一种聚光光伏-光热耦合海水淡化系统的设计

常州大学石油工程学院 ■ 杨洁 冯浩 袁杰 徐贤 王华亮 陆莉鋆 陈海飞

0 引言

随着现代社会经济的高速发展，人类对各种自然资源的需求不断加大，淡水资源的短缺已成为制约我国沿海地区实现经济可持续发展的“瓶颈”，政府不得不依靠开采地下水和远距离调水来满足这些地区的生产、生活用水需求。然而，这种获得淡水的途径并不妥当，比如，上海、天津等沿海城市均出现过因大量开采地下水而导致地面塌陷的恶性事件；另外，调水工程引起了严重的环境问题，而且消耗了大量的人力和财力。因此，合理开发就近的海水资源是彻底解决我国沿海地区淡水资源短缺的唯一出路，而相关的海水淡化技术革新是亟待解决的关键问题。

作为清洁能源的利用，太阳能耦合海水淡化技术的研究受到了国内外各地，尤其是淡水缺乏地区的强烈关注[1-4]。目前，虽然太阳电池的实验室转换效率已超过20%，但规模化生产后其发电效率仍较低[5]，若仅利用光伏发电势必导致海水淡化系统的太阳能利用率低，影响系统性能。同时，光伏发电系统在将太阳能转换为电能的过程中，太阳电池的温度会升高，从而使系统的发电效率下降。单位面积太阳电池在聚光光伏发电系统中接收的太阳辐射是其在非聚光光伏发电系统中的数十倍乃至上百倍，而由太阳电池温升引起的系统效率下降和太阳电池老化问题也会更加严重[6]。因此，合理匹配槽式抛物面聚光器的聚光倍数和提高发电效率是系统设计的关键。现阶段，聚光光伏-光热系统的研究已取得多项进展，尤其是使用载热剂吸收太阳电池的热量，实现了光伏、光热的双重利用，能显著提高系统的太阳能利用效率[7]。由于目前大多数海水淡化技术存在消耗常规能源且产生大量污染的问题[8]，因此，采用光伏、光热相结合的海水淡化技术正不断取得新进展。

本文提出了一种聚光光伏-光热(C-PV/T)耦合海水淡化系统的设计方案，介绍了系统的设计原理，并得出了光伏-光热转换综合评价指标，以及淡水产量与海水出口温度的关系。

1 C-PV/T耦合海水淡化系统的设计原理

现有的海水淡化方法众多[9]，本文提出的C-PV/T 耦合海水淡化系统是将常规闪蒸与多效蒸发两种方式相结合，充分利用太阳能，以提高淡水产量和系统总效率。该系统利用槽式抛物面聚光器将太阳光汇聚于带状集热板和光伏组件上进行集热、发电，其设计原理图如图1所示。

图1 C-PV/T 耦合海水淡化系统原理图

系统原理分为两部分，产热发电流程和海水淡化流程。

1)产热发电流程。采用槽式抛物面聚光器将太阳光汇聚于带状集热板上，用于加热通过海水抽水泵、预热水箱和循环水泵后流经集热板上的海水；集热板靠近槽式抛物面聚光器的那侧敷设光伏组件用于发电，产生的直流电经太阳能控制器逆变稳压处理后提供给各个用电设备，包括各种动力部件和传感器。在海水淡化系统运行时，海水在集热板下流动带走光伏组件表面的热量，可防止光伏组件由于温度过高产生光电转换效率降低和太阳电池老化的问题。

2)海水淡化流程。海水由海水抽水泵抽入预热水箱中进行海水预热；当海水温度达到设定值后，由循环水泵泵入集热板；集热板将海水加热到设定的海水出口温度值后，集热板出口阀门打开，高温海水流入闪蒸室；再由真空泵对闪蒸室抽真空，高温海水在闪蒸室压力突然降低时产生一次蒸汽，蒸汽经蒸汽管道进入蒸发器换热管内，并与蒸发器换热管外的海水发生间壁换热；然后蒸汽在蒸发器管内冷凝成液态淡水，经管道流入淡水箱；蒸发器壳侧的海水吸收蒸汽冷凝潜热；同时真空泵对蒸发器抽真空，高温海水蒸发产生二次蒸汽；二次蒸汽进入冷凝器换热管内，被壳侧冷却水冷凝为液态，再经管道与蒸发器内流出的液态淡水汇合流入淡水箱。

2 理论计算分析

2.1 光伏组件吸收的总能Qs

由于一天之中的太阳辐射强度在逐时变化，为了获得直观的分析数据，将太阳辐射强度用平均值代替[10]。则光伏组件吸收的总能Qs可表示为：

式中，C为聚光器的聚光倍数；I0为太阳辐射强度，W/m2；S0为光伏组件的面积，m2。

Qs转化成其他能量，可表示为：

式中，Q为海水得热量，W；E为光伏组件发电功率，W；Qa为光伏组件通过各种方式发散到周围环境的热损失，W，约为25%。

Qa可表示为：

式中，k为光伏组件与周围空气的总传热系数，W·(m·K)-1；Tp为光伏组件表面温度，℃；Ta为空气温度，℃。

2.2 光伏组件发电功率E

目前太阳电池的实验室转换效率已超过20%，但是实际运行中，由于内外因素的作用，太阳电池的转换效率往往达不到实验值；并且光电转换效率与光伏组件表面温度有很大关系，组件表面温度每升高 1 ℃，其光电转换效率将减少原来的4.2%左右[11]。

