25 聚光集热场性能计算书.docx
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25聚光集热场性能计算书
中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司
哈密塔式熔盐5万千瓦光热发电项目
附件2.5聚光集热场性能计算书
XX电力建设公司
2017年02月
一．项目概况
1.1基本概况
中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司哈密熔盐塔式5万千瓦光热发电项目工程规划容量1×50MW，本期建设规模1×50MW。
本项目采用塔式熔盐太阳能热发电技术，包含一套聚光集热系统。
1.2厂址概况
站址位于哈密地区伊吾县淖毛湖镇境内，北距淖毛湖镇约10km，西距伊淖公路约2.5km。
站址地形较为平坦，地面由西南向东北倾斜，场地自然标高在643～725m之间,自然坡度约为2％。
目前站址土地类型属于伊吾县淖毛湖工业园区光热园区建设用地，地貌为戈壁荒滩。
厂址南部山区的洪水在出山口后，沿伊吾河向伊吾-淖毛湖公路西侧戈壁泄洪，公路高出自然地面约80cm，洪水不会漫上公路危及站址区域，因此厂址不受50年一遇洪水影响。
1.3气象特征
根据淖毛湖气象站多年统计资料，求得累年基本气象要素年见下表1.3-1。
表1.3-1淖毛湖气象站基本气象要素年值统计表
项目
单位
淖毛湖
气象站
发生日期
平均气压
hPa
961.6
平均气温
℃
10.5
最热月平均气温
℃
28.9
7月
最冷月平均气温
℃
-11.6
1月
极端最高气温
℃
45.1
2004.7.18
极端最低气温
℃
-33.9
1984.12.25
最大日较差
℃
28.0
1960.8.28
平均水汽压
hPa
4.5
最大水汽压
hPa
26.7
1964.7.28
最小水汽压
hPa
0.0
平均相对湿度
%
33
最小相对湿度
%
0
年平均降水量
mm
18.7
最大一日降水量
mm
22.8
1995.8.15
年平均蒸发量
mm
4287.2
平均风速
m/s
4.3
最大风速及风向
m/s
28/NW（定时2min）
1971.5.29
最大积雪深度
cm
12
2次
最大冻土深度
cm
133
1967.2.4、6
最多冻融循环次数
times
52
平均大风日数
d
90.0
最多大风日数
d
134
1969年
平均雷暴日数
d
4.6
最多雷暴日数
d
10
1968、1971、1978年
平均冰雹日数
d
0
最多冰雹日数
d
1
2003年
平均沙尘暴日数
d
17.3
最多沙尘暴日数
d
54
1974年
表1.3-2哈密地区风频率累积统计结果（10m高度10min风速平均值）
低
高
频率（%）
累积频率
m/s
m/s
%
%
0
1
3.09
3.09
1
2
7.61
10.70
2
3
11.56
22.26
3
4
13.96
36.22
4
5
15.51
51.72
5
6
15.16
66.89
6
7
9.49
76.37
7
8
5.25
81.62
8
9
3.54
85.16
9
10
2.75
87.91
10
11
2.10
90.01
11
12
1.94
91.95
12
13
1.60
93.55
13
14
1.49
95.05
14
15
1.29
96.34
15
16
1.04
97.37
16
17
0.89
98.27
17
18
0.62
98.89
18
19
0.49
99.38
19
20
0.27
99.65
20
21
0.16
99.81
21
22
0.11
99.91
22
23
0.06
99.97
23
24
0.02
100.00
24
25
0.01
100.00
1.4资源状况
根据典型年气象数据分析，本项目所在地的年均法向直接辐射量为2015kWh/m2。
1.5总体设计说明
1）采用2.17平方米的小定日镜，宽度为2.03米，高度为1.07米。
本项目总计定日镜数量为331,228面，镜场总采光面积为719460.3388平方米；
2）吸热塔高度（吸热器光学集合中心距离地面高度）为200米；
3）设计点采用夏至日真太阳时正午12小时，此时的DNI值按900W/m2；
