的增加而增加。Hottle[13]通过试验研究，给出了晴朗天气（能见度等于23 km）和非晴朗天气（能见度等于5 km） 时大气衰减损失计算的经验公式。

能见度等于5 km时

能见度等于23 km时

式中：Lossatm为大气衰减损失，%；R为定日镜距吸热器的距离，km。

在百MW级的大容量塔式电站中，为了吸收足够的太阳辐射能，定日镜场的规模需要做得很大，定日镜距吸热器的最远距离可达2 km，大气衰减损失的能量随定日镜距吸热器距离的增加而增加。例如，晴朗天气（能见度等于23 km）距吸热器1 km处的定日镜的大气衰减损失为9.7%，而非晴朗天气（能见度等于5 km），这个损失可达到26%。

图2 定日镜余弦损失图

2.2.3 阴影和阻挡损失

当定日镜场中前后相邻的两块定日镜间距太小时，靠前的定日镜会有一部分阴影投射到后面的定日镜，使得后方定日镜的见光面积减小，定日镜接收和反射的辐射能也随之减小，这部分损失称为阴影损失。吸热塔或其他物体也可能对定日镜产生阴影损失。定日镜的反射光被前方定日镜或其他物体遮挡无法到达吸热器而产生的损失称为阻挡损失[11]。

阴影和阻挡损失主要与定镜场内定日镜的前、后、左、右的间距有关。通过增大镜场内定日镜之间的间距可以减小阴影和阻挡损失，但是消除阴影和阻挡损失的同时必须考虑镜场内的其他损失如大气衰减损失的增加等。

2.2.4 溢出损失

自定日镜反射的太阳辐射由于没能到达吸热器表面而溢出至外界大气中所导致的能量损失称为溢出损失[11]29。定日镜的跟踪精度、镜面平整度、环境风速、定日镜和吸热塔的摆动等都会影响吸热器接收辐射能。定日镜场的布置应考虑定日镜的聚光性能、吸热器的尺寸等因素，最大限度降低溢出损失。Kistler[14]提出了一种以定日镜表面反射向量为中心的概率分布来计算反射偏差的模型，标准偏差在1～3 mrad（毫弧度） 之间。

考虑了上述损失后，统计时间内定日镜投射至吸热器表面的总能量为

式中：Qreceiver为统计时间内定日镜投射至吸热器表面的总能量，kJ；I为太阳法向直射辐照度（DN）I，W/m2；A为定日镜采光面积，m2；ηhelio为定日镜的镜面效率，%；ηcos为定日镜的余弦效率，%，ηS&B为定日镜的阻挡和阴影损失效率，%；ηatm为定日镜的大气衰减损失效率，%；ηspil为定日镜至吸热器的溢出损失效率；%；T为统计时长，h。

式（4）为定日镜场光学效率的定义式

式中：ηfiled为定日镜场光学效率，%。

定日镜场光学效率的大小可用于指导定日镜场的布置和定日镜的摆放。设计就是在满足热负荷的前提下提高镜场的光学效率。

2.3 吸热器热效率

当定日镜反射的太阳辐射到达吸热器表面时，由于吸热器表面的反射作用，辐射能并不能完全被吸热器吸收。吸热器的反射损失取决于吸热器表面涂层的吸收率和辐射能入射至吸热器表面的角度。随着入射角度偏移吸热器表面法向，当入射角等于0°即入射光线平行于吸热器表面时，吸热器表面吸收的辐射能为0。图3为入射角从90°偏移至0°时的辐射吸收率变化情况。

图3 吸热器表面辐射入射角与吸收率的关系

吸热器吸收的辐射用来加热吸热管内的导热介质，目前以熔融盐为储热和换热介质的电站大多采用质量分数为60%的NaNO3和40%的KNO3混合的熔融盐（Solar Salt）。系统运行时，如图1所示流程，加压泵将冷盐罐内的低温熔融盐输送至吸热器内吸热，在吸热器内吸热后热熔融盐进入蒸汽发生器内与给水换热产生过热蒸汽。吸热器的效率可以通过测量统计时间内熔盐在吸热器内吸热的热量与定日镜投射至吸热器表面的总能量之比来计算。

式中：ηreceiver为吸热器效率，%；Qfield为熔盐吸收的热量，kJ。

熔盐在吸热器内吸收的热量按式（6）计算

式中：m为统计时间内熔盐的质量，kg；为吸热器进出口熔盐温度的平均比热容，kJ/（kg·K）；Δt为熔盐在吸热器内的温升，K。

2.4 集热场效率

在实践中，由于吸热器表面的辐射能量难以测定，通常将定日镜场和吸热器（吸热塔）归为集热场，则整个集热场的效率等于定日镜场的效率与吸热器效率之积，也等于统计时间内传热工质从集热场中获得的总能量与入射在定日镜场采光口面积上的太阳法向直接辐照量之比，可表示为

式中：ηsolar为集热场效率，%；Qhelio为统计时间内入射在定日镜采光口面积上的太阳发射直射辐照量，kJ。

2.5 储热系统效率

当太阳辐射能高出集热场输出热量较多时，从吸热器出来的热熔盐一部分进入蒸汽发生器与汽水系统换热，另一部分富裕的热熔融盐则进入热盐罐内储存。在夜间或光照条件差时，热盐罐内的热熔盐进入蒸汽发生器与汽水系统换热后进入冷盐罐。储热系统的热损失随着储热系统容量增大而增大，考虑熔盐储存和传输过程总损失的储热系统效率取0.95[15]。

2.6 朗肯循环效率

对100 MW容量机组，选择超高压主蒸汽参数，在设计点额定负荷时汽轮机组的循环热效率为0.44，部分负荷时主蒸汽压力采用滑压运行方式，汽机热效率按照MONTES[16]给出的方法来计算。汽轮发电机组的年平均效率由式（8）确定。

