太阳能热电站（精选11篇）
太阳能热电站 篇1
对吸热器建立对流传热模型, 研究影响吸热器效率的主要因素并提出优化措施, 对研究吸热器的热性能及优化设计及整个太阳能热发电站系统的稳定高效工作具有重要意义。目前大部分关于应用在塔式太阳能电站的腔式吸热器的研究都集中在吸热器的热损失和热性能分析上。Clausing建立了腔式吸热器对流热损失的分析模型[1], 随后改进的模型考虑了吸热器开口面积并进行了实验验证[2]。他们的研究证明了外部对流削弱了内部循环。Taumoefolau et al.做了关于腔式吸热器内部对流热损失的实验, 使用电加热作为热源获得了自然对流损失和环境风流向之间的关系[3]。Reynolds et al.使用FLUENT计算了梯形的腔式吸热器的热损失, 并与实验结果对比, 得到了腔式吸热器热损失的特性[4]。
1 物理模型和数学模型
本文针对定容量100k W, 工质 (融盐) 出入口温度 (分别为560℃和290℃) , 建立起吸热器稳态运行下的对流损失模型, 求出初始温度场并通过迭代计算出稳态下温度场和热流密度场。腔式吸热器具体结构及展开图如图1所示。对每根吸热管在采光口对应的高度方向上10等分, 得到i=1到i=280共280个管排上有效吸热面元, 以i=281到i=284为侧面的保温层面, i=285为顶面, i=286为底面。
本文吸热器只能走一边, 其熔融盐设计流程为单流程, 从吸热管板中心流入, 一次交叉。具体流程为在正午以前, 太阳辐照的光斑 (即能量最大处) 在吸热器西边 (图2中吸热器结构俯视图的右侧) , 故使熔融盐从中心进入, 走完右侧吸热管束再返回中心, 再走左侧吸热管束继续升温。正午以后则相反。以面元表示上午的流程则是i=141-280, 然后再从i=140-1。
吸热器的对流换热热损主要是指吸热器内部的对流换热热损失, 而外部的对流换热已整合到导热热损中, 不考虑。由于腔内空气速度场总体处于自然对流的区域较多 (有效吸热面元可认为都处在自然对流换热情况下) , 但也有部分面元离开口较近受外部来流的影响较大, 采用强制对流换热公式求解。
对标准自然对流换热系数, 有:
空气在100℃-600℃区间的物性参数:
对强制对流换热取换热关联式:
努塞尔数
则强制对流换热系数
则强制对流换热损失
自然对流与强制对流影响的判断依据是浮升力与惯性力的比值[5]即:
当时自然对流换热的影响不可忽略;当时强制对流换热的影响相对于自然对流可以忽略;当混合对流, 当两种流动同向时, 努塞尔数直接相加得到混合对流的努塞尔数。
对内部的有效吸热器面元 (i=1-280) 及处于流动死区的非有效吸热面 (i=281, 282) 认为处在自然对流换热情况下;对离开口较近非有效吸热面 (i=283-286) , 处在强制对流换热情况下。计算过程中各面元附近的空气温度和速度由FLUENT在恒定壁温条件下模拟出, 带入计算得到新的温度场后又重新带入FLUENT计算新的空气速度场和温度场, 选取40个面元的平均风速和空气温度。选用标准紊流模型, SIMPLE算法, 考虑重力。设置来流湍流度为8%, 水力直径为3.57m, 开启能量方程, 设为固定壁温条件。
对不同入口截面高度处空气来流流速采用下式计算:
2 计算结果及分析
本文针对不同来流速度分别模拟了来流速度为10m/s, 7m/s, 4m/s方向均垂直于吸热器入口情况下的吸热器腔内空气速度场和温度场, 结果如图3所示。通过比较不同风速下吸热器腔内外的速度场图, 可以得到:在相同空气流速的情况下, 腔体外表面i=1-40, 200-240面元后保温层的风速比较大, 该部分面元的对流损失比较大;腔体内表面也是大体该区域速度较大, 但处在自然对流换热下, 对对流热损失无影响。随着来流入口风速的增大, 吸热器腔内外湍流区域增大, 各面元附近的风速都相应增大。非有效吸热面的强制对流热损失增大。
对于不同来流流向分别模拟了风向与吸热器开口夹角为a=45°, 135°, 90°的情况, 结果如图5所示。得到:风向与吸热器入口面外法向夹角 (0°-90°之间) 越小, 腔内空气速度越大。对各个面元来说, 面元的外法向与风向之间夹角越小 (0°-90°之间) , 面元附近的风速越大, 风速更大时甚至处在强制对流换热情况下。当风速越小时腔内空气温度越高, 在a=90°时腔内空气温度分布均匀壁面温度多在500K, 且最高可升至580K。空气来流夹角a=135°时腔内空气温度分布最不均匀, 而且腔内空气最高可达660K比a=90°时腔内最高温度更高, 这是因为吸热器的高温面在左侧布置, 附近空气流速较小热损失较小, 空气来流夹角a=135°时低温面直接被来流冲刷热损失较大。吸热器腔内正对着吸热器开口方向上面元受来流影响较大, 其对流热损失相应也较大。
3 结论
本文根据吸热器的实际情况做出相应的简化, 建立了各微元面和吸热器总体的对流热损失的数学模型。对流热损失由于其复杂性, 采用了Fluent进行模拟。由模拟得到的结果既可以判断出吸热器腔内各微元是处在自然对流热损失情况下还是强制对流热损失情况下, 为简化计算的假设提供了依据;还为程序提供了各面的平均风速和空气温度的计算参数。对不同风速和夹角下吸热器内空气速度场和温度场进行了模拟, 得到了吸热器腔内外湍流区域及各面元附近的风速随着来流入口风速的增大而增大, 从而非有效吸热面的强制对流热损失增大;吸热器腔内正对着吸热器开口方向上面元受来流影响较大, 其对流热损失相应也较大, 从而证明风向与吸热器开口的夹角对吸热器腔空气速度场影响较大。吸热器不同运行条件下的对流热损失等结果为吸热器的结构优化提供了一定依据。
参考文献
[1]Clausing, A.M.An analysis of convective losses from cavity solar central receiver[J].Solar Energy, 1981, (27) :295-300.Sirignano William A.Fuel droplet vaporization and spray combustion theory[J].Progress in Energy and Combustion Science, 1983, 9 (4) :291-322.
[2]Clausing, A.M.Convective losses from cavity solar receivers comparisons between analytical predictions and experimental results[J].Journal of Solar Energy Engineering, 1983, (105) :29-33.
[3]Taumoefolau, T., Paitoonsurikarn, S., Hughes, G., Lovegrove, K.Experimental investigation of natural convection heat loss from a model solar concentrator cavity eceiver[J].Journal of Solar Energy Engineering—Transactions of the ASME, 2004, 126 (2) :801-807.
[4]Reynolds, D.J., Jance, M.J., Behnia, M., Morrison, G.L.An experimental and computational study of the heat loss characteristics of a trapezoidal cavity absorber[J].Solar Energy, 2004, 76 (1-3) :229-234.
[5]杨世铭, 陶文铨.传热学[M].北京:高等教育出版社, 1998:396-426.
太阳能热电站 篇2
一、项目概述
太阳能风能充电站的太阳能风能发电作为充电站的电源，是一个很好的创新组合，太阳光足的时候太阳能发电，不足的时候用风能发电。是一组协调的互补电源系统，既解决了偏远地区电源短缺问题，又不受电力部门的检修限电的制约，同时也节约了能源，降低了运营成本。
自动实现太阳能和风能的最大利用，同时在太阳能和风能欠缺的状态下切换市电工作。实现了能源的高效利用，也为电动汽车产业的发展，特别充电站的布局提供和解决基础。
本项目于2011年3月22日获得了国家知识产权局签发的专利证书，专利号zl:201020645093.0
二、应用领域
太阳能风能智能充电站属于“新能源与高效节能”领域里的“可再生清洁能源技术”及相关中的“太阳能、风能，自动实现太阳能和风能的最大利用，同时在太阳能和风能欠缺的状态下切换市电工作。实现了能源的有效利用，也为电动汽车产业的发展，特别充电站的布局提供和解决基础。
三、技术方案及原理
太阳能风能智能充电站，包括太阳能电池板、风力发电机，市电输入，充电站蓄电池组合，还包括有智能控制单元，太阳能电池板、风力发电机分别与有智能控制单元连接，市电输入通过连接整流器后与智能控制单元连接；智能控制单元输出端连接充电站蓄电池组合，充电站蓄电池组合连接充电负载，以及通过逆变器连接交流负载。所述充电负载包括不仅限于电动汽车。所述智能控制单元采用ATS-SCU-B型智能控制器。本实用新型的有益效果在于：自动实现太阳能和 风能的最大利用，同时在太阳能和风能欠缺的状态下切换市电工作。如图1所示意的连接示意图，太阳能风能智能充电站，包括太阳能电池板
1、风力发电机2，市电输入3，充电站蓄电池组合6，还包括有智能控制单元5，太阳能电池板
1、风力发电机2分别与有智能控制单元5连接，市电输入3通过连接整流器4后与智能控制单元5连接；智能控制单元5输出端连接充电站蓄电池组合6，充电站蓄电池组合6连接充电负载7，以及通过逆变器8连接交流负载9。所述智能控制单元5采用ATS-SCU-B型智能控制器
