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      塔式、槽式光熱電站系統(tǒng)配置的對比分析

      2022-07-30 07:59:56梁金鳳柯國華
      電力勘測設(shè)計(jì) 2022年7期
      關(guān)鍵詞:熱電站槽式熱島

      張 夏,梁金鳳,柯國華

      (北京市公用事業(yè)科學(xué)研究所,北京 100011)

      0 引言

      太陽能光熱發(fā)電(concentrated solar power,CSP)是中高溫太陽能熱利用的重要途徑之一,憑借其電力輸出平穩(wěn)、接入電網(wǎng)友好等優(yōu)勢成為新能源應(yīng)用研發(fā)領(lǐng)域的熱點(diǎn)。

      根據(jù)聚光方式的不同,光熱發(fā)電技術(shù)主要分為塔式、槽式、蝶式和線性菲涅爾式。在這四種技術(shù)中,碟式電站發(fā)電效率最高,但建造成本較高,目前全球投入商業(yè)化運(yùn)行的僅有美國的Maricopa和Tooele Army Depot[1],更適用于分布式而不是大規(guī)模集中供電;在我國首批的20個(gè)光熱發(fā)電示范項(xiàng)目中,使用線性菲涅爾技術(shù)的僅為4個(gè),主要分布于我國敦煌、張家口等地[2],項(xiàng)目均在建設(shè)中,相關(guān)研究還需不斷提升和發(fā)展。從目前全球光熱電站運(yùn)營情況來看,塔式、槽式是光熱發(fā)電技術(shù)的主流技術(shù)路線,發(fā)電效率高,技術(shù)成熟,商業(yè)化潛力大。國內(nèi)外學(xué)者對光熱電站的容量配置、關(guān)鍵設(shè)備選型、系統(tǒng)集成開發(fā)等[3-4]開展了大量研究,但在電站選址后使用何種技術(shù)路線說法不一,設(shè)計(jì)者大多會(huì)參考自然條件、投資回收、政策因素,較少定量對比不同類型電站的運(yùn)行特性以及與項(xiàng)目地的契合度。本文將總結(jié)塔式、槽式電站的技術(shù)特點(diǎn),探討二者在相同氣象資源、相同容量、相同傳蓄熱介質(zhì)條件下的實(shí)際運(yùn)行效果,以期為光熱電站設(shè)計(jì)提供參考。

      1 塔式、槽式光熱發(fā)電技術(shù)概述

      塔式、槽式光熱電站均由集熱島、儲(chǔ)熱島和常規(guī)島構(gòu)成,二者最大的差異體現(xiàn)在集熱島關(guān)鍵技術(shù),塔式電站采用點(diǎn)聚焦,而槽式電站采用線聚焦,前者聚光比遠(yuǎn)高于后者。文獻(xiàn)[5]從施工運(yùn)行角度對比分析了塔式、槽式技術(shù)的優(yōu)缺點(diǎn),基于我國西北地區(qū)氣候特征分析了建設(shè)兩類光熱電站的可行性。從市場成熟度來看,塔式的單位裝置投資成本為3.4~5.0萬元/kW,槽式為2.1~3.5萬元/kW[6],后者產(chǎn)業(yè)鏈更成熟??偟膩碚f兩種技術(shù)沒有優(yōu)劣之分,塔式技術(shù)發(fā)展迅猛,未來發(fā)展空間巨大;槽式技術(shù)在全球投運(yùn)電站中的裝機(jī)占比最高,二者競相發(fā)展,技術(shù)各有所長。

      本文將借助數(shù)值模擬軟件(system advisor model,SAM),以南非北開普地區(qū)的100 MW塔式、槽式電站為研究對象,模擬研究設(shè)計(jì)點(diǎn)法向直接輻射(direct normal irradiance,DNI)、太陽倍數(shù)(solar multiple,SM)、儲(chǔ)熱時(shí)間(storage time,ST)、儲(chǔ)熱系統(tǒng)控制方式對兩類電站的性能影響。

