槽式光熱電站短期穩(wěn)態(tài)性能試驗(yàn)計(jì)算方法

劉竟帆，姚嘯林，施延洲

（西安熱工研究院有限公司蘇州分公司，江蘇 蘇州 215153）

自20世紀(jì)70年代能源危機(jī)爆發(fā)以來，由于全球能源過度開采而導(dǎo)致的能源短缺狀況已經(jīng)日漸明顯[1]。隨著能源結(jié)構(gòu)的不斷調(diào)整，太陽能技術(shù)的開發(fā)和利用越來越受到各國的重視。其中，太陽能熱發(fā)電技術(shù)是一種主要的太陽能利用形式，由于儲(chǔ)能模塊的存在，光熱發(fā)電可實(shí)現(xiàn)熱電解耦，發(fā)電品質(zhì)優(yōu)于光伏和風(fēng)力發(fā)電[2]。太陽能光熱發(fā)電技術(shù)主要包括塔式、槽式、碟式、線性菲涅爾式以及向下發(fā)射式[3]。根據(jù)世界能源署（International Energy Agency，IEA）預(yù)測(cè)，2025年全球光熱裝機(jī)容量將達(dá)到22 GW，2050年全世界光熱發(fā)電量可能占全球總發(fā)電量的11.3%[4-5]。

隨著光熱電站的興建，如何科學(xué)評(píng)價(jià)光熱電站的性能指標(biāo)已成為電站建設(shè)和運(yùn)行中面臨的突出問題。2010年美國國家可再生能源實(shí)驗(yàn)室（National Renewable Energy Laboratory，NREL）頒布了《大型拋物面槽式太陽能系統(tǒng)性能驗(yàn)收試驗(yàn)指南》[6]，對(duì)大型槽式光熱電站聚光集熱系統(tǒng)的試驗(yàn)邊界、儀器、設(shè)備操作要求和計(jì)算方法進(jìn)行了較為詳細(xì)的說明和規(guī)定；2017年國際標(biāo)準(zhǔn)化組織（International Organization for Standardization，ISO）給出了針對(duì)太陽能集熱器性能、可靠性、耐用性和安全性的試驗(yàn)程序（ISO 9806）[7]，在此期間，一些實(shí)驗(yàn)機(jī)構(gòu)還對(duì)太陽能的測(cè)量方法及其測(cè)量不確定度進(jìn)行了分析[8-9]。但遺憾的是，目前全球范圍內(nèi)對(duì)于光熱電站全廠的性能試驗(yàn)方法的研究還鮮有成果。

光熱電站短期穩(wěn)態(tài)性能試驗(yàn)應(yīng)在光照充足且穩(wěn)定的時(shí)段內(nèi)進(jìn)行，而此時(shí)部分熱量將進(jìn)入儲(chǔ)能系統(tǒng)，導(dǎo)致光熱電站在發(fā)電并儲(chǔ)能運(yùn)行方式下無法直接測(cè)定光能轉(zhuǎn)化為電能的性能指標(biāo)。基于此，本文提出了一種適用于光熱電站全廠短期穩(wěn)態(tài)性能試驗(yàn)的計(jì)算方法。

1 試驗(yàn)運(yùn)行模式

槽式光熱電站主要由聚光集熱系統(tǒng)、儲(chǔ)能系統(tǒng)和動(dòng)力發(fā)電系統(tǒng)構(gòu)成，其系統(tǒng)示意如圖1所示。