光伏组件的发电功率E可表示为[12]：

式中，ηt为空气温度为25 ℃时的光电转换效率；β为温度系数，%。

2.3 海水得热量Q和海水出口温度T1

研究表明，光伏-光热系统的光热转换效率能达到60%以上[13]，本文取60%作为计算值，海水得热量Q可表示为：

式中，ηh为系统的光热转换效率，%。

当聚光器的聚光倍数和光伏组件面积一定时，光伏组件背面的海水流量将对海水出口温度有显著影响。海水出口温度T1的计算式为：

式中，c为海水比热容，J·(kg·℃)-1；m为海水流量，kg·s-1；T2为海水进口温度，℃。

2.4 日产水量Me

日产水量是表征海水淡化系统效率的重要参数。海水出口温度对闪蒸室和蒸发器内蒸汽的产量影响很大，当闪蒸压力和蒸发压力一定时，日产水量Me可表示为：

式中，Ts为闪蒸温度，℃；Δt为海水沸点较同压力下纯水沸点的升高值，℃；hg(Ts)为闪蒸温度Ts下的蒸汽焓，J·kg-1；γ(TS)为闪蒸温度Ts下的汽化潜热，J·kg-1；Tz为蒸发器的蒸发温度，℃；hg(Tz)为蒸发温度Tz下的蒸汽焓，J·kg-1；ds为闪蒸室产生的蒸汽量，kg·d-1。

3 计算结果及分析

3.1 聚光倍数与海水得热量的关系

当太阳辐射强度I0为700 W/m2、光伏组件面积S0为5 m2、光热转换效率ηh 为60%时，海水得热量Q与聚光倍数C的关系如图2所示。

图2 聚光倍数C 与海水得热量Q 的关系

由图2可知，聚光倍数升高可使海水得热量增加，聚光倍数为45 倍时，海水得热量达到83.5 kW；但当聚光倍数升高到45 倍以上时，由于热损失增加，使海水得热量增幅减小。同时，光伏组件表面温度升高也会使光电转换效率下降，因此，聚光倍数不宜过大。

3.2 光伏组件表面温度对发电量的影响

当太阳辐射强度I0为700 W/m2、光伏组件面积S0为5 m2、温度系数β为0.5%时，不同聚光倍数C下光伏组件表面温度Tp与发电功率E之间的关系如图3所示。

图3 不同聚光倍数C 下光伏组件表面温度Tp 与发电功率E 之间的关系

由图3可知，随着光伏组件表面温度上升，光电转换效率下降，使得发电功率下降；在组件表面温度相同时，聚光倍数越高，组件发电功率越高。但为了延长光伏组件的寿命和提高光电转换效率，应控制聚光倍数不宜过大，40 倍左右为佳。在聚光倍数为40 倍、光伏组件表面温度为80 ℃时，发电功率达到15.3 kW。

3.3 海水流量对海水出口温度的影响

当太阳辐射强度I0为700 W/m2、光伏组件面积S0为5 m2时，不同聚光倍数C下海水流量与海水出口温度T1的关系如图4所示。

图4 聚光倍数为40 倍时海水流量m 与海水出口温度T1 的关系

从图4可以看出，海水出口温度随海水流量增大而急剧减小。海水流量的变化显著影响海水出口温度，而海水出口温度又与日产水量相关，在保证必要的海水出口温度且海水流量适中的前提下，本文以聚光倍数40 倍、海水流量0.40 kg·s-1为典型工况，此时海水出口温度为78℃。

3.4 影响日产水量的因素

当闪蒸压力为0.010 MPa、蒸发压力为0.005 MPa 时，日产水量Me与海水出口温度T1的关系如图5所示。

由图5可以看出，在海水出口温度为78 ℃时，系统日产水量达到63 kg·d-1；当海水出口温度高于78 ℃后，系统日产水量增加幅度不明显。由于在实际生产过程中，海水温度过高易导致设备壁面结垢，因此，应将海水出口温度控制在一定范围内。

图5 海水出口温度T1 对日产水量Me 影响

4 结论

1)聚光倍数升高可使海水得热量增加，但是45 倍以上时，由于热损失增加，海水得热量的增幅减小；并且聚光倍数越高组件表面温度也越高，会对组件寿命造成影响，因此，聚光倍数不宜过大。2)当海水出口温度高于78 ℃后，日产水量增幅减缓，且生产过程中海水温度过高易导致设备壁面结垢，增大传热热阻，因此，海水出口温度应严格控制在一定范围内。3)海水出口温度随海水流量的增大而急剧减小。综上所述，当聚光倍数为40 倍、海水流量为0.40 kg·s-1、海水出口温度为78 ℃时，系统产水量高。