      2 塔式、槽式光熱電站運(yùn)行特性模擬

      2.1 目標(biāo)選取及可行性分析

      設(shè)計(jì)點(diǎn)DNI是影響光熱電站性能最重要的資源數(shù)據(jù),其他因素還包括溫度、濕度、項(xiàng)目地的大氣壓、風(fēng)速等。DNI受經(jīng)緯度、地勢及天氣影響較大,因此在進(jìn)行光熱電站運(yùn)行特性對比分析時(shí),所選塔式、槽式光熱電站的建廠位置應(yīng)盡可能接近。

      本文對國際太陽能熱發(fā)電和熱化學(xué)組織(Solar Power and Chemical Energy Systems, SolarPACES)提供的全球運(yùn)營、在建光熱電站進(jìn)行篩選,選取位于南非北開普地區(qū)的Redstone Solar Thermal Power Plant(以下簡稱“CSP 1”)和KaXu Solar One(以下簡稱“CSP 2”)作為研究對象,二者均為100 MW的中型電站,項(xiàng)目地氣象資源見表1所列。

      表1 項(xiàng)目地氣象資源對比[7]

      從表1可知,塔式電站CSP 1和槽式電站CSP 2地理位置十分接近,兩地的平均輻照度、平均溫度和大氣壓相差較小,相對濕度和平均風(fēng)速差距稍大但也在10%范圍以內(nèi),可視為自然條件近似相同,在此基礎(chǔ)上進(jìn)行性能模擬比較客觀。

      2.2 模型驗(yàn)證

      根據(jù)SolarPACES提供的塔式電站CSP 1和槽式電站CSP 2設(shè)計(jì)參數(shù),在SAM軟件中依次對集熱場、儲(chǔ)熱島、常規(guī)島和廠用電系統(tǒng)進(jìn)行設(shè)置,部分重要參數(shù)設(shè)置如下:

      1)塔式電站CSP 1:集熱塔高189 m,定日鏡按輻射交錯(cuò)式分布,單個(gè)長、寬均為12.2 m,使用SAM內(nèi)置模塊SolarPILOT[8]對鏡場布置并進(jìn)行優(yōu)化,將殘差設(shè)定為0.001,可得到輸入損失較小的合理布局,太陽倍數(shù)為2.5;采用雙罐直接儲(chǔ)熱,儲(chǔ)熱時(shí)間為12 h,介質(zhì)為經(jīng)典太陽鹽solar salt(60%NaNO3+40%KNO3),進(jìn)、出集熱島溫度分別為288℃和566℃;冷、熱儲(chǔ)罐內(nèi)部加熱器溫度設(shè)定分別為245℃和480℃;常規(guī)島采用空冷方式,額定功率為100 MW,循環(huán)熱效率為0.41;

      2)槽式電站CSP 2:集熱場共300個(gè)回路,由1200個(gè)聚光集熱器陣列組成,太陽倍數(shù)為3。采用集熱器Euro Trough ET150,集熱管 Schott PTR70,傳熱介質(zhì)為Dowtherm A型導(dǎo)熱油,進(jìn)、出集熱島溫度分別為293℃和393℃;儲(chǔ)熱島為雙罐間接儲(chǔ)熱,使用經(jīng)典太陽鹽solar salt(60%NaNO3+40%KNO3),儲(chǔ) 熱 時(shí) 間 為3 h,冷、熱儲(chǔ)罐內(nèi)部加熱器溫度設(shè)定分別為250 ℃和365 ℃;常規(guī)島采用空冷方式,額定功率為100 MW,循環(huán)熱效率為0.38,屬中型電站。

      根據(jù)上述參數(shù),計(jì)算得到兩電站的年均發(fā)電量和容量因子,并與文獻(xiàn) [9-11] 值進(jìn)行對比,結(jié)果見表2所列。

      表2 模擬結(jié)果與運(yùn)行數(shù)據(jù)的對比

      由表2可知,年均發(fā)電量、容量因子的模擬值均小于文獻(xiàn)值,原因可能是使用SAM軟件模擬時(shí)防凍、伴熱等系統(tǒng)的啟??刂戚^實(shí)際操作有滯后,導(dǎo)致廠用電量與實(shí)際有出入。相對誤差的絕對值在合理范圍內(nèi),此次模擬可行。