风力发电的原理：是利用风力带动风车叶片旋转，再透过增速机将旋转的速度提升，来促使发电机发电。依据目前的风车技术，大约是每秒三公里的微风速度（微风的程度），便可以开始发电。风力发电正在世界上形成一般热潮，为风力发电没有燃料问题，也不会产生辐射或空气污染。风力发电在芬兰、丹麦等国家很流行，我国也在西部地区大力提倡，小型风力发电系统效率很高，但它不是只由一个发电机头组成的，而是一个有一定科技含量的小系统；风力发电机+充电器+数字逆变器，风力发电机由机头、转体、尾翼、叶片组成，每一部分都很重要，各部分功能为：叶片用来接受风力并通过机头转为电能；尾翼使叶片始终对着来风的方向从而获得最大的风能；转体能使机头灵活地转动以实现尾翼调整方向的功能；机头的转子是永磁体，定子绕组切割磁力线产生电能。风力发电机因风量不稳定，故其输出的是13-25V变化的交流电，须经充电器整流，再对蓄电瓶充电。使风力发电机产生的电能变成化学能，然后用有保护电路的逆变电源，把电瓶里的化学能转变成交流220V市电，才能保证稳定使用。
1.太阳能光伏电站是一个独立供电的太阳能光伏电站，主要是通过太阳能电池组件将太阳能辐射能转换为电能，再通过设置有光控开关和时控开关的太阳能充电控制器进行光时控制，最终通过蓄电池及逆变器的作用获得可以直接使用的直流电，可用于连接负载（充电站）
四、关键技术的科学性、先进性和创新性
如何将太阳能风能结合，配合常规市电，给充电站提供持续的能源，满足更多环境设置充电站的要求，是本项目需要解决的成熟关键技术之一；太阳能风能智能充电站，包括太阳能电池板、风力发电机，市电输入，充电站蓄电池组合，还包括有智能控制单元，太阳能电池板、风力发电机分别与有智能控制单元连接，市电输入通过连接整流器后与智能控制单元连接；智能控制单元输出端连接充电站蓄电池组合，充电站蓄电池组合连接充电负载，以及通过逆变器连接交流负载。自动实现太阳能和风能的最大利用，同时在太阳能和风能欠缺的状态下切换市电工作。实现了能源的有效利用，也为电动汽车产业的发展，特别充电站的布局提供和解决基础。太阳能风能发电技术都是发展了多少年的成熟技术，本项目产品只是把这两个新能源系统集成对接，变成一个互补发电系统，实现能源的高效利用和最大利用，为充电站提供永不断电的电源。
已攻克的关键技术是：在这新能源互补系统中采用ATS-SCU-B型智能控制器其具有如下功能：
1、指示当前接入电源状态。
2、指示当前开关工作状态。
3、两路电源同时供电时，其控制开关由主电源供电。
4、可实现手动/自动转换和远程操作。
5、任一路停止供电时，其控制开关自动切换至另一路输出。
6、可提供30s以内或更长时间的可调延时。
7、任一路出现失压、欠压、缺相时，其控制开关自动至另一路输出
8、可根据用户需求，设置互为主备控制
9.当外加直流电源时,具有一路异常延时启动发市电输入信号
本项目产品已经在甘肃美誉在线新能源科技有限公司，已经试用，系统集成合理、性能稳定。（用户报告见附件）
本项目已经获得了国家知识产权局签发的专利授权通知申请文件正在公告。
五、应用情况及分析：.总体市场和行业概况
进入2011年，我国已经进入了第十二个五年规划，随着电动汽车迅猛发展，作为新能源汽车的基础设施，与电动汽车相配套的电动汽车充电站也成为一种新兴产业。国家政策的有力扶持，技术标准的不断发展，电动汽车充电站行业发展潜力巨大，未来市场前景广阔。电动汽车尤其是纯电动汽车要想走进寻常百姓家，必须借助便捷的充电网络。我国正在掀起充电站建设热潮，如何合理规划和建设面向大众的充电站，成为人们关注的热点问题。
我国已经成为世界上汽车保有量增长最快的国家。2010年初，汽车销售量首次超过美国成为世界第一。从汽车产业作为我国经济的支柱产业，以及我国与发达国家的汽车保有量的差距来看，预计今后一段时期，我国汽车保有量仍将保持持续的增长。目前我国85%的汽油被汽车消耗，而我国作为石油资源相对贫乏的国家，2009年石油对外依存度已经超过50%，已经严重威胁到我国能源安全。大力发展新能源汽车已成为我国应对气候变化和推动节能减排的一项重要措施，以电动汽车为代表的新能源汽车将会成为未来的发展趋势和方向。
2008年国家财政部、科技部在全国推行“十城千辆”节能和新能源计划，国家财政部预计将投入2000亿元用于推广和使用新能源汽车。随着我国纯电动汽车研发力度的加大，纯电动汽车的电池、电机等技术难关被一一攻克，纯电动汽车技术已经趋于成熟。
电动汽车尤其是纯电动汽车想要走进百姓家，首要条件就是要有便捷的充电网络。电动汽车要想取代传统的燃油汽车必须解决能源供给问题。电动汽车的动力来源于车载电池，如果没有布局合理、设施完善的充电网络，就会大大降低电动汽车使用的便利性，严重削弱电动汽车的市场竞争力，制约电动汽车的推广和发展。
国内外充电站建设现状
目前，美国、法国、德国、英国、加拿大等国家都已建成了各自的电动汽车充电设施，主要以充电桩为主。在美国，加利福尼亚州、弗吉尼亚州等各地都开展了充电设施的建设。美国第一太阳能公司（SolarCity）在加州101高速公路上建造了5个充电站。每个充电站能够提供240伏、70安快速充电服务，能够在3.5小时内为特斯拉纯电动汽车充满电。2009年，美国旧金山市政厅对面广场建设的三个电动汽车充电桩也投入使用。在法国，足够多的电力企业在城市建设了足够的充电站供电动汽车使用，同时电动汽车也可以在家中充电。截止到2008年，全法国有1万多辆各类电动汽车，200座公共充电站，电动汽车示范应用集中在市政、邮政、公交、电力、环卫等公用事业部门。以色列和日本也制订了明确的电动汽车充电站建设计划，帮助电动汽车在本国早日实现商业化。其中，以色列计划建立世界上第一个电动汽车网络，建造50万个充电站，并于2010年投入使用第一批电动汽车。日本政府也表示，为普及电动汽车将在三年内建造千余座充电站。日本东京电力公司将带头参与有关的基础建设，2010年东京将率先建成200多座充电站，预计三年后将增加到1000座以上。
另外，为了实现真正的节能减排，而不是将汽车的排放转移到电厂，美国、日本等国正在尝试采用清洁能源为电动汽车充电。充电站装有太阳能发电系统和储能系统，能够将太阳能发的电储存在设备中，为车辆充电。2009年，Carbon Day Automotive公司在美国芝加哥推出了一种以太阳能作为发电能源的太阳能插入式充电站。
我国电动汽车充电站试点大多局限于电动公交汽车或内部集团用车，因此我国还没有建成真正面向不同用户的充电站服务网络。目前已经建成或在建的比较有代表性的充电站有：
2006年，比亚迪在深圳总部建成深圳首个电动汽车充电站。
2008年，北京市奥运会期间建设了国内第一个集中式充电站，可满足50辆纯电动大巴车的动力电池充电需求。
2009年10月，上海市电力公司投资建成上海漕溪电动汽车充电站，设置9个充电车位，主要服务于该公司内部的电动工程车、政府机关的班车及部分社会公交车 2009年底，北京首科集团在健翔桥建设完成了国内第一个包含完整智能微网的北京纯电动乘用车示范充电站。
2010年，上海世博会规划了可供120辆纯电动大巴车充电的集中式充电站，并已进入建设实施阶段。
2010年，南方电网投产的首批电动汽车充电站（桩）在深圳建成投运，建设规模为2个充电站、134个充电桩。
现在，各个试点城市建设的充电设施主要采用在城市中规划大型集中充电站辅以布局合理的大量充电桩构成充电网络，力求满足不同电动车辆的不同充电需求。
有些人认为电动汽车正面临“皮之不存，毛将焉附”的困境。尽管现在电动汽车以及充电站的技术已经趋于成熟，但电动汽车较高的价格仍然是阻碍其产业化的首要因素之一，因此难免会出现“有站无车”的局面，增加了电动汽车及充电站商业化运营的难度。电动汽车售价较高的主要原因是电池成本过高，目前锂电池的价格约是每千瓦时约1000欧元（约1480美元），随着电池技术的不断发展，市场研究机构预测到2015年，标准25千瓦时锂电池将降价五成。此外为了降低电动汽车的价格，可以借鉴国外电动汽车的运营方式，采用车与电池分离的运营方式，使用者不需购买电池，可以向专业电池运营商或企业租用电池，降低了电动汽车的购置成本以及使用成本。
国家应该在政策，包括运营充电站的税收方面给予适当的优惠政策，让建设、运营充电站的企业盈利，才能鼓励充电站的发展，从而在一定程度上保障电动汽车产业的持续发展。如果充电站像加油站一样多、一样便利，并且国家出台电动汽车优惠政策，如减免停车费、购置税等，自然会吸引更多人使用电动汽车，进而推动电动汽车充电站商业化发展。所以充电网络的建设以及国家相关扶持政策对于电动汽车的普及最为关键。
电动汽车商业化运营需要多种力量支持，根据运营过程中主体参与者不同，目前电动汽车充电站的商业化运营模式主要有政府主导型、充电系统关联企业主导型、社会企业主导型和电动车辆用户主导型四种。
由于国内电动汽车及充电站商业运营还处于发展初期探索阶段，因此，具体采用哪种运营方式，必须考虑电动汽车的发展程度以及不同电动汽车的运营特点。
充电站与智能电网结合
智能电网和充电站相结合是一个互补的方案，因为智能电网储能环节和电动汽车电池成本都较高，如果在应用过程中将两者结合起来，电池中的电力就既可以作为电动汽车的能源，又能够作为智能电网的移动储能设备，将产生互相促进、互相利好的效应。同时，电动汽车作为分布式储能设备可以作为后备电源，也可以作为电力调峰、调频、旋转备用的良好手段，从而使电力波动问题得到有效抑制。
据不完全统计，假如把北京的公交车全部换成电动车，用电容量可以达到全市用电负荷的10%。北京市的电力峰谷差基本在40%?50%，如果电动公交车全部在夜间充电，那么至少能消减10%的峰谷差。另外如果要实现真正意义上的“零排放”，电动汽车充电站必须与可再生能源相结合，利用太阳能和风能所产生的电能供给充电站，不额外增加电网的负荷，构建配电侧的智能电网。北京在健翔桥已经建设完成了国内第一个包含光伏和储能的完整微网纯电动乘用车示范充电站。
充电站和电动汽车的关系好比“鸡”和“蛋”的关系，要实现电动汽车的产业化、商业化运行，设计结构合理、运行模式合适的充电站至关重要。
综上所述：我公司研发的该项目产品在上述几方面取得极大优势和广阔的市场前景。
西宁万阳新能源科技有限公司