4）汽轮发电机组容量为50MW；
5）汽轮发电机组额定工况下热电效率为43%；
6）对应的环境温度为19℃；
7）空冷凝汽器背压为8.5kPa；
8）储换热系统在工作阶段散热损失相关效率为99%，停运阶段效率为98%；
9）综合效率当按不同运行模式持续时间综合求取；
10）储热容量为上述汽轮机出力及效率对应满发12小时，即1430MWh；
11）聚光集热系统能够满足电站年发电不低于1.983亿度，相当于折合等效发电利用小时数3967h；
12）汽轮发电机的运行模式不受电网调度限制；
在不考虑聚光集热系统年可靠率的前提下，并考虑其他投标方范围之外的系统年可靠率为0.97的前提下计算得到的数据。
二．工艺计算方法
2.1设计点DNI
设计点DNI是一个时刻以及对应的太阳辐照度（法向直接辐射），决定了镜场面积和吸热器额定功率的选择。
2.2太阳倍数（SM）
对于特定的设计点，太阳倍数（SolarMultiple）为吸热器输出热功率与透平机组额定热功率之比。
太阳倍数反映了集热系统容量与发电系统容量之间的差别，对一个光热电站的设计至关重要。
该参数随着储热时长的变化，对太阳能热发电站的平准化电力成本（LCOE，LevelizedCostofEnergy）影响也不同。
2.3平准化电力成本（LCOE）
平准化电力成本是指系统每发一度电所需要投资的成本，是反映电站经济性的重要指标。
LCOE为充分考虑一个太阳能电站整个运行周期内的投资和运营、维护、管理成本的一个综合性参数，可由下式计算：
式中：
fcr--年金因子
Cinvest--系统总投资
CO&M--系统操作和维护成本
Cfuel--年补燃燃料费
Enet--年净发电量
当太阳倍数越大，聚光场的投资越大，那么LCOE和发电量对于太阳能热发电站，也会越大，当太阳倍数继续增加时，发电量增加所带来的收益不足以弥补投资，会使LCOE反弹有所提高。
2.4镜场面积、吸热器功率与储热时间的优化设计原则
图3.4-1镜场面积、吸热器功率与储热时间优化设计原则图
镜场面积与吸热器额定功率之间的设计匹配优化，主要考虑设计点DNI和弃光率之间的平衡优化；
吸热器额定功率与储热时间之间的设计匹配优化，主要考虑太阳倍数和LCOE之间的平衡优化；
镜场面积、吸热器额定功率与储热时间的总体优化设计原则与LCOE的最优化有关。
设计太阳能热发电电站，需要优化的因素很多，除去常规热力系统范围内的部分系统（或因素），主要有光场布置的优化、光场大小（采光面积）的优化、储热容量的优化、熔盐泵配置的优化等。
其他条件不变，储热容量在一定范围内增大可以增大电厂年发电量或增强电站对电网调度的适应性，但同时又增大项目投资。
同时其他条件不变时，增大光场的采光面积也可增大电站的年发电量。
光场采光面积在一定储热容量下（其他条件不变）存在一个范围，使得对应的度电成本最低；储热容量在一定光场面积下（其他条件不变）存在一个范围，也使得对应的度电成本最低。
三．设计点及设计原则
1
2
3
3.1设计点
1）夏至日真太阳时正午12时，此时的DNI值按900W/m2；
2）能见度按照30km考虑；
3）反射率按照93.5%考虑；
4）镜场清洁度按照97%考虑；
5）吸热面板的吸热率按94%考虑；
6）光学效率采用典型年对应的夏至日正太阳时正午12时对应的光学效率。
3.2设计原则
1）优化镜场布置以获得最大全年输出能量；
2）在设计镜场布置时考虑吸热器上的能流分布，避免吸热器的部分区域过热；
3）满足相关的储热容量要求和发电量要求；
4）在要求的功率下同时优化镜场布置和吸热器尺寸；
5）在设计镜场和吸热器时遵守最大能流均匀性和最小吸热面积的原则。
四．优化计算
4.1总采光面积及定日镜数量
本项目采用2.17平方米的小定日镜，宽度为2.03米，高度为1.07米。
本项目总计定日镜数量为331,228面，镜场总采光面积为719460.3388平方米；
4.2聚光场效率及年效率
1）设计点效率
图4.2-1设计点余弦效率（含IAM）
图4.2-2设计点阴影遮挡效率（含光塔）
图4.2-3设计点衰减效率
4.2-4设计点综合效率（除截断效率）
表4.2-1设计点镜场效率分析表
序号
项目
效率（%）
1
定日镜反射率
93.5%
2
定日镜清洁度
100%
3
余弦效率（含IAM）
82.8%
4
阴影和遮挡效率（含光塔）
