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全球光热装机量槽式仍居首位!田增华分享槽式光热发电集成设计技术探讨

2019.11.20 来自:CSPFocus光略咨询

近日,中电工程华北电力设计院工程技术中心副总工程师田增华发表了题为“槽式太阳能热发电集成设计技术探讨”的重要演讲。



本文为第三届CSP Focus光热发电创新大会现场演讲录音校正稿及演讲稿图示。

大家好,非常高兴能有机会在这里跟大家探讨太阳能热发电的发展。今天我所要分享的主题是“槽式太阳能热发电集成设计技术探讨”。
 


我的汇报主要分为三个方面:首先是槽式太阳能热发电的一些技术特点;然后是结合槽式太阳能热发电的技术特点和设计院的身份,探讨一下槽式太阳能热发电集成的一些关键的设计技术,这里可能不能面面俱到,只能就一些关键的技术做探讨;最后简单介绍一下华北院的光热业务。
 


首先是槽式太阳能热发电的技术特点。

众所周知,太阳能是地球上资源量最大的可再生能源,当我们谈到对可再生能源的利用,必然要充分的利用太阳能资源。太阳能利用又可以分为太阳能的热利用,比如供热、采暖,还有太阳能发电,也是太阳能利用领域重要的分支。
 
太阳能发电分为光伏发电和光热发电两种。光伏发电想必大家都非常清楚,而对于光热发电,它主要是利用某种聚光装置把太阳能的热量收集起来,然后加热一种工质,进而这种工质与水换热,产生蒸汽推动常规汽轮发电机组来进行发电。


和光伏发电相比,它的优势如上图所示,光伏发电受资源的波动性影响非常大,因为它是没有储能装置的。而光热发电由于本身是由光到热到电的转化过程,首先具有一定的热惯性。其次,光热发电的熔盐储热系统是它的先天属性。所以可以看出来在同样的资源条件下,光伏发电和光热发电的出力特性相比,光热发电出力比较稳定,而光伏的波动性比较大,所以光热发电在电能质量和电力品质上比光伏发电更有优势。

此外,光热发电在储能规模化上也是有一些独特优势,因其发电过程中有热的环节,这样一来和常规能源,例如火电的协同有比较大的优势。因此,光热发电可以作为一种基荷能源形式替代部分火电,因为它有储能系统,可以扛过晚高峰,能够更好的符合电网需求对电站出力特性的要求。

上方PPT中右边这两张图分析了目前全球在运行的和正在建设的一些光热电站的装机容量,这也是为什么我今天分享的主题是槽式电站。
 
从已经运行的电站来看,槽式电站最多,这个主要得益于西班牙之前有非常好的电价补贴政策,该国投运了大量的光热电站,而且主要是以槽式电站为主。
 
再来看在建的光热电站这张图,可以看出也是以槽式为主,主要得益于在迪拜600兆瓦槽式电站的项目,所以这块来看槽式电站无论是在运行的还是在建的都占有比较大的份额。


针对于太阳能热发电来说,主要已经有四种发电方式:槽式、塔式、菲涅尔式和碟式。针对它不同的形式,上图简单罗列了一下它们的特点。
 
从热的品质上来说,点聚焦形式的碟式和塔式技术的热力品质更高,是高温超高压的热力品质,而槽式和菲涅尔式的品质是属于中温中压的线聚焦方式。这里面说明一下槽式指的是导热油槽式,菲涅尔式指的是水工质的菲涅尔式。而在第一批示范项目里面阿克塞的熔盐槽式及兰州大成的熔盐菲涅尔式可以达到更高的温度。

从光电转化效率来说,槽式的光电转化效率在13%左右,目前在第一批示范项目里面的三种光热发电技术来说,塔式是最高的,达到了16%左右。槽式光电转化效率较低主要由于它出蒸汽的参数,因为它属于中温中压的品质,出蒸汽的参数受到了一定影响,所以汽轮机的效率相对塔式来说略低一些。
 