圖1 槽式光熱電站系統(tǒng)Fig.1 Schematic diagram of parabolic trough CSP plant system

在大型槽式光熱電站的實(shí)際運(yùn)行過程中，根據(jù)太陽直射輻射強(qiáng)度（direct normal insolation，DNI）的不同，可能會(huì)出現(xiàn)純光熱發(fā)電模式、光熱發(fā)電并儲(chǔ)能模式、光熱和儲(chǔ)能聯(lián)合發(fā)電模式和純儲(chǔ)能發(fā)電模式4種運(yùn)行模式。以某槽式光熱電站24 h運(yùn)行數(shù)據(jù)[10]為例（圖2）：4:30—6:40光熱電站處于停機(jī)狀態(tài)，此時(shí)沒有太陽能，且儲(chǔ)能裝置儲(chǔ)存能量耗盡；6:40—8:00光熱電站處于純光熱發(fā)電模式，此時(shí)DNI水平較低，被加熱的導(dǎo)熱油完全用于發(fā)電，進(jìn)入整個(gè)系統(tǒng)的能量全部用于發(fā)電；8:00—17:20，DNI強(qiáng)度除滿足滿負(fù)荷發(fā)電所需導(dǎo)熱油流量外，多余的導(dǎo)熱油流入儲(chǔ)能系統(tǒng)進(jìn)行儲(chǔ)熱，此時(shí)系統(tǒng)以光熱發(fā)電并儲(chǔ)能模式運(yùn)行；17:20—19:40為光熱和儲(chǔ)能聯(lián)合發(fā)電工況，此時(shí)DNI低于滿負(fù)荷發(fā)電要求的最低限值，為滿足穩(wěn)定的輸出功率，儲(chǔ)能系統(tǒng)開始釋放裝置內(nèi)儲(chǔ)存的熱能，由聚光集熱系統(tǒng)和儲(chǔ)能系統(tǒng)同時(shí)提供能量用于發(fā)電；19:40以后，系統(tǒng)進(jìn)入放能模式，完全由儲(chǔ)能系統(tǒng)作為熱源進(jìn)行發(fā)電。

圖2 某槽式光熱電站24 h運(yùn)行曲線Fig.2 The operation curves of a parabolic trough CSP station within one day

上述不同運(yùn)行模式分別對(duì)應(yīng)不同DNI條件。在純光熱發(fā)電及光熱和儲(chǔ)能聯(lián)合發(fā)電模式下，DNI水平均較低且變化較大。只有在光熱發(fā)電并儲(chǔ)能工況下，DNI處于1天內(nèi)較高的水平且較為穩(wěn)定，這樣更有助于形成熱穩(wěn)態(tài)；同時(shí)，該模式還可通過控制導(dǎo)熱油進(jìn)入儲(chǔ)能系統(tǒng)的流量來調(diào)整進(jìn)入動(dòng)力發(fā)電系統(tǒng)的熱量，在多個(gè)期望的發(fā)電功率下進(jìn)行試驗(yàn)。所以，以光熱發(fā)電并儲(chǔ)能運(yùn)行模式運(yùn)行的時(shí)段是進(jìn)行短期試驗(yàn)并獲得穩(wěn)態(tài)性能指標(biāo)最理想的時(shí)段。

2 工況轉(zhuǎn)化原理

在光熱發(fā)電并儲(chǔ)能運(yùn)行模式下進(jìn)行全廠性能試驗(yàn)的問題在于，由于儲(chǔ)能裝置的存在，DNI并沒有直接對(duì)應(yīng)動(dòng)力發(fā)電系統(tǒng)的輸出，所以在該運(yùn)行模式下，考核全廠發(fā)電效率（集熱系統(tǒng)接收太陽能全部進(jìn)入動(dòng)力發(fā)電系統(tǒng)做功發(fā)電）時(shí)，要排除儲(chǔ)能系統(tǒng)對(duì)測(cè)試的影響。本文提出一種等效轉(zhuǎn)化計(jì)算方法，通過理論推導(dǎo)并借助模擬軟件，可將光熱發(fā)電并儲(chǔ)能的試驗(yàn)工況轉(zhuǎn)化為相同時(shí)間、相同環(huán)境條件及內(nèi)部參數(shù)下的純光熱發(fā)電工況。