97.3%
5
衰减损失
94.2%
6
溢出损失
97.5%
总效率
69.1%
其中设计点定义为：
⏹夏至日真太阳时正午12时，此时的DNI值按900W/m2；
⏹镜场定日镜的跟踪率为100%；
⏹镜面反射率为93.5%;
⏹镜面的清洁度为100%；
⏹设计风速：
0m/s
⏹设计环境温度：
20℃
⏹设计环境湿度：
33%
2）年效率
图4.2-5年均余弦效率（含IAM）
图4.2-6年均阴影和遮挡效率（含光塔）
图4.2-7年均衰减效率
图4.2-8年均综合效率（除截断效率）
表4.2-2年均镜场光学效率分析表
序号
项目
效率（%）
1
定日镜反射率
93.5%
2
定日镜清洁度
97%
3
余弦效率（含IAM）
76.6%
4
阴影和遮挡效率（含光塔）
88.5%
5
衰减损失
94.2%
6
溢出损失
97.5%
总光学效率
56.5%
其中，镜场的运行效率为84.2%，包括（大风造成的不可用损失，吸热器启动和关闭损失，多云模式瞬态损失，高低温损失，霜降损失，镜场可利用率）。
镜场弃光损失为92.5%。
综上，镜场的总效率（包括光学效率和运行效率、弃光损失）为44%。
4.3吸热器效率及年效率
1）设计点效率
采用额定功率385MWth吸热器，设计点效率为89.5%。
其中设计点定义为：
⏹夏至日真太阳时正午12时，此时的DNI值按900W/m2；
⏹镜场定日镜的跟踪率为100%；
⏹镜面反射率为93.5%;
⏹镜面的清洁度为100%；
⏹设计风速：
0m/s
⏹设计环境温度：
20℃
⏹设计环境湿度：
33%
2）年均效率
依据TMY典型年气象数据，计算吸热器系统年均效率。
表4.3-1年均吸热器效率分析表
序号
项目
效率（%）
1
吸收率
94.0%
2
热损
86.8%
3
预热损失
99.2%
4
吸热器管道效率
99.8%
总效率
80.7%
4.4吸热器表面能流密度
请见第14部分投标阶段资料附件\2设计技术计算书\2.4吸热器表面能流密度计算书。
4.5集热场可运行时段
根据TMY典型年气象数据分析，全年集热场的可运行时段为2536小时。
详请见附件2.5.1.集热场可运行时段分析表。
4.6TMY逐时吸热器输出功率
根据TMY典型年气象数据分析，逐时吸热器输出功率。
详请见附件2.5.2.TMY逐时吸热器输出功率。
其中，不考虑电伴热的热量损失，所以数值均为正值；SRSoutput吸热器系统能量输出考虑了从吸热器出口到储热系统的管道损失，按1%计算；考虑了全场11天的计划检修和非计划检修，随机分配。
注意，吸热器的能量输出注意与以下方面有关：
1）DNI值；
2）镜场效率，包括余弦效率、IAM、阴影和遮挡效率、衰减效率、溢出损失；
3）镜场的运行效率，包括大风造成的不可用损失，吸热器启动和关闭损失，多云模式瞬态损失，高低温损失，霜降损失，镜场可利用率等。
4）合理的能流密度分布；
5）对应时刻（时段）的风速、湿度、温度造成的热损；
6）熔盐的进出口温度；
7）吸热器的吸热率（反射率）；
8）吸热器系统管道损失等。
4.7TMY逐日吸热器输出功率
根据TMY典型年气象数据分析，逐日吸热器输出功率。
图4.8-1TMY逐天吸热器输出功率图
详请见附件2.5.3.TMY逐日吸热器输出功率。
其中，不考虑电伴热的热量损失，所以数值均为正值；SRSoutput吸热器系统能量输出考虑了从吸热器出口到储热系统的管道损失，按1%计算；考虑了全场11天的计划检修和非计划检修，随机分配。
4.8TMY逐月吸热器输出功率
根据TMY典型年气象数据分析，逐月吸热器输出功率。
详请见附件2.5.4.TMY逐月吸热器输出功率。
其中，不考虑电伴热的热量损失，所以数值均为正值；SRSoutput吸热器系统能量输出考虑了从吸热器出口到储热系统的管道损失，按1%计算；考虑了全场11天的计划检修和非计划检修，随机分配。
4.9TMY全年吸热器输出功率
根据TMY典型年气象数据分析，全年吸热器输出功率为553,796MWht。
其中，不考虑电伴热的热量损失，所以数值均为正值；SRSoutput吸热器系统能量输出考虑了从吸热器出口到储热系统的管道损失，按1%计算；考虑了全场11天的计划检修和非计划检修，随机分配。
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