刘伟龙,刘建平,谷俊和,林 岩,董建勋,吴 岩
(1.华北电力大学 电站设备状态监测与控制教育部重点实验室,北京 102206;2.中电投蒙东能源集团有限责任公司,内蒙古 通辽 028000)
在传统化石能源面临枯竭、环境污染成为影响人类生存的重要威胁的今天,清洁且相对而言无可限量的太阳能日益引发人们的广泛关注。太阳作为一个直径7 ×105km 的球形核反应堆,不断地发射出巨大的辐射能(约为3.8 × 1023kW)[1]。光热发电技术就是利用聚光技术将地表接收到的低密度太阳能聚集起来转化为工作介质的热能,再通过热力循环将其转化为电能的技术。根据聚光技术的不同,光热发电技术也可以分为槽式、塔式、碟式和线性菲涅尔式4 类。
与塔式、碟式和线性菲涅尔式太阳能热发电技术相比,槽式太阳能热发电技术是目前世界上最成熟的也是目前唯一实现商业化运行的太阳能热发电技术。槽式太阳能热发电技术的优势在于系统结构紧凑,容易实现标准化,适合批量生产,用于聚焦太阳光的槽式抛物面聚光器加工简单,制造成本较低,系统容量可大可小,安装维修比较方便,跟踪控制代价比较低。因此其成本较低,建设成本约为3.6 $·W-1,发电成本约为0.15~0.26 $·(kW·h)-1[2]。这正是该技术最早实现商业化的原因所在。
槽式太阳能集热器按蒸汽产生系统的不同可以分为双循环回路蒸汽发生系统与直接蒸汽发生系统。直接蒸汽发生系统(DSG,Direct Steam Generation)由于制造和运营成本更低,电站整体配置更加简单,整体效率更高,成为槽式技术的重要发展方向。
如图1 所示,槽式太阳能热发电系统通常包括以下5 个子系统:
图1 过热蒸汽和饱和蒸汽发生系统
聚光集热子系统。是系统的核心,由槽式抛物面反光镜、接收器和跟踪装置构成。跟踪方式通常为一维跟踪,包括南北跟踪和东西跟踪。
换热子系统。由预热器、蒸汽发生器、过热器组成。水经过预热器、蒸发器,在过热器中产生过热蒸汽进入汽轮发电子系统发电。
发电子系统。基本组成与常规发电设备类似,但需要配置一种专用控制装置用于太阳能加热系统与辅助能源系统之间的切换。
蓄热子系统。在夜间情况下太阳能热发电系统可以依靠热储能系统储存的能量维持系统正常运行一定的时间。
辅助能源子系统。在夜间、阴天或其他无太阳光照射的情况下可以采用辅助能源为系统供热。
槽式DSG 系统既可以产生饱和蒸汽也可以产生过热蒸汽。过热蒸汽需要在分离器后加上过热段来产生。而饱和蒸汽从蒸发器出来达到温度下的饱和压力就可以进入发电子系统。
产生过热蒸汽的目的是提高朗肯循环的吸热温度以提高循环效率。但与此同时,集热场的热损失也增加了。有研究表明,在给定的边界条件下,全厂效率会有所提高。另一方面,由于集热场配置简单和运行经验丰富,近期来说小容量电站中饱和蒸汽模式也是一种很有前景的选择。它主要的好处在于当处于滑压运行模式时,因为汽水分离器可以起到小容量储热系统的作用,它可以克服短时间云层遮挡对集热器的影响。DISS 项目的试验结果表明,对于5 MW 的电站而言饱和模式的DSG 电站的年发电量要高出4%,但投资也会由于动力系统的复杂性高出5%[3]。
太阳能直接蒸汽发生系统的工质一般有3 种运行模式,如图2 所示。
表1 是这3 种模式的优缺点比较[4]。
(1)一次通过模式:注入吸收管内的水依次通过集热器,经过预热、蒸发、过热3 个阶段最终被加热成过热蒸汽。
