0 引言

太阳能热发电技术是将太阳能转化为热能，通过热功转化过程发电的技术^[1]，根据热功转化原理和集热形式的不同可分为基于朗肯循环的塔式太阳能热发电技术、槽式太阳能热发电技术、菲涅尔式太阳能热发电技术，以及基于斯特林循环的碟式太阳能热发电技术。基于朗肯循环的太阳能热发电技术的优势为可配置大规模、低成本的储热系统。其中塔式太阳能热发电技术发电效率最高^[2]，具有广阔的开发前景。

但是研究发现，塔式太阳能热发电站镜场中，距离吸热器越远的定日镜，光学效率越低^[3]，限制了塔式太阳能热发电系统的发电效率及电站容量。为了解决这一问题，张钧等发明了槽式与塔式太阳能混合发电系统^[4]，金红光等发明了槽塔结合的双级蓄热太阳能热发电系统^[5]。这两项发明均利用槽式集热器代替镜场中距离吸热器较远、光学效率较低的部分定日镜，以提高镜场平均光学效率、光热效率以及电站发电效率。

本文在上述研究的基础上，建立了一种新型的塔槽耦合太阳能热发电系统（简称塔槽耦合系统），在提高镜场平均光学效率、光热效率以及电站发电效率的基础上，提高了耦合系统运行的稳定性和灵活性。对塔槽耦合系统进行模拟计算以及性能分析，最后得到该系统的适用范围。

1 建立模型 1.1 运行模式

塔槽耦合系统以塔式太阳能热发电系统为基础，耦合了槽式聚光集热子系统。系统关键技术点为：聚光集热子系统由塔式与槽式部分共同组成，利用槽式集热器代替镜场中距离吸热器较远的部分定日镜；根据塔式的点聚焦技术和槽式的线聚焦技术合理分配工质温升区间，利用各部分加热能力进行阶梯式加热；储热子系统使用1套高中低温双温差三级储热装置，使来自塔式与槽式部分储存的热量既可串联使用又可单独使用；蒸汽发生子系统换热器与发电子系统汽轮机均可采用2种参数的蒸汽长期稳定运行。塔槽耦合系统流程图见图 1。

塔槽耦合系统的运行模式与单一塔式和槽式系统相同，并且设定了故障运行模式，在塔式或槽式部分发生故障时，发电机组仍能以部分功率运行，提高了系统的稳定性和灵活性，降低了电站非计划停运率。

（1）电站日间运行模式。在太阳能较为充足的时段，槽式集热器回路吸收太阳能，将吸热、传热工质导热油从297 ℃加热至393 ℃，被加热的导热油全部通过熔盐换热器组与熔盐进行换热（换热端差为7 ℃），将来自低温熔盐罐的290 ℃低温熔盐加热为386 ℃的中温熔盐，暂存于中温熔盐罐。同时塔式部分定日镜与吸热器汇聚吸收太阳能，将来自中温熔盐罐的386 ℃熔盐加热至565 ℃，被加热的熔盐一部分通过预热器、蒸发器、过热器将250 ℃高压给水加热为550 ℃过热蒸汽，另一部分通过再热器，将350 ℃低温再热蒸汽加热为550 ℃高温再热蒸汽，共同驱动汽轮发电机组做功发电。富余的熔盐储存于高温熔盐罐。

（2）电站储热运行模式。在太阳能不足或无太阳能的时段，调用高温熔盐罐中储存的热量。储热系统565 ℃熔盐一部分通过预热器、蒸发器、过热器将250 ℃高压给水加热为550 ℃高温过热蒸汽，另一部分通过再热器，将350 ℃低温再热蒸汽加热为550 ℃高温再热蒸汽，共同驱动汽轮发电机组做功发电。此时过热蒸汽和再热蒸汽品质与电站日间运行工况一致。

（3）塔式部分故障运行模式。仅由槽式部分汇聚吸收太阳能，聚光集热子系统无法将熔盐由386 ℃提升至565 ℃。此时槽式部分向蒸汽发生系统换热器提供386 ℃熔盐加热给水，产生371 ℃过热蒸汽和371 ℃再热蒸汽，汽轮发电机组采用槽式蒸汽参数下降负荷运行。

（4）槽式部分故障运行模式。仅由塔式部分汇聚吸收太阳能，将熔盐由290 ℃提升至565 ℃，此时塔式部分吸热器功率不能完全满足汽轮机满负荷运行所需全部能量，需减少过热蒸汽与再热蒸汽流量，但是可保证过热蒸汽和再热蒸汽均为550 ℃，汽轮发电机组在塔式蒸汽参数下降负荷运行。

