太阳能光热利用

太阳能光热利用（共7篇）

太阳能光热利用 篇1

太阳能光热利用的基本原理是将太阳辐射能收集起来, 通过与物质的相互作用转换成热能加以利用。目前使用最多的太阳能收集装置, 主要有平板型集热器、真空管集热器、陶瓷太阳能集热器和聚焦集热器 (槽式、碟式和塔式) 等四种。通常根据所能达到的温度和用途的不同, 而把太阳能光热利用分为低温利用 (<200℃) 、中温利用 (200℃~800℃) 和高温利用 (>800℃) 。目前低温利用主要有太阳能热水器、太阳能干燥器、太阳能蒸馏器、太阳能采暖、太阳能温室、太阳能空调制冷系统等, 中温利用主要有太阳灶、太阳能热发电聚光集热装置等, 高温利用主要有高温太阳炉等。

太阳能光热利用 篇2

判断指标仅仅对用户采用太阳能热水器的户数进行要求, 没有明确每户热水器的容积或热水用水量。结合当前城市发展现状, 由于建筑类型由初期多层建筑为主, 演变为目前小高层、高层建筑为主, 太阳能热水器类型也发生了相应的变化, 由紧凑式一体机转变以分体式热水器为主。安装形式由单一屋面安装延伸到阳台、建筑南立面墙等建筑部位安装。本文着重讨论高层、小高层住宅建筑中太阳能热水系统的利用形式、优缺点以及相应工程案例。

当前太阳能热水系统的设计类型分为三大类:第一类每户独立系统——阳台分体式热水器;第二类为集中集热集中供水;第三类为集中集热分户辅助加热的单元集中型。

1 阳台分体式热水器

阳台分体热水器是高层、小高层常选的太阳能热水器类型。该类型热水器通常将集热器安装在建筑物的南立面阳台, 水箱悬挂在靠近集热器的承重墙上, 设备连接图如图1所示。每户热水器独立运行。

1.1 优点

(1) 产权明确, 没有公共设备, 维护、保养均有使用人承担。

(2) 不增加物业管理工作量。

(3) 自由设定供水水温——使用人可根据个人喜好, 设定用水温度。

1.2 弊端

(1) 得热量小, 由于建筑南立面阳台受光照时间、入射角等因素制约, 同等采光面积集热量最低。

(2) 辅助能源占比大 (太阳能保证率低) , 受安装面积的限制, 日产水量低于日均用水量。

(3) 不同楼层之间温升效果不同, 由于楼宇之间的遮挡, 造成每层集热器的光照时间不同, 从而导致每层热水器得热量不同。另外由于建筑室内采光要求日照时数 (1小时) 与太阳能集热器要求日照时数 (4小时) 不同, 在冬至前后时间段内将会严重影响底部几层用户得热量。

(4) 须与建筑规划同步进行, 建筑设计师视南立面为建筑脸面, 每个设计师将最出彩的设计立面放在南立面, 安装在南立面阳台的集热器必须与建筑立面的设计造型、颜色融入建筑中, 方可被设计师接受。

总之, 对于不想增加后期物业维护费用和允许南立面阳台安装集热器的住宅小区, 阳台式热水器不失为一种设计师、开发商、业主及设备供应商相互妥协的安装方案。

2 集中集热

对于不接受南立面阳台安装集热器或追新求异的建筑, 往往采取集中集热方式, 把太阳能集热器安装在屋面, 屋面集热器分为两大流派, 彰显式 (图2) :将屋面安装的集热器充分展示给世人, 充分体现设计师、开发商对可再生能源对的高度认同, 体现建筑的与众不同;隐藏式 (图3) :利用屋面安装太阳能集热器, 同时不愿改单户加热系统相比, 均衡了户日用水不均, 提高了热水利用率, 用户用热水方便快捷。但该系统主要弊端为物业管理工作量大, 热水价格高, 维护修缮费用分摊困难等。影响热水价格高的两种主要因素, 第一:太阳能保证率低, 由于建筑屋面受限、建设单位限制初投资以及设备厂家过度承诺等因素造成系统太阳能保证率低, 系统运行时, 辅助加热设备工作时间长;其二:辅助加热设备的选择, 太阳能热水系统常用的辅助加热形式为电、燃气加热设备以及近年新兴的空气源热泵机组 (受区域限制) 。实际工程设计选型中, 由于燃气管道以及燃气加热设备安装限制, 往往多采用电热管直接加热。作为高品质能源的电能直接转化为低品质热能, 能源利变传统建筑的造型和外观, 通过造型、视觉差等将集热器隐藏与内, 传统建筑美学与可再生能源利用在该类建筑上得到充分的阐释。