(2)再循环模式:太阳能集热系统包括蒸发段和过热段,工质过冷水以较高的流速流经集热器场的蒸发段部分产生湿蒸汽,在蒸发部分末端产生汽液两相流,进入蒸发部分末端的汽水分离器进行汽水分离,未蒸发的水经再循环泵送入到集热器的入口。分离出的蒸汽进入过热段进一步被加热至所需温度。
(3)逐次注入模式:太阳能集热系统由多个不同集热器单元组成,在每个单元末端都有一个测量装置,集热管内工质水在每个单元的入口被注入到吸收管中,经太阳能集热器场进行加热,能够使工质在沿途中只产生过热的蒸汽。
传统槽式DSG 系统采用水作为传热工质,水在集热器吸收管中被加热,发生相变传热,由于重力作用气液在管内呈现非均匀分布。如对流速控制不当,易出现分层现象。集热管中易出现的几种典型流态如图3 所示[5]。
图2 DSG 工质运行模式
表1 传统运行模式的优缺点比较
图3 水平管中的典型流态
而其中只有环状流可以使管壁得到充分冷却从而避免热流密度不均引起的热应力导致的吸收管弯曲变形。这种变形可能进一步引发玻璃套管的破裂从而使集热管偏离聚焦线造成集热器的损坏。
针对该问题,华北电力大学在槽式DSG 再循环模式与燃煤机组互补系统的基础上做了系统改进,提出了扩容蒸发式太阳能蒸汽发生系统(VEESG,Volume Expanding Evaporative Steam Generation)[6]。如图4 所示,即用扩容蒸发器代替汽水分离器引入到系统中,扩容蒸发器中产生温度较高的疏水不再是经再循环泵进入集热系统入口,而是输送到回热系统,这可保证水加热段和蒸汽过热段工质的单向流动,此状态流型简单,管内工质的传热流动稳定,系统出口过热蒸汽参数易于控制,从而消除了两相流带来的隐患。
图4 扩容蒸发式太阳能蒸汽发生系统
实际上,DSG 技术是最早发展的槽式太阳能发电技术。早在1870 年,美国纽约John Ericsson使用了一个开口宽度为3.5 m2槽式聚光器驱动一个373 W 的发动机,由此拉开了槽式光热发电技术的大幕。1912 年,Frank Shuman 在埃及的Meadi,使用了5 个62 ×4 m 的槽式聚光器去驱动一个40 kW 的蒸汽机,蒸汽机带动泵用于灌溉[7]。
1982-1988 年,在美国的Barstow 兴建的10 MW 的solar one 项目,工作温度可达到425 ℃,为一次通过式,带有容量为4 h 的储热装置[8]。
1999 年,一条700 m 长的试验回路在西班牙Plataforma Solar de Almeria 建成。在超过10 000 h小时的运行时间里,蒸汽参数达到了100 bar,400 ℃。为了使吸收管适应DSG 系统的高压,还需对其进行进一步的研究[9]。
第一个商业化运行的槽式DSG 电站正在泰国的Kanchanaburi 建设。这是一个由位于杜克维兹的Solarlite 公司和泰国太阳能源公司建设的一个5 MW的电站,并将在第二期扩展到9 MW。发出的电将会被送到公用电网上。集热场包括12 个预热回路和7 个过热回路,可以产生过热蒸汽。再循环和逐次注入模式都将被应用到该系统中。试验发现,即使在太阳直射辐射(DNI)波动的情况下,两种方式的联合也能够使得过程参数更容易控制。再循环模式能够保证吸热管充分冷却且系统压力稳定。逐次注入模式能够使过热蒸汽温度更稳定。该电站使用湿冷技术。运行参数为330 ℃,30 bar。动力系统部分效率可达到26%。为了承受更大压力,吸收管管壁比间接换热的双回路系统稍厚[10]。