      2.3 模擬結(jié)果

      根據(jù)設(shè)計(jì)經(jīng)驗(yàn),對于承擔(dān)基本電力負(fù)荷的光熱電站而言,設(shè)計(jì)點(diǎn)宜選在夏至日以滿足高峰負(fù)荷需求[12]。本文所述案例的建廠地址均位于南回歸線附近,日照最強(qiáng)的夏季為12月至次年2月,而6月至8月為冬季。對模擬結(jié)果進(jìn)行整理,對比分析CSP 1和CSP 2的月均發(fā)電量、月均太陽直接輻射量,如圖1所示。

      圖1 月均發(fā)電量月均太陽直接輻射量模擬結(jié)果

      從圖1可以看出,塔式電站CSP 1和槽式電站CSP 2的月均發(fā)電量增、降趨勢均與其各自所在地的太陽直接輻射量強(qiáng)、弱緊密相關(guān)。圖1中柱狀所示的光熱電站月均發(fā)電量,與當(dāng)?shù)貧庀笠?guī)律相符。冬季時(shí),月均太陽直接輻射量顯著下降,6月為低谷。此時(shí),塔式電站 CSP 1所在地Postmarsburg較槽式電站CSP 2所在地Pofadder的DNI少25 kWh/m2。為客觀描述塔式、槽式光熱電站對光資源變化的靈敏度,現(xiàn)對比分析在惡劣光照條件下各自的性能表現(xiàn),引入發(fā)電量削減系數(shù)μ,其計(jì)算式為:

      式中:μ為發(fā)電量削減系數(shù);Qv為典型年的月均發(fā)電量谷值,GWh;Qp為典型年的月均發(fā)電量峰值,GWh。

      在忽略季節(jié)跨年情況,典型年氣象數(shù)據(jù)充足的前提下,使用自然年為研究周期,根據(jù)表1輸入的參數(shù)由式(1)計(jì)算得到=19.7%。 由此看出,在此工作條件下,DNI大幅下降對槽式電站CSP 2的影響更大。結(jié)合圖1折線趨勢得知,雖然塔式電站CSP 1所在地Postmarsburg光照資源稍弱,但其發(fā)電量普遍高于槽式電站,這依賴于塔式電站良好的跟蹤和大面積、高聚光比的定日鏡。

      3 容量配置的對比分析

      影響光熱電站運(yùn)行特性的因素很多,比如光資源、設(shè)計(jì)點(diǎn)DNI、電站規(guī)模等。本節(jié)沿用表1中的氣象資源參數(shù),為保證傳、蓄熱工質(zhì)運(yùn)行溫度區(qū)間基本一致,從運(yùn)行安全角度出發(fā),將進(jìn)、出CSP 1集熱場的太陽鹽溫度分別設(shè)置為300 ℃和400 ℃,將進(jìn)、出CSP 2集熱場的導(dǎo)熱油溫度分別設(shè)置為293 ℃和393 ℃。首先選取典型觀察日,研究不同設(shè)計(jì)點(diǎn)DNI下塔式電站CSP 1和槽式電站CSP 2熱能的接收、應(yīng)用情況,然后固定DNI值,研究當(dāng)太陽倍數(shù)SM=(1.0,1.5,2.0,2.5,3.0,3.5,4.0)、儲(chǔ)熱時(shí) 間ST=(0 h,3 h,6 h,9 h,12 h,15 h)時(shí),兩個(gè)電站各自的性能表現(xiàn)并分析原因,最后在統(tǒng)一設(shè)計(jì)點(diǎn)DNI、太陽倍數(shù)SM和儲(chǔ)熱時(shí)間ST3參數(shù)的前提下,模擬儲(chǔ)熱系統(tǒng)控制方式對電站性能的影響,并對電站設(shè)計(jì)及優(yōu)化給出合理建議。

      3.1 設(shè)計(jì)點(diǎn)DNI的影響分析

      在光熱電站設(shè)計(jì)時(shí),開展設(shè)計(jì)點(diǎn)DNI優(yōu)化研究工作是十分必要的。關(guān)于設(shè)計(jì)點(diǎn)DNI的確定,業(yè)內(nèi)持有不同看法,比如:春分/夏至日法[12]等。根據(jù)南非的氣候特征,本文約定當(dāng)?shù)囟寥諡?月22日,夏至日為12月23日,通過模擬塔式電站CSP 1和槽式電站CSP 2在當(dāng)?shù)叵闹寥?、冬至日集熱場和常?guī)島的逐時(shí)吸熱情況,探索設(shè)計(jì)點(diǎn)DNI對兩類電站的影響大小,結(jié)果如圖2、圖3所示。