“水上漂”的太阳能发电站 篇3
现在，京瓷TCL太阳能联合公司（以下简称“京瓷”）要让人们的脑海中增加一幅画面，它打算让水和太阳能发电站更紧密地联系在一起。
京瓷正在日本千叶县市原市的山仓水库建造全球最大的水上太阳能发电站，预计2017年完工。建成后，占“水”面积约18万平方米，输出功率约13.7兆瓦，年发电量大约相当于4970户普通家庭的年用电量。
太阳能发电分为光热发电和光伏发电。前者通过碟形镜面聚集太阳能，加热工质（实现热能和机械能相互转化的媒介物质）以驱动汽轮发电机发电；后者则是利用半导体界面的光生伏特效应（半导体在受到光照射时，不同部位之间产生电位差的现象）将光能直接转变为电能。
光伏发电设备主要由太阳电池板、控制器和逆变器三大部分组成。这是目前太阳能发电的主要方式。而京瓷正在建造的这座也属于此种，它由5万多块太阳能电池板组成。
水上光伏发电站与地面设置型发电站的运行原理大致相似。唯一不同的是，水上发电站的建造过程中，需要先在水中固定形似竹筏的水上架台，也就是用于固定、安装太阳能电池板的浮体构造物，之后，再在架台上安装光伏组件。
这也是京瓷建造这座水上光伏发电站的最大难点，虽然它此前已经建设过3座水上太阳能发电站了，但“全球最大面积”的称号还是带来了一些新的困难。“因为这次安装面积非常大，而且水下地形也不一致，我们要将水上架台稳定地固定在水面上，就不只需要经验，还需要根据流体力学计算出最佳的锚固位置以及需要的数量。”京瓷株式会社太阳能事业本部市场部的技术人员中村一博对《第一财经周刊》说。
除了地形的问题，水上光伏发电站对设备的要求也非常高—不仅要防腐、防水，还必须能够在高盐雾、高湿度、大风等条件下正常工作，且要保证较小的故障率。据中村一博介绍，此次京瓷采用的是法国Cielet Terre International公司的水上架台。这种水上架台用耐紫外线、耐腐蚀性强的高密度聚乙烯材料制成，而且全部材料都能回收利用。
地面式光伏发电站往往是许多太阳能电池板相互连接组成的光伏阵列，看起来颇有气势，不过，这也意味着不小的占地面积—土地资源对于日本这种国家来说，当然是较为稀缺的资源。
2015年11月，由Eurus能源控股公司建造的日本第一大太阳能发电站刚刚竣工，这是一座地面式光伏发电站，设置了51.36万个太阳能电池板，占地面积约达253万平方米，输出功率约115兆瓦—也就是说，这座地面光伏发电站每块太阳能板占地约5平方米，每1000瓦输出功率需要22平方米的土地作为支持。
根据咨询公司HIS最新发布的报告，2015年，全球光伏安装量为59兆瓦，同比增长了35%。HIS预测，今年，全球光伏行业将持续强劲增长，增幅预期将突破17%，达到69兆瓦。
然而近年来，日本兆瓦级光伏发电站的建设用地正日益减少，对于传统能源不足的日本来说，这无疑是个急需解决的紧迫问题。在这样的背景下，水上光伏发电站成为这个国家看好的新选择。
日本发展水上发电站有一个先天有利的因素。由于日本降水的季节变化较大，日本国内有很多灌溉用的蓄水池以及河水上涨时用的调节池，而这些人工水池上，就可以建设水上发电站。
一般情况下，这些人工水库除了在紧急情况蓄水之外，没有其他用处，等于是白白消耗维护管理成本。而出售蓄水池的水上使用权，当地政府能够获得新的现金收入。
和传统的地面光伏发电站相比，水上光伏系统所使用的架台费用相对高一些，但由于系统安装在水面上，水对光伏组件有冷却效果，可抑制组件表面温度上升，因此，可能获得更高的发电效率。尤其在高温的夏季，水上光伏发电站更容易确保发电量。
影响发电效率的另一个因素是太阳能电池板上的灰尘，所以电池板往往需要定期清洗。而对地面式太阳能电池板来说，这一成本花费不菲。但水上发电站就可以直接用周围的水清洗太阳能电池板，相对节省了一些成本。
而对于水上生态环境来说，发电站的水上架台所采用的高密度聚乙烯材料，由于做了环保处理，不会产生有害物质，对水质也无较大影响。尽管漂浮在水面上的光伏组件在一定程度上会阻隔阳光的渗透，影响水中的动植物，但水上光伏发电站多建在人工水池之上，所以也不会影响到水中的濒危物种，从而降低对生物多样性的伤害。此外，水上太阳能发电站还能起到防止藻类大量繁殖的作用。
其实，在水上安装太阳能发电站的不只是日本，全球很多地方都在追赶这波风潮—巴西、韩国、澳大利亚、印度都在安装漂浮式太阳能电池板。去年年底，中国首座大型水面光伏系统也在湖北枣阳建成投产。
早在2011年，英国设计师Phil Pauley就提出了漂浮式太阳能电池的理念，不同于现在的水上光伏发电站，它是一种漂浮在海面上的网状太阳能电池系统，电池板可连接在一起，形成一个庞大的网络状结构，伴随着浮力船在水面上忽沉忽浮，还可以收集产生的波能—考虑到海的广阔性，如果这一想法实现，京瓷在建的这座水上最大太阳能发电站的称号就要让位了。
不过目前看来，在开阔的海洋上铺设漂浮太阳能电池板还需要更多的技术支持。京瓷的太阳能营销总经理Ichiro Ikeda认为，无休止的波浪会改变水位，进而打乱整个系统的运作。
尽管京瓷项目的水上架台供应商Cielet Terre公司曾在泰国对盐水友好型系统做了试验并取得了成功，不过在海上建太阳能发电站还是停留在概念阶段—近海设施将耗费巨大的成本，而且发电场与用电方更接近，是发电站的基本逻辑。
美国开建太阳能混合燃料电站 篇4
项目属于佛罗里达电力电灯公司, 预计2010年竣工, 它将利用太阳热能和天然气能混合技术发电。混合燃料设计使得电站能在没有阳光的情况下发电。
太阳热能发电是一门新兴技术, 太阳热能聚集在镜子上加热水, 然后产生蒸汽发电。佛罗里达电力电灯公司日前在加州莫加夫沙漠成功运行着一座太阳热能发电厂。
据《纽约时报》报道, 该电站将在方圆80.5 km范围内布置18万个镜面, 额外工程技术保证设施在飓风和其他自然条件下能够正常运行。
该报还称, 一旦该工程与其他两个太阳能工程竣工, 佛罗里达州将成为加州之后美国第二大太阳能发电基地。
另据报道称, 新电站能为当地11万户家庭提供电力, 30年减排二氧化碳270万t。
太阳能热电站 篇5
(1)施工准备 ①做好调查工作
a．气象、地形和水文地质的调查 掌握气象资料，以便综合组织全年的均衡施工，制定雨季、大风天气的施工措施；掌握水文地质地形情况，以便采取有效的保证措施。
b．地下和地上情况的调查 为了确保基础和结构施工的顺利进行，应对建设地区及周围的地上建筑物的位置、高压输电线路和地下管线的位置、走向等情况进行调查，以便施工前采取有效措施，及时进行拆(除)迁、保(防)护。同时还要积极采取措施，降低施工噪声，防止扰民，并及时妥善解决处理问题。c．各种物质资源和技术条件的调查
•由于施工所需物质资源品种多，数量大，故应对各种物质资源的生产和供应情况、价格、品种等进行调查，以便及早进行供需联系，落实供需要求。
•由于施工用水、用电量均较大，用电的启动电流大，负荷变化多，移动式、手动式用电机具多，因此，对水源、电源等的供应情况应作详细调查，包括给水的水源、水量、压力、接管地点、线路距离等。②作好与设计的配合工作 项目部有关人员认真学习图纸，并进行自审、会审工作，以便正确无误地施工。
a．通过学习，熟悉图纸内容，了解设计要求施工达到的技术标准，明确工艺流程。b．进行自审，组织各工种的施工管理人员对本工种的有关图纸进行审查，掌握和了解图纸中的细节。
c．在自审的基础上，组织土建、水电安装等专业的有关技术人员共同核对图纸，消除差错，协商施工配合事项。
③认真编制该工程的施工组织设计，作为工程施工生产的指导文件。④由预算部门根据施工图、预算定额、施工组织设计、施工定额等文件，编制施工图预算和施工预算，以便为施工作业计划的编制、施工任务单和限额领料单的签发提供依据。⑤物资条件的准备
a．建筑材料的准备 根据施工组织设计中的施工进度计划和施工预算中的工料分析，编制工程所需的材料用量计划，作好备料、供料和确定仓库、堆场面积及组织运输的依据。根据材料需用量计划，做好材料的申请、订货和采购工作，使计划得到落实。组织材料按计划进场，并做好保管工作。
b．构配件的加工订货准备 根据施工进度计划及施工预算所提供的各种构配件数量，做好加工翻样工作，并编制相应的需用量计划。根据需用量计划，制定加工计划。组织构配件按计划进场，按施工平面布置图做好存放和保管工作。
c．施工机械设备和周转材料的准备 根据施工组织设计中确定的施工方法、施工机具、设备的要求和数量以及施工进度的安排，编制施工机具设备需用量计划。组织施工机具设备需用量计划的落实，确保按期进场。⑥现场准备及平面布置
a．场地控制网的测量，建立控制基准点 施工前按总平面图的规划测出占地范围，并按一定的距离布点，组成测量控制网，各控制点均应为永久性的坐标桩和水平基准点桩，必要时应设防保护措施，以防破坏，利用测量控制网控制和校正建筑物的轴线、标高等，确保施工质量。
b．现场的“三通一平”工作 如果“三通一平”尚未具备条件，应与建设单位协商。
c．组织建筑材料和构配件的进场 根据建筑材料、构配件的需用量计划组织其进场，按规定地点和方式存放或堆放，并做好组织和保护措施。
⑦搭设临时设施根据业主提供的施工现场，布置机具停放场、材料堆场、临时办公用房、材料仓库、生活用房等临时设施。具体位置列于施工平面图。
⑧施工队伍的选择根据已确定的组织机构，建立项目施工管理层，并选择高素质的施工作业队伍进行该工程的施工。
a．根据该工程的特点和施工进度计划的要求，确定各施工阶段的劳动力需用量计划。
b．对工人进行必要的技术、安全教育，教育工人树立“质量第一、安全第一”的正确思想。遵守有关施工和安全的技术法规，遵守地方治安法规。
c．生活后勤保障工作：在大批施工人员进场前，必须做好后勤工作的安排，对工人和管理人员的衣、食、住、行、医等应予全面考虑，应认真落实，以便充分调动职工的生产积极性。
(2)施工资源计划配置 承建单位挑选管理经验丰富、技术水平高、责任心强的优秀管理人员组建工程项目部，从组织上确保严格按本施工组织设计制定的各项技术要求，以iso 9002的施工质量管理模式，对工程实施科学规范化的项目管理，加强对施工过程的质量预控工作。从技术管理、施工力量、机械配置、材料供应、资金调度等方面，全方位对工程给予支持，派专人对工程施工的全过程实施管理和监控，以确保工程按合同如期竣工，验收一次达标。