基于这些特点可以看到,对于槽式来说导热油和熔盐工质的参数属于一种中温中压的参数。

如上图所示,槽式太阳能热发电系统可以划分为五个系统:
第一个是集热系统,集热系统主要是它的光场,也就是英文常说的Solar Field,它主要是由一排排的槽式集热器阵列组成;第二个是导热油系统,这块主要指的是一些导热油的循环泵,包括油箱、管路系统;第三个是蒸汽发生系统,也就是SGS系统,它用于导热油和水换热产生蒸汽,相当于锅炉;第四个是储热系统,这个也是光热最重要的部分,一般是用熔盐储热,包括目前槽式主要采用的高温熔盐罐和低温熔盐罐双罐的间接储热系统。槽式的特点是储热工质和吸热传热工质一般是两种工质,它的吸热传热工质目前采用的一般都是联苯和联苯醚的导热油工质,而储热工质采用的一般是和塔式一样的熔融盐工质。塔式的优势比较明显就在于,一般情况下,它的吸热传热工质和储热工质都是一种熔融盐工质,从传热上来说工质更为简单,流程也相对简单一些;第五个就是常规发电系统这块,包括汽轮发电机组和常规的BOP这个系统。右边这张图是典型的集热系统,可以看到非常长的槽式阵列。

 


在了解了槽式电站的一些技术特点之后,我们来看一下槽式太阳能热发电的几种集成设计技术。
 


首先是热力系统热平衡计算及优化配置方案。同样的装机规模如果配不同的储热时间,会有不同的集热场的规模,不同的储热规模,不同的常规岛规模。这个可能就需要对几个系统进行匹配并寻求最优的匹配方案。目前来说,都是按照度电成本也就是LCOE最低最小为目标来进行系统的优化和匹配,要以LCOE最低来选择不同规模的镜场和不同规模的储热容量。对于热平衡计算来说,采用的是Thermoflex热力平衡计算软件。
 
其次,关于集热岛、储热岛以及常规岛之间的温降和压降的选择,主要用于决定一些环境条件、设备能力、管道压降,然后根据集热场的参数选择经济参数。

为什么要把这个提出来,因为对于参数的匹配来说,它的参数越高,光热项目的汽轮机能达到的效率也就越高。要充分的利用发掘集热场,包括集热岛、储热岛的参数匹配,做到更精细化的参数匹配,得到更精细化的汽轮机的参数,使我们可以得到更准确的热效率。

打个比方,之前我们在做
玉门龙腾项目的时候,这个项目选用了硅油作为传热介质,集热场导热油出口温度达到425度,不像传统的导热油是达到393度,它的温度更高。我们进行了集热岛、储热岛、常规岛的所有温降的计算,包括设备的换热端差计算,之后得到了比较合理准确的结果,尽量获得更高的蒸汽的出口参数,这样可以获得更高的汽轮机效率。这就使前期在集热场和储能岛的投资能得到更高的收益回报,所以这块要做好系统参数的匹配计算。
 
第三个是设计点的选择,这块主要是对设备的参数影响比较大,我们原来也在设计点上进行过反复讨论,目前参数的选择有两种说法,一种观点认为可以不追求设计点的选择,因为一切的系统计算,包括设备选型的规模匹配,都要以利益最大化、电站产出最多、度电成本最低来做,追求的是全年的收益,所以要拿TMY也就是典型年的太阳能辐射数据用软件来计算,只要追求到一种配置能达到全年的发电量最多、度电成本最低,就可以选择这种配置。
 
当然也有一种观点认为还是应该选择设计点,用设计点和汽轮机的一些额定工况的匹配来进行所有的设备选择。

最后,还有一个关键的参数就是导热油温度的确定。刚才也介绍了,比如在玉门龙腾项目选择425度的导热油参数,包括导热油回油的参数和供油的参数,经过几级蒸汽发生器也就是SGS之后,它的参数匹配是多少,温降是多少,对设计有非常大的影响。如果在镜场的进口参数温度提高了3℃,有可能在出口温度也会相应的提高3℃,那么整个系统平衡又是另外一种平衡,所以导热油参数的确定也是非常重要和非常关键的。
 


上方这张图是槽式电站用Thermoflex建模的一张图,可以看出来匹配了汽轮机、镜场、蒸汽发生器装置、空冷系统。按照我们的装机规模进行几级的匹配计算,然后通过这个来匹配各种设备容量,比如泵的流量,蒸汽发生器换热器的流量,来用于指导后面的设备选择。
 


第二个是方案优化,系统运行模式的优化。为什么要说这个,是因为我们发现现在在做发电量计算和设计的时候,最后讨论的都是系统的运行模式是什么样的?是正常的每天有太阳DNI大于200就启机,然后到达满负荷就满负荷发电,低负荷了就往下降负荷,多余了就去储热,不够了就用储热来发电?还是有其它的发电方式?