采用屋面集中安装集热器的建筑在能源供给方面通常分两大类, 其一, 供给用户满足设计水温的达标热水, 通常采用集中辅助热源;其二, 供给用水热量通过设在户内的换热设备加热生活热水或供给用户水温不完全达标的半成品热水通过设在户内的辅助加热设备进行二次加热达到设计供水温度。

集中供应热水在太阳能热水工程初期采取较多的一种模式, 随着建筑类型的变化以及系统自身的局限性, 住宅建筑中应用逐渐减少。以单栋建筑为单位采用集中热水供应方式, 较用率低, 单元热值价格高, 导致供应热水价格居高不下。为解决集中供应热水中的收费高问题, 在设计过程中, 应提高太阳能保证率——屋面面积利用最大化、选择高效能集热器;提高辅助热源的能效比——采用空气源热泵新型加热设备、利用低谷电宏观节能模式。经过工程中运行数据的总结分析, 在相同太阳能保证率下, 改善辅助能源, 可降低热水成本的30~50%。图4为2012年交付使用的某节能住宅工程屋面设备, 采用集中集热集中供热模式, 辅助热源采用空气源热泵并利用低谷电运行, 效果良好, 热水收费业主普遍能够接受。

另外两类供热方式, 集热部分与前者相同, 供热模式与前者差异较大, 常用类型, 换热模式 (图5) 和供热模式 (图6) 。

换热模式原理:屋面集中转化的热量通过热媒管网输送至户内储热水箱中, 用户根据用水特点和实际水温自行判断是否启动室内辅助加热设备。系统中公共设备少, 故障率较低, 便于物业管理人员管理。由于系统向用户提供热量, 至少需要一次热量交换方能实现, 为此造成系统效率较低, 由于热媒温度通常大于供热水温度, 故管网热损增加, 从而造成了系统得热量较低。

供热模式原理:与集中集热集中供水相似, 与其不同点在于辅助加热设备的设置方式不同。该模式将屋面集中集热所产生的热水 (不一定满足设计水温) 供给至用户, 室内配置常规加热设备, 选择性的对集中供应热水进行加热。该系统集热量可直接供给用户, 提高设备集热效率, 管网中热水温度、循环时间都小于换热模式, 故室内管网热损较小, 最大化利用太阳能集热器转化的热量, 降低运行费用。物业运行管理时, 仍需对业主供水进行计量。

高层、小高层的太阳能热水供应方式多样, 为了更好的选择太阳能热水系统形式, 对不同供应方式进行分析对比, 见表1。

3 结语

太阳能光热发电控制技术研究 篇3

关键词：太阳能,新能源,光热发电

1 太阳能发电系统

1.1 太阳能简介

太阳能 (Solar) (图1) 是太阳内部连续不断的核聚变反应过程产生的能量, 是各种可再生能源中最重要的基本能源, 也是人类可利用的最丰富的能源。太阳每年投射到地面上的辐射能高达1.05×1018千瓦时, 相当于1.3×106亿吨标准煤, 大约为全世界目前一年能耗的一万多倍。按目前太阳的质量消耗速率计, 可维持6×1010年, 可以说它是“取之不尽, 用之不竭”的能源[1]。

地球上的风能、水能、海洋温差能、波浪能和生物质能以及部分潮汐能都来源于太阳;即使是地球上的化石燃料 (如煤、石油、天然气等) 从根本上说也是远古以来贮存下来的太阳能, 所以广义的太阳能所包括的范围非常大, 狭义的太阳能则限于太阳辐射能的光热、光电和光化学的直接转换。太阳能既是一次能源, 又是可再生能源[2]。它资源丰富, 既可免费使用, 又无需运输, 对环境无任何污染。

1.2 太阳能光热发电

现代的太阳能科技可以将阳光聚合, 并运用其能量产生热水、蒸汽和电力。集热式太阳能 (Solar Thermal) 。原理是将镜子反射的太阳光, 聚焦在一条叫接收器的玻璃管上 (图2) , 而该中空的玻璃管可以让油流过。从镜子反射的太阳光 (图3) 会令管子内的油升温, 产生蒸气, 再由蒸气推动轮机发电。

除了运用适当的科技来收集太阳能外, 建筑物亦可利用太阳的光和热能, 方法是在设计时加入合适的装备, 例如巨型的向南窗户或使用能吸收及慢慢释放太阳热力的建筑材料。在适当地点, 太阳能的长期使用成本已经接近甚至低于传统的化石燃料[2]。

2 太阳能光热发电控制技术

2.1 太阳能光热发电控制系统的现状及特点

对于太阳能热发电控制系统来说, 发电控制系统的特点类似或者等同常规火力发电机组的控制系统, 以下就常规火电机组分散控制系统叙述太阳能热发电发电岛控制系统的发展现状和特点[3]。

