引言塔式太阳能热发电站由聚光集热系统、储热系统和发电岛组成，以定日镜场、集热塔和吸热器为主的聚光集热系统的投资成本占塔式太阳能热发电站全部投资的一半以上[1]。因此，优化聚光集热系统对降低塔式太阳能热发电站的发电成本极为重要。目前，定日镜场的布置多采用径向交错的放射栅格排列[2]方法，学者基于该布置方法对聚光集热系统进行大量的优化研究。胡甜[3]等基于光线追迹法对镜场效率进行模拟计算，并对定日镜径向间距和方位间距进行优化。Atif[4]等采用差分进化算法，以镜场年均光学效率最大为目标，建立定日镜径向间距和方位间距优化模型。邓立宝[5]等提出椭圆形定日镜场布局，并基于分解的多目标进化算法，综合考虑镜场年均光学效率和占地面积，对定日镜的径向间距进行优化。房淼森[6]等引入大气透射衰减效率对镜场效率计算进行改进，获得不同地理纬度下镜场边界及定日镜径向间距。Awan[7]等基于模糊规划和粒子群优化算法，以度电成本最低和发电量最高为目标，对塔式太阳能电站中镜场面积、塔高和储热系统储热时长进行多目标优化。针对塔式太阳能热发电站聚光集热系统内关键设备的优化研究已引起学术界的广泛关注，但目前的优化研究较少考虑到定日镜形状。定日镜形状的改变会对镜场内定日镜数量、占地面积和光学效率等技术经济指标产生重大影响。建立塔式太阳能热发电站聚光集热系统的数学模型，构造系统技术经济性评价指标，分析定日镜参数变化对聚光集热系统性能的影响。1模型建立塔式太阳能热发电站聚光集热系统如图1所示。聚光集热系统主要包含定日镜场、集热塔和吸热器，对聚光集热系统内定日镜场和吸热器进行建模。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.05.009.F001图1塔式太阳能热发电站聚光集热系统1.1定日镜场模型定日镜场由若干定日镜组成，能够将太阳光聚焦到集热塔顶部的吸热器上，加热吸热器内的传热工质。投射到吸热器的太阳辐照Qrec为：Qrec=ηref×ηcos×ηatm×ηsb×ηint×IDNI×A (1)式中：Qrec——投射到吸热器的太阳辐射，W；ηref——定日镜反射率，取0.836[8]；ηcos——余弦效率；ηatm——大气衰减效率；ηsb——定日镜阴影和遮挡效率；ηint——截断效率；IDNI——太阳法向直射辐射，W/m2；A——定日镜场采光面积，m2。1.2定日镜布置和筛选文中采用径向交错的放射栅格排列方法对定日镜场进行初步布置，放射栅格排列方法产生的定日镜场如图2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.05.009.F002图2放射栅格排列方法产生的定日镜场为了保证定日镜跟踪过程中不会互相干扰，同一环相邻定日镜之间的最小间距为定日镜对角线长度DH，每环之间的最小间距ΔRmin为0.866DH。镜场共分为3个区域，为了充分利用土地并保证各环定日镜交错排布，各区域中定日镜数量成倍增加（N3=2N2=4N1）。每个区域中各环间的径向间距R1、R2和R3均为待优化变量。获得定日镜场初步布置后，根据式（1）计算各个定日镜的年均光学效率，并根据所需太阳能热功率选择相应数量的年均光学效率较高的定日镜作为镜场的最终布置。1.3吸热器模型吸热器接收的太阳辐射能转换为传热工质（熔融盐）的热能。换热过程中，主要的热损失为对流热损失Qconv、辐射热损失Qrad和反射热损失Qref。塔式太阳能发电站吸热器热损失如图3所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.05.009.F003图3塔式太阳能发电站吸热器热损失吸热器内传热工质吸收的热量Qabs为：Qabs=Qrec-Qref+Qconv+Qrad (2)Qref=1-αs×Qrec (3)Qconv=h×Arec×Twall-Tamb (4)Qrad=ε×σ×Arec×Twall4-Tamb4 (5)式中：αs——吸热器表面吸收率，取0.95[2]；h——吸热器表面混合对流换热系数，取15 W/(m2∙K)[2]；Arec——吸热器面积，m2；Twall——吸热器平均壁面温度，为753 K[2]；Tamb——环境温度，K；ε——吸热器发射率，取0.9[2]；σ——斯特藩-玻尔兹曼常数。2聚光集热系统评价指标2.1年均光热转换效率采用年均光热转换效率对塔式太阳能聚光集热系统技术性能进行评估。年均光热转换效率ηs为：ηs=∑i=18 760Qabsi×h∑i=18 760IDNIi×A (6)2.2平准化集热成本仿照平准化度电成本计算方法，构建平准化集热成本（LCOH, Levelized Cost Of Heat），以评估聚光集热系统的经济收益。