现在来看,光热的系统运营模式要比想象的复杂很多,举个例子:通过预测系统发现今天上午都可能属于阴天的状态,热量或者辐射会很低,比如在300-400瓦左右,不会出现800-900瓦的大晴天的情况,有可能会出现一种工况,就是先把这部分热先储起来,先不用于发电。如果按照常规的话,这部分就要直接发电,汽轮机要低负荷发电。现在的工况是可以先把这部分热量存到储热系统里边,当系统储满之后,可以通过储热系统放热使得汽轮机来满负荷发电,这样就可以获得更高的汽轮机效率,这也是一种工况。

从多个工况的运行模式来看,光热系统运行模式的优化对发电量的影响还是比较大的。光热如果要参与电力调度,有可能也是白天光伏在发电的时候光热要储热,当储满的时候才能往外发电,然后等到光伏下来之后,储热再调出来发电。光热的运行模式可能远远比其它的火电、光伏电站运行模式复杂的多,所以也是要注意把系统的运行模式进行充分的梳理和优化。
 

 
上图简单罗列了一些运行模式,包括启动工况、停机工况、发电工况。发电工况会有很多,比如:纯导热油发电、导热油发电加熔盐储热、导热油发电加放热、熔盐放热加导热油发电、纯熔盐放热发电等。光热系统的发电方式是非常复杂的,这里只是罗列了一些主要的运行模式,实际每个大的运行模式下面还有许多小的细的运行模式需要进行进一步关注。
 


还有就是空冷系统的优化,太阳能集热场的热输出随着季节会有一些变化,尤其像在我们国家的北方地区,冬夏两季的辐射情况变化还是非常明显的。在夏天的时候光照强度非常强,但是伴随的环境温度也非常高,在冬季辐射会变低,但是环境温度也很低。

西北地区比较缺水,大量使用的是空冷机组。空冷机组在夏季由于气温高导致汽轮机背压较高,而限制了机组的出力,也就是说在光场输出热量最大的时候,由于空冷的问题,有可能要限制机组出力。所以如果按照传统的火电思维来设计的话,肯定是不经济的,所以要在空冷系统上进行优化。

光热发电中5万千瓦的机组,有可能用到的空冷系统面积要达到传统煤电的20万千瓦机组或30万千瓦机组的面积,所以
通过增加空冷的面积来获得更多汽轮机的产出,从而获取更多太阳能热量是更合算的。现在的项目基本都是要做空冷系统的优化和比较之后,才会确定空冷系统面积最优的方案。所以这块也是需要重点关注的,属于常规岛的优化方向。
 
接下来讲一下设计方案的优化,包括复杂工况的发电量计算,也就是复杂工况在其它的运行模式上的发电量是怎么算的。比如低负荷时候先储热,储满了再发电,还有在给其它的可再生能源调峰让路的时候发电量如何更准确的计算。目前的计算相对可能满足不了需求,需要根据每个项目的不同情况以及不同的诉求进行进一步的细化计算。
 


蒸汽发生系统的单/双列的布置方案,如上方两个流程图所示,蒸汽SGS系统一种是单列布置,还有一种就是用两套50%的布置方案。SGS系统爆管率、故障率可能会比较高一些,选择双列布置的话即使有一列发生了故障,另一列还可以发50%的电,这样可以尽量获取更多的利益。如果是单列的话,如果系统有故障发生,那么整个都要停止,导致整个电厂都要停机,这样带来的损失是比较大的。当然了,如果要采用双列布置,它的可靠性可能会高,但是初投资也会更大,因为两列还是要比一列的造价高,所以可能也需要再进一步的做经济比较之后来确定。目前在设计的项目中还是采用单列的布置方式。
 
