槽式太阳能发电

槽式太阳能发电（精选4篇）

槽式太阳能发电 篇1

0 引言

本控制方案是针对内蒙古鄂尔多斯50MW槽式太阳能电站设计。采用全厂DCS集中控制方式。DCS作为太阳能电站的控制核心系统分为太阳能镜场 (SF) 控制系统、导热油 (HTF) 系统控制系统、储热 (TES) 系统控制系统、汽水循环 (SG) 系统控制系统、T/G岛控制系统及协调控制系统。DCS系统结构如图1所示。

1 总体设计方案

本控制系统针对50 MW太阳能电站设计。镜场追日采用主动跟踪太阳位置方式, 就地执行机构采用液压式, 镜场相关设备与DCS之间采用网络通讯方式。太阳能光热发电的各子系统中装配有温度、流量、压力、转速、图像等各种传感器, 当系统运行时, 大量连续的、间断的测量数据以及报警信号从各子系统通过网络传输至主控系统, 主控系统根据程序预先设定的控制策略进行运算、处理, 然后实时发出指令至各控制系统, 控制相应设备执行相应动作或提醒操作人员进行人工干预, 同时记录和显示相关参数, 包括系统管道、仪器、指示阀门的工作状态等。本控制方案的设计只针对太阳能镜场控制、HTF换热油控制、TES储能换热控制。

2 镜场控制系统

太阳能光热发电中的镜场部分主要功能是负责太阳能采集, 4个太阳能集热组件 (SCA) 组成一个回路 (LOOP) , 如图2所示, 由156个回路的集合构成太阳集热场区。

镜场的控制主要由通讯控制系统 (SCS) 及就地控制系统 (LOC) 两部分构成。其中镜场就地控制系统由LOC (控制系统) 和就地液压执行机构两部分构成, 本控制方案中LOC控制原理采用主动跟踪, “开环”控制方式。

考虑到镜场系统占地范围广、监视和控制参数多、设备布置分散的特点, 对镜场控制系统及导热油循环系统的现场仪表、控制阀门、马达执行器等设备将以网络通讯的连接方式接入DCS控制系统, 能够有效地减少控制电缆的用量, 大大减轻施工工作量, 同时达到优化系统设计, 降低工程造价的目的。

3 导热油 (HTF) 控制

在太阳能电站工作过程中, 要保证太阳能镜场出口处HTF温度为393℃, 通过调节HTF主泵的流量来实现, HTF主泵系统一般采用两运一备方式, 当运行泵跳闸后, 备用泵投入运行。控制原理如图3。

当HTF油温度升高时, 其体积会有一定的膨胀, 膨胀罐内HTF油液位升高, 当HTF油液位升高至一定的高度后联锁开启膨胀罐至溢流罐的电动阀门, 将HTF油排放至溢流罐中。当HTF油温度降低后, 膨胀罐内HTF油的液位下降, 利用溢流泵将溢流罐中的HTF油送回至膨胀罐中。同时膨胀罐内设有充氮保护来保证系统安全、维持膨胀罐内的压力, 膨胀罐内的压力由充氮管路上的阀门控制。

防凝的控制是要保证HTF的最低设定温度, 防止HTF的凝固。在防凝锅炉投运过程时, 通过调节天然气进气量和送风量来控制被加热的HTF油的温度。此外还可以利用防凝锅炉加热HTF油进行储热、发电。

4 储热 (TES) 系统控制

储热系统的控制主要是对储热过程控制与放热过程控制。此外还包括熔盐的防凝、熔盐罐的旁路控制及盐罐的本身的自循环控制。在储热过程中熔盐从冷盐罐中经油盐换热器换热后进入到热盐罐中。

在熔盐储热的过程中需要保证经换热后进入热盐罐内的熔盐达到一定的温度。由于该过程中HTF的流量取决于日照强度及机组负荷情况, 所以我们通过调节熔盐的换热流量来控制熔盐的温度, 而熔盐的流量由变频泵来控制。

在2个熔盐罐之间设有旁路装置, 旁路装置可将热罐内剩余少量的熔盐导入至冷罐中。在盐罐内设有电加热装置用于盐罐内熔盐的防凝, 在熔盐经过的管路及换热器上也设有伴热装置以防止熔盐在管路上凝固。