系統(tǒng)處于純光熱發(fā)電模式及光熱發(fā)電并儲(chǔ)能運(yùn)行模式的主要區(qū)別在于：1）光熱發(fā)電并儲(chǔ)能運(yùn)行模式下的入射DNI更高；2）光熱發(fā)電并儲(chǔ)能工況運(yùn)行時(shí)，儲(chǔ)能系統(tǒng)處于儲(chǔ)熱模式。但是，在相同的發(fā)電負(fù)荷下，2種運(yùn)行模式進(jìn)入動(dòng)力發(fā)電系統(tǒng)的導(dǎo)熱油能量是相同的。根據(jù)這一特點(diǎn)，可以通過測(cè)量、計(jì)算得到光熱發(fā)電并儲(chǔ)能運(yùn)行模式下輸入到動(dòng)力系統(tǒng)的導(dǎo)熱油能量Q2，然后利用純光熱發(fā)電能量轉(zhuǎn)換的關(guān)系反推得到轉(zhuǎn)化后的純光熱發(fā)電工況的輸入?yún)?shù)。純光熱發(fā)電的能量轉(zhuǎn)化關(guān)系如下：

式中：ηS,a為純光熱發(fā)電工況下的聚光集熱效率；Q1,a為純光熱發(fā)電工況下集熱器吸收的熱能（因未涉及儲(chǔ)能系統(tǒng)，故Q1,a=Q2），kW；Q0,a為純光熱發(fā)電工況下進(jìn)入光場(chǎng)的太陽輻射能量，kW；A為光熱電站鏡場(chǎng)總面積，m2；Ia為純光熱發(fā)電工況下的DNI，kW/m2。

所以，在相同時(shí)間、相同環(huán)境條件及內(nèi)部參數(shù)下，轉(zhuǎn)化后的等效DNI可表示為

槽式光熱電站的光電轉(zhuǎn)化效率可表示為

式中：η為全廠發(fā)電效率；Q0為進(jìn)入光熱系統(tǒng)的實(shí)際能量，kW；Q0,a為純光熱發(fā)電工況下進(jìn)入光場(chǎng)的太陽輻射能量，kW；I為DNI，kW/m2；β為太陽光入射角，°。

3 工況轉(zhuǎn)化計(jì)算方法

光熱電站在純光熱發(fā)電模式及光熱發(fā)電并儲(chǔ)能運(yùn)行模式下運(yùn)行時(shí)存在2點(diǎn)差異：1）光熱發(fā)電并儲(chǔ)能模式下的輸出DNI更高，聚光集熱器效率會(huì)隨DNI強(qiáng)度發(fā)生變化；2）在儲(chǔ)能系統(tǒng)運(yùn)行時(shí)，儲(chǔ)能支路的導(dǎo)熱油會(huì)與主循環(huán)回路的導(dǎo)熱油混合，使混合前、后的導(dǎo)熱油溫度存在差異，即Q1,a≠Q(mào)2。

上述差異對(duì)轉(zhuǎn)化計(jì)算的準(zhǔn)確性影響較大，本文使用修正方法解決該問題。

3.1 集熱器效率修正

集熱器效率會(huì)隨DNI、入射角、鏡反射率、環(huán)境溫度等因素變化，但是在轉(zhuǎn)化為同時(shí)間點(diǎn)的另一個(gè)工況的情況下，僅需考慮DNI變化帶來的影響。在電站處于光熱發(fā)電并儲(chǔ)能模式運(yùn)行過程中，聚光集熱效率可表示為

式中：ηS,b為光熱發(fā)電并儲(chǔ)能工況下的聚光集熱效率；Q1,b為光熱發(fā)電并儲(chǔ)能工況下集熱器吸收的熱能，kW；Q0,b為純光熱發(fā)電工況下進(jìn)入光場(chǎng)的DNI，kW；Ib為光熱發(fā)電并儲(chǔ)能工況下的DNI，kW/m2。

圖3 給出了聚光集熱系統(tǒng)效率隨其吸收熱量的變化曲線，可利用該曲線將計(jì)算得到的光熱發(fā)電并儲(chǔ)能模式下的聚光集熱效率ηS,b修正到純光熱發(fā)電模式下的ηS,a。

圖3 聚光集熱效率隨集熱系統(tǒng)吸收熱量變化曲線Fig.3 Change of the solar field efficiency with the heat absorbed by the solar field system