基于系统结构及控制模型, 设计合理的控制系统, 给出参数整定方法, 在机组稳定运行及按电网负荷要求变负荷运行时, 使机组参数运行在合理范围之内, 不发生超温超压、跳机等故障, 是火电机组自动化控制系统的主要目标之一。火力发电机组热力系统复杂, 设置了较多的热工保护项目。在非正常情况下, 实现机组的安全停机, 以避免因操作失误而造成重大设备损坏。另外, 为了实现机组及设备的有序启停, 还设置了若干顺序控制回路。典型的火电机组控制系统有:机炉SOE、锅炉保护、炉前油系统、密封风、火检冷却风系统、微油点火系统、制粉系统及其火检、燃油及其火检系统、协调系统、给水主控系统、燃烧主控、送分、引风、一次风系统、过热汽温、再热汽温系统、风烟系统、锅炉启动系统、吹灰系统、脱硫系统、脱硝系统、汽轮机本体系统、旁路系统、回热加热系统、发电机冷却系统、润滑系统、发变组、励磁系统、厂用电系统、小汽机系统、辅助车间系统等。

火电机组自动化装置主要为分散控制系统DCS编程逻辑控制器PLC。DCS一般用于主机控制, PLC一般用于辅助车间控制, 如输煤控制、化学水处理控制等。集散控制系统虽然种类众多, 但最基本的集散控制系统一般具有如图所示的结构。其中控制器 (或称现场控制站、过程控制站、分布处理单元等) 属于分散控制部分, 与现场仪表相连;工程师站、操作员站、服务器属于操作管理部分。分散控制部分和操作管理部分通过计算机网络连接成一个整体。集散控制系统通过开放的网络接口与其它系统相连。图4为DCS一般的结构。

2.2 太阳能光热发电系统电站运行方式

2.2.1 普通清晨启动

各区域定日镜处于各自自然朝向位置, 并没处在如图4所示的待机状态 (Standby, 即各区域定日镜的聚焦光线分别定位于空中数点) , 此时的全厂启动运行称为“普通清晨启动”, 其启动过程中各模块的基本逻辑判断顺序如图6所示[4]。

2.2.2 冷启动

在全厂启动运行过程中, 吸热器由于热损失影响, 启动时的状态参数与周围环境相应, 定日镜场在前一次运行之后, 处于如图5所示的待机状态, 此类运行称为全厂“冷启动”。其各模块运行的逻辑顺序除了镜场是从待机状态而非自然朝向状态启动外, 其余都与普通清晨启动相同。

2.2.3 热启动

由于某些原因比如辐照、大风等导致吸热器和汽轮机解耦运行时, 某些带有隔离门的吸热器, 可以保持内部蓄有一定压强和温度的蒸汽, 当辐照、风速等外界条件变化, 使得吸热器满足再次运行时的启动称为“热启动”, 此时将能在较短时间内达到额定运行状况, 具体视吸热器设计而定。此类启动时除了镜场位于待机状态而非自然朝向状态启动、及蒸汽参数能较快达到额定值而减少旁路流通外, 其余与图6基本相同。

2.2.4 正常运行

当启动完成后, 在外界条件没有剧变影响的条件下, 全厂处于正常运行状态, 全厂的发电功率与辐照变化存在直接关联。

2.2.5云遮运行

当投射到吸热器表面的辐照强度低于吸热器设计的下限达到N个 (由具体设计决定) 时间步长后, 定日镜场开始启动偏转到待机状态的程序;由此导致当汽轮机进汽压强低于设定值时 (为了确保与电网持续联接, 该设定值越小越好) , 在储能充足的条件下, 由储能系统自动产生蒸汽供给汽轮机。若在定日镜场完全偏转前辐照强度恢复, 则重新将定日镜从当前位置投射聚焦到吸热器表面运行。该过程的基本逻辑判断如图7所示。

2.2.6 晚间关停

当傍晚投射到吸热器表面的聚光辐照强度低于设计下限值时, 自动启动镜场从聚焦吸热器的位置偏转到待机状态的程序, 控制调压和调温装置来减小汽轮机所带负载, 最后将发电机组与电网解裂。

2.2.7 事故应急运行

事故主要来源于吸热器及镜场两个方面:吸热器的故障主要发生在给水系统, 比如给水泵失灵、管路出现机械或电气故障, 此时由于吸热器表面仍有很强聚光分布, 所以在启动定日镜场偏转的同时必须启用喷水减温系统, 并开启吸热器的安全阀。镜场的故障通常来自于通讯或供电中断, 此时必须启用备用电源偏置定日镜到待机位置, 如图8所示。

3 结论

本文就太阳能光热发电控制技术的现状及特点给出了详细的介绍, 并对太阳能光热发电系统电站的运行方式做出了相关解释。针对如今严重的环境污染, 太阳能作为新能源中最受青睐的绿色能源, 不仅可以缓解环境污染的问题, 同时也带来了很大的商机。

参考文献

[1]黎兆林.太阳能发电及其展望[J].研究与探讨, 31-32.