①原则要求将工程划分为平整场地；道路工程；地基基础工程；建筑结构工程；机电安装工程；场外输变电工程；并网调试；收尾竣工8个阶段。②施工顺序 a．综合楼及配电间
施工放线→土方开挖→基础施工→主体钢筋混凝土结构施工→主体砖墙砌筑施工→室内外装修及防腐保温→水、电、消防安装→收尾、清理、退场。
b．光伏固定系统
施工放线→土方开挖→基础施工→主体钢筋混凝土结构施工→支架安装→组件安装→组串→汇流→测试、调试→逆变→升压→并网测试→收尾、清理、退场。
多年冻土地区太阳能电站施工技术 篇6
本地区气候条件严寒多变、紫外线辐射强,对沿线电力线路的施工造成了很大困难。为此我们对电力线路的施工工艺提出了更高的要求,力争把青藏铁路电力线路修建成一条免维护线路。青藏线格拉段自动化程度高,全线实现调度中心远方监控、操作,全线电力系统一旦出现故障就会对全线的通信、信号、列车运行情况监控和工作人员的生活造成极大影响,而且铁路沿线无二路地方电源,针对这一特殊情况,考虑到青藏线沿线日照时间长、环保等因素,在青藏线沿线小站设太阳能电站、较大站设柴油发电机组作为二路电源以确保青藏线沿线电力系统不出现电力中断。
正常情况下运行方式如下:在市电正常供电的情况下,太阳能系统由并网逆变单元实现并网送电,同时对蓄电池组进行浮充,充放电控制单元处于热备状态,以保证对通信、信号负荷的应急供电;当市电停电时,太阳能并网逆变单元自动退出,由太阳能和蓄电池组向负荷应急供电:当负载较轻时,太阳能光伏阵列输出在带载的同时对蓄电池组进行浮充;当负载较重时,由太阳能光伏阵列和蓄电池组共同向负载供电;如太阳能光伏阵列无输出则由蓄电池组向负载供电。当市电恢复时,由市电立即向蓄电池组补充充电。
结合施工现场施工实际情况,在青藏线前阶段施工中形成本施工技术。
1技术特点
1)快速施工,大大减小了对多年冻土的热扰动。2)施工操作简单,劳动强度低,施工质量高。3)施工采用机械作业的利用率,大大减少了人力劳动的强度。4)提高了高原多年冻土地区太阳能电站的施工质量,减少了线路故障停电的发生率、确保全线电力系统不间断运行。
2适用范围
本技术适用于高海拔冻土地区太阳能电站的施工,也适用于平原、丘陵地段太阳能电站的施工。在平原、丘陵地段施工时,根据施工现场具体情况进行调整。
3施工机具选型
根据青藏高原高寒、缺氧、雨雪天较多等恶劣的自然条件,施工机械设备应满足以下要求:
1)要最大程度地减少对长年冻土的热扰动,宜采用钻机快速开挖施工,进行基础制作(高架式太阳能电池方阵)。2)因控制柜设备重量较重、电池方阵数量较大、较重,为减轻施工现场劳动强度、加快施工进度,宜采用以吊车施工为主、以现场人员为辅的施工方式。
4工艺流程及操作要点
4.1太阳能电站施工工艺流程
高架式太阳能电站施工工艺流程(见图1)。
屋面式太阳能电站施工工艺流程(见图2)。
4.2施工操作要点
4.2.1室内地面、电缆沟检查
施工前根据设计图和施工现场情况检查室内地面、电缆沟施工情况,核对电缆沟相对位置、水平等相关参数是否与设计相吻合(误差是否在允许范围内),如误差在允许范围内,可以进行下一步工序(设备就位);如误差较大,超出允许范围,必须对电缆沟进行返工,直至合格方能进行下一步工序。
4.2.2材料、设备就位
对于高架式太阳能电站,材料、设备就位前必须对地面钢柱基础进行检查和核对:核对钢柱基础相对位置、高差等相关参数是否与设计相吻合(误差是否在允许范围内),如误差在允许范围内,可以进行下一步工序(材料就位)。如误差较大,超出允许范围,必须对基础进行返工,直至合格方能进行下一步工序;对于屋面式太阳能电站,材料、设备就位前必须对屋面基础进行检查和核对:核对钢柱基础相对位置、高差等相关参数是否与设计相吻合(误差是否在允许范围内),如误差在允许范围内,可以进行下一步工序(材料就位)。如误差较大,超出允许范围,必须对基础进行返工,直至合格方能进行下一步工序,由于设备自身较重,现场运输及施工极不方便,为使在施工中对青藏高原植被破坏程度减到最小,材料及设备用汽车运到车站变电所附近(汽车在施工便道上行走)后,用吊车卸到车站。组织人力用相关工具将蓄电池、电池方阵及设备倒运到设计位置。
4.2.3材料、设备安装
1)蓄电池组安装。按设计图纸尺寸,先安装电池机架,机架组装完成后,检查机架是否连接牢靠。将蓄电池排放到机架上,按厂家提供资料、在厂家人员指导下连接蓄电池。
具体如下:①蓄电池的检查和搬运。检查蓄电池有无损坏,电池外观有无电解液泄漏的痕迹;使用万用表检查单只电池的电压是否正确;由于蓄电池较重,搬运时必须注意选择运输工具,严禁翻滚和摔掷,应正确使用吊钩和吊带。②蓄电池的安装。先将侧框架平稳放置于地面,然后将搁梁放置侧架上,对好两侧安装螺孔,并将螺栓带好,但先不旋紧;用连接板将左边侧梁与侧框架连接,用螺栓连接好,但先不旋紧;用相同方式,将右边的侧梁与侧框架连接,用螺栓连接好,但先不旋紧;调整好各零部件相互间的配合,若无错位现象,则将各处螺栓旋紧;将连接好的电池架转移到机房相应位置,在电池架地脚孔处做好标记;挪开电池架,在做标记处钻孔,然后对安装现场进行清理;在孔中放入膨胀螺栓,然扣挪回电池架,并将其固定;将蓄电池放入电池架,并依据电池组连接线路图将电池连接妥当;若电池架需双层安装,则将安装好的组合架叠加在侧框架上部,对好铆螺母孔,然后用螺栓连接牢固。③蓄电池安装注意事项。取暖器或空调通风孔不应直接对着蓄电池,应尽量使蓄电池组各部位温差不超过3℃。蓄电池室应避免阳光直接照射,远离火源,不能置于大量放射性、红外线辐射、有机溶剂和腐蚀气体环境中;蓄电池室内应有通风设施,当蓄电池严重过充电时,可能会有氢气和氧气排放在大气中。据此,在成套电源装置中,柜的设计也应有良好的通风。成套装置可布置在控制室内;蓄电池布置在楼层上时,应向土建专业提供负荷要求。抗震烈度为7度及以上地区,应采取地脚螺栓固定,加防震支架等措施,并降低蓄电池迭装层数;蓄电池为荷电出厂,故在安装过程中,必须小以防止短路,严禁摔、砸、倒立、反接等现象;幅地蓄电池组件电压较高,存在电击危险,因此在装卸导电连接片时,应使用绝缘工具,安装使用绝缘工具,安装或搬运电池时要戴绝缘手套,蓄电池在搬运过程中,不能触动极柱和安全气阀;脏污的连接片或不紧密的连接均可能引起电池打火,所以要保持连接片在连接处的清洁,并拧紧连接片,但拧紧螺母时扭矩不超过15Nm,使其不对端子产生扭曲应力。单只蓄电池采用不锈钢或镀锡螺钉、螺栓、镀锡铜排连接片和平垫圈吕联连接;蓄电池之间、蓄电池组件之间以及蓄电池组与直流电源柜之间的连接应合理方便,电压降尽量小,不同容量、不同性能的蓄电池不能互连使用,安装末端连接件和导通蓄电池系统前,应认真检查蓄电池系统的总电压和正、负极,以保证安装正确;蓄电池与充电装置或负载连接时,电路开关应位于“断开”位置,并保证连接正确,蓄电池的正极与充电装置的正极连接,蓄电池的负极与充电装置的负极连接;蓄电池和设备保持清洁,经常用湿布擦拭,而不能使用有机溶剂(如汽油等)清洗外部,不能使用二氧化碳灭火器扑灭蓄电池火灾,可用四氯化碳之类的灭火器具。蓄电池在安装前可0~35℃的环境温度存放,存放期不超过6个月,贮存期为3~6个月的蓄电池应进行充电维护,存放地点应干燥、清洁、通风。
2)设备安装。控制柜、逆变器柜、交流配电柜等设备就位后,检查柜间顺序,无误后按厂家提供资料连接柜间低压电缆、控制电缆,施工完检查接线是否有误。
具体如下:①检查控制柜。按照清单检查控制柜型号、数量是否符合,外观是否完好,配件是否齐全;对照控制柜使用说明书和接线图检查控制柜,复查控制器内的接线是否正确。线号是否与纸上相符。固定和接线用的紧固件、接线端子等是否无损。接地端子有明显标识。②控制柜的安装。确定控制柜基础位置并找平,水平度误差应小于2mm/m。控制器摆放平稳;与接地系统做可靠的连接,不应与其他设备串联接地;按照控制柜说明书及安装手册进行接线,接线必须准确无误,牢固可靠。相同极性采用同色导线;接线试验前应检查输入与输出及接地不应短接;接线步骤先连接蓄电池端和电源输出端,然后对系统进行检查,具备通电条件时,连接太阳能电池板输入线路;当采用多股铜芯线时在接线之前应进行搪锡或采用接线端子连接。③注意事项。控制柜在使用过程中有一定的发热量属正常现象,但要保持室内的通风散热、干净清洁;接线步骤先连接蓄电池端和电源输出端,然后对系统进行检查,具备通风条件时,连接太阳能电池板输入线咱;当采用多股铜芯线时在接线之前应进行搪锡或采用接线端子连接;安装时注意对机柜及各种电气元件的保护。
3)太阳能电池方阵安装。对于高架式太阳能电站,安装太阳能电池方阵前,先进行钢柱组立和电池板支撑安装,完成后按设计图进行太阳能电池方阵的安装、按厂家提供资料进行方阵之间的连接;对于屋面式太阳能电站,安装太阳能电池方阵前,在屋面上进行电池板支撑安装,完成后按设计图进行太阳能电池方阵的安装、按厂家提供资料进行方阵之间的连接;施工同时进行汇线箱的施工(按设计位置进行汇线箱施工)。
具体方法如下:①支架底梁安装。检验底梁和固定块。底梁分前后横梁(南侧为前横梁,北侧为后横梁)如发现前后横梁因运输造成变形,应先将其校直;根据图纸区分前后横梁,以免将其混装;将前、后固定块分别安装在前横梁上,安装时必须保证固定快的侧边与槽钢开口边平直,注意勿将螺栓紧固;支架底梁安装,将前、后横梁放置基础上,用水准仪将底横梁调正调平,必须将屋面上支墩和底面横梁焊接牢固。
图3
②电池板连接杆安装。检查电池板连接杆的完好性;根据表一区图纸确认电池板连接杆,依据图纸进行安装。为了保证安装完毕后电池板安装面平整,不应将连接螺栓紧固,以便对其进行调整。