2012 年12 月25 日,第一个过热模式的槽式DSG 太阳能电站——由Solarlite 公司兴建的位于泰国的5 MW 的TSE-1 项目正式并网发电,工作温度340 ℃,工作压力34 bar。在建的TSE2 工作压力将会达到40 bar,工作温度将达到400 ℃[11]。
2011 年3 月1 日至2014 年4 月30 日,德国空间研究中心(DLR),Solarlite 和CIEMAT 联合建设的DUKE 项目正在建设中,目的是为了在真实的日照条件下研究一次通过模式[12]。
表2 是世界上进行DSG 项目建设的一些知名公司。
表3 是上世纪90 年代以来槽式DSG 技术发展中的一些代表性项目。
表2 经营直接蒸汽发生技术的主要企业
表3 典型槽式直接蒸汽发生技术太阳能发电系统项目
(1)效率高
这主要是由于较双回路系统省去中间换热环节,减少换热环节的热损失。且在大部分吸热管中进行的是沸腾过程,这个过程的工作温度较低。只有少部分进行过热过程的管道才会达到较高的工作温度,因此使用蒸汽作为传热工质可以降低吸收管内的流体的平均温度(即使在终参数较高时也是如此),由此可以降低传热温差和热损失。综上,槽式DSG 系统的终参数较高,理论上蒸汽参数可以达到550 ℃,120 bar,而间接换热的双回路系统由于导热油在高温下会分解只能达到400 ℃,100 bar。2011 年,DLR 将一条测试环路集成到位于西班牙Carboneras 的某电厂中,这条测试环路中的工作温度达到了550 ℃[13]。
(2)成本低
由于太阳能集热场和朗肯循环的工质为一种,节省了油水换热设备,也无需建设导热油防火系统、储油罐,且导热油本身价格昂贵。根据有关研究,在一定边界条件下的DSG 系统的均化发电成本(LCOE,Levelized Cost of Electricity,每发一度电的成本)可以比双循环回路蒸汽发生系统低10%[14]。
(3)安全性高
双回路系统采用导热油或熔盐作为吸热工质,导热油的渗漏会造成环境污染,尤其在高温下,易引起火灾,存在安全隐患,DSG 系统由于水的天然物理性质,则不存在这方面风险且水的腐蚀性比熔盐小,凝固点比熔盐低得多,甚至比导热油稍低一点,因此防冻措施所花费的代价可以大大降低。
虽然光热槽式DSG 发电技术拥有诸多优点,但在其已经投入商业运行的今天,要想使这种技术在与传统火力发电的竞争中胜出,还需要在以下几方面做出努力。
(1)关键技术的突破
槽式热发电系统的核心部件是高精度抛物型聚光镜和金属玻璃真空管集热器件。由于金属管壁的运行温度通常在400 ℃以上,故选择性涂层的稳定性、高真空的保持及玻璃与金属管的封接等都是工艺上较难的课题。另外由于吸热管需要承受更大的压力,集热器需要作出一定的改造。此外,聚光镜、吸热器、跟踪系统、储热材料、太阳能热机的工艺水平也还需要进一步的提高。
(2)太阳能的间歇性问题
如果太阳能发电站没有储热系统,那么它只能在有太阳辐射的时候发电。这就意味着它的容量因子会很低。在有理想辐照条件的地区槽式太阳能电站也只能达到每年2 000 h 的满负荷运行时长。储热系统可以将白天从集热场收集的太阳能储存并在日落后送出。目前的槽式DSG 系统还没有商业上可用的大型储热系统。只有一些容量较小的储热系统在产生饱和蒸汽的DSG 系统中得到了应用。大型的储热系统必须是模块化的,在预热和过热段使用显热储热模块,在蒸发段使用潜热储热模块。DLR 正在上文提到的Carboneras 的示范项目中使用该方法测试某储热系统[15]。