5 结语

该系统设计突破了以往的一套控制装置只能控制一面反射镜的限制。对数百面反射镜进行同时跟踪, 将数百或数千平方米的阳光聚焦到光能转换部件上。将底层控制系统由以往的PLC控制升级为DCS系统控制, DCS控制系统可实现复杂的逻辑控制、操作方便、安全可靠。此外还可与全厂DCS系统实现无缝连接、统一管理。

槽式太阳能发电 篇2

关键词：太阳能光热发电,塔式,槽式,集热系统,换热系统,成本

1 引言

太阳能光热发电 (Concentrated Solar Power, 简“CSP”) 是一种太阳能聚光热发电技术, 依靠各种聚光镜面将太阳的直接辐射 (DNI) 聚集, 通过加热导热介质, 再经过热交换产生高温蒸汽, 推动汽轮机发电。

CSP目前主流的几种技术路线都是按照太阳能采集方式来划分的, 主要有塔式、槽式、菲涅尔式和碟式等四类。目前全球范围内已建成或在建的项目, 以槽式为最多。

与其他类型的光热发电相比, 塔式电站聚光倍数更高, 达到的工作温度较高, 在阵列中如果定日镜数目越多, 聚光比就越大, 接收器的集热温度也就越高。但由于该发电系统关键技术尚未成熟, 代价高昂, 在一定程度上限制了它的推广应用, 还处于科技研发和示范工程阶段。

槽式系统技术已经成熟, 也基本实现了商业化。槽式系统目前的技术标准、运营经验以及分析数据都是比较成熟的。目前槽式系统在国际市场上装机规模越来越大, 西班牙达到了2.4GW, 美国政府已审批的将在2014年之前建设的项目装机容量也达到了2GW。

以下主要以塔式和槽式两种太阳能热发电系统进行简单介绍。

2 技术分析

2.1 两种发电形式的构成及发电原理分析

塔式太阳能热发电也称集中型太阳能热发电。它的形式是利用一定数量的反射镜阵列, 将太阳辐射反射到安置于塔顶端的太阳能接收器上, 通过加热工质而产生过热蒸汽, 驱动汽轮机发电机组发电, 而将吸收的太阳能转化为电能。塔式太阳能热发电主要由四部分构成:镜场、换热系统、储热装置和汽轮发电装置。

槽式太阳能热发电即利用槽式抛物面反射镜进行太阳能热发电。它是将众多的槽型抛物面聚光集热器, 经过串并联的排列, 从而可以收集较高温度的热能, 加热工质产生蒸汽, 驱动汽轮发电机组发电。槽式太阳能热发电主要由四部分组成:镜场、换热系统、储热装置和汽轮发电装置等部分组成。

从系统构成来讲, 塔式采用集中式布置, 定日镜必须布置于吸收塔周围;而对于槽式来讲, 则采取分散式布置, 槽式的集热器可依据当地的地势地形情况, 进行合理布置, 既可集中布置也可进行分块布置, 布置上较塔式来说更为灵活, 更为方便。

2.2 集热系统的分析

(1) 塔式集热系统分析

塔式集热系统主要由吸热器和定日镜等组成。现在塔式吸热器技术还未成熟, 且现有的核心技术掌握在国外少数国家和企业手中。

吸热器冷凝器其主要功能是接受和吸收由镜场反射的太阳辐射能, 并将其转化为热能传递给换热工质。吸热器主要组成部分包括:由多管路组成的吸热表面, 吸热器支撑结构, 吸热单元之间的联结管路, 膨胀箱 (或者汽包) 。

定日镜是由反射镜、镜架、跟踪传动机构及其控制系统等组成的聚光装置, 用于跟踪接收并聚集反射太阳光线进入位于接收塔顶部的集热器, 是塔式太阳能热发电站的主要装置之一。

影响定日镜运行工作主要有以下两种因素: (a) 跟踪传动机构。目前, 定日镜跟踪太阳的方式主要有以下两种:方位角———仰角跟踪方式;自旋———仰角跟踪方式。定日镜的传动方式一般均采用齿轮传动、液压传动或两者相结合的方式。由于平面镜位置的微小变化都将造成反射光在较大范围的明显偏差, 因此目前采用的多是无间隙齿轮传动或液压传动机构。 (b) 控制系统。定日镜控制系统的原理允许了定日镜实现将一天不同时间的太阳直射辐射全部反射到同一个目标位置上。从实现跟踪的途径上讲, 分为传感器控制、程序控制、程序/传感器混合控制三种方式。

