编者按
成都禅德新型储能科技有限公司（简称：成都禅德）专注于太阳能光热发电与新型储能的技术研究、市场开发，深度聚焦太阳能光热发电聚光镜产品研发、设计、生产制造和应用场景规划布局，纵深延拓“光热+”光伏风电基地的储能联合循环、煤电和燃气发电机组的灵活性改造，积极布局以熔盐新型热储能为核心的清洁能源综合应用。 近期，成都禅德董事长、国家光热联盟原副理事长薛黎明表示，公司愿携手光热发电产业链同仁，聚焦光热发电的调峰、调频、提供转动惯量和自带储能的独特优势，为构建新型电力系统发挥重要作用。
薛黎明董事长
特此，成都禅德通过多年理论研究及项目经验，总结了槽塔耦合技术路线为主导的光热电站的优势，并撰成文，全文转载如下，以供参考。本文观点仅代表成都禅德研究成果。
2023年4月，国家能源局发布《关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》明确：力争“十四五”期间，全国光热发电每年新增开工规模达到300万千瓦左右；通知要求“原则上每10万千瓦电站的镜场面积不应少于80万平方米，大力支持发展光热发电”。
成都禅德结合槽式光热发电和塔式光热发电两种技术路线的优缺点，以及部分国内外已投运的槽式、塔式光热电站镜场光热效率变化特点等相关技术指标进行理论分析，充分利用槽式和塔式的优点进行槽塔耦合技术路线研发，研究结果表明以槽塔耦合技术路线为主导的光热电站，其初投资明显降低且有效提高镜场光热效率，是未来光热发电规模化发展的新型技术路线。
一、槽式和塔式光热发电基本原理和优缺点
1.1槽式光热发电
1.1.1 槽式光热发电运行原理
槽式光热发电系统采用线聚焦方式，利用槽式抛物面聚光镜将太阳光聚焦到集热管上，集热管随着抛物面反射镜整体一起跟踪太阳，加热集热管内导热油，导热油进入蒸汽发生器产生过热蒸汽，驱动汽轮机发电。白天阳光充足，导热油通过油盐换热器加热熔盐存放在热盐罐中；夜间热盐罐中熔盐反向加热导热油，导热油通过蒸汽发生器产生过热蒸汽，实现夜间发电。
1.1.2 槽式光热发电优势
结构简单，技术成熟；
镜场地址选定后，镜场光学效率不受地形、规模、余弦效率影响；
槽式镜场模块化设计具有可复制性，装机规模不受限制，容错性高；
镜场年均光热效率高；
镜场平均余弦损失较低。
1.1.3 槽式光热发电劣势
聚光比不高，集热工质材料限制；
运行温度参数低；
热电效率较低；
储热系统投资高；
项目场地平整度要求高。
图1.2-1 槽式太阳能热发电系统示意图
1.2 塔式光热发电
1.2.1 塔式光热发电运行原理
塔式光热发电集热是点聚焦，其集热场由大量定日镜和集热塔组成，定日镜围绕吸热塔布置，定日镜通过跟踪太阳运动将太阳能反射至吸热塔上的吸热器中，把太阳能转换为传热介质的热能，加热熔盐存储在热熔盐罐，高温熔盐通过热熔盐泵循环至蒸汽发生器与水换热后产生高温高压蒸汽，驱动汽轮发电机组发电，放热后熔盐存储在冷熔盐罐，再通过冷熔盐泵循环至塔顶由吸热器加热。
1.2.2 塔式光热发电优势
聚光比高，运行温度参数高；
集热储热温度高，热电效率高；
集热储热温度高，熔盐用量少；
1.2.3 塔式光热发电劣势
镜场平均余弦效率低，受余弦效率影响，塔式镜场容量超过一定限值，镜场效率会随着镜场容量增大而降低【2】；
镜场年均光学效率低；
土地利用率低；
距离吸热塔越远的定日镜光学效率越低，单塔装机规模有限；
反射镜与集热器分开，分别受风载影响，影响反射精度。
图2.1.1-1 塔式太阳能热发电系统示意图
二、槽式和塔式光热发电理论效率分析
2.1影响光热电站发电系统效率的主要因素
影响光热电站发电系统光热效率的主要因素包括余弦效率、大气衰减、阴影遮挡、拦截效率、反射率和清洁度。
2.1.1余弦效率
余弦效率是指太阳光入射光线与镜面法向量夹角对太阳能利用效率的影响，由太阳入射光线和镜面法向量夹角引起，夹角越小，反射到集热镜上有效面积就越大，余弦效率也就越高；夹角越大，反射到集热镜上有效面积就越小，余弦效率也就越低。
图2.1.1.1-1 模拟槽式、塔式镜场余弦效率和纬度的关系