1.2 计算模型

塔槽耦合系统由聚光集热子系统、储热子系统、蒸汽发生子系统以及发电子系统组成，其中聚光集热子系统由塔式部分和槽式部分共同组成。太阳能入射到聚光集热子系统后，首先被汇聚并转化为热能，热能被工质吸收后传递至储热子系统，进入储热子系统的能量一部分被继续传递至蒸汽发生子系统，用于加热给水产生过热蒸汽驱动发电子系统汽轮发电机组做功发电；另一部分随工质保存在储热子系统中，用于太阳能强度不足或无太阳能时汽轮发电机组继续做功发电。能量在传递转换过程中，均有损失，图 2为塔槽耦合系统能量传递转换流程示意图。

太阳能热发电技术主要利用太阳法向直接辐射（DNI）^[6]，入射到聚光集热子系统塔式镜场后提供的能量为P_tow，塔式镜场有效集热面积为A_helio，则P_tow= DNI×A_helio。

DNI入射到聚光集热子系统槽式镜场后提供的能量为P_tro，槽式镜场的有效集热面积为A_tro，则P_tro= DNI×A_tro。

聚光集热子系统塔式部分与槽式部分分别利用其加热能力对工质进行阶梯式加热，塔式镜场由于余弦因子、镜面反射率、脏污系数、阴影和遮挡因子、大气衰减因子、截断因子以及跟踪效率等因素会产生能量损失P_{loss, tow}，槽式镜场由于余弦因子、镜面反射率、脏污系数、阴影和遮挡因子、截断因子、跟踪效率以及换热效率等因素会产生能量损失P_{loss, tro}。入射到聚光集热子系统的能量扣除损失后传递至储热子系统的能量为P_sf，则P_sf=P_tow-P_{loss, tow}+ P_tro-P_{loss, tro}。

进入储热子系统的能量，由于设备及管道散热、不可利用工质、流动阻力等因素，会损失能量P_{loss, TES}，剩余能量P_TES继续传递至蒸汽发生子系统，则P_TES=P_sf-P_{loss, TES}。

工质在蒸汽发生子系统将能量传递至给水，产生过热蒸汽，由于设备及管道散热、换热效率、流动阻力等因素会损失能量P_{loss, SGS}，过热蒸汽携带能量P_SGS进入发电子系统，则P_SGS=P_TES-P_{loss, SGS}。

发电子系统中过热蒸汽驱动汽轮发电机组做功，由于受到汽轮发电机组热循环效率、设备及管道散热、流动阻力等因素影响，会损失能量P_{loss, PB}，最终将进入系统的能量P_SGS转化为电能e，则e= P_SGS-P_{loss, PB}。

2 系统模拟 2.1 系统基础参数

根据上述塔槽耦合系统计算模型在System Advisor Model（Version 2017.9.5，32 bit，revision 3）下建立仿真模拟系统，对塔槽耦合系统进行某典型年8760 h逐时模拟计算。首先确定了系统模拟基础参数，如表 1所示。

2.2 性能评价指标

新型塔槽耦合系统主要性能评价指标有年平均光热效率、年平均发电效率、年发电量等^[6-7]。

（1）年平均光热效率（η_sf），为工质从聚光集热系统吸收的能量与入射到聚光集热系统能量的比值，由镜场光学效率与热传递效率共同组成，主要反映了系统将太阳能转化为热能的能力水平。

(1)

（2）年发电量（E）为发电站全年发电量，主要反映了新型塔槽耦合系统的发电能力。

(2)

（3）年平均发电效率（η_pg），为发电站全年发电量与入射到聚光集热系统能量的比值，主要反映了新型塔槽耦合系统的发电能力。

(3)

2.3 系统模拟计算

基于系统模拟基础参数值，对提出的新型塔槽耦合系统进行了典型年8760 h逐时模拟计算，得出模拟结果见表 2。

3 性能分析 3.1 故障运行模式对系统的影响

塔槽耦合系统可以在聚光集热子系统塔式或槽式部分发生故障进行隔离检修时，由无故障部分与储热子系统、蒸汽发生子系统、发电子系统继续运行，可维持汽轮发电机组部分功率运行。

3.1.1 塔式部分发生故障

塔式部分发生故障隔离检修时，能量全部由槽式部分提供。其典型日机组运行曲线见图 3。

由图 3可知，典型日全天光照时间约为14 h。100 MWe电站塔式部分发生故障时，仅由槽式部分提供热量仍能使汽轮发电机组维持40 MWe功率发电约10 h，电站总运行时间约14 h。槽式部分在日间运行的10 h内，除提供蒸汽发生子系统热量外，还将部分富余热量储存于中温熔盐罐。在太阳能不足及无太阳能时段，可调用中温熔盐罐中储存的热量，使汽轮发电机组以储能运行模式运行约4 h。