      圖2 夏至日容量因子與太陽倍數(shù)的關(guān)系曲線圖

      圖3 冬至日容量因子與太陽倍數(shù)的關(guān)系曲線圖

      圖2和圖3反映了電站在不同節(jié)氣下一個(gè)完整工作日的工作流程。以圖2的夏至日為例,CSP 1常規(guī)島運(yùn)行時(shí)間(約7:00)早于集熱場吸熱時(shí)間(約8:00),這是利用上一周期存儲(chǔ)熱量進(jìn)行暖機(jī)的過程;10:00左右,汽輪機(jī)進(jìn)入穩(wěn)定運(yùn)行工況,在這之前集熱島僅向儲(chǔ)熱系統(tǒng)傳遞熱量,而在這之后集熱島的熱量一部分用于維持機(jī)組平穩(wěn)運(yùn)行,多余部分供應(yīng)給儲(chǔ)熱系統(tǒng);15:30太陽輻射強(qiáng)度開始衰減直至19:00到達(dá)低位,隨后啟動(dòng)輔助伴熱裝置,集熱島繼續(xù)低功率吸熱,以防止因驟冷導(dǎo)致傳熱介質(zhì)流動(dòng)受阻。圖3所示的冬至日太陽輻射量較低,不論CSP 1和CSP 2都呈現(xiàn)啟機(jī)時(shí)間推后、停機(jī)時(shí)間提前的特性。

      對比圖2和圖3,可發(fā)現(xiàn)在此溫度區(qū)間設(shè)計(jì)點(diǎn)DNI變化對CSP 1集熱場和常規(guī)島吸熱量的影響并不顯著,但隨著設(shè)計(jì)點(diǎn)DNI的增加,CSP 2集熱場實(shí)際接收熱量反而下降,且在夏至日表現(xiàn)更明顯。這主要與電站運(yùn)行模式、集熱介質(zhì)種類有關(guān)。對CSP 1,熔融鹽在中、高溫區(qū)間安全運(yùn)行,不用頻繁控制定日鏡角度,設(shè)計(jì)點(diǎn)DNI值較大時(shí),吸熱器也不存在超溫風(fēng)險(xiǎn),接收到的熱量十分穩(wěn)定。但對于CSP 2,設(shè)計(jì)點(diǎn)DNI增大意味著需要配置更多的集熱槽,回路復(fù)雜,散熱量增多,而當(dāng)瞬時(shí)DNI無法達(dá)到設(shè)計(jì)值時(shí),集熱管內(nèi)的導(dǎo)熱油低溫、低速流動(dòng),從而導(dǎo)致集熱場整體效率降低。冬至日氣候條件不佳,CSP 2集熱場與常規(guī)島吸熱量基本重合,意味著基本沒有富裕熱量進(jìn)行儲(chǔ)存,從安全運(yùn)行角度來說,宜開啟補(bǔ)燃模式運(yùn)行。

      3.2 太陽倍數(shù)和儲(chǔ)熱時(shí)間的影響分析

      太陽倍數(shù)SM是光熱電站設(shè)計(jì)中的一個(gè)重要參數(shù)。太陽倍數(shù)則是指對于特定的設(shè)計(jì)點(diǎn),太陽能集熱場輸出的熱功率與汽機(jī)額定熱功率之比,反映了集熱系統(tǒng)容量與發(fā)電系統(tǒng)容量之間的差別。儲(chǔ)熱技術(shù)是各類光熱電站能夠削峰填谷,平穩(wěn)性高于其他可再生能源的關(guān)鍵。儲(chǔ)熱容量一般取決于夜間調(diào)峰供電容量,即發(fā)電功率和發(fā)電時(shí)數(shù)的乘積。一般在進(jìn)行光熱電站設(shè)計(jì)時(shí),當(dāng)?shù)仉娏π枨?、用電缺口是已知的,即后端發(fā)電容量確定,需要通過聯(lián)合調(diào)整太陽倍數(shù)SM和儲(chǔ)熱時(shí)間ST,得到前端集熱場的規(guī)模,進(jìn)而計(jì)算出儲(chǔ)熱島的容量。