(2) 槽式集热系统分析

槽式太阳能热发电集热系统最主要的部件是集热器, 集热器由支架、集热管、集热镜和追日驱动等部分组成。

槽型集热系统的集热管、集热镜、支架和驱动结构等的核心技术已被国内相关单位和企业所掌握, 并已生产出相关的试验和样品, 经国际国内的相关认证机构检验, 检验结果表明已达到国际标准。

物面反射镜根据其采光方式, 分为东西向和南北向两种布置形式。东西放置只作定期调整;南北放置时一般采用单轴跟踪方式。随着槽式系统技术已成熟并大规模商业运行, 已形成相关产业, 现在在建和即将建设的电站大多采用混合式控制。

从集热系统来讲, 塔式系统的核心部件吸热器目前技术尚不成熟, 且国内还未有成熟的技术, 若引进其技术难度较大, 引进费用也很高;而槽式集热器的核心技术国内已掌握, 已有成熟的产品, 相比来讲, 系统更为稳定, 价格也更为低廉。

塔式多采用开环控制, 增加了跟踪的累积误差, 而槽式系统采用混合式控制, 既可减少误差, 又能保证其平稳运行。

3 成本分析

3.1 塔式电站投资分析

定日镜在电站中不仅数量最多、占地面积最大, 而且是工程投资的重头。美国Solar One电站, 项目初投资为1.42亿美元, 成本比例为:聚光集热镜场60%、发电机组及电气设备18%、储热装置10%、管道及换热器8%、其它设备4%。

3.2 槽式电站投资分析

图3为7h储热50MW电站投资比例图。

从上面给出两种系统的投资比例来看, 集热系统的投资比例占据了整个电站投资的大多数, 塔式系统集热系统占投资的60%, 槽式系统为30%, 其中塔式系统的集热系统关键技术尚未成熟, 且国内还未完全掌握, 需要从国外引进技术以及相关生产设备等, 大大增加了投资成本;而槽式系统的占据比例相对较小, 且核心技术已被国内掌握, 产业链也逐渐形成, 随着国内光热发电市场的不断开拓, 势必将批量生产, 从而大大地缩减了成本。

4 业绩分析

(1) 世界主要的塔式热发电站 (如表1)

(2) 世界主要的槽式发电站 (如表2) 。

塔式系统受到定日镜控制等多方面原因, 单个集热塔的容量受限, 现在世界范围内, 最大容量的塔为10MW, 且多塔式由于各塔区的传热介质混合保持稳定的技术还未成熟, 电站的发电容量受限, 现阶段发电规模较小, 还未进入大规模的商业运行阶段;而槽式系统可依据要求, 相应增加回路数即可扩容。从表1来看, 发电规模最大的为西班牙的PS20, 该电站采用两个10MW模块单独运行;而最著名的商业化槽式电站是位于美国南加州Majove沙漠地区的SEGS系列电站, 该系列电站共9座, 总容量354MW, 于1985年~1991年间建成。

塔式电站大多处于试验阶段, 运行经验还在不断地摸索、完善中。槽式电站依据多年的运行经验, 已形成了成套成熟的设计、建设、运行和维护的体系, 西班牙和美国的光热电站主要是以槽式电站为主, 并已运行发电多年。

5 结论

(1) 从系统布置来讲, 塔式系统采用集中式布置, 槽式采用分散式布置, 槽式布置更为灵活、方便;

(2) 从关键技术来讲, 塔式系统核心技术多为国外掌握, 追日结构形式和控制方式复杂、要求精度高, 传热介质对系统设备管路和防凝要求严格;而槽式系统核心技术已被国内掌握, 追日结构形式和控制方式简洁, 控制误差更低, 传热介质安全可靠, 提高了系统的稳定性;

(3) 从投资成本来讲, 塔式系统关键技术占据比例大, 还需引进国外生产技术和生产设备, 投资成本高;槽式系统核心技术国内已掌握, 实现了完全国产化, 大大减少了投资;

(4) 从以往运行业绩来看, 塔式系统受技术和投资限制, 无法大规模商业运行, 且运行经验不够丰富;而槽式电站已大规模商业运行, 形成了整套的设计、建设、运行和维护等体系。

综上所述, 塔式电站在关键技术上还未成熟, 需要不断地开发和摸索, 发电成本较高, 未形成完整成熟的设计、建设、运行和维护等体系, 若破除在关键技术上的约束, 将有广阔的发展前景和空间;槽式发电已经突破了关键技术的制约, 可依据要求进行规模扩建, 现已商业运行多年, 形成了成套的设计、建设、运行和维护等体系, 同时投资成本上也低于塔式系统, 为近段时间光热发电电站的主要形式。

参考文献

[1]胡其颖.太阳能热发电技术的进展及现状[J].能源技术, 2005 (5) :200-207.