[2]李琼慧.太阳能光热发电发展现状与前景[J].行业展望, 2011, 8:28-31.

[3]张晓霞, 候竟伟, 殷攀攀, 张国.太阳能发电系统现状及发展趋势[J].机电产品开发与创新, Vol.20, No.5, Sep, 2007.

太阳能光伏与光热发电对比简析 篇4

1 光伏发电与光热发电的系统形式对比

光伏发电主要分为并网光伏发电系统和独立光伏发电系统,具体如图1,图2 所示。

一般情况下,太阳能光热发电的形式主要有三种,分别是塔式、槽式和盘式。塔式系统充分利用定日镜,将太阳热辐射直接反射到高塔的顶部,并直接加热集热器中的水,从而产生过热的蒸汽,以此来驱动汽轮发动机组进行发电。槽式系统是将多个槽型的抛物面聚光集热器经过相应的排列产生热蒸汽,利用热蒸汽来驱动汽轮发动机发电。盘式系统则是利用曲面聚光反射镜将阳光聚集在某一特定的焦点处,工作人员在焦点处安放一个发动机,利用这一原理进行发电。具体原理及使用示意图见图3。

2 光伏发电与光热发电的能量转换对比

光伏发电产生直流电,光热发电经过从光到热再到电的二次转换之后产生交流电,这种交流电可以直接与现有电网相匹配,虽然转换麻烦,但更便于使用。

3 光伏发电与光热发电的储能方式对比

光伏发电与光热发电最直接的一个区别是各自的能量储存方式,光伏发电是由光直接转化为电能的,所以大部分多余的电能只能由电池来进行存储,也就是光伏发电的存储技术难度要大,而光热发电的存储方式让其具备了调峰的功能,也就是光热发电不仅易于存储,还有效调节了发电的稳定性。

4 结论

通过对光伏发电与光热发电的对比,有以下几点不同:

槽式太阳能光热发电系统设计 篇5

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

太阳能光热发电亟待解决三大问题 篇6

加快技术升级是关键

我国2007年颁布的《可再生能源中长期发展规划》提出,到2010年,太阳能热发电总容量达到5万千瓦,太阳能光伏发电总容量达到2万千瓦;到2020年,太阳能热发电总容量达到20万千瓦,将与光伏发电相当。然而,目前国内在建和已签约的太阳能光伏发电总容量已达140万千瓦,而太阳能热发电还没有形成市场,两者形成巨大反差。

国家发展改革委能源研究所副所长李俊峰表示:“从太阳能热发电发展战略来看,提升太阳能光热发电的自主创新能力和技术升级速度,才能为太阳能光热发电提供强有力的支撑。”太阳能热发电系统的核心设备,是聚光集热装置及反射镜传动和跟踪系统,目前国内仅有极少数企业掌握相关技术及设备制造能力。

一切取决于降低成本

目前我国近年在太阳能热发电关键技术上取得突破性进展,塔式、槽式和碟式系统均有示范项目建设中。太阳能光热发电产业从技术源的成功,到最后在全球普遍使用,是一个非常漫长的过程。不过,实现太阳能光热转换的聚光接收器能否做到高效率、低成本,是太阳能热发电能否实现商业化的关键。

据华北电力大学副校长杨勇平介绍,美国、西班牙、德国等国在光热发电技术产业化方面推进的速度非常快,目前,太阳能光热发电在全球已运行装机容量近70万KW,在建的近100万KW,西班牙规划在2012年以前建成180万KW,美国也提出了宏伟计划,在最近几年规划建设480万KW的项目,其中320万KVV已签订建设合同。他说:“我国的光热产业近几年也开始蓬勃发展,但太阳能热发电目前面临的最大困惑和挑战是成本!”

技术进步、规模化应用和市场竞争,可以使发电成本逐渐下降。目前产业处于启动期,国内厂商前期生产装备投入较大,随着项目的逐步增加,设备价格有较大下降空间,未来有望将投资成本控制在1万元/KW以内,对应电价能够接近目前的风电水平。

政策支持必不可少

而今,在全国范围内,由于太阳能发电的电价还没有确定下来,直接影响了市场的发展,影响了投资者的积极性结果是产业制造发展很快,但应用市场发展很慢,对行业的长久健康发展极为不利。

相关人士认为,现在是到了决策和规划部门真正下决心大力发展太阳能发电的时候了。虽然,目前政府也正对对太阳能发电正在进行招标,希望找到合理的电价定位,但税收补贴等相关措施也应尽快提上日程。

太阳能光热利用 篇7

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.