光煤互补示范电站槽式太阳能集热系统性能分析

杨勇平，胡永生

(华北电力大学 能源动力与机械工程学院，北京102206)

0 引 言

在国家科技部国家高新技术研究发展计划863 项目《太阳能热与常规燃料互补发电技术》支持下，中国首个光煤互补示范项目由中国大唐集团新能源股份有限公司(以下简称为大唐新能源公司)组织建设，示范电站槽式太阳能集热系统设计输出热功率1.5 MW。项目地处甘肃省河西走廊戈壁腹地，西距玉门市区约20 km，东距嘉峪关市约100 km［1］。站址紧临大唐甘肃分公司八O三电厂。槽式太阳能光场位于大唐八〇三电厂在建2 ×300 MW 热电厂北侧。

示范电站将槽式太阳能集热与燃煤机组互补发电系统集成技术、规模化太阳能热高效传输及存储技术、槽式太阳能集热与燃煤机组互补发电系统的运行模式与调节技术研究成果应用于互补发电示范工程，使得太阳能集热场、换热系统及燃煤机组能在各种气象条件下稳定运行，实现不同工况顺利切换。利用太阳能集热系统输出热量与燃煤机组热力系统耦合，以油水换热器为热交换枢纽将太阳能热量输入燃煤机组热力系统取代部分燃煤热量［2，3］，从而实现太阳能热发电的目的。为后续规模化开发太阳能辅助燃煤发电系统提供重要技术支持。

1 示范电站站址资源条件

示范电站站址位于典型的大陆性荒漠上，海拔1 500 m 左右，属中温带干旱气候区，具有降水少、蒸发大、日照长、风沙大、植被稀少等特征。根据相关资料，嘉峪关地区年均气温在6.7 ～7.7 ℃之间，年日照3 000 h 以上，太阳能资源丰富。自然降水量年平均85.3 mm，蒸发量2 149 mm，全年无霜期130 天左右。属于我国太阳能资源较为丰富的一类地区［4］。

根据当地常年气象数据与美国国家能源部可再生能源实验室NREL 公开数据，经测算年均直接辐射值1 970 kW·h/m2，水平总辐射值1 699 kW·h/m2，平均风速3.1 m/s。图1 为太阳能辐射月度分布图，可见当地太阳能资源丰富，计算分析中以此作为典型年数据。

图1 太阳能辐射月度分布图Fig.1 Monthly distribution of solar radiation

2 槽式太阳能集热系统参数

由于该项目为示范项目，建设一个由四组聚光器组成的聚光集热系统回路，总集热系统面积为3 270 m2。每个聚光器由12 个相同模块(SCE)组成，共约150 m 长，开口长度为5.77 m，集热器间距16 m。该示范项目采用的聚光集热系统主要参数汇总如表1。

表1 聚光集热系统主要特性参数Tab.1 Main character parameters of CSP system

其中，导热油作为系统的传热介质，根据成分及制造工业过程，热载体可以分为合成型导热油、矿物型导热油和无机熔盐类载热体。由于太阳能热发电的运行温度区间最高温度需达到400 ℃，因此一般选用具有高温稳定性的硅油类导热油。此类导热油多数是有机硅系热载体，其特点为高闪点(一般300 ℃以上)，难燃性且和有积累导热油比较燃烧热很低，化学稳定性好，但塑料类和各种橡胶不具活性，可在这些材料的设备系统中使用。此类导热油对人体毒性极低，几乎无异味。由于上述特点，越来越受到关注。目前被广泛使用的为苯基有机硅类热载体，聚硅氧烷型为最近研制开发的有机硅类载热体，它具有更好的耐热性，且不易碳化等优点。虽然有机硅类导热油具有上述优点，但从化学结构上宜在温度过高的系统中使用。市场上的主流产品如来自陶氏化学公司的Syltherm 800/Syltherm XLT 等［5］。本示范系统采用采用Syltherm 800(聚二甲基硅氧烷)作为高温导热油。

其他包含的子系统主要包括集热系统、导热油冷却系统、回收系统、膨胀系统、油泵系统、电加热以及相应控制系统等，导热油设计流量为22 kg/s。

3 示范电站槽式太阳能集热系统集热特性分析

由于示范项目为利用槽式太阳能集热系统所收集热量通过换热设备进入燃煤机组热力系统，不直接产生蒸汽进入汽轮机发电。因此计算分析中将主要针对当地气象条件下的集热系统集热特性进行详细分析。计算分析采用由美国国家可再生能源实验室开发的太阳能发电模拟系统。