③电池板的安装。电池板的进场检验,应对每块电池进行如下检查。太阳能电池板应无变形、玻璃无损坏、划伤及裂纹。测量太阳能电池板在阳光下的开路电压应为21.0V,电池板输出端与标识正负应对应;太阳能电池板安装应自下而上逐块安装,安装时应注意保持电池板接线盒方向一致,连接螺杆的安装方向为自内向外,并紧固电池板螺栓;电池板为易损物品,安装时应轻拿轻放,避免碰撞。④电池板安装面的调整。调整首末两根电池板固定杆的位置,并将其紧固;将放线绳系于首末两根电池板固定杆的上下两端,并将其绷紧;以放线绳为基准分别调整各固定杆及电池板,将其调整至同一个平面内,同时紧固所有支中国核工业总公司连杆及电池板连接螺栓。⑤电池板接线。该电站电池板的接线方式为20串9并,即每个方阵的20块电池板逐块串联,并通过电缆接入方阵接线箱;电池板连线为插接式(自带),接线时应按照《电池板连线图》逐块串联20块电池板。每串电源板连接完毕后,应检查电池板串开路电压为420V左右,若偏差超过单块电池板开路电压,应逐块检查接线极性是否正确,有误者立即调整,连接无误后断开其中一块电池板的接线,待接线箱及机柜安装完毕具备通电条件时再将其加接,保证其后续工序的安全操作;电池板串接完毕后,将电池板间连接线长出部分捆扎于电池板连接杆上,电池板至接線箱采用VV-2×10电缆,将电池板输出两极接线的插头去除,与VV-2×10电缆绞接、搪锡,做可靠绝缘处理;方阵接线箱安装,按照图纸位置将接线箱固定在配电室内墙壁上,按照接线图将VV-2×10电缆逐根接入接线箱输入端相应端子,将VV-4×25电缆接入接线箱输出端相应端子,连接牢固可靠。电缆在室内穿管敷设,进入电缆沟。
以上施工完成后进行电池方阵与汇线箱间电路连接和汇线箱与并网逆变柜间电缆连接(高架式太阳能电站,汇线箱与并网逆变柜间电缆直埋敷设,按设计路径挖沟;屋面式太阳能电站,汇线箱与并网逆变柜间电缆穿管沿墙进入室内电缆沟)。
4.2.4电缆沟开挖、电缆敷设
电缆沟开挖深度、电缆埋深应符合《铁路电力施工规范》、《青藏铁路高原多年冻土区工程施工暂行规定》(下册)的有关规定:季节性冻土及多年冻土上限大于1.2m的地段,电力沟开挖深度、电缆埋深应在0.9-1.0m;多年冻土上限小于或等于1.2m的地段,电力沟开挖深度应在多年冻土上限0.1m以上。因35kV120mm2电缆直径较大(11mm),根据多年冻土的特性,电缆需蛇形敷设,以减小多年冻土冻胀时对电缆的影响,对电缆沟的宽度要求较内地宽。电缆沟开挖宽度在0.9～1米之间,便于电缆施工时采用波形敷设,减少电力电缆在土层变化时的受力。由于电缆较短,为满足青藏铁路施工环保要求,电缆沟开挖、电缆敷设采用人工方式。电缆沟开挖前先在沟旁垫上彩条布,将渣土放在彩条布上。
电缆展放完成后,采用人工方式将电缆置入沟内,将电缆置入电缆沟前,检查电缆沟深度,施工中注意电缆预留。
4.2.5电缆沟回填及电缆防护
电缆到货后首先进行电缆外观检查,电缆的外表应保证无绞拧、铠装压扁、护层断裂和表面严重划伤等缺陷;其次对电缆进行试验:绝缘测试、耐压试验(采用兆欧表进行绝缘测试并记录测试数据,采用直流耐压设备进行耐压试验并记录相关测试数据)。为减小直埋电缆在土层中的冻胀,电缆沟开挖后沟底先铺上200mm冻胀系数较小的中粗砂,电缆回填后在电缆上再铺上一层200mm的中粗砂,然后再盖上混凝土电缆保护板。电缆沟回填时,回填土不能有石头和砖块,大块冻土应捣碎后回填,回填的电缆沟应比原地面高出300mm。电缆上杆及进所采用穿管防护,管口应及时封堵。
4.2.6设备试验
1)电缆绝缘测量。根据被试电缆的额定电压选择适当的兆欧表:低压电缆采用1000V兆欧表,控制电缆采用500V兆欧表。试验前电缆充分放电并接地。测试前应将电缆终端套管表面檫净。手摇兆欧表,达到额定转速后,再搭接到被测导体上。一般在测量绝缘电阻的同时测定吸收比,故应读取15s和60s时绝缘电阻值。
每次测完绝缘电阻后都要将电缆放电、接地。电缆线路越长、绝缘状况越好,则接地时间越要长些,一般不少于1min。电缆的绝缘电阻值一般不作具体规定,判断电缆绝缘情况应与原始记录进行比较,一般三相不平衡系数不应大于2.50。
2)配电柜绝缘测量。断开柜内二次线,对配电柜内开关、配线进行绝缘测试:采用1000V兆欧表。方法同上。
4.2.7设备调试、运行维护
设备安装完成后,按直流控制柜、逆变器、交流配电柜顺序进行逐一调试:
1)直流控制柜:开机前应先观察直流控制柜上蓄电池组的电压是否正常,即蓄电池组的电压在280v以上,如蓄电池组电压正常,即将直流控制柜机柜内的输出空气开关打到“ON开”位置。
2)逆变器柜:将逆变器机柜内蓄电池组空气开关和主电路空气开关按顺序先后打到“ON开”位置,按前面板上的“MENU”键2次,使LCD(液晶显示屏)跳到主画面上;选择数字“8”,按“”(回车)键,显示屏上显示“输入密码”,选择数字“66”,再按“”(回车)键,显示屏上显示“系统开机”,约23s后,面板上“BYPASS”灯灭,“DC/AC”灯亮,逆变器正常输出。此时,将机柜内的输出空气开关打到“ON开”位置。
3)交流配电柜:先将交流输出配电箱内的空气开关达到“ON开”位置。然后按下交流配电柜上“主逆变器”一路的绿色“开”按钮,观察三相指示灯(黄、绿、红)是否全亮,如全亮,说明不缺相,可以将配电柜内的输出空气开关打倒“ON开”位置,观察前面板上的交流电压表数值。如果三相指示灯有不亮的,严禁开机,应及时汇同生产厂家查找原因,排除故障后才能开机。
注意事项:
1)如设备不能正常工作,应按厂家提供的说明书、相关资料查找原因并排除故障;2)当发生欠压告警后,应及时停止使用逆变器供电,关闭直流控制柜。经太阳能电池方阵或市电交流充电、蓄电池组电压回升到DC312v以上后,再恢复逆变器的热备状态;3)充电时,充电电流最大不应超过150A;4)直流控制柜、逆变器柜和交流配电柜的开机、关机必须按操作程序进行,严禁非正常开机、关机;5)蓄电池的完好与否直接关系到太阳能电站能否正常供电,在日常维护中,对蓄电池的检查和维护应列为重中之重:检查有无电解液漏出,检查母线与极板的连接是否完好、有无腐蚀,检查连接端子上有无凡士林,及时检修不合格的“落后”电池(电池组中充电慢、放电快的电池)。
5机具设备
太阳能电站施工机具设备见表1。
6劳动力组织
太阳能电站施工劳动力组织见表2。
7安全措施
1)由于设备较重,在装卸前应检查起吊钢丝绳是否结实,在装卸设备时施工人员必须佩带戴安全帽,禁止施工人员在起吊的电缆盘下方活动。2)在操作机械设备时,应按操作规程进行。3)蓄电池室内禁止点火、吸烟和安装能发生电气火花的器具。4)在采用兆欧表进行电缆绝缘测试后应对电缆及时放电,试验时在试验设备周围设置防护区,非试验人员禁止进入防护区,试验结束后对电缆及时进行放电。
8质量标准
1)《铁路电力施工规范》TB10207-99。2)《铁路电力工程质量检验评定标准》TB 10420—2003 J290—2004。3)《青藏铁路高原多年冻土区工程施工质量验收暂行标准》(下册)。4)《青藏铁路高原多年冻土区工程施工暂行规定》(下册)。5)《青藏线沿线太阳能电站设计图》青藏格拉施电00-10。
9环保措施
1)施工过程中,未经设计允许,不随意破坏和扰动天然地表;一切机动车辆和行人须在专门的临时便道上行走,不得脱离便道随意行走。2)对多年冻土地段的电缆沟开挖,必须及时地按照设计要求做好工程防护,防止热融导致水塘、冲沟;恢复的地表不得形成负地形;电缆沟开挖前,在电缆沟边应铺设彩条布,将渣土统一堆放在电缆沟边上彩条布上。3)施工结束后,及时清理施工现场生活垃圾和施工生产垃圾,对施工地段及时进行环境恢复,将施工对环境的破坏减少到最低。
10技术经济分析
10.1经济效益
太阳能电站施工采用机械化作业,劳动力使用少,施工速度快,降低了施工成本;提高了工程施工质量,减少了电站出现故障机率,相应减少了施工现场返工。综合考虑,可以降低工程成本10.7%。
10.2社会效益
浅谈聚光型太阳能热电联产系统 篇7
1 光伏热电联产背景
光伏发电作为一种应用广泛的可再生能源利用方式,一直都是世界各国重点研究的方向。而现在国内外主要的光伏发电组件还是单晶硅、多晶硅太阳能电池和非晶硅薄膜电池,虽然这些技术发展较为成熟,系统的成本也比较低,但是它们的光电转换效率提升的潜力不够,单晶硅太阳能电池的转化效率为19%,而第三代的多晶硅太阳能电池效率18%左右。因此,由高效的聚光光伏组件组成的聚光型太阳能热电联产系统逐渐成为国内外研究的焦点。
聚光型太阳能热电联产系统具有输出电功率密度高,稳定性好,可靠高效等特点。国内相关的研究多集中在一些高等院校的实验室,近两年才有少量企业开发相关的装置。光伏-太阳能热泵系统通过热泵循环,稳定了太阳能光热转换的输出温度,同时维持光伏板在较低的工作温度下工作,提高了光电转换效率。 厦门多科莫太阳能科技有限公司于2010年开发了PV/T相关的一些系统,采用的是反射镜聚光的方式,聚光比较低,仅为5左右,光伏电池板与换热装置是叠层结构,最高可提供50℃的热水,整个系统的太阳能利用效率约45%,造价约20元/W。
2 光伏热电联产技术
光伏热电联产技术分为非聚光型和聚光型。非聚光型热电联产系统的供热密度通常是低于800W/m2,温度不超过40℃,只能用于居民热水供应或热泵式空调。同时,为了保证供热功率,换热器的面积较大,成本相应较高。聚光型热电联产系统由于高聚光比(可以达到500倍以上)的效果,热流密度可以达到数百千瓦以上,适用范围更加广泛,发电和供热效率也更高,但聚光型热电联产系统的技术门槛和运行维护成本均高于非聚光型。
2.1 非聚光型太阳能热电联产系统的发展及应用
当太阳光照射到光伏电池板上时,只有能量大于其半导体材料禁带宽度的部分光子能量可以转化为电能,主要是在可见光及紫外波段附近的能量,此外的能量不仅不能转化为电能,还会变为废热造成光电转化效率下降,尤其是红外波段所引起的热效应。针对这个问题,太阳能光伏/光热综合利用技术应运而生。太阳光直接入射光伏电池板,能量一部分转化为电能;另一部分则转化为电池板本身的热能,设计热能利用设备,安装于电池板的背面,对这部分废热进行利用,不仅降低了光伏板的温度,同时还提高了整个系统的太阳能利用效率。纯光伏发电的热电联产原理比较简单,即利用光伏电池受照射后的温度升高来加热热水。目前,国外已有光伏热电联产系统的应用示范,大多是与建筑物结合使用,光伏电池板提供电能,其背面的换热器为建筑物供热。