增大容量因子的另一个可行方案是将备用锅炉和加热器集成到动力系统以弥补部分不足的太阳能。这种系统可以减小输出功率的峰谷差,使控制变得更加容易,可以消除云层遮挡、夜间和白天的辐照变化带来的不稳定,根据负荷需要发电。因此对电网的稳定也是有利的。此外,备用的加热器如果频繁用于以额定功率运行的电站,能够提高动力部分的效率。该系统还可以快速引进到辐照条件好的盛产石油和天然气的国家。燃料锅炉可以利用各种燃料:天然气、煤、生物质、垃圾。但是气体和液体燃料相对固体燃料更适合于这种系统。因为使用气体和液体燃料的系统控制的响应速度更快更能适应辐照强度的瞬变特性。有关研究表面相对于双回路间接蒸汽发生系统,DSG 系统与常规化石能源的集成成本更低。
(3)太阳辐射的不稳定性
为了适应辐射强度的不稳定性,制造可输出功可变化的专用透平机械。槽式和塔式太阳能热发电系统,由于其规模、容量比较大,系统参数与常规化石能源发电相当,因此可以使用为煤炭和天然气发电开发的超临界透平机械。美国奥斯拉公司创造性地使用原子能工业中的饱和蒸汽汽轮机技术。由于核工业用的汽轮机能够处理不同压力的蒸汽,不需使用过热级,因此系统可以承受阴云天气下太阳时隐时现造成的波动,省去价格昂贵的控制系统,也不需要使用化石能源辅助发电,使得系统发电过程大为简化。
(4)更好的运行调度
大容量的储热系统是延长运行时间的保证,发展基于氧化还原对和金属氧化物的热化学储热系统是其中的一个重要发展方向。更准确的电厂模拟模型和天气预报工具对更好地预测电力生产也会起到积极作用。
(5)控制问题
集热场的控制比在间接蒸汽发生系统中困难得多。该问题对于过热蒸汽发生系统特别突出。在位于Plataforma Solar de Almería 的DISS 项目中,3 种产生过热蒸汽的运行模式得到了比较和评估。再循环模式被证明是DSG 系统中最合适的方式。集热场中蒸发段和过热段被一个分离器隔开,这就使蒸发段和过热段的流态不确定性得以避免。稳定的蒸发和过热段可以减小吸收管承受的热应力,使集热器运行得更安全。
(6)提高效率
提高工作参数是提高热力循环效率最直接的方法。主要包括提高工作压力和工作温度。由于集热场中流体的流动环路和动力循环之间是相通的,集热场中的工质就具有蒸汽的压力,因此吸收管中工质的压力难以提高,这也是DSG 技术很长时间内没有在槽式技术中得到广泛应用的一个原因。为了达到更高的工作温度,需要能够聚焦更高能量密度(1 MW·m-2)的新材料,发展允许更高工作温度的新型工质,如水、压缩二氧化碳或氮气。
(7)降低成本
这有赖于两方面的努力:一是关键部件生产过程和技术上的提高,例如,更好的设计定日镜、抛物线槽式聚光器以减少制造和安装该部件所需的劳动力。二是降低运行和维护成本,例如,制造出维护费用更低廉、更耐用的反光镜、吸热管、球形关节等部件。光热发电遵循着规模越大成本越低的规律,目前业界普遍认可的规模是1 000 MW,届时发电成本能降低至0.7 ¥ ·(kW·h)-1到0.8¥·(kW·h)-1。
(8)环境友好
虽然DSG 型槽式技术避免了导热油等有机工质对环境的污染,但是辐照条件好的地方往往面临着水源短缺的问题,因此发展耗水量小的空冷太阳能电厂是非常必要的。与常规的湿冷相比,利用冷空气在空冷式换热器中作为冷凝剂,需要大面积风扇驱动冷空气流经散热器将蒸汽冷凝为水,这个过程会产生额外费用,降低发电厂的效率,然而由于缺乏足够的水或者是受区域供水情况的限制不得不将电厂用水量降至最低。
(9)融入区域输电网络