平准化集热成本LCOH为：LCOH=C×AF+CO&M∑i=18 760Qabs×h×106 (7)式中：LCOH——平准化集热成本，元/MWh；C——聚光集热系统投资成本，元；CO&M——聚光集热系统运行维护费用，总投资成本的1%，元/a；AF——年金系数[9]。AF=r×r+1Lr+1L-1 (8)式中：r——折现率，为5%；L——聚光集热系统预期寿命，为25 a。聚光集热系统中定日镜场、吸热塔、吸热器和土地成本为[1]：Ctower=0.001 835 7×HT2-0.285 868×HT+30 (9)Creceiver=13.09×Arec1000.528 3 (10)Chf=120×A×10-6 (11)Cland=1.25×Aland×10-6 (12)式中：Ctower、Creceiver、Chf和Cland——分别为集热塔、吸热器、定日镜场和土地成本，×102万元；HT——集热塔高度，m；Aland——聚光集热系统占地面积，m2。聚光集热系统内关键参数取值如表1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.05.009.T001表1聚光集热系统内关键参数取值参数取值范围塔高/m140吸热器半径/m4第一环镜子半径/m105定日镜面积/m21203案例分析3.1案例描述以Gemasolar电站为例，对其聚光集热系统内塔高、吸热器半径、第一环镜子半径、各区域镜子径向间距、定日镜面积和定日镜长宽比进行优化研究。Gemasolar电站位于西班牙塞维利亚（37.46°N，5.33°W）。优化过程中定日镜场采光面积保持不变，为318 000 m2。Gemasolar电站典型年逐时气象数据如图4所示。全年总直射辐射为2 195.71 kWh/m2。图4Gemasolar电站典型年逐时气象数据10.3969/j.issn.1004-7948.2023.05.009.F4a1（a）太阳直射辐射10.3969/j.issn.1004-7948.2023.05.009.F4a2（b）环境温度3.2结果与分析分析镜子尺寸变化对集热系统年集热量和平准化集热成本的影响。不同定日镜长宽比条件下镜子径向间距变化对LCOH、年均光热转换效率的影响如图5、图6所示。图5不同定日镜长宽比条件下镜子径向间距变化对LCOH的影响10.3969/j.issn.1004-7948.2023.05.009.F5a1（a）区域2镜子径向间距为ΔRmin10.3969/j.issn.1004-7948.2023.05.009.F5a2（b）区域3镜子径向间距为2ΔRmin图6不同定日镜长宽比条件下镜子径向间距变化对年均光热转换效率的影响10.3969/j.issn.1004-7948.2023.05.009.F6a1（a）区域2镜子径向间距为ΔRmin10.3969/j.issn.1004-7948.2023.05.009.F6a2（b）区域3镜子径向间距为2ΔRmin由图5(a)可知，在区域2镜子径向间距和定日镜长宽比不变的情况下，随着区域3镜子径向间距增加，LCOH先迅速降低，后基本保持不变或缓慢增加。随定日镜长宽比增加，LCOH减小。因为定日镜长宽比较小时，定日镜呈“瘦高状”，易产生与正后方镜子的遮挡及阴影；定日镜长宽比较大时，定日镜呈“矮胖状”，易产生与侧后方镜子的遮挡及阴影。径向间距为1.6ΔRmin时，定日镜前后同一径向方向上无遮挡。“矮胖状”定日镜与侧后方镜子仍存在遮挡及阴影，随着定日镜径向间距继续增加，“矮胖状”定日镜遮挡及阴影损失继续减少，光热转换效率继续增加。年均光热转换效率变化趋势如图6(a)所示。由图5(b)可知，在区域3镜子径向间距和定日镜长宽比不变的情况下，随着区域2镜子径向间距增加，LCOH先降低后增加。定日镜长宽比不同，平准化集热成本随区域2镜子径向间距增加的变化速率也有差异。因为区域2中的定日镜距塔较近，其年均光热转换效率主要受余弦效率的影响，定日镜长宽比越接近于1，其对角线长度越大，相应的每环之间的最小间距(ΔRmin)越大。因此，定日镜长宽比越接近于1，区域2中定日镜距离塔更近，年均光热转换效率更高，如图6(b)所示。4结语塔式太阳能热发电因其聚光比大、集热温度高和发电效率高等优点获得广泛关注。建立塔式太阳能热发电站聚光集热系统的数学模型，构造系统技术经济性评价指标，分析定日镜参数变化对聚光集热系统经济性的影响。定日镜长宽比变化对系统技术经济性能的影响与集热场布置有关。区域2镜子径向间距为ΔRmin时，随定日镜长宽比增加，年均光热效率越大，LCOH越小。区域3镜子径向间距为2ΔRmin时，定日镜长宽比越接近于1，年均光热效率越大，LCOH越小。研究结果可以为塔式太阳能聚光集热系统中定日镜尺寸选择提供参考。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.05.009.F007