      關(guān)于塔式、槽式電站各自供電量、供電價(jià)與太陽倍數(shù)的關(guān)系,已有許多文獻(xiàn)分別進(jìn)行討論,但鮮有對相同太陽倍數(shù)下,塔式、槽式電站性能的對比模擬,本節(jié)將探討這一問題。塔式電站CSP 1和槽式電站CSP 2的容量因子隨太陽倍數(shù)和儲(chǔ)熱時(shí)間的變化曲線,如圖4所示。

      圖4 容量因子隨太陽倍數(shù)和儲(chǔ)熱時(shí)間的變化曲線

      從圖4可知,塔式電站CSP 1的容量因子(capacity factor,CF)隨著太陽倍數(shù)SM先增加后減小,配置儲(chǔ)熱島后,最大容量因子CFmax對應(yīng)的最佳太陽倍數(shù)SMopt也隨著儲(chǔ)熱時(shí)間ST的增加而增加;中、長儲(chǔ)熱時(shí)間(ST>6 h)對應(yīng)的最佳太陽倍數(shù)SMopt接近于2.0。在本文給定的輸入條件下,槽式電站CSP 2的容量因子CF隨著太陽倍數(shù)SM增加而增加,到一定程度會(huì)趨于平穩(wěn)。太陽倍數(shù)SM的增加代表聚光集熱面積增大,不論對于塔式還是槽式電站,都意味著可被接收的熱量增加,除去供應(yīng)汽輪機(jī)運(yùn)行部分,還有富裕能力進(jìn)行儲(chǔ)存,在圖4曲線上體現(xiàn)為早期斜率較大。而隨著太陽倍數(shù)SM繼續(xù)增加,CSP 1較CSP 2提前迎來CFmax,這是因?yàn)楦呔酃獗鹊亩ㄈ甄R成倍數(shù)增加時(shí),帶來的規(guī)?;?yīng)遠(yuǎn)超過槽式反射鏡的增加。然而,過度增加太陽倍數(shù)SM無法帶來容量因子CF的提升,這是因?yàn)榫酃鈭龅妮敵鲆呀?jīng)達(dá)到吸熱器、儲(chǔ)熱器的額定功率總和,無法消納的熱量反而會(huì)帶來跟蹤系統(tǒng)、保溫系統(tǒng)的損耗。

      3.3 儲(chǔ)熱系統(tǒng)控制方式的影響分析

      由于光照資源和后端需求實(shí)時(shí)變化,光熱電站雙罐儲(chǔ)熱系統(tǒng)的運(yùn)行模式也有所不同。在啟機(jī)模式中,上一周期末時(shí)刻儲(chǔ)熱量是一個(gè)重要參數(shù)。現(xiàn)保持CSP 1和CSP 2關(guān)鍵部件容量一致,取設(shè)計(jì)點(diǎn)DNI=800 W/m2,太陽倍數(shù)SM=2,儲(chǔ)熱時(shí)間ST=6 h,研究儲(chǔ)熱系統(tǒng)控制方式對電站運(yùn)行特性的影響。通過模擬計(jì)算,得到高溫儲(chǔ)熱罐充裝率從10%~90%變化對月均平均發(fā)電效率的影響,如圖5所示。