槽式太阳能聚光器结构特性研究 篇3

太阳能作为一种新能源其利用形式主要有三种:光—热转换、光—电转换、光—化学转换。其中以光—热转换为主的槽式太阳能电站已经是技术发展最为成熟的一种,目前槽式太阳能热发电系统是唯一可以实现商业化运作的系统,其投资成本相对较低,在白天用电高峰时可以提供稳定的电能。因此,槽式太阳能热发电系统的发展必将具有十分广阔的前景。

西方国家对太阳能的利用较早,在1985～1991年间美国鲁兹公司先后建立了9座槽式太阳能热发电站,总装机容量达到了354 MW。其中最为典型的是80 MW装机容量的SEGSVII电站,主要特征为:槽式抛物面反射镜东西放置,采用单轴跟踪技术。真空管集热器的直径为70 mm的不锈钢管装在直径为115 mm的圆柱形玻璃套内。不锈钢管外壁涂有高温选择性吸收涂层,玻璃管内抽成真空,以减少热量的流失。南京春晖科技实业有限公司和河海大学新材料新能源开发研究所联合组成攻关小组,在太阳能热发电领域的槽式抛物面反射镜、槽式太阳能接收器研究方面取得了一定的进展。

为了实现槽式太阳能热发电站的进一步推广与应用,需要进一步降低发电成本,提高太阳能利用率。因此,需要对聚光器的聚光比与支架的变形进行研究,通过研究支架变形前后与聚光比的关系,提出支架优化结构形式。目前国内外许多学者对支架的结构进行了研究与优化,Schlaich等人开发了新一代的槽式抛物面聚光器,对聚光器进行了优化设计,设计后的支架零件数量较少,质量减轻。Solargenix公司开发了全铝框架的槽式抛物面太阳能聚光器。重庆大学机械传动国家重点实验室对聚光器的结构进行了优化,并测试了聚光器在不同条件下的运行数据,支架优化后的质量明显减轻。南京工业大学机械与动力学院模拟了支架在不同风速、不同角度下的运行结果,并对优化后的聚光特性进行了分析。帅永等运用蒙特卡洛射线法研究了槽式和碟式两种抛物面集热器的焦距、边界角之间的关系;yang等应用蒙特卡罗光线追踪法模拟了抛物面槽式系统的聚光特性,获得了较高的精度。

1 槽式太阳能热发电系统简介

槽式太阳能热发电站由六大子系统组成分别是:太阳辐射热能采集系统(镜场)、热交换系统、补充能源系统、汽轮机系统、发电机系统和输配电系统。其中太阳辐射热能采集系统由支架、反光镜、集热器等组成。聚光器占整个槽式太阳能热发电的发电成本的40%以上,因此,降低发电成本成了当务之急,其中有效途径之一就是采用合理的聚光系统。聚光系统应使用合理的支架结构形式,有效控制反射镜面和支架的变形,提高太阳能辐射的利用率,这将对降低聚光槽式热发电的成本有着十分重要的意义。

由于太阳辐射的能量密度较低,要想得到较高的集热温度,必须通过聚光手段来实现。槽式太阳能热发电聚光器,将太阳光汇聚形成高能量密度的光束。首先太阳光经镜面反射到集热器上,通过集热器加热管内的传热工质(油或者水),被加热的工质通过热交换器产生过热蒸汽,过热蒸汽推动汽轮机发电(图1)。

目前在聚光器中主要使用的支架形式有扭矩盒式支架、扭管式支架和间隙式。扭矩盒式支架的核心部分是底部的一个盒子状的结构,用来给抛物面镜的悬臂提供支撑。扭矩盒式支架制作简单、安装方便、质量较轻、变形较小,能够承载静负载和风载的能力(支架结构如图2所示)。在工作过程中降低了支架结构的弯曲变形,从而具有较高的光学性能。