3.1 计算流程简介

槽式太阳能集热系统从吸收太阳能热量开始，经过换热环节最终热量被换热流体带走。图2为集热管与换热流体换热热阻示意图，槽式系统换热过程包括了导热、对流和热辐射3 种基本的换热形式。

图2 槽式太阳能集热管换热热阻示意图Tab.2 Schematic diagram of thermal resistance for a solar collector

计算过程中，主要计算流程如下:

首先，根据厂址的经度、纬度、年、月、日等参数计算太阳角。之后考虑下列因素计算太阳集热场的能量输出，包括:太阳辐射、太阳集热场条件(包括入射太阳直接辐射、外界温度、集热器和吸热管的有效辐射、平均热损失(包括热导，对流和辐射损失)，其他集热器排列造成的阴影、余弦损失、集热器端头损失、波纹管遮挡损失、反射损失、尘粒和排列损失，玻璃管透明度损失，吸热管选择性涂层的吸收损失等。具体分析中，单位面积集热管吸收太阳辐射计算方法见公式(1)所示:

式中:G 为太阳直射强度，W/m2;θ 为太阳入射角，℃;fθ为太阳入射角修正系数;fs为早晚时集热管列阴影相互影响因子;fe为集热管末端损失影响因子;ηf为由于反射镜面光学特性等与理想镜面差异相关的集热岛效率;ηe为由于集热部分光学特性等与理想情况差异相关的集热器效率;fo为集热岛运行与太阳跟踪影响因子，一般可取fo= 0.99。

其次，由于吸热管温度、换热流体(HTF)温度而决定热损。并考虑设备可用率影响、风速影响、年小修影响、管道和设备散热热损失、散焦影响、启动影响后计算出太阳集热场可以输出的热量及太阳集热场的热效率。

最后，根据太阳集热场得到的热量、太阳集热场的出口温度，计算出换热流体(HTF)带走流量，即离开集热场热量。槽式集热系统吸收太阳辐射部分的简要计算流程表示于图3［2］。

3.2 设计工况下系统集热特性

设计条件下，该集热系统的主要集热参数如图4。

图3 槽式太阳能集热系统吸收太阳辐射计算流程示意图Fig.3 Schematic diagram of solar radiation absorbing calculation for parabolic collector system

图4 显示太阳能年总入射能量为6 450 MW·h，而太阳能集热场输出热量为2 225 MW·h。由于每月太阳能辐射变化，系统损失也随时变化。图5为对应每月的系统集热效率，可见太阳辐射最好的5月至7月间系统集热效率可达45 %左右，而辐射较差的1月与12月份的集热效率仅为10 %左右。根据年总输入与输出热量计算太阳能集热场设计条件下的年均集热效率为34.5 %。

图4 集热系统典型年吸收热量逐月变化图Fig.4 Monthly absorbed energy distribution of solar collector system in a typical year

图5 集热系统典型年集热效率逐月变化图Fig.5 Monthly thermal efficiency distribution of solar collector system in a typical year

3.3 集热器阵列间距对系统集热性能的影响

考虑场地位置限制与场地特殊地理位置，示范项目设计工况下两列集热器间距为16 m。由于集热器间距直接与早晚遮挡程度相关，为尽可能减少遮挡进而影响集热器性能，间距设置应在考虑土地条件下尽可能扩大间距，减小遮挡损失。本部分研究不同集热器间距对集热器集热性能的影响程度。

图6 表明随着集热器间距逐渐增大，系统遮挡损失减小，系统集热效率提高。但在间距小于16 m 时曲线较为陡峭，表明间距小于16 m 时集热系统性能受间距影响程度较大。而当间距大于16 m时，曲线变得较为平滑，即增大间距随可提高系统集热效率，但提高幅度有限。图6 可以应用于系统设计优化中，根据实际土地面积合理确定集热器间距。

图6 太阳能集热效率随间距变化图Fig.6 Thermal efficiencies of solar collectors with different array spans