2.2 聚光型太阳能热电联产系统的发展及应用
聚光型太阳能热电联产的技术研究起始于20世纪80年代后期,随着研究技术的日益深入,近几年也取得较大的进展。世界各国开展了很多相关的研究项目。澳大利亚国立大学可再生研究系统中心曾研制出了一种由具有37倍聚光比的槽式抛物面PV/T集热器组成的太阳能热电联产系统,该系统能量的综合利用效率可达69%。我国工程科学学院的陈则韶教授对太阳能聚光分频利用热电联产的机理进行了研究,得出了太阳能光谱有效能函数以及太阳能聚光分频利用热电联产的设计方案,对聚光型太阳能热电联产系统技术的应用发挥一定作用。
3 聚光型太阳能热电联产系统
聚光型太阳能热电联产系统是在聚光光伏发电系统的基础上加入了循环水泵、水管和水箱等部件,组成了新的热电联供系统,其系统原理见图1。这种系统既能提供电能,又能提供热能。具有高效率、可靠性、实用性、经济性和低噪音等特点。这个系统主要是通过自动追踪器实时追踪,实时地保持着聚光器的主光轴与太阳光的入射光线平行,聚光器将太阳光聚焦到能量转换器上,在能量转换器里,太阳能一部分转化为电能,通过汇流柜可以为城镇小区居民提供生活用电或者并网;一部分转化成热能,循环水泵将水箱里的冷水通过水管源源不断经过能量转换器形成热水,存储在水箱中,为城镇小区居民提供生活用水。聚光型太阳能热电联产系统这种应用还是比较广泛的,当然,也可以集中起来运作可以将发出来的电能并入电网。
因此,聚光型太阳能热电联产系统主要由自动追踪器、聚光器、能量转换器、水管、水箱、循环水泵和汇流柜等部分构成(图2)。自动追踪器是西门子PLC或者单片机等核心器件构成的,它通过天文算法实时精确的追踪着太阳;聚光器主要起对太阳光聚光的作用,将太阳光聚焦到能量转换器上。能量转换器是聚光型太阳能热电联产系统的核心部件,里面含有辐射器、滤光器、散热器、光伏电池等。辐射器和滤光器主要是将太阳光照射在光伏电池转换成电能。散热器主要有两方面作用:一方面是对光伏电池进行散热;另一方面是对冷水进行加热,从而将冷水变成热水,转换为热能。循环水泵的作用是用于冷水在水管、水箱里循环的动力;水箱是用来提供冷水和存储热水的,便于用户使用。
4 聚光电热联产布局示意图
图3所示的集中式的电热联产设计,具有以下优点:集中式安装和建造可以节约成本;整体布局、规划、设计,更有利于施工和安装;有利于统一的管理和监控。假设,在一个社区中,每一栋楼配置上一套这样的系统,就可以满足整个一栋楼的热水的供应,同时也方便管理。
5 总结
聚光型PV/T系统可以通过成本比较低的聚光器的聚光,减少成本相对比较高的太阳能电池组件的面积,有助于节省土地,单位面积上面的太阳能利用率更高,并且可以利用冷却聚光器产生的预热提供热水。
此外,电热联产系统应用于居民家庭目前还难以实现,主要原因是成本较高。因此还是要集合多个追踪器,做成一整套设备,集中发电、集中制冷,这样可以降低成本。
太阳能热电厂蓄热系统控制方案 篇8
能源是人类社会赖以生存和发展的物质基础。目前绝大数能源都以石油、天然气和煤炭等化石燃料为主, 而化石能源是有限的。太阳能以其储量的无限性、存在的普遍性和利用的清洁性等优势成为了最理想的替代能源之一。
我国有着丰富的太阳能资源。全国陆地表面每年接收的太阳能辐射能量相当于49000亿吨标煤。如果将这些能量全部用于发电, 约等于上万个三峡水电站的发电总和。[1]近年来, 太阳能热利用得到高度重视。
由于受到各种自然因素的影响, 到达地面的太阳辐射不稳定, 这给太阳能的使用增加了难度。为了提高发电效率、减少发电成本、提高太阳能热电系统的稳定性和连续性, 则需要对太阳能热发电系统增加蓄热装置, 以使系统在没有太阳辐射能量的时候能继续满足发电需要。蓄热系统已成为衡量热发电系统效率的重要因素, 但目前的大型热发电系统中, 只有很少的系统增加了蓄热装置, 蓄热技术也需要继续的研究和完善。[2]
2 系统简介
由于受到天气、季节等自然条件的影响, 太阳能热发电存在较大的不稳定性。为了保证太阳能热发电站发电相对稳定, 可以采取蓄热措施, 将太阳光照充足时蓄热器所吸收的满足发电所需之外的热量储存于蓄热器当中;在太阳光照不足, 即集热器吸收的热量无法满足发电需求时, 将蓄热器里储存的热量用于发电, 以此来保证云遮间隙系统的正常运行。
3 控制方案
高温蓄热技术是太阳能热发电的关键技术。按照热能存储方式不同太阳能高温蓄热技术可分为潜热蓄热化学反应蓄热和显热蓄热三种方式。其中潜热蓄热主要是通过蓄热材料发生相变时吸收或放出热量来实现能量的储存具有蓄热密度大充放热过程温度波动范围小等优点[3]。潜热蓄热也是本方案在分析蓄热系统时所采用的蓄热方式。
按太阳能直射强度大小区分, 该系统可以以4种工作模式运行。
(1) 集热器向换热器供热, 蓄热器蓄热模式 (阀门A、B、C开启) 。
(2) 集热器与蓄热器同时供热模式 (阀门A、B、C开启) 。
(3) 蓄热器单独蓄热模式 (阀门A关闭、阀门B、C开启) 。
(4) 集热器停止供热, 蓄热器停止蓄热模式 (阀门A、B、C关闭) 。
为了对太阳直射强度进行比较, 可定义太阳能直射强度临界值mG
其中:4Q为换热器进行油水换热时与导热流体交换的热量, KJ
C为导热油比热容, J/kg·℃;
T5为换热器进口油温, ℃;
T6为换热器出口油温, ℃;
W为集热器总面积, m2;
G为太阳直射强度, W/m2;
θ为太阳入射角, 度, 根据1.4小节的分析可以计算出某时刻的太阳入射角;
fθ为太阳入射角修正系数, 度, 一般可取0.95;
fs为早晚时集热管列阴影相互影响因子, 一般可取0.92;
fe为集热管末端损失影响因子, 一般可取0.91;
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, 一般可取0.98;
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, 一般可取0.94;
fo为集热岛运行与太阳跟踪影响因子, 一般可取0.99[3]。
3.1 上午太阳光照较弱条件下
当上午 (6:00~12:00) 太阳光较弱, 即太阳直射强度G小于太阳直射强度临界值mG (G
qm2=qm3流向为集热器流入蓄热器。kg/s
其中, qm3为集热器出口流量, 即为阀门C流量, kg/s。
3.2 上午太阳光照充足条件下
当上午 (6:00~12:00) 太阳光照充足, 即太阳直射强度G大于太阳直射强度临界值Gm (G>Gm) , 这时集热器吸收太阳辐射后与换热流体交换热量3Q已经能满足换热器中油水换热所需要的热量Q4 (Q3>Q4) 。换热流体从集热器获得的热量将被分成两部分, 一部分用于满足换热器的换热需求, 另一部分流向蓄热器, 储存于蓄热器当中。
阀门A流量:
流向为集热器流向换热器。kg/s
其中:
Q4为换热器进行油水换热时与导热流体交换的热量, kJ;
C为换热流体比热容, kJ/kg⋅K;
THTF为换热流体温度, ℃;
T6为换热器出口油温, ℃;
阀门B流量:
qm2=qm3-qm1流向为集热器流向蓄热器, kg/s
qm3为集热器出口流量, 即为阀门C流量, kg/s。
注:出于简化计算的考虑, 我们假设换热流体在管道中流通时没有热量损失。
3.3 下午太阳光充足条件下
当下午太阳光辐射够强, 即G大于太阳直射强度临界值 (G>Gm) 时, 同上一小节所分析, 集热器接受太阳辐射收集到的热量分为两部分, 一部分用于满足换热器油水换热所需的热量4Q, 剩余的热量流入蓄热器贮存。
阀门A流量
流量为集热器流向蓄热器, kg/s
阀门B流量:
qm2=qm3-qm1流向为集热器流向蓄热器, kg/s
3.4 下午太阳光较弱条件下
当下午太阳辐射较弱, 即G小于太阳直射强度临界值 (G
若Qsto>Q4-Q3, 则蓄热器向换热器提供热量, 即蓄热器处于“放热”状态。
其中:
Qsto为蓄热器所贮存的热量;
Q4为换热器进行油水换热时与导热流体交换的热量, kJ;
Q3为集热管与换热流体对流换热量, kJ。
阀门B流量:
流向为蓄热器流向换热器, kg/s
其中:
Tsto为蓄热器储热罐中的温度, ℃
T6为换热器出口油温, ℃
阀门A流量qm1:
qm1=qm2+qm3流向为蓄热器流向换热器, kg/s
若Qsto
阀门B流量qm2=qm3, 流向为集热器流向蓄热器, kg/s
阀门A流量qm1=0。
3.5 晚上无光照条件下
当晚上太阳下山之后, 此时G=0。由Q0=WGcos (θ) fθfsfeηfηefo可知Q0=0。此时, 集热器无法对换热器充热, 也无法向换热器提供热量。考虑到蓄热器容量是有限的等实际情况, 让蓄热器在晚上对换热器供热是不切实际的, 故在晚上关闭阀门A、阀门B、阀门C。
4 应用前景与问题讨论
中国作为资源消耗大国在寻求替代能源之路上必然要在该领域走在世界前列。在可以预见的未来必将建设更多的太阳能热发电站。倘若没有采取较好的蓄热措施与控制策略, 由于太阳能发电的不稳定性将可能带来严重的后果。为了保证太阳能发电的稳定性与经济性, 除了提高集热效率, 改进蓄热技术之外, 还可以在控制策略上寻求进步。“热流计算器”还可以考虑在软件中加入智能算法, 根据大规模的天气数据预测集热——蓄热系统中的流量变化。
除了太阳能热发电领域, 该软件也可以应用于家庭热水器的蓄热控制。根据天气情况合理的分配能源, 避免不必要的浪费, 真正做到节能减排。
摘要：太阳能是一种清洁、可再生的能源, 是今后化学能源的主要替代能源之一。太阳能热发电是主要的太阳能利用方式。由于天气、昼夜等不稳定因素, 现阶段太阳能热发电存在发电与用电不同步、发电不稳定等问题。在太阳能电站中加入蓄热系统, 用以减少甚至消除太阳辐射强度的波动对太阳能利用的稳定性的影响。从控制策略上做到对能源的合理利用, 真正做到节能减排。
关键词：太阳能,热流计算器,节能减排
参考文献
[1]阎秦.太阳能辅助燃煤发电系统热力特性研究.
[2]杨小平, 杨晓西, 丁静, 等.太阳能高温热发电蓄热技术进展研究.