还有一种是膨胀溢流系统的优化选型,槽式系统的导热油在不同的温度下,从293℃到393℃它的体积是有一定变化、一定膨胀的。膨胀溢流系统一般是有膨胀罐和溢流罐,主要起到稳压的作用,吸收体积的变化。此外,膨胀溢流系统的罐体选择,比如按多大的容量来选,包括膨胀罐选多大的、溢流罐选多大的,之前的比例是多少等等,目前尚无确定的规则或规范可循,是需要根据经验,包括根据项目的具体情况来进行判断。


再讲一下镜场集成的设计。
 
主要讲的是太阳能厂的集成设计,它的设计参数的选择、包括散焦温度和饱和蒸气压。散焦温度主要决定了系统运行的最高温度,因为联苯-联苯醚超过了400度之后,它就要发生裂解,所以不能超过396℃,到达396℃的时候,集热场要进行偏焦,保护导热油不至于超温,也就决定了项目里面的集热场最高温度是396℃。

还有设备选型,包括泵的选择、罐的选择,就要把396℃作为运行的上限温度。同时饱和蒸气压也对设备选择的壁厚有非常大的影响。如果提高蒸汽压,就需要用氮封来保证整个系统里面不气化,保证导热油在系统里面是液态的性质存在。所以一些设备的选择,包括泵的扬程、罐体的壁厚,都要以这个参数作为重要的指导。

对于管道和材料,主要是考虑它的温度流体性质,还有经济性来进行选择。对于采用联苯和联苯醚导热油这种参数的导热油,基本都采用碳钢,因为它的温度不会超过400℃,所以采用普通的碳钢就能满足要求。之前在设计过程中热管道和冷管道都采用的是碳钢管。对于硅油,现在做的玉门龙腾的硅油温度已经达到了425℃,它对于管道是属于跳档的范围,热管道可以达到425℃的温度,所以热管道用的是合金钢,但冷管道还是在300℃左右,仍然可采用碳钢材质。
 
对于用熔盐的槽式系统它的温度会更高,像阿克塞项目基本能达到565℃,与塔式的项目类似,所以它的熔盐管道就要用不锈钢的管道。对于管径的选择来说,要注意管线设计,要进行逐级的设计,包括它的压力、温度、流量,还有各种物性参数,根据它的物性参数进行管径的逐级计算。所有的槽式回路都属于并联的回路,每过一部分的槽式回路会减少一部分导热油的流量,所以母管管径也是逐级递减,且每隔两三条回路设置膨胀弯。



对于导热油流速,目前的建议是2-4m/s,我们也在这么做,熔盐也是按照流速来进行设计。

最主要的是关于镜场的阻力计算,如果阻力计算做不好有可能导致这边导热油的温度达不到393℃的额定温度,而那边导热油温度已经超温到了400℃,所以这方面要做详细的流量匹配计算。目前采用的是AFT的软件进行建模,把每个组件都建进去,然后通过AFT软件进行流量分配,计算它的管径,然后再判断管径计算是不是合理。如果管径计算不合理,流量阻力计算有问题,可能还要重新再调整相关的管径。
 


第三个是关于导热油系统的集成,主要包括膨胀系统和导热油净化系统以及防凝系统和导热油的泵系统。


导热油系统主要包括一些泵、罐和加热器。对于导热油泵来说,它是通过集热场的热输出、导热油的温度以及比热来计算的,出口最大流量是按照满足太阳能厂最大导热油流量的110%来考虑的,当然泵也需要设置相关的备用泵。
 


导热油泵的扬程是通过AFT软件计算镜场最远端的回路阻力、发电岛区导热油阻力,并且考虑一定的裕量所得。


导热油泵应该不少于两台,并且设置一台备用的调速泵,要么采用变频泵,同时任何一台泵停用的时候,其它的泵不能低于导热油的总流量。
 


关于膨胀罐和溢流罐的容积调节,在导热油的升温过程中,它的体积会发生比较大的变化,所以膨胀溢流系统总的容积应该满足膨胀量的1.3倍,相当于要考虑30%的膨胀的裕度,保证膨胀系统的工作压力不能低于导热油最高温度的饱和压力,始终要保证系统内的导热油处于液态。
 