大规模生产太阳能热电最好的地方都是远离人烟的偏僻之地,而那里恰恰没有大型输电线路。要把太阳能热电厂生产的电力从沙漠送到几百km外的需求中心,就需要修建跨省电网。新建大型电力传输线路造价昂贵,每英里超过100 万美元。由于太阳能的间歇性,只有太阳光最强的时候,太阳能热电厂才有最大产量,因此专用于太阳能热电厂的输电线路将经常处于闲置状态,不能得到充分利用。
我国有荒漠面积100 多万km2,主要分布在光照资源丰富的西北地区。在这些地区建设槽式太阳能电站对我国的电力建设、环境保护、甚至于能源结构都具有深远的战略意义。
在我国,阻碍槽式DSG 技术大规模推广应用除了前面所述的技术性问题以外,缺乏政策支持也是一个重要方面。虽然国家明确表示对经营光热电站的企业给予补贴,但补贴细则没有具体化,这在一定程度上削弱了企业进行技术研发的热情与积极性。由于建设太阳能热发电站的资金投入量很大,建设周期长,面临着太多不确定性,在缺乏国家相关政策和财力支持的情况下,商业资金就不会过多的流入太阳能热发电领域。美国的风能和太阳能在高油价、高补贴的年代迅速繁荣,而在高油价消失、补贴不再时崩溃。太阳能和风能的发展历程再次强调了长期政策的必要性。另外,上网电价不确定,太阳能热发电站的建设就不会大规模展开。因此,太阳能热发电要健康快速发展,国家必须发布热电标杆电价,并出台政府补贴政策。
除了在政策层面支持引导国内光热产业发展以外,积极引进、消化、吸收国外先进技术是槽式光热技术国产化的必由之路。槽式太阳热发电系统的关键设备和核心技术是槽式集热器的生产制造。技术引进的重点是聚光镜和集热管的生产与集成。在落实这项工作中需要着眼于以下几个方面:
引进技术要引进已经实用的基本成熟的技术,以及那些有发展前景的、对系统性能有重大影响的关键技术,如DSG 技术、联合循环发电技术,热能储存技术等。
引进消化吸收再创新工作要着眼于两个方面:一是设计技术,二是制造技术,即槽式热发电系统的设计与建设施工和关键设备的生产制造。
引进技术并不是原封不动地照搬外国产品,要与外方联合设计,使之更加适合我国国情。如槽式系统的机械装置比较重,抗风能力较差,而我国阳光富足地区往往多风、大风甚至沙尘暴频起,要在我国应用必须改变或加强反射镜的支撑结构,以增加槽式系统的抗风性能。
组织国内条件较好的企业,联合科研单位和高校,选择国外技术合作伙伴,有步骤、有计划地在引进技术和装备的基础上,消化吸收实现自主创新,促进形成我国太阳能热发电产业并具有一定的自主创新和持续发展能力。
以捆绑招标和技贸结合的方式确保核心技术的引进。在招标文件中明确提出投标者必须同意与中国制造企业联合设计、合作制造以及必须向中国制造企业全面或部分转让核心技术等要求。外国企业不仅要向中方提供设计、制造、检测、试验、调试技术资料和制造工艺设备,还要对中方员工进行全面技术培训。
现阶段运行的光热DSG 型槽式热发电技术较双回路的槽式热发电技术在安全性上有很大优势,同时成本降低的空间也很大,是光热技术未来发展的主流方向之一。但是大多是没有储热系统或者储热系统容量较小的间歇性发电的太阳能电站会对电网造成冲击,因此从长期发展来看,发展大容量的储热系统以及与现有的火力发电厂集成互补是解决该问题的重要方向。目前有利可图的光热发电技术多是由于从政府得到了大量补贴,但可以预想,这种补贴在未来必然大幅降低,投资者也会因为高昂的成本和较长的回收期而对该领域望而却步,因此该技术的发展不仅要靠技术的进步,同时从国家政策层面的支持也是必不可少的。
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