太阳能热电站 篇9
太阳能光热发电即聚光太阳能热发电 (Concentrating Solar Power) , 也称CSP, 是太阳能发电中不同于光伏发电的另一种技术。
光热发电技术是利用光聚焦原理, 把太阳光线的分散能量进行高度聚集, 通过吸热器中工质吸收阳光热能, 直接或间接地加热水, 产生一定参数的蒸汽, 然后送往汽轮发电机组进行发电。实际应用的主要技术种类有槽式、塔式、碟式和线性菲涅尔式。
1.1 槽式光热发电技术
分别采用槽式聚光镜和吸热管来聚焦和吸收太阳光热能, 进而转化成电能。槽式聚光镜是一种高精密度的太阳反射镜, 按主要制造材料可分为两种:玻璃反射镜和铝板反射镜, 反射镜的横截面采用槽式抛物面。吸热管一般由碳钢或合金钢材料制作, 具体根据设计运行温度而定。吸热管安装在抛物镜的焦线上, 与聚光镜一起构成槽式聚光器。
槽式聚光器的聚光比比较低, 一般不超过100。槽式光热发电技术在欧美具有二十多年的商业化运行经验, 技术比较成熟, 产生的水蒸气已经达到371℃的商业化电站运行温度, 电站年均光热电转换效率已达16%, 理论峰值光热电转换效率最高可达21%。
目前带储热系统的槽式光热电站, 发电功率所需土地约20 m 2/k W (露天布置聚光镜场) , 10MW的槽式光热电站占地300亩, 50MW槽式光热电站占地1500亩。如若采用玻璃房内布置聚光镜, 则占地面积可减半。目前国外带储热系统的槽式光热电站功率造价折合人民币2.5万元/k W左右, 不带储热系统的槽式光热电站功率造价人民币2.2万元/k W左右。槽式光热电站目前可设计建设的单机发电规模以不超过50MW为宜, 适合建设集中式光热电站, 规模越大单位功率造价越低。
槽式光热电站一般采用一维跟踪方式, 如果聚光镜焦线采用南北布置, 则只需要在东西方向根据太阳的视位置变化而调整聚光镜的旋转角度, 以保证阳光始终直射聚光镜, 跟踪系统比较简单。
槽式光热发电应用的典型案例有:20世纪80~90年代美国加州建造的由9座电站组成的354MW的SEGS系列电站;西班牙Andasol1-2 (100MW) ;希腊的克里达电站 (50MW) 。
目前国内已经建成试运行的典型槽式光热发电示范项目有:国电青松吐鲁番新能源180k W槽式光热发电示范项目;兰州大成能源在甘肃兰州建设的200k W槽式菲涅尔电站;华能集团在海南三亚南山电厂1.5MW线性菲涅尔光热发电项目。
1.2 塔式光热发电技术
采用平面玻璃银镜阵列聚集太阳光辐射到吸热器去加热工质, 吸热器则安装在聚光镜阵列中间的高塔顶部, 目前比较流行的是多面体腔式吸热器。
塔式光热发电技术由于采用大面积的聚光镜阵列来聚集太阳光, 可以达到1000以上的聚光比, 因此聚集的光强很高, 能将吸热工质 (一般采用工业熔盐) 加热到565℃的工作温度, 目前能将水蒸气加热到高达540℃的商业化电站运行温度, 电站年均光热电转换效率已达13.7%, 理论峰值光热电转换效率最高可达23%。
目前带储热系统的塔式电站, 发电功率所需土地约66m2/k W左右, 10MW塔式光热电站占地1000亩, 50MW塔式电站占地5000亩。因此, 考虑到占地面积和吸热器的体积限制, 塔式光热电站可设计建造的单塔发电规模以不超过10MW为宜, 塔式适合建设集中式大型光热电站。
目前带储热系统塔式光热电站单位功率造价在人民币2.5万元/k W, 与槽式光热电站差不多。
塔式光热电站采用二维太阳跟踪方式, 对跟踪系统的精准度要求很高, 跟踪系统比较复杂。
典型的塔式水/蒸汽太阳能光热发电试验电站有:美国在20世纪80~90年代建成的10MW Solar One, 后来增加熔盐储热系统, 演化为Solar Two;西班牙的CESA-1和11MW的PS10电站 (2007年投运) 。皇明太阳能、华电集团和中科院在北京延庆合作建设1MW塔式光热发电项目已经正式运行;浙江中控太阳能在青海德令哈50MW塔式光热电站一期10MW已经完工;青岛神泰能源准备投资16亿元在山东平度市建设塔式热气流光热电站。
1.3 碟式光热发电技术
采用旋转抛物面聚光镜, 将阳光聚焦在焦点上, 采用斯特林发电机吸收光能加热工质驱动发电机发电。碟式聚光镜的聚光比很高, 可以产生2000℃以上的高温, 目前的发电机材料还难以承受如此高的温度, 因此斯特林发电机吸热器一般不能布置在正焦点位置上, 而是偏移焦点一段距离, 以防止高温毁坏发电机。
碟式光热发电具有很高的光热电转换效率, 年均光热电转换效率已达25%, 峰值光热电效率理论上最高可达到30%, 但造价高昂, 是几种光热发电技术中最高的, 目前功率造价在人民币4万~6万元/k W。
碟式 (斯特林) 系统适合小型的分布式发电, 和其它太阳能光热发电系统不同, 碟式 (斯特林) 系统是由斯特林发电机直接实现由热能到机械能到电能的转化, 而不需要汽轮机。这种系统规模较小, 高效、模块化, 可以灵活单独使用或者集成使用。
碟式光热发电单碟装机容量一般以不超过25k W为宜, 单位发电功率所需土地约50m2/k W左右, 最适宜建设分布式小型光热发电系统, 也能建设集中式光热电站。
1.4 线性菲涅尔式光热发电技术
是槽式光热发电技术的一种简化。该技术采用长条形反光板代替槽式抛物镜, 即线性菲涅尔聚光器, 制造更为简单。线性菲涅尔聚光器的聚光比一般为10~8 0, 年平均效率10%~18%, 理论峰值效率可达20%, 蒸汽参数可达250~500℃, 发电功率所需土地约15m2/k W左右。目前单位功率造价比槽式低45%左右。
线性菲涅尔式光热发电技术与槽式一样, 采用一维跟踪, 跟踪系统比较简单。电站单机规模以不超过50MW为宜, 适合建设集中式光热电站。目前, 华能海南1.5MW线性菲涅尔天然气耦合电站已经投运。
2 太阳能光热发电市场与成本分析
2.1 国际市场现状
2007年起, 全球光热发电年新增装机容量成倍增长, 到2011年底, 全球光热装机容量达到1300MW, 在建3000MW, 预计到2020年达到25GW, 主要集中在美国和西班牙。
美国处于准备阶段的太阳能热发电项目已有8.5GW, 其中3200MW已经签署购电协议, 美国计划2020年光热发电生产的电量将占总能量的25%。美国加州政府能源局处于审批公示阶段中的太阳能热发电装机容量则达24GW, 占地面积超过12.14万公顷。根据美国加州的计划, 到2030年, 太阳能热发电与光伏发电的比例为4∶1。
美国已经建成的典型光热电站有:加州Moj ave沙漠354MW槽式光热电站, 20世纪80~90年代建成, 成功运行了多年;内华达州65MW槽式光热电站, 2007年6月投运;亚利桑那州280MW槽式光热电站, 2011年投产;内华达州10MW塔式Solar One, 后来增加熔盐储热系统, 演化为Solar Two。
2009年7月启动的“欧洲沙漠行动计划”, 堪称全世界太阳能领域最具雄心的计划。以德国企业为主的多个欧洲财团和公司, 计划在未来10年内投资4000亿欧元, 在中东及北非地区建设一系列并网的太阳能光热发电站, 来满足欧洲未来15%的电力需求, 以及电站所在地的部分电力需求。
目前, 西班牙是太阳能热发电规模最大的国家, 既有20MW量级的塔式电站, 也有50MW量级的槽式电站。在西班牙的可再生能源规划中, 提出2010~2013年太阳能热发电装机容量的新目标为2440MW。
西班牙的Andasol系列电站是欧洲第一座大规模槽式光热电站, 其中的AndosalⅠ, 电站容量50MW, 是世界上首座带有蓄热系统的光热电站, 蓄热时间可达7.5h。蓄热工质采用硝酸熔盐混合物, 采用双罐间接式蓄热, 冷罐温度292℃, 热罐温度386℃, 罐体高度14m, 直径38.5m, 可容纳熔盐28500t, 蓄热量1010MW/h。电站年均光-热-电转换效率可达16%, 高于美国SEGS电站13.7%。
2 0 1 1年7月, 总装机2 0 M W的西班牙Gemasolar太阳能光热电站顺利完成了试运行, 成功实现24h不间断发电, 成为世界上首个能够全天候持续供电的商业化太阳能发电厂。
2.2 国内市场现状
我国光热发电项目属于国家8 6 3计划, 于2006年立项, 2008年获得国家发展改革委批准。2011年6月国家发展改革委颁布的《产业结构调整指导目录》中, 鼓励新增新能源产业, 光热发电放在首位。《可再生能源发展“十二五”规划》中明确指出, 我国太阳能光热发电目标为2015年装机达到1GW, 2020年达到3GW, 年增装机容量300MW以上, 但按目前“光热发电西北圈地”的情况看来, 未来规模将远超规划。
我国初步拟定的四个重点光热发电试点地区是:内蒙鄂尔多斯高地沿黄河平坦沙漠、甘肃河西走廊平坦沙漠、新疆吐鲁番盆地、塔里木盆地和西藏拉萨。这四个地区除了光照好, 还具备丰富水源及电网接入条件, 非常适合建设光热电站。
随着设备国产化, 技术的成熟, 2012年下半年, 甘肃金塔、宁夏哈纳斯、中广核宁夏德令哈、大唐鄂尔多斯等几个50MW以上的大项目相继开工, 国内光热发电项目进入实质性建设阶段。
目前, 中海阳、皇明、力诺和中航通用等光热设备制造企业纷纷加快了产业链布局。其中, 中海阳连续三年保持业绩高增长, 主要投资方向是太阳聚光镜生产线建设及电站系统集成能力提升。早在2001年, 皇明公司就自行开发光热发电技术, 如今光热发电所需的核心部件, 如定日镜、槽式镀膜钢管、槽式聚光器均可自行生产。
北京延庆电站是亚洲首座塔式太阳能光热发电站, 装机容量为1MW, 属于示范项目。电站建成后, 每年的发电量将达到270万k Wh, 相当于节约标准煤1100t, 可减排CO22300t、SO221t、NOx35t。
2.3 成本分析
由于我国光热核心设备及关键技术还没有国产化, 在发展光热发电的过程中, 受到国外的技术垄断。一台实际价值不过500万美元的镀膜机国外报价1.2亿元人民币, 一吨成本不过2.5万元的高温导热油, 国外报价5万元。最为核心的聚光镜和吸热管技术被少数几家公司垄断, 这导致了我国光热发电成本居高不下。因此, 要降低成本, 必须实现关键技术和核心设备的国产化, 实现规模化生产, 带动相关产业链的发展。
以大唐鄂尔多斯50MW光热电站为例, 根据该项目0.9399元/k Wh的中标上网电价, 结合国外光热电站成本比例, 可以推算出大唐鄂尔多斯50MW电站成本大约为23000元/k W, 与美国SEGS电站相当。
太阳能光热发电最大的优势就是清洁与低成本, 规模越大成本越低。光热电站单机和装机规模的提升是降低光热比成本的最大动力, 近一半的成本降低来自规模效应。光热装机由50MW提高至100MW, 单位成本将下降12%, 提高至200MW, 单位成本将下降20%;聚光镜和集热管等核心部件的技术升级能带来20%以上的成本下降空间。
根据目前国内外现状分析, 光热电站单位功率造价比光伏略高, 但通过4~5年的发展, 光热电站的电价预计将降低至0.8~1.0元/k Wh, 并在2020年有望实现无需补贴就能平价上网。
太阳能热电站 篇10
3.1 太阳能光热发电与热电耦合发电系统概念
按照太阳能与热电的主辅关系, 太阳能与热电耦合发电系统可以分为两大类:太阳能辅助热电系统和热电辅助太阳能发电系统。太阳能辅助热电系统是在常规化石燃料发电机组的设计基础上, 利用太阳能集热系统吸收太阳能热量合理集成的耦合热发电系统。热电辅助太阳能发电系统, 是在单纯太阳能发电机组的设计基础上, 投入合适的化石燃料辅助太阳能发电的热发电系统。该系统以太阳能发电为主, 化石燃料补充发电为辅, 可以实现大规模利用太阳能持续发电。还可以充分利用热电机组的可调整性来弥补太阳能的间歇性, 降低独立太阳能热发电的投资成本。美国加州运行的9座SEGS电站就是属于化石燃料辅助太阳能热发电系统的典型。
