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70年代能源危機爆發(fā)以來，由于全球能源過度開采而導致的能源短缺狀況已經日漸明顯[1]。隨著能源結構的不斷調整，太陽能技術的開發(fā)和利用越來越受到各國的重視。其中，太陽能熱發(fā)電技術是一種主要的太陽能利用形式，由于儲能模塊的存在，光熱發(fā)電可實現(xiàn)熱電解耦，發(fā)電品質優(yōu)于光伏和風力發(fā)電[2]。太陽能光熱發(fā)電技術主要包括塔式、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）預測，2025年全球光熱裝機容量將達到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，如何科學評價光熱電站的性能指標已成為電站建設和運行中面臨的突出問題。2010年美國國家可再生能源實驗室（National Renewable Energy Laboratory，NREL）頒布了《大型拋物面槽式太陽能系統(tǒng)性能驗收試驗指南》[6]，對大型槽式光熱電站聚光集熱系統(tǒng)的試驗邊界、儀器、設備操作要求和計算方法進行了較為詳細的說明和規(guī)定；2017年國際標準化組織（International Organization for Standardization，ISO）給出了針對太陽能集熱器性能、可靠性、耐用性和安全性的試驗程序（ISO 9806）[7]，在此期間，一些實驗機構還對太陽能的測量方法及其測量不確定度進行了分析[8-9]。但遺憾的是，目前全球范圍內對于光熱電站全廠的性能試驗方法的研究還鮮有成果。

光熱電站短期穩(wěn)態(tài)性能試驗應在光照充足且穩(wěn)定的時段內進行，而此時部分熱量將進入儲能系統(tǒng)，導致光熱電站在發(fā)電并儲能運行方式下無法直接測定光能轉化為電能的性能指標。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)性能試驗的計算方法。

1 試驗運行模式

槽式光熱電站主要由聚光集熱系統(tǒng)、儲能系統(tǒng)和動力發(fā)電系統(tǒng)構成，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際運行過程中，根據(jù)太陽直射輻射強度（direct normal insolation，DNI）的不同，可能會出現(xiàn)純光熱發(fā)電模式、光熱發(fā)電并儲能模式、光熱和儲能聯(lián)合發(fā)電模式和純儲能發(fā)電模式4種運行模式。以某槽式光熱電站24 h運行數(shù)據(jù)[10]為例（圖2）：4:30—6:40光熱電站處于停機狀態(tài)，此時沒有太陽能，且儲能裝置儲存能量耗盡；6:40—8:00光熱電站處于純光熱發(fā)電模式，此時DNI水平較低，被加熱的導熱油完全用于發(fā)電，進入整個系統(tǒng)的能量全部用于發(fā)電；8:00—17:20，DNI強度除滿足滿負荷發(fā)電所需導熱油流量外，多余的導熱油流入儲能系統(tǒng)進行儲熱，此時系統(tǒng)以光熱發(fā)電并儲能模式運行；17:20—19:40為光熱和儲能聯(lián)合發(fā)電工況，此時DNI低于滿負荷發(fā)電要求的最低限值，為滿足穩(wěn)定的輸出功率，儲能系統(tǒng)開始釋放裝置內儲存的熱能，由聚光集熱系統(tǒng)和儲能系統(tǒng)同時提供能量用于發(fā)電；19:40以后，系統(tǒng)進入放能模式，完全由儲能系統(tǒng)作為熱源進行發(fā)電。

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

上述不同運行模式分別對應不同DNI條件。在純光熱發(fā)電及光熱和儲能聯(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)電并儲能工況下，DNI處于1天內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，該模式還可通過控制導熱油進入儲能系統(tǒng)的流量來調整進入動力發(fā)電系統(tǒng)的熱量，在多個期望的發(fā)電功率下進行試驗。所以，以光熱發(fā)電并儲能運行模式運行的時段是進行短期試驗并獲得穩(wěn)態(tài)性能指標最理想的時段。

2 工況轉化原理

在光熱發(fā)電并儲能運行模式下進行全廠性能試驗的問題在于，由于儲能裝置的存在，DNI并沒有直接對應動力發(fā)電系統(tǒng)的輸出，所以在該運行模式下，考核全廠發(fā)電效率（集熱系統(tǒng)接收太陽能全部進入動力發(fā)電系統(tǒng)做功發(fā)電）時，要排除儲能系統(tǒng)對測試的影響。本文提出一種等效轉化計算方法，通過理論推導并借助模擬軟件，可將光熱發(fā)電并儲能的試驗工況轉化為相同時間、相同環(huán)境條件及內部參數(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)電并儲能運行模式的主要區(qū)別在于：1）光熱發(fā)電并儲能運行模式下的入射DNI更高；2）光熱發(fā)電并儲能工況運行時，儲能系統(tǒng)處于儲熱模式。但是，在相同的發(fā)電負荷下，2種運行模式進入動力發(fā)電系統(tǒng)的導熱油能量是相同的。根據(jù)這一特點，可以通過測量、計算得到光熱發(fā)電并儲能運行模式下輸入到動力系統(tǒng)的導熱油能量Q2，然后利用純光熱發(fā)電能量轉換的關系反推得到轉化后的純光熱發(fā)電工況的輸入?yún)?shù)。純光熱發(fā)電的能量轉化關系如下：