      圖5 月平均發(fā)電效率與儲(chǔ)熱系統(tǒng)控制方式的關(guān)系曲線

      從圖5可知,隨著高溫儲(chǔ)熱罐充裝率的變化,系統(tǒng)月平均發(fā)電效率先增后減。這是因?yàn)樯弦恢芷趦?chǔ)熱量用于預(yù)熱機(jī)組,由高溫儲(chǔ)熱罐內(nèi)的熔融鹽提供,若此部分能量過少,雖然汽輪機(jī)會(huì)提前啟動(dòng),但會(huì)采用滑壓運(yùn)行,整體效率并不高;若儲(chǔ)熱量過多,理論上可以很好地保障汽輪機(jī)平穩(wěn)運(yùn)行,但由于儲(chǔ)熱系統(tǒng)只能單一模式運(yùn)行,放熱的同時(shí)無法對集熱量進(jìn)行同步儲(chǔ)存,進(jìn)而造成了資源浪費(fèi)。對比來看,從當(dāng)?shù)囟寥者^度到夏至日時(shí),塔式電站CSP 1的最優(yōu)月平均發(fā)電效率為4.35%~6.11%,此時(shí)需將充裝率控制在40%~50%;對于槽式電站CSP 2,當(dāng)充裝率控制在20%~30%時(shí),可得到最優(yōu)月平均發(fā)電效率為5.73%~21.01%;因此,從發(fā)電效率角度考慮,兩類電站應(yīng)當(dāng)在中、低儲(chǔ)熱罐液位下啟機(jī);相比之下,槽式電站集熱場聚光能力相對較差,為保證相同的吸熱總量,應(yīng)當(dāng)盡快釋放上一周期儲(chǔ)熱量,及時(shí)捕捉當(dāng)日的實(shí)時(shí)光照資源。對比6月、9月和12月的曲線可以看出,光照資源從匱乏到豐富對CSP 1發(fā)電效率的提升效果非常有限,這主要是因?yàn)榻橘|(zhì)運(yùn)行溫度偏低,未能充分發(fā)揮定日鏡的聚光優(yōu)勢,在此溫度區(qū)間運(yùn)行無法完全體現(xiàn)塔式電站的優(yōu)勢。

      4 結(jié)論

      本文采用SAM軟件對南非的100 MW塔式 電 站Redstone Solar Thermal Power Plant和100 MW槽式電站KaXu Solar One進(jìn)行模擬,與文獻(xiàn)提供的數(shù)據(jù)進(jìn)行對比。在此基礎(chǔ)上,對比分析設(shè)計(jì)點(diǎn)DNI、太陽倍數(shù)、儲(chǔ)熱時(shí)間、儲(chǔ)熱系統(tǒng)控制方式對塔式、槽式電站的性能影響,得出以下結(jié)論:

      1)本文完整描述光熱電站各子系統(tǒng)從啟動(dòng)、平穩(wěn)運(yùn)行到退出的過程,對比夏至和冬至兩個(gè)典型觀察日可知項(xiàng)目地實(shí)際光資源優(yōu)劣對電站運(yùn)行有重要影響,在光照資源匱乏的冬季有必要配置一定規(guī)模的補(bǔ)燃系統(tǒng)。

      2)在300~400℃的中高溫運(yùn)行區(qū)間,設(shè)計(jì)點(diǎn)DNI變化對塔式電站影響較小,隨著設(shè)計(jì)點(diǎn)DNI從700 W/m2增至1 000 W/m2,槽式電站集熱場吸熱量逐漸減小。因此,對槽式電站而言,若設(shè)計(jì)點(diǎn)DNI與項(xiàng)目地實(shí)際DNI的差距較大時(shí),集熱島效率將大大降低。

      3)為得到光熱電站最佳容量因子,需協(xié)同太陽倍數(shù)和儲(chǔ)熱時(shí)間。隨著太陽倍數(shù)和儲(chǔ)熱時(shí)間的增大,容量因子呈現(xiàn)先增大后減小趨勢。在本文給定的中高溫區(qū)間內(nèi),塔式電站對上述兩參數(shù)的變化更加敏感,更早出現(xiàn)容量因子峰值,而槽式電站聚光能力較差,需要繼續(xù)擴(kuò)大集熱島規(guī)?;蜓娱L儲(chǔ)熱時(shí)間來找尋最優(yōu)配置。

      4)在機(jī)組啟動(dòng)過程中,上一周期末儲(chǔ)熱量對發(fā)電效率有重要影響,即高溫儲(chǔ)熱罐存在最佳充裝率。為達(dá)到較高的發(fā)電效率,當(dāng)常規(guī)島啟動(dòng)時(shí)塔式、槽式電站高溫儲(chǔ)熱罐宜保持在中、低液位。

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