2 槽形抛物面聚光器

抛物线是唯一可将平行光聚焦于一点的型线。槽形抛物面的光孔就是槽的开口宽度,其大小决定了聚光器输入的总能量,其焦距的距离决定了太阳像的大小,在聚光系统的焦平面上,像的能量密度和光孔宽度以及焦距大小密切相关。抛物面聚光器的聚光比,主要决定于相对光孔,并与接收器的形状也有一定关系。

几何聚光比表示聚光接收器接收的阳光开口面积与吸热管表面积的比值。太阳辐射经光孔进入聚光器,由反射面将其聚焦到接收器。一般来说聚光器的聚光比越高,则聚焦中心达到的最高温度就越高。

槽形抛物面聚光器光孔宽度设为b,槽长为l,聚光集热器的即热效率为η,单台集热器可获得的有用能量收益为q(图3)。则:

q=ηblI (1)

其中:I为太阳直射辐射强度(kW/m2),bl为抛物面聚光器的光孔面积。

能量聚光比是聚焦到接收器上的平均太阳辐射能对入射太阳辐射能的比值。若投射到光孔上的入射太阳辐射能为I,由于镜面存在误差,导致最终汇聚到接收器上的平均太阳辐射能降低为IR。

则 CE=IR/I (2)

式中:CE为能量聚光比,I为投射到光孔上的入射太阳辐射能,IR为最终汇聚到接收器上的平均太阳辐射能。

理想聚光器聚光比的公式为:

C=Aa/Ar (3)

式中:Aa为光孔面积,Ar为接收器的面积;

若令光孔面积Aa→∞,接收器的面积Ar→0,则有 C→∞。

聚光器光孔的半采光角为Ф,则聚光器的最大采光角为2Фmax,在该角度内投射到光孔上的太阳辐射,能够完全被接收器接收。即聚光器线聚焦的最大聚光比为

Cmax=1/sinφmax。 (4)

3 矩形扭矩盒式聚光器支架受力分析

随着槽式太阳能热发电的商业运行,各国都意识到太阳能聚光器对太阳辐射利用的重要性,对太阳能聚光技术进行了研究,研究人员对支架的结构进行了改进。20世纪90年代,Schlaich等人开发了抛物槽式聚光器,该聚光器在结构上增加了矩形扭矩盒。扭矩盒是通过焊接和螺钉连接起来的金属结构,中间有一个正方形十字交叉部件,这种支架零件数量较少,安装维护方便。

聚光器是太阳能热发电系统中的关键部分,反射镜安装在支架上,入射光经反射镜反射后到达接收器。反射镜的安装直接影响太阳能的利用率,因此,支架在运行过程中要有足够的刚度和良好的抗疲劳能力;支架质量尽量减轻传动容易、能耗小制造成本低,能够长期稳定运行。

支架设计要求为:1) 正常工作最大风速为6级风,可抵御8级风;2) 在有相关措施的情况下,10级风以下具有不损坏反射镜的功能;3) 支架在自重和风载的条件下变形要小。

通过对支架的分析从图4可以看到,支架的应力主要集中在两边的斜支撑上面,特别是在支架的端部。从图5可以看出支架由于承受自身质量和外载荷、风载等,支架变形明显,支架端部变形位移较大,结合表1从结构参数可以看出支架变形后严重影响了聚光器的聚光比。图6对支架的一些参数进行了敏感度分析,从图中可以看出,该参数对支架的影响为线性关系,图7是单个支架的结构示意图。从表1可以看出优化后的支架聚光比变大,开口宽度变大,焦距变小。这都有利于提高支架的聚光比,符合支架优化的要求。

4 反射式聚光器设计

槽型抛物面聚光器的焦距尺寸决定了聚光器的焦线位置,由此决定了抛物面的加工型线,接收器为圆管的槽形抛物面聚光集热器,其集热管存在一个最佳直径尺寸(Dmin),能够完全接收来自反射镜的反射光线。如果集热管的直径D<Dmin,则会出现漏光现象,即集热管只能接收到一部分太阳反射光。