第四部分是熔盐储热系统的集成设计,也是非常关键的。
 


先说一下储罐的设计。储罐设计还不是单纯的罐体的设计,更应该叫储罐系统的设计,它包括所有的保护、防护措施,包括所有的管道系统,是比较复杂的。主要参照的标准为美国石油协会API STD 650《焊接石油储罐 》第12版,部分内容参考国内石油化工和压力容器设计规范。华北院也在尝试做一些储罐设计的相关研究工作,目前采用了一些有限元计算软件,对储罐的温度场进行模拟,同时也把温度场加在结构模型上,进行进一步的判断和分析。
 


关于熔盐系统,最重要的是防凝和保温。熔盐系统虽然有更高的上限温度--565度,但是它的凝固点在220度,相对也是比较高的。熔盐在系统内要保证在任何工况下不能发生凝固的现象,所以对熔盐系统的防凝要进行特别的关注。其次,熔盐管道要进行合适的保温,全部的熔盐管道要进行保温和电伴热,包括裸露的一些阀门、附件都要进行相关的保温和伴热措施。还有熔盐换热器,也要在外侧裹上伴热电缆,熔盐罐也要做好电加热措施,这些都要进行很好的保温的设计。

此外,管道布置不光是靠电加热,靠保温来进行保护,在设计之初一些管道的布置方式,设备的布置也要考虑如何减少发生冻堵的风险。首先尽量减少设备之间的管道长度,而且管道之间的坡度尽量取的稍微大一些,同时管道坡度尽量要坡向罐体,这样能保障在紧急停机工况靠自流也能使得一些熔盐流到熔盐储罐里边,因为熔盐储罐里面可以设置更高的电加热和防凝的措施。


在管道上要做伴热,但在熔盐罐里面要做浸入式的电加热棒,目前一般的电伴热采用的都是矿物的伴热电缆。同时要保证熔盐的流动,在熔盐罐的底部防止局部凝结。在熔盐罐底部有可能会有均布器和混温器来保证熔盐在整个系统内不存在死角使整个熔盐在罐体内的温度更加均匀,保持熔盐的流动状态。



最后介绍一下电气系统,大家可能感觉电气系统没有供应系统那么重要,但是对于投资而言,因为光场无论50兆瓦还是100兆瓦,它的光场面积非常大,全部采用由常规岛敷设电缆给每一个驱动装置的供电方式的话,电缆耗量非常多。所以目前对镜场用分区域供电的方式,通过厂用电先拉6000伏的母线,先分别拉到几个区域,几个区域再配上6000伏的配电柜,然后再拉低压电缆供到每个驱动装置上,这样能减少高压电缆的使用,对于节省工程量更为有利。

同样更重要的一点,无论是镜场的散焦系统,它的防止导热油超温的散焦系统,包括储热的防凝系统,都属于一种保护系统,所以它不光是要靠厂用电源,而且还有备用电源,乃至于还要有保安电源,一般会用UPS,有的也会用柴油发电机。所以根据不同的项目性质,不同的特性要求要选择不同的电气方案。当然下一步也可以研究无线供电和无线控制模式,塔式应该已经有了这样的趋势,这样更能减少控制电缆和供电电缆的使用我觉得槽式应该也是向这个方向发展,采用无线供电或者是无线控制装置来减少电厂对电缆量的使用。
 





最后花一点时间介绍一下华北院的光热业务。华北院主要是做火电送配电,还有新能源的发电设计工作和EPC工作,经验非常丰富。对于光热发电来说,华北院是2007年进入的,如上图所示,在发电研发、科技创新、标准制定、专利授权方面做了很多工作。此外,华北院还承担了首批光热项目中玉门龙腾50兆瓦槽式电站的设计勘察工作,目前设计工作也正在进行之中。

最后感谢大家的聆听,谢谢。
 
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