同时分析了各月太阳能集热系统集热效率随系统间距的影响。选取太阳能资源较差的1月与12月份，以及资源中等的3月与资源较好的6月分别研究其影响程度。

从图7 集热系统在不同月份集热效率随间距变化关系图可以看出，不同月份由于太阳能资源状况不同，集热系统间距对系统集热效率的影响程度也各不相同。图7(a)和图7(d)分别为1月份与12月份的集热效率与间距关系曲线，相比图7(b)和图7(c)所示的3月份与6月份曲线，1月、12月对间距的变化影响相对平缓，而3月、6月的曲线倾斜度较高，尤其是6月的曲线影响最大。图5 表明间距变化对系统集热效率有较大影响，且随着太阳能资源越好的工况其对系统影响越大。对于资源一般的工况，间距影响相对减弱。

3.4 集热管失去真空对集热系统性能的影响

为确保集热系统中集热管在吸热过程中散热较少，集热管一般在金属集热管与玻璃套管间采用抽真空，以降低空腔内对流换热。但是由于空腔外壁为玻璃，内壁为钢管，在实际运行中可能发生玻璃与金属结合不紧密导致空间真空被破坏，进而影响系统集热能力。为了定量分析真空破坏对系统的影响程度，设定该项目全部真空集热管同时失去真空，其集热效率变化关系如图8 所示。

图7 集热系统在不同月份集热效率随间距变化关系图Fig.7 Thermal efficiencies of solar collectors with different array spans in different months

图8 集热管失去真空工况与设计工况时集热效率变化图Fig.8 Thermal efficiencies in the conditions of designed and absorbers broken

图8 中显示由于真空集热管失去真空，加大了集热管对流换热损失，系统集热能力严重削弱。失去真空后集热系统集热效率由设计时的34.49 %下降到27.24 %，严重影响机组运行。因此，在实际运行中，应加强对真空集热管的安全稳定运行及检查巡视工作，避免出现玻璃罩管破裂、漏气等影响集热管真空压力的事件。

3.5 集热器轴向安装角度对集热系统特性的影响

为确保集热系统通过实时跟踪系统能最大可能地吸收太阳能热量，集热系统一般南北轴布置、东西向跟踪。即早晨时太阳能集热器向东侧倾斜跟踪，12:00 处于正中，14:00 则面向西向跟踪太阳。本示范项目由于地处戈壁滩，土地资源较为丰富，按南北轴向布置。但在其他项目实际情况中，由于土地位置、周围遮挡等限制，需偏离南北轴布置。偏离南北轴的布置方案必然对系统集热产生影响，本部分通过研究计算偏离轴向不同角度(东经、西经每1°为间隔)的系统集热特性，为系统设计及优化提供依据。

图9 中可见，对于特定经纬度范围内的厂址，安装方位角与系统集热能力直接相关。对于本项目，经计算分析安装角度为偏东13°左右时集热效率最高。实际应用中应根据综合分析站址条件，使系统集热能力得到优化。

图9 太阳能集热效率随安装方位角度变化曲线Fig.9 Thermal efficiencies of solar collectors with different installation angles

4 结 论

太阳能槽式热发电技术作为一种国际上较为成熟的太阳能热发电技术，具有规模化开发的技术条件。论文通过对大唐甘肃矿区光煤互补示范项目的集热系统计算分析，研究槽式太阳能集热系统在设计工况、阵列间距变化、轴向安装角度变化、集热管失去真空条件下的系统集热特性。结果显示集热器集热效率随太阳能辐射增加而提高。集热器轴向安装角度会对集热器集热性能产生影响，对于该项目经计算分析安装角度为偏东13°左右时集热效率最高。但总体影响程度较小，集热效率差值仅为0.3 %左右。最后，对集热管失去真空状态下的集热特性进行了分析，失去真空后集热器效率急剧下降。在实际运行中应严格运维程序、严密监控系统中集热管完整性，提高系统集热能力。

［1］温克刚.中国气象灾害大典(甘肃卷)［M］.北京:气象出版社，2004.

［2］阎秦.太阳能辅助燃煤发电系统热力特性研究［D］.北京:华北电力大学，2011.

［3］Qin Yan，Eric Hu，Yongping Yang，et al.Dynamic modeling and simulation of a solar direct steam generating system ［J］.International Journal of Energy Research，2010，34，(15):1341 －1355.

［4］白虎志，刘德祥.甘肃气候影响评估:1951 －2004［M］.北京:气象出版社，2004.

［5］http://baike.baidu.com/view/477271.htm