理想光学系统,在镜面没有加工误差和跟踪系统准确的情况下,求太阳反射光线完全落到接收器上的平均光线长度Rn,

$R=f+\frac{x{}^2}{4f}(5)$

Rn的平均值为

$\overline{R}{}_n=\frac{1}{\frac{b}{2}}$∫${}_0^{\frac{b}{2}}R{}_n\text{d}x(6)$

对式(4)进行积分运算求的平均光迹长度。

$\frac{\overline{R}}{b}=\frac{1}{m}+\frac{m}{48}(7)$

式中,m为聚光器的相对光孔宽度, f为聚光器的焦距,对式(5)是进行求导得当m=4√3 时聚光器的最大采光角为 φmax=120o,这表明抛物面的焦点落在聚光器光孔平面以内。

聚光太阳能集热器有聚光器和接收器组成。聚光器一般由反射镜或透镜组成,主要有抛物面式反射镜、菲涅尔式透镜、菲涅尔式反射镜等。聚光器主要有圆形接收器和抛物槽式聚光器等,其中抛物槽接收器已经在电站实际应用。

槽型抛物面聚光器,太阳辐射从镜面顶点和镜面边缘点(xn,yn)反射出去的光线到达焦点出的尺寸分别为W和W/.从镜面顶点到边缘点的全部镜面反射辐射均可落到接收器上,接收器的长短轴分别为:

$\text{W}{}^{、/}=2\sqrt{x{}_n^2+(f-x{}_n^2){}^2}\frac{\tan \delta {}_s}{\sin \theta }(8)$

W=2ftanδs (9)

式中:W/和W分别为聚光器的长轴和短轴,xn为镜面边缘上的一点,f为聚光器的焦距,δs为圆面张角,θ为边界角。

当W/>W在满足上述条件时,太阳光从各个点反射出去的光线完全能够落在抛物面接收器上的条件下,槽式抛物面聚光集热器集热管的形状可以为圆形、椭圆形和橄榄形。

5 结论

1) 优化后支架的焦距明显变小,开口宽度变大,采光口面积变大,聚光比增大,提高了太阳辐射的利用率。支架变形更小,为进一步分析聚光器的光学性能分析提供了条件。2) 通过对支架进行优化,支架的材料减少,同时满足了支架的强度和刚度要求,使支架更容易运输、安装维护。3) 支架变形后,开口宽度变大,焦距变小,可能会发生反射光有一部分被集热光吸收,有一部分偏出,可以通过对优化后支架的开口宽度与焦距重新设计集热管的直径,使设计的集热管能够完全接受来自反射镜的光线,从而充分利用了太阳能辐射。

参考文献

[1]陈于平.聚光太阳能发电技术应用与前景[J].重庆三峡水利电力集团,2010,(07).

[2]熊亚选,吴玉庭,马重芳.槽式太阳能聚光集热技术[J].北京工业大学学报,2009,(06).

[3]杨谋存.抛物槽式聚光器结构与光学分析[J].南京工业大学学报,2010,(08).

[4]陈小安.槽式太阳能聚光器结构优化及新型定日镜两轴跟踪精密传动箱[J].重庆大学学报,2010,(8).

[5]安翠翠.抛物槽集热器的研究[J].河海大学学报,2008,(05).

[6]王军,张耀明,张文进,等.太阳能热发电系列文章(10)槽式太阳能热发电中的聚光集热器[J].河海大学学报,南京中材天成新能源有限公司,2007,(04).

[7]韦彪,朱天宇.槽式太阳能集热器的传热特性研究[J].河海大学,动力工程学报,2011,(05).

[8]徐显波.抛物槽式太阳能集热系统的应用与研究[J].兰州理工大学学报,2010,(05).

槽式太阳能发电 篇4

随着地球人口增长、环境恶化, 开发和利用清洁能源已被广泛关注。其中太阳能所具有的低密度、间歇性、空间分布不断变化的特点也给太阳热能的收集和利用提出了很高的要求。采用太阳热能进行大规模集中式发电, 不仅将对我国电力的可持续发展和改变以煤为主的发电结构发挥重大作用, 也是电力工业实现可持续发展的重要能源基础。

国外对太阳能的利用研究起步早于我国将近20 多年, 且20 世纪初时已开始应用于工业。以色列鲁兹公司是槽式太阳能热发电技术应用的典范, 在1985~1991 年间, 美国在南加州先后建成9 座槽式太阳能热发电站, 总装机容量354MW, 年发电总量10.8 亿度, 发出的电力可供50 万人使用。经过一些发达国家的持续研究, 目前已开发出多种形式的太阳能热发电系统, 按集热器类型的不同, 聚光式太阳能热发电系统 (STPGS, Solar Thermal Power Generation System) 可分为槽式系统、塔式系统和碟式系统3 大类[1,2]。