3.2 溫度修正

為確保轉(zhuǎn)化后的純光熱發(fā)電工況的聚光集熱系統(tǒng)導(dǎo)熱油入口溫度TS,in與動(dòng)力發(fā)電系統(tǒng)出口溫度TP,out相同，需要對(duì)光熱發(fā)電并儲(chǔ)能運(yùn)行模式的聚光集熱系統(tǒng)導(dǎo)熱油入口溫度進(jìn)行修正，使修正后的溫度值等于動(dòng)力發(fā)電系統(tǒng)出口溫度，即可保證修正后計(jì)算得到的Q1,a為純光熱發(fā)電模式下的真實(shí)參數(shù)，Q1,a與Q2的計(jì)算公式分別為：

式中：MS為主循環(huán)回路導(dǎo)熱油質(zhì)量流量，kg/s；HS,out為聚光集熱場(chǎng)出口導(dǎo)熱油焓值，kJ/kg；HS，in為聚光集熱場(chǎng)入口導(dǎo)熱油焓值，kJ/kg；MP為動(dòng)力系統(tǒng)入口導(dǎo)熱油流量，kg/s；HP,out為動(dòng)力系統(tǒng)出口導(dǎo)熱油焓值，kJ/kg。

利用模擬軟件計(jì)算不同聚光集熱系統(tǒng)導(dǎo)熱油入口溫度TS,in對(duì)應(yīng)的聚光集熱系統(tǒng)輸出熱量Q1,a，并以此繪制修正曲線。圖4給出了某系統(tǒng)在滿負(fù)荷發(fā)電情況下，不同聚光集熱系統(tǒng)導(dǎo)熱油入口溫度對(duì)應(yīng)的聚光集熱器輸出熱量的修正系數(shù)。

圖4 聚光集熱系統(tǒng)導(dǎo)熱油入口溫度修正Fig.4 Correction of heat transfer oil inlet temperature for the solar field system

使用上述曲線對(duì)聚光集熱系統(tǒng)導(dǎo)熱油入口溫度進(jìn)行修正，使其等于動(dòng)力發(fā)電系統(tǒng)出口溫度，帶入導(dǎo)熱油流量MP，可得到純光熱發(fā)電模式下集熱器吸收的熱能Q1,a。

3.3 測(cè)量及計(jì)算流程

測(cè)量及計(jì)算主要分為以下幾個(gè)步驟。

1）在試驗(yàn)工況下測(cè)量動(dòng)力系統(tǒng)入口導(dǎo)熱油流量MP、聚光集熱場(chǎng)出口導(dǎo)熱油溫度TS,out、動(dòng)力系統(tǒng)出口導(dǎo)熱油溫度TP,out；根據(jù)式(6)計(jì)算得到進(jìn)入動(dòng)力發(fā)電系統(tǒng)的能量Q2；對(duì)聚光集熱系統(tǒng)出口導(dǎo)熱油溫度進(jìn)行修正，得到純光熱發(fā)電工況下聚光集熱系統(tǒng)輸出熱量Q1,a。

2）在光熱發(fā)電并儲(chǔ)能工況下測(cè)量主循環(huán)回路導(dǎo)熱油質(zhì)量流量MS、聚光集熱場(chǎng)出口導(dǎo)熱油溫度TS,out、聚光集熱場(chǎng)入口導(dǎo)熱油溫度為TS,in；根據(jù)式(4)計(jì)算得到光熱發(fā)電并儲(chǔ)能工況下的聚光集熱效率ηS,b；根據(jù)聚光集熱器效率修正曲線，修正得到純光熱發(fā)電工況下的聚光集熱器效率ηS,a。

3）測(cè)量聚光集熱場(chǎng)的聚光面積A，將計(jì)算得到的參數(shù)帶入式(2)，計(jì)算得到純光熱發(fā)電工況的DNI。將計(jì)算所得參數(shù)作為輸入?yún)?shù)帶入模型，根據(jù)式(3)計(jì)算全廠發(fā)電效率。計(jì)算流程如圖5所示。