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（因未涉及儲能系統(tǒng)，故Q1,a=Q2），kW；Q0,a為純光熱發(fā)電工況下進入光場的太陽輻射能量，kW；A為光熱電站鏡場總面積，m2；Ia為純光熱發(fā)電工況下的DNI，kW/m2。

所以，在相同時間、相同環(huán)境條件及內部參數(shù)下，轉化后的等效DNI可表示為

槽式光熱電站的光電轉化效率可表示為

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

3 工況轉化計算方法

光熱電站在純光熱發(fā)電模式及光熱發(fā)電并儲能運行模式下運行時存在2點差異：1）光熱發(fā)電并儲能模式下的輸出DNI更高，聚光集熱器效率會隨DNI強度發(fā)生變化；2）在儲能系統(tǒng)運行時，儲能支路的導熱油會與主循環(huán)回路的導熱油混合，使混合前、后的導熱油溫度存在差異，即Q1,a≠Q2。

上述差異對轉化計算的準確性影響較大，本文使用修正方法解決該問題。

3.1 集熱器效率修正

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

式中：ηS,b為光熱發(fā)電并儲能工況下的聚光集熱效率；Q1,b為光熱發(fā)電并儲能工況下集熱器吸收的熱能，kW；Q0,b為純光熱發(fā)電工況下進入光場的DNI，kW；Ib為光熱發(fā)電并儲能工況下的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，可利用該曲線將計算得到的光熱發(fā)電并儲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

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

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

利用模擬軟件計算不同聚光集熱系統(tǒng)導熱油入口溫度TS,in對應的聚光集熱系統(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)在滿負荷發(fā)電情況下，不同聚光集熱系統(tǒng)導熱油入口溫度對應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

使用上述曲線對聚光集熱系統(tǒng)導熱油入口溫度進行修正，使其等于動力發(fā)電系統(tǒng)出口溫度，帶入導熱油流量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 測量及計算流程

測量及計算主要分為以下幾個步驟。

1）在試驗工況下測量動力系統(tǒng)入口導熱油流量MP、聚光集熱場出口導熱油溫度TS,out、動力系統(tǒng)出口導熱油溫度TP,out；根據(jù)式(6)計算得到進入動力發(fā)電系統(tǒng)的能量Q2；對聚光集熱系統(tǒng)出口導熱油溫度進行修正，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)電并儲能工況下測量主循環(huán)回路導熱油質量流量MS、聚光集熱場出口導熱油溫度TS,out、聚光集熱場入口導熱油溫度為TS,in；根據(jù)式(4)計算得到光熱發(fā)電并儲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）測量聚光集熱場的聚光面積A，將計算得到的參數(shù)帶入式(2)，計算得到純光熱發(fā)電工況的DNI。將計算所得參數(shù)作為輸入?yún)?shù)帶入模型，根據(jù)式(3)計算全廠發(fā)電效率。計算流程如圖5所示。

圖5 試驗測量及計算流程Fig.5 The test measurement and calculation process

4 算例驗證

目前實際投運的光熱電站數(shù)量有限，結合具體項目實地開展試驗存在一定困難，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，結合NREL公布的該槽式光熱電站的設計數(shù)據(jù)[13-15]對提出的計算方法進行算例驗證。該電站主要設計參數(shù)與模擬參數(shù)見表1。

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

利用EBSILON軟件進行仿真建模?；谠撾娬緷M負荷發(fā)電時光熱發(fā)電并儲能工況的設計數(shù)據(jù)，采用上述計算方法，轉化得到純光熱發(fā)電工況的數(shù)據(jù)，與最大負荷下純光熱發(fā)電模式的設計數(shù)據(jù)進行比較。該過程相當于使用熱平衡設計數(shù)據(jù)作為試驗測量數(shù)據(jù)進行了一次模擬試驗計算，結果見表2。由表2數(shù)據(jù)可知，在相同環(huán)境條件下，當DNI由850 W/m2變?yōu)?81.5 W/m2時，光熱發(fā)電并儲能工況可轉化到相同發(fā)電負荷的純光熱工況。在純光熱發(fā)電模式下，設計DNI為481.7 W/m2（入射角影響已修正），其他參數(shù)見表1，對比可發(fā)現(xiàn)滿負荷純光熱發(fā)電工況的設計參數(shù)與采用本文方法計算得到的全廠發(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確度和實用性。

表2 工況轉換后的參數(shù)與純光熱發(fā)電模式設計參數(shù)對比Tab.2 Comparison of the operating parameters transformed and the design parameters in charging mode

5 結 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)性能試驗宜在光熱發(fā)電并儲能工況下進行，但受儲能系統(tǒng)影響，難以直接測定全廠發(fā)電效率。本文計算方法將進行試驗的光熱發(fā)電并儲能工況轉化為便于計算全廠發(fā)電效率的純光熱發(fā)電工況，排除了儲能系統(tǒng)對試驗的影響。

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

3）算例驗證表明，模擬計算結果與電站設計數(shù)據(jù)保持良好的一致性，證明本文計算方法具有實際應用價值，可為今后槽式光熱電站全廠性能試驗提供參考。