槽式发电是最早实现商业化的太阳能热发电系统, 在太阳能热发电领域中, 涉及槽式太阳能热发电中的关键技术是聚光集热装置, 其中聚光镜片、跟踪驱动装置、线聚焦集热管是实现槽式太阳能顺利发电的三项核心技术。为有效利用太阳能, 除了要保证聚光镜片及集热管等相关设备的性能参数外, 提高太阳能能流密度也是重要途径之一, 经研究采用聚焦、跟踪技术能有效地提高太阳能能流密度。 (能流密度是在一定空间范围内, 单位面积所能取得的或单位重量能源所能产生的某种能源的能量或功率, 是评价能源的主要指标之一。) 因此, 本文针对聚焦跟踪技术设计出一种利用液压系统驱动集热器跟踪太阳的装置, 以提高太阳能能流密度[3,4,5]。

1 集热器自动跟踪装置结构及工作原理

整个装置包括槽式集热器、集热管、液压驱动跟踪装置、驱动控制器四部分, 装置结构如图1 所示。

槽式聚光器将投射来的太阳光聚焦到集热管上, 集热管将此热量传递给导热介质, 装置3、4、5、6、7 用于跟踪太阳, 以保证集热器的反射光线始终聚焦于集热管上。

系统控制原理[6,7]是采用闭环反馈控制原理:首先通过天文公式计算出太阳在聚光器所处地理位置的实时高度角和方位角, 再由高度角及方位角推算出对应的集热器最佳聚焦位置对应的法线角度值 (具体定义见太阳角度推算) , 同角度传感器测量得到聚光器实际的法线角度相比较, 计算出聚光器需要转动的角度值, 最后控制液压驱动系统来实现集热器跟踪太阳。本装置采用了一个角度传感器, 角度传感器用于测量集热器的法线角度。

2 跟踪角度公式推算

太阳在空间的位置可以用两个空间角度来表示, 即太阳的高度角和方位角。太阳高度角指太阳光线与地平面之间的夹角, 太阳方位角是太阳光线在地平面的投影与当地子午线的夹角。子午线是指通过当地的经线 (即正南方与正北方的连线即Y轴方向) 。太阳能集热器跟踪角度的解算模型如图2 所示, 其中A表示太阳所在的位置, C为太阳在地平面的投影, OC为太阳光线AO在地平面的投影。太阳高度角为 β, 太阳方位角为 γ, 角度 α 即为所求法线跟踪角。

因为太阳法线跟踪角的计算方法取决于槽式集热器的布置方式, 而槽式集热器通常为南北布置, 故下面以槽式南北方向布置为例进行论述。

追踪面的法线对准太阳时与地平面的夹角定义为法线追踪角, 追踪平面是沿Y轴南北固定。如图2所示, 当法线与AB重合时即对准太阳, 从投影C点做Y轴的垂线垂足为B, 连接AB两点, 因为AC垂直水平面, 而CB又垂直Y轴, 根据三垂定理可知AB垂直Y轴, 所以法线抬起的角度就是 α ( α角为法线跟踪角) 。

首先通过直角三角形OBC计算BC边, 其次利用直角三角形OCA计算AC边, 最后通过直角三角形ACB就可以计算角度 α 的值。从图中可知:

而, 因此

此外, 从图2 中可以看出, 当太阳的投影C点在不同的象限, OC与Y轴的夹角 δ 与太阳方位角 γ的关系是不同的, 法线追踪角 α 在西南和西北象限的值为180- ∠ ABC, 因此要先确定C点所在的象限。太阳高度角在0~90 度之间是白天, 方位角0~90 度表示太阳投影在东北方向 δ =γ , 90~180 度表示太阳投影在东南方向 δ=180°-γ , 180~270 度表示太阳投影在西南方向 δ =γ -180°, 270~360 度表示太阳投影在西北方向 δ=360°-γ 。