2.1.1.1 槽式镜场余弦效率
槽式镜场采取平铺布置，余弦效率仅和项目地纬度、镜场布置方向有关，集热器沿着特定方向进行布置，只要镜场布置方向保持不变，槽式镜场余弦效率就会保持相对稳定，不受装机规模、具体布置位置等因素影响。
项目地纬度越低，太阳光入射光线与镜面法向量入射角越小，太阳辐射能量更加集中，能够被槽式镜场更好地吸收和利用，槽式镜场余弦效率越高【4】；采用SAM软件模拟槽式镜场余弦效率和纬度关系（图2.1.1.1-1），槽式镜场余弦效率随着纬度的变化可以通过调整镜场布置方向进行优化。
图2.1.1.1-1 SAM模拟槽式镜场余弦效率和纬度的关系
2.1.1.2塔式镜场余弦效率
为了优化太阳光的收集和聚焦效果，提高塔式光热发电站的发电效率和稳定性，塔式镜场布局基本遵循两个原则：
原则一：靠近塔的定日镜应该更加密集，远离塔的定日镜应该逐渐变得稀疏，确保从太阳辐射到定日镜反射的光线能够更好地聚集到中央集热塔上；
原则二：北半球太阳在南侧天空较低，南侧定日镜需要更大的反射面积才能将太阳光聚集到集热塔上，北侧天空太阳位置较高，北侧定日镜可以以较小的面积将太阳光聚集到集热塔上， 因此集热塔北侧定日镜应该更加密集，而南侧定日镜应该逐渐变得稀疏。 图2.1.1.2-1为地理位置N39.8751°的镜场在春分日午时的余弦系数分布【5】，由图可知塔式镜场中靠近塔的镜场余弦效率高于远离塔的镜场余弦效率，塔北侧镜场余弦效率高于塔南侧镜场余弦效率。
图2.1.1.2-1春分日午时塔式镜场余弦系数与大气衰减综合后的镜场光学效率分布【5】
如图2.1.1.2-1所示，塔北侧镜场余弦效率明显高于塔南侧镜场【5】；装机规模越大镜场越大，相应镜场平均余弦效率越低。
2.1.2大气衰减
大气衰减损失是光热发电中一个重要的影响因素，包括水汽、沙尘、气溶胶等对光线的散射，当太阳光穿过大气层时，光线会受到大气分子的散射作用，这种散射作用会导致光线的方向和强度发生变化。大气衰减损失主要表现在以下两个方面：
一是散射损失：当太阳光照射到集热器表面时，一部分光线会被散射回大气中，而无法被集热器吸收，这种散射损失会导致集热器吸收的太阳能量减少，降低了光热发电的效率。
二是吸收损失：除了散射损失外，大气衰减还可能导致光线在传输过程中被吸收或被大气分子散射后被吸收，这种吸收损失也会导致到达集热器的光线减少，降低光热发电的效率。
图2.1.2-1 沿程光强在不同大气能见度下的衰减
大气衰减效率与反射镜和集热器之间距离成正相关【2】，反射光的光程越长，沿程光强损失越严重。
从图2.1.2-1可以看出，槽式反射镜至吸热器的光程较短，平均焦距为1.5米-3.5米，沿程光强大气衰减较小（＜1%）；塔式定日镜至吸热器的光程较长，一般在200米-2500米范围，沿程光强大气衰减较大（最高＞60%）。
【参考资料：J. Ballestrín and A. Marzo, 2012. Solar radiation attenuation in solar tower plants. Solar Energy 86, 388–392.】
2.1.3阴影遮挡
当反射镜入射或反射的太阳光线被相邻其余反射镜阻挡时，分别发生阴影损失和遮挡损失，导致热能无法被充分利用。
槽式镜场采取平铺布置，阴影遮挡损失仅和项目地纬度、镜场布置有关，不受装机规模、具体布置位置等因素影响。
塔式镜场的阴影遮挡损失是指在定日镜的阴影落入另一个定日镜的镜面，或者反射光线照射到另一台定日镜的背面时，产生的镜场接收到太阳光线有所损失的现象,塔式镜场阴影遮挡损失受吸热塔高度、场地平整度、定日镜形状、镜场定日镜排列方式、项目占地面积等各种因素影响。
2.1.4截断效率
因反射镜加工型面精度、安装精度、跟踪精度、风致扭曲损失、太阳形状以及反射镜表面不平整等因素，只有一部分反射光可以到达吸热器，导致反射镜截断损失：
加工型面精度：反射镜型面精度与设计不符，会导致光线反射不完全或者反射方向偏离，会有一部分太阳光线无法被反射到吸热器上，造成能量的损失。