太阳能光热-热电耦合系统 (双能源循环系统) 相对于集中式光热电站而言, 可以不设置储热子系统, 无需增加汽轮发电机组, 光热系统造价比独立集中式光热电站要低的多, 大约只有其55%~60%, 采用槽式光热系统, 单位功率建造成本约为1.1万~1.5万元/k W。
国外越来越多的项目选用太阳能光热与热电站 (包括火电站、天然气电站、垃圾发电站和工业余热电站) 联合建设、联合运作。一来可提高光热电站的发电持续性, 二是通过提高工质运行温度可提高电站系统效率。目前, 在国外已经有这方面的工程应用, 太阳能在联合循环发电系统中的热能贡献率约为15%~40%。
另外, 联合电站投入使用后还有望改善当地生态环境, 因为集热器可吸收遮挡阳光, 可降低电站地区的地表温度和蒸发量, 同时聚光镜的冲洗水漏入地面, 有利于植物生长。
3.2 太阳能光热发电与热电耦合发电系统类别
目前, 根据我国工业产业布局实际情况, 光热与热电 (火电、余热发电) 耦合构成双能源发电系统, 概括起来不外乎如下几大类:
3.2.1 光热系统与水泥窑余热电站构成联合循环发电
目前, 水泥余热发电市场将近饱和, 但实际上由于各种原因, 很多水泥余热发电装机容量没有得到充分利用。可在太阳能和土地资源条件适合的地区, 将光热发电与水泥余热发电结合起来, 挖掘水泥余热发电潜力。国内外目前还没有在水泥余热发电领域商业化应用的先例。
利用槽式光热技术, 聚光镜将太阳光线性聚焦到吸热管上, 加热管内传热工质, 直接或间接地产生一定参数的中压/低压过热水蒸气, 与水泥余热发电系统中AQC锅炉中压/低压过热器的蒸汽汇合, 增加汽轮机主蒸汽/补蒸汽流量, 从而增加发电量。阴雨天和晚上则关闭光热系统, 切换到原来的系统运行。
以4500t/d水泥余热发电项目为例, 如在晴天用光热增产主蒸汽10t/h, 则可增加进入汽轮机的蒸汽热量18%, 增加发电功率1500k W;增发电量450万k Wh/a, 节省标准煤1800t/a;减排CO24500t/a;增加经济效益324万元/a;光热初投资成本1800万元, 投资回收期6年 (未考虑土地成本) 。
3.2.2 光热系统与烧结余热电站构成联合循环发电
钢铁行业有大量的烧结冷却机余热电站, 很多因为设计原因或者工艺波动原因而不能达到额定的发电量, 汽轮发电机组还有很大的挖潜空间。
在有空闲土地资源和太阳能资源的钢铁厂, 可以增加光热系统, 与烧结余热电站耦合起来构成双能源联合发电系统。利用光热直接预热锅炉给水, 或者产生蒸汽补充到汽轮发电机组去发电, 均可提高余热电站的系统效率, 增加余热发电量。
3.2.3 光热系统与小型燃煤热电厂构成联合循环发电
由于小型燃煤发电机组热经济性较差, 已属于淘汰机组, 在太阳能与其集成进行联合发电时, 原有燃煤发电机组不必重复投资, 这部分成本可以不考虑, 从而使这种太阳能辅助燃煤热发电机组的单位热经济学成本大大下降。
以C50-8.82/0.294型供热机组为例, 如果将光热产蒸汽取代1段高压加热器的抽汽, 当不考虑原有燃煤发电机组部分投资成本时, 其发电成本为0.16元/k Wh, 远低于纯燃煤发电机组的发电成本0.25元/k Wh。这为我国的小型火电机组升级改造提供了可能的方向。
3.2.4 光热系统与大型燃煤热电厂构成联合循环发电
目前大型燃煤热电厂的主力机组为300MW、600MW凝汽式汽轮发电机组, 它们都是八级抽汽加热, 将锅炉给水温度加热到278℃左右。以300MW机组为例, 从第一级到第七级, 各级的抽汽加热温度范围从386~95℃, 这样的温度范围, 一般的中高温太阳能光热系统都是可以达到的。
根据太阳能光热系统的参数, 选择某一级或者几级参数比较匹配的给水加热器, 利用光热直接加热给水代替汽轮机抽汽加热, 构成太阳能-常规能源联合循环发电系统。这种系统具有如下特点:
光热系统只作为联合循环电站的给水预热系统, 系统投资小而太阳能利用率高。
可以很方便地用于现有燃煤热力发电厂的节能减排技术改造。
国外已有成功应用实例。如澳大利亚的太阳热动力工程公司利用条形菲涅尔式光热装置, 产生265℃的湿蒸汽, 对Liddell燃煤热力发电厂的锅炉给水进行加热。
利用光热系统直接产生中高温参数的过热蒸汽, 与汽轮机高压缸的排汽汇合, 再进入中压缸, 太阳集热器入口接自锅炉的除氧器出口, 锅炉、光热统一供水, 构成联合循环发电系统。这种系统具有如下特点:
无需独立光热电站的储热子系统, 大大简化了总系统, 节省了大量设备投资。
夏季电网负荷高峰期, 正好是太阳辐射最强的季节, 充分利用了光热发电的天然调峰功能。
主要适用于新建燃煤热力发电厂, 增加光热系统, 组成太阳能-常规能源联合循环发电。
以国产N600-16.7/537/537型凝气式汽轮发电机组为例, 若以光热直接产汽代替除氧器从汽轮机抽汽, 可节省汽轮机抽汽35t/h, 则可增加发电功率7600k W, 按年2800h计算, 每年可增加发电量约2130万k Wh, 电费按0.6元/k Wh计算, 年增发电效益约1280万元。节约标煤8520t/a, 减排CO221300t/a, 年节省标煤量可得国家财政补贴255万元, 合计年增效益1535万元。光热设备初投资约9120万元, 设备投资回收期约6年 (未考虑土地成本) 。
3.2.5 光热系统与燃气-蒸汽热电厂构成联合循环发电
将槽式太阳能光热发电系统与燃气轮机发电系统相结合, 利用燃气轮发电机组发电, 燃气轮机尾气排入余热锅炉, 加热水工质, 产生蒸汽, 推动汽轮发电机组发电。光热系统直接产蒸汽, 与汽轮机高压缸排汽汇合, 进入中压缸。这种系统具有如下特点:
(1) 无需独立光热电站的储热子系统, 简化了总系统, 节省了设备投资。
(2) 对天然气燃烧尾气作了充分的余热利用。
(3) 主要适用于新建燃气-蒸汽热力发电厂, 增加光热系统, 组成太阳能-常规能源联合循环发电。
太阳能联合循环系统 (ISCC发电系统) , 可避免因自然条件造成的发电设施闲置问题, 较常规单一太阳能热发电厂和常规单一燃气-蒸汽联合循环发电厂而言, 总体热效率可提高。同时, “联合循环”能保证电站长时间稳定供电, 可增加电网的安全性。
自20世纪90年代ISCC系统研发成功投入使用以来, 已在埃及、美国等国成功运营。该系统适用于光热和油气资源都较丰富的地区, 在中国西北部地区有着广泛的应用前景。
亚洲首个槽式太阳能-燃气联合循环 (ISCC) 发电站建设于宁夏回族自治区盐池县高沙窝毛乌素沙漠边缘。该项目由宁夏哈纳斯新能源集团投资22.5亿元建设, 规划容量92.5MW, 2013年10月建成投产。项目建成后年发电量相当于节约标准煤10.4万t/a, 减排CO2 21万t。
4 太阳能光热发电市场前景展望
至2010年底, 全球已实现并网运行的光热电站总装机容量为110万k W, 在建项目总装机容量约1200万k W。欧盟、美国等发达国家或经济体都将太阳能光热发电作为可再生能源重要领域, 制定了2020年乃至更长远的发展目标。欧盟启动了“欧洲沙漠行动”计划, 计划在撒哈拉沙漠建设大规模太阳能电站向欧洲电力负荷中心输电。欧洲太阳能光热协会2005年发布的一份报告中预计, 到2040年, 光热发电将满足世界上5%的电力需求。
中国通过863、973计划对光热发电进行了基础研究和示范项目建设, 光热发电已被列入《产业结构调整指导目录2011版》。根据规划, 2011~2015年主要为技术验证和商业化起步阶段;2015~2020年为商业化规模化建设阶段;2020年后进入飞速发展阶段。预计造价将降低至1万元/k W, 光热发电成本将低至6美分/k Wh, 届时光热发电将如同现在的风电。
2012年10月26日, 国家电网出台太阳能发电免费并网的相关政策。五大发电集团的新能源公司纷纷投入光热领域, 在内蒙古、甘肃武威、新疆吐鲁番、青海格尔木、西藏等地开始光热的前期工作。
大唐电力和皇明联合体中标国内首个光热发电项目——内蒙古鄂尔多斯50MW槽式光热电站;华电集团与澳大利亚雄狮国际正在青海省格尔木合作开发100万k W光热发电项目。
国内企业从零部件开始切入光热产业链, 部分公司开始涉入光热发电。首航节能、航空动力、三花股份、杭锅股份、金晶科技、湘电股份、华仪电气、天威保变、亚玛顿等均进入该产业。一类是光热发电系统研发和系统集成商, 如天威保变和三花股份均已着手光热电站的项目规划工作;另一类是光热发电相关核心设备制造商, 包括研制斯特林太阳能发动机的航空动力和规模生产太阳能玻璃的金晶科技等。相关机构预计至2020年, 国内光热发电的装机有望突破1000万k W, 市场规模可达千亿元以上。
我国多处于中低纬度, 每年接收太阳辐射总量在3300~8300MJ/m2之间, 相当于2.4×104亿t标准煤, 太阳能资源十分丰富。其中西北地区尤其是青藏高原, 空气稀薄、日照时数长, 是我国太阳能资源最丰富的地区。因此, 我国具备开发太阳能热发电的先天优势。
在我国辽阔的西北部地区, 如内蒙、新疆、青海、宁夏、西藏等地区以及河北北部、山西北部、四川高原地区、辽宁西北部、吉林西部、黑龙江西部和山东部分地区, 有丰富的太阳能资源和良好的地质环境, 在这些地区开发利用太阳能光热资源具有得天独厚的自然条件。我们可以根据当地的能源具体分布情况, 采取不同的光热利用措施。
(1) 可建设大型光热电站, 发电并网, 满足本地区的工业和生活用电或者输送到其它缺乏电力的地区。可结合当地的风力资源条件, 建设风、光互补型的电站, 发电并网。
(2) 在有闲置空地的水泥厂, 可利用光热与水泥余热发电结合起来, 形成双能源联合循环发电, 从而可提高水泥余热电站的发电功率, 创造更大的节能效益。
(3) 在有闲置空地的钢铁厂, 可利用光热与烧结余热发电结合起来, 形成双能源联合循环发电, 从而可提高烧结余热电站的发电功率, 创造更大的节能效益。
(4) 在条件合适的火电厂, 可将光热系统与之有机结合起来, 形成双能源发电系统, 节约化石能源, 增加发电量, 节能减排、创造经济效益。
(5) 光热系统与油田燃气锅炉组成双能源联合循环发电/采油系统。油田有很多旧油井, 经过多年开采, 地下储油的浓度越来越高, 从而开采难度也越来越高。为了提高采油率, 传统的做法是用燃气锅炉产生的蒸汽注入废旧油井, 稀释浓油, 需要消耗大量的一次化石能源。可以利用光热与原来的燃气锅炉耦合构成双能源联合循环发电/采油系统, 与燃气锅炉有机组合和切换, 光热可以预热锅炉给水或者直接产生高压蒸汽, 用于发电或采油, 充分利用太阳能, 节省化石能源。
5 结论
太阳能热电站 篇11
据英国每日邮报报道, 美国海军工程师最新公布一项未来派计划———从太空获得能量束。他们认为, 大型太空太阳能模块可发送太阳能至地面。
美国海军研究实验室航天器工程师保罗·杰斐 (Paul Jaffe) 博士现已建造和测试了两种模块类型, 用于捕捉并传输太阳能。这一方案使用“三明治”模块, 在两个方形太阳能板之间塞满所有电子组件, 顶侧太阳能板是一个光伏板, 可以吸收太阳光线;中间层电子系统将能量转化为无线频率;底部是一个天线, 可以朝地面目标传输能量。这个太阳能模块将在太空中由机器人进行装配, 最终成为1 km直径非常强大的人造卫星。
目前甚至美国海军也承认该计划具有科幻色彩, 杰斐说:“发射物体至太空的成本是非常昂贵的, 因此发现一种方法使组件变得更轻是该设计的基本条件, 三明治模块设计比之前设计高效4倍。”同时, 杰斐还尝试使用梯级模块解决热量问题, 打开三明治模块颇似“之字形”结构, 这将使太阳能电池板在无须加热的前提下, 更有效地接收阳光照射。 (腾讯科学)