式中：ηST为汽轮发电机组的年效率，%；Pgross为1年内发电机组的发电量，GW·h；QST为1年内汽水系统从蒸汽发生器吸收的总热量，GW·h。

太阳能热发电站年效率等于汽轮发电机组的年发电量与入射至定日镜采光面积上的年法向直射辐照量之比，也等于集热场的年效率、热力循环年效率和储热效率的乘积。考虑了系统各部分损失后的电站年平均效率按式（9）计算。

式中：ηstorage为储热器效率，%。

3 电站模型的建立与性能分析

3.1 电站整体模型的建立

在光热电站的设计中，设计点是一个非常重要的概念。设计点是太阳能热发电系统中，用于确定太阳能集热和发电系统参数的某年、某日、某时刻以及对应的气象条件和DNI。本文选择青海德令哈作为电站建设地点，设计点参数取当地春分日正午的大气参数。气象数据及电站设计参数见表1。

基于效率最优化考虑，在SAM软件中建立电站各部分的数学模型，模型中使用的主要技术参数见表2。

表1 气象数据和设计点参数汇总

表2 电站主要设计参数

图4是单塔100 MW电站在太阳倍数为1、储热时长为0时，使用SAM绘制的定日镜分布场。由图4可知，整个定日镜场由7256块定日镜组成，定日镜在吸热塔南北侧分布的比例为2870/4261。定日镜距吸热塔的最远距离为1346.5 m，吸热塔高184.77 m，吸热器直径12.01 m，吸热器高12.82 m。图5是使用SolarPILOT计算的吸热器表面能流密度分布图，由图5可以看出北半部分吸热器中间部分的表面辐射能流密度最高，达到了1823.0 kW/m2，整个吸热器表面的平均能流密度为 996.3 kW/m2。

图4 单塔100 MW电站定日镜场布置

图5 吸热器表面能流密度分布

3.2 不同太阳倍数和储热时长下的年运行性能

在系统模型中改变太阳倍数，可以得到不同的定日镜场规模、吸热塔高度和电站年总发电量，改变储热时长可改变电站年总发电量。当太阳倍数增加时，定日镜场布置、吸热塔高度、吸热器尺寸都会发生变化，设定模型的优化约束条件为光岛效率最高。

图6为不同太阳倍数下镜场的定日镜数和吸热塔高度，随着太阳倍数的增加，定日镜数量和吸热塔高度近似呈直线增长。

图7为不同太阳倍数下集热场的最高效率，当太阳倍数由1增加至3，定日镜场规模和吸热器尺寸增大，集热场最高效率由42.34%降至38.75%，这是因为镜场面积越大，定日镜的余弦损失、大气衰减损失、阴影和阻挡损失、吸热器的溢出损失增大，因此集热场的效率降低。

当太阳倍数一定时，随着储热时长的增加，电站发电效率和容量因子也在增加，但这种增加是有上限的。不同太阳倍数和储热时长下的电站年效率见图8，不同太阳倍数和储热时长下的电站年容量因子见图9。由图8和图9可以看出：太阳倍数分别为1、1.5、2、2.5、3倍时，储热时长大于2 h、7.5 h、13.5 h、34 h、46 h后全厂效率和容量因子不再增加。值得注意的是，电站年效率和容量因子并不是随着储热时长而呈线性变化的，在储热时长增加到某一点（拐点）后，年效率和容量因子的增加趋于缓慢，这是因为环境辐照度一定，一年内系统吸收的太阳能总量是不会增加的。

图10是太阳倍数为1.5倍电站分别选址在青海德令哈和甘肃玉门时，年效率随储热时长变化的曲线图。由图10可知，不同辐照度地区年效率随储热时长增加趋于平缓的“拐点”位置是不同的，德令哈的储热时长在7.4 h效率最高，玉门的储热时长在9.7 h效率最高。年气象数据显示玉门的年均辐照度低于德令哈地区。从图10中还可以看出，玉门的年效率始终低于德令哈，所以设计电站选址尽量选在辐照度高的地区。

图6 不同太阳倍数的定日镜数量与吸热塔高度

图7 不同太阳倍数时的集热场效率

图8 不同太阳倍数和储热时长下的电站年效率

图9 不同太阳倍数和储热时长下的电站年容量因子

图10 太阳倍数1.5时年效率随储热时长变化趋势

4 结论

本文针对100 MW的熔盐塔式太阳能热发电站，使用实际太阳能资源数据，结合系统各模块的能量损失分析，在SAM软件中建立电站整体性能模型，研究集热场效率、电站效率和年容量因子等性能参数在不同太阳倍数和储热时长下的变化规律。

a）随着太阳倍数的增加，定日镜场规模（定日镜数量、镜场面积）近似呈直线增长，而集热场的年平均最高效率随着太阳倍数的增加而降低，太阳倍数从1增加至3，集热场年平均最高效率由42.34%降至38.75%。

b）同一太阳倍数下，电站年效率和容量因子随储热时长的增加并不是线性关系，受限于当地的太阳能资源条件，在储热时长增加到一定值时，年效率和容量因子增加趋于平缓，此时再增加储热时长产生的收益不明显。如德令哈地区100 MW的熔盐塔式电站，在太阳倍数分别为1、1.5、2、2.5、3时，储热时长为2 h、7.5 h、13.5 h、34 h、46 h，系统效率基本达到最高值。

c）在辐照度低的地区，电站年效率和容量因子随储热时长增加趋于平缓的“拐点”更高，意味着在辐照度低的地区，储热时长需要选择得更大。