3 跟踪方案

槽式太阳能自动跟踪方案[8,9,10], 主要有两种:角度传感器与光线传感相结合跟踪、角度传感器闭环反馈控制跟踪。

角度传感器与光线传感器相结合的跟踪方案:利用光线传感器及角度传感器相结合的方式。利用角度传感器粗略定位集热器的角度位置, 角度偏差值需要在光线传感器的测量范围内, 再由光线传感器精确定位角度值进行跟踪。此种跟踪方式对光线传感器的安装要求很高。

角度传感器闭环反馈控制跟踪:根据美国国家可再生能源实验室提出的天文公式 (美国国家可再生能源实验室 (NREL) 是美国能源部主要的可再生能源和能源效率研发国家实验室, NREL由可持续能源联盟 (The Alliance for Sustainable Energy, LLC.) 为美国能源部管理) , 推算出太阳的实时入射角度, 再控制液压驱动系统进行跟踪, 当集热器停止转动后由角度传感器测量出的实时角度值与计算值比较, 确定需要跟踪的角度, 当差值小于要求精度时, 保持不动, 当大于精度值时则做相应的调整。

4 控制系统

4.1 控制系统硬件部分

槽式集热器驱动控制系统硬件部分主要是CPU处理单元、电源转换模块、信号传输模块、通讯模块、操作按钮、断路器、接触器等组成, 控制器完成对传感器 (角度/ 光线/ 温度) 实时数据的采集及计算, 发送数字信号来控制液压驱动单元电磁阀的动作, 控制电机的启停动作, 对上位系统可实现数据的远程传输, 存储重要事件和操作状态信息, 具有手动定位及检修的操作模式。整个控制原理如图3 所示。

4.2 控制系统软件设计

系统控制流程说明如下:系统开机启动, 首先读取时钟信号得到系统日期和时间, 在CPU软件平台完成对天文公式及集热器法线跟踪角的编程, 将当地的经纬度参数、大气参数、海拔、年平均温度、气象参数、时钟信号等相关信号输入到CPU完成法线跟踪角的计算, 法线跟踪计算值与角度传感器的实时测量值进行比较, 得到集热器偏离法线跟踪位置的差值, 如果差值大于所要求的跟踪精度即进行校正, 反之则保持位置不动。在初始角度调整时使用角度粗定位, 当到达光线传感器的测量范围后再进行精确定位。其中, 大气参数、气象参数、时钟信号为非固定参数, 气象参数需由气象站给出并实时更新, 大气参数需要由待集热器初调完成后由光线传感器进行精确调整, 至此完成集热器的一次追踪过程。

通过计算得出太阳入射角度, 在气象条件允许的前提下, 当入射角度大于15°时开始跟踪, 当跟踪角度大于150°时停止跟踪, 系统回到收藏位置 (暂定法线角度-33°) 。避免能源的浪费, 可以同时参考天气状况及单位面积辐射值来判断系统是否进行逐日跟踪。

5 数据分析及结论

当所有参数设定到合适的值时, 对两种不同的追踪方案进行实验, 以横轴为时间轴, 纵轴为角度轴绘图, 如图4所示。曲线1代表倾角及光线传感器相结合装置太阳入射角理论跟踪值;曲线2表示倾角及光线传感器相结合装置集热器实时角度值;曲线3代表倾角传感器闭环控制装置太阳入射角理论跟踪值;曲线4表示倾角传感器闭环控制装置集热器实时角度值。实验数据从早晨10:23到下午14:23, 图中曲线表示不同组合的跟踪理论值及集热器实时角度值。从曲线图中可以看出, 两种方案跟踪精度存在一定的差距, 传感器与角度传感器相结合的方案中, 利用天文公式理论计算值实时曲线与实时跟踪角度值曲线基本重合, 而只用传感器作为跟踪测量的方案中, 实时计算值曲线与实时跟踪曲线始终存在一定的差值, 跟踪精度不高。

本文设计的槽式太阳能液压驱动跟踪控制系统采用粗定位倾角传感器及精确定位光线传感器相结合的方式, 不仅能实现太阳入射角度在180范围的跟踪, 也同时满足了集热器高精度定位的要求, 定位精度可达到0.1°。此种结合的定位方式避免在云遮的情况下无法跟踪的缺点, 并且运行安全可靠。整个系统结构简单、运行可靠、跟踪精度高、成本低廉。此跟踪系统的缺点是, 对于测量系统的安装精度提出了较高的要求, 倾角传感器及光线传感器的安装精度将直接影响到整个系统的跟踪精度。

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