圖5 試驗(yàn)測(cè)量及計(jì)算流程Fig.5 The test measurement and calculation process

4 算例驗(yàn)證

目前實(shí)際投運(yùn)的光熱電站數(shù)量有限，結(jié)合具體項(xiàng)目實(shí)地開展試驗(yàn)存在一定困難，因此本文利用某50 MW光熱電站熱平衡數(shù)據(jù)[11-13]建立模型，結(jié)合NREL公布的該槽式光熱電站的設(shè)計(jì)數(shù)據(jù)[13-15]對(duì)提出的計(jì)算方法進(jìn)行算例驗(yàn)證。該電站主要設(shè)計(jì)參數(shù)與模擬參數(shù)見表1。

表1 模型參數(shù)及校驗(yàn)Tab.1 Model parameters and calibration

利用EBSILON軟件進(jìn)行仿真建模?；谠撾娬緷M負(fù)荷發(fā)電時(shí)光熱發(fā)電并儲(chǔ)能工況的設(shè)計(jì)數(shù)據(jù)，采用上述計(jì)算方法，轉(zhuǎn)化得到純光熱發(fā)電工況的數(shù)據(jù)，與最大負(fù)荷下純光熱發(fā)電模式的設(shè)計(jì)數(shù)據(jù)進(jìn)行比較。該過程相當(dāng)于使用熱平衡設(shè)計(jì)數(shù)據(jù)作為試驗(yàn)測(cè)量數(shù)據(jù)進(jìn)行了一次模擬試驗(yàn)計(jì)算，結(jié)果見表2。由表2數(shù)據(jù)可知，在相同環(huán)境條件下，當(dāng)DNI由850 W/m2變?yōu)?81.5 W/m2時(shí)，光熱發(fā)電并儲(chǔ)能工況可轉(zhuǎn)化到相同發(fā)電負(fù)荷的純光熱工況。在純光熱發(fā)電模式下，設(shè)計(jì)DNI為481.7 W/m2（入射角影響已修正），其他參數(shù)見表1，對(duì)比可發(fā)現(xiàn)滿負(fù)荷純光熱發(fā)電工況的設(shè)計(jì)參數(shù)與采用本文方法計(jì)算得到的全廠發(fā)電效率具有良好的一致性，從而證明該方法具有較高的準(zhǔn)確度和實(shí)用性。

表2 工況轉(zhuǎn)換后的參數(shù)與純光熱發(fā)電模式設(shè)計(jì)參數(shù)對(duì)比Tab.2 Comparison of the operating parameters transformed and the design parameters in charging mode

5 結(jié) 論

1）由于光熱電站能量來源的不穩(wěn)定性，光熱電站短期穩(wěn)態(tài)性能試驗(yàn)宜在光熱發(fā)電并儲(chǔ)能工況下進(jìn)行，但受儲(chǔ)能系統(tǒng)影響，難以直接測(cè)定全廠發(fā)電效率。本文計(jì)算方法將進(jìn)行試驗(yàn)的光熱發(fā)電并儲(chǔ)能工況轉(zhuǎn)化為便于計(jì)算全廠發(fā)電效率的純光熱發(fā)電工況，排除了儲(chǔ)能系統(tǒng)對(duì)試驗(yàn)的影響。

2）考慮到轉(zhuǎn)化過程中集熱系統(tǒng)導(dǎo)熱油入口溫度與動(dòng)力發(fā)電系統(tǒng)出口溫度可能存在差異，通過修正計(jì)算方法，保證系統(tǒng)滿足轉(zhuǎn)化條件。由于DNI大小會(huì)影響聚光集熱效率，利用模擬計(jì)算得到聚光集熱效率隨集熱場(chǎng)吸收熱量變化的規(guī)律，從而可準(zhǔn)確計(jì)算出轉(zhuǎn)化得到的純光熱發(fā)電工況下的太陽直射輻射強(qiáng)度，進(jìn)而確定全廠發(fā)電效率。

3）算例驗(yàn)證表明，模擬計(jì)算結(jié)果與電站設(shè)計(jì)數(shù)據(jù)保持良好的一致性，證明本文計(jì)算方法具有實(shí)際應(yīng)用價(jià)值，可為今后槽式光熱電站全廠性能試驗(yàn)提供參考。