3.1.2 槽式部分发生故障

槽式部分发生故障隔离检修时，能量全部由塔式部分提供。其典型日机组运行曲线见图 4。

由图 4可知，在同一典型日下，100 MWe电站聚光集热子系统槽式部分发生故障时，仅由塔式部分提供热量仍能使汽轮发电机组维持65 MWe功率发电大于14 h，电站总共运行时间大于15 h。塔式部分在日间运行8 h内，除提供蒸汽发生子系统热量外，还将富余热量储存于高温熔盐罐中，在光资源减弱时，汽轮发电机组还能以储能运行模式继续运行大于6 h。

3.2 纬度对系统的影响

太阳能的分布与纬度有密切关系，一般来说太阳能随纬度的升高而递减。图 5反映了塔式、槽式以及塔槽耦合系统年平均光热效率均随纬度的上升而下降。这与纬度越高，镜场余弦损失越大，而导致光热效率越低有关。当纬度低于29°时槽式效率最高，纬度介于29°与43°之间时，塔槽混合系统效率最高，纬度大于43°时塔式效率最高。塔槽耦合系统的聚光集热子系统年平均光热效率受塔式部分与槽式部分共同影响。纬度在29°~42°时，塔槽耦合系统利用槽式集热器代替镜场中距离吸热器较远、光学效率较低的部分定日镜，使得镜场年平均光热效率高于塔式和槽式，体现了塔槽耦合系统的技术优势。

图 6和图 7反映了基于相同模拟基础参数值的塔式、槽式以及塔槽耦合系统，其年平均发电效率和发电量均随纬度的上升而下降，该趋势主要受年平均光热效率的影响。同时还由于塔式和塔槽耦合系统采用高温超高压汽轮发电机组，朗肯循环效率较高，而槽式采用中温中压汽轮发电机组，朗肯循环效率较低，所以塔式和塔槽耦合系统年平均发电效率与年发电量均高于槽式。当纬度低于约36°时，塔槽耦合系统年平均发电效率和发电量均高于塔式与槽式。

3.3 电站容量对系统的影响

本系统基于模拟基础参数，对其中的电站容量进行单因素分析，根据目前太阳能热发电站主要容量等级50 MWe、100 MWe和150 MWe进行模拟计算，以研究电站容量对塔槽耦合系统发电性能的影响。同时基于相同模拟基础参数值对塔式、槽式系统进行建模计算，并对比分析计算结果。

图 8反映了基于相同模拟基础参数值的塔式、槽式以及塔槽耦合系统，年平均光热效率均随电站容量的上升而下降。其中塔式由于电站容量增加使得镜场中距离吸热器较远的低效定日镜数量随之增加，导致其镜场年平均光热效率显著下降。槽式集热器由于为线性聚焦，其年平均光热效率受电站容量增加而下降的较为缓慢。塔槽耦合系统利用槽式集热器代替镜场中距离吸热器较远的低效定日镜，其镜场年平均效率明显得到了改善。图 9和图 10反映了随着电站容量的增加，塔槽耦合系统年平均发电效率以及发电量明显高于塔式与槽式，说明塔槽耦合系统随着太阳能热发电站容量的增加更具有技术优势。

4 结论

（1）塔槽耦合系统聚光集热子系统由塔式与槽式部分共同组成，利用槽式太阳能集热器代替镜场中距离吸热器较远、光学效率较低的部分定日镜，提高年平均光热效率以及年平均发电效率。

（2）根据塔槽耦合系统基础参数对塔槽耦合太阳能热发电系统进行典型年8760 h的模拟计算，结果为该系统年平均光热效率40.41%，年平均发电效率16.34%，年发电量410 GWh。

（3）塔槽耦合系统可保证在聚光集热子系统塔式或槽式部分发生故障时，汽轮发电机组还能以部分功率运行，保证了电站的稳定性。同时还可通过储能系统调节机组的发电功率及运行时间，提高了系统的灵活性，降低了电站非计划停运率。

（4）对系统基础参数中的纬度及电站容量进行单因素分析。结果表明当纬度低于约36°时，塔槽耦合系统年平均发电效率和发电量均高于塔式系统与槽式系统。当电站容量大于100 MWe时，塔槽耦合系统年平均发电效率以及发电量明显高于塔式系统与槽式系统，更具技术优势及开发前景。