安装精度：反射镜安装精度直接影响聚光集热系统的型面精度，导致光线反射不集中或散射，使得光线无法被有效地反射到集热器内部，造成能量损失。
跟踪精度：如果反射镜跟踪精度不高，太阳光线就无法准确地反射到吸热器上，就会造成一部分太阳能损失。
风致扭曲损失：在有风的环境下，反射镜可能会受到风力的作用而发生扭曲或变形，这会导致光线反射的改变，从而降低截断效率，需要通过使用高强度反射镜材料、提高支撑结构强度、设置防风屏障或风力导流装置减少风对反射镜的影响。
太阳形状：太阳是三维球体，其形状在一天中不同时刻都会变化；如果反射镜形状和大小不能完全匹配太阳形状，那么就会有一部分太阳光线无法被反射到吸热器上，造成能量的损失。
反射镜表面不平整：如果反射镜表面存在不平整、污垢或划痕等问题，导致反射光散射或者反射强度降低，致使部分太阳能无法到达吸热器。
槽式反射镜与集热管为一体化固定安装，相对位置固定，整体跟踪太阳聚光，且反射光程较短，受风载荷时拦截率变化较小；塔式定日镜与吸热器分别独立安装，相对位置不固定，且反射光程较长，受风载荷时塔的摆动和定日镜的抖动，对定日镜正确对焦造成较大困难，导致出现冷热斑、焦点偏离、溢出损失等现象【6】。
2.1.5反射率和清洁度
反射镜反射率由反射镜本身决定，其清洁程度取决于电站实际运行管理。
2.2镜场年均光学效率分布
综合以上因素影响，槽式和塔式镜场年均光学效率如下：
2.2.1 槽式镜场光学效率分布
槽式镜场为模块化设计平铺布置，各模块相互独立，场地选定后，光学效率不受位置场地、镜场规模限制。
2.2.2 塔式镜场光学效率分布
装机规模越大，反射镜布置越多，镜场过于拥挤，部分太阳光线无法被反射到吸热器上，光学效率降低；反射镜到吸热器光反射距离越远，光衰减越大，截断率越低，其光学效率会随着装机规模扩大逐渐降低。
如2.2.2-1图，北镜场近塔区域平均光学效率高于南镜场，光学效率最高的定日镜位置并不是最接近塔底的位置，而是离塔底有一定距离，这个距离通常在几十到几百米之间，具体取决于当地的地理纬度和太阳高度角。总体来说近塔区域镜场平均光学效率高于远塔区域。
图2.2.2-1 塔式镜场年均光学效率分布【2】
三、槽式、塔式光热发电实际数据对比
3.1 美国在运光热电站数据对比
据国家光热联盟统计数据，截至到2022年底，美国光热电站装机容量为1835MW，居全球第二，其中商业化槽式电站运行寿命已超过30年。
成都禅德对美国目前已投入商业化运行的四个太阳能光热电站（2个槽式，2个塔式）进行数据统计分析，槽式光热电站年均光电效率、年发电量、电站运行稳定性更优。
表3.1-1 美国在运光热电站设计及运行数据
【以上数据参考资料：SolarPACES】
3.2 国内光热示范项目镜场面积对比
表3.2-1 部分示范项目镜场面积对比
成都禅德对国内4个首批光热发电示范项目进行相关参数分析，如表3.2-1所示，依据相同DNI、相同年发电量进行折算，50MW塔式光热电站镜场集热面积是槽式光热电站镜场集热面积的1.18倍，100MW塔式光热电站镜场集热面积是槽式光热电站镜场集热面积的1.24倍。
表3.2-1数据表明，随着光热电站单机装机规模增加，对应镜场集热面积将增加，采用围绕布置方式的塔式镜场整体光热效率下降。
未完待续，请继续关注:《槽塔耦合技术在光热电站中的应用优势》(下)
参考文献
【1】 国家太阳能光热产业技术创新战略联盟，中国太阳能热发电行业蓝皮书2022；2023年1月
【2】 张春琳、周志伟等，塔槽耦合光热系统镜场效率研究，热力发电；2022年5月
【3】 闫晓宇、马迪、布仁等，新型塔槽耦合太阳能热发电系统研究，内蒙古电力技术；2018年3月
【4】 曹传胜，槽式太阳能热发电站的性能研究，太阳能；2020年3月
【5】 杜春旭，吴玉庭等，塔式太阳能发电系统镜场面积估算方法；中国工程热物理学会会议论文
【6】 卢智恒，从理论到实际：各种客观因素对光热发电系统效率曲线的影响；常州龙腾光热科技股份有限公司，2023中国太阳能热发电大会，2023年8月，长沙
