槽式光热电站短期稳态性能试验计算方法

刘竟帆，姚啸林，施延洲

（西安热工研究院有限公司苏州分公司，江苏 苏州 215153）

自20世纪70年代能源危机爆发以来，由于全球能源过度开采而导致的能源短缺状况已经日渐明显[1]。随着能源结构的不断调整，太阳能技术的开发和利用越来越受到各国的重视。其中，太阳能热发电技术是一种主要的太阳能利用形式，由于储能模块的存在，光热发电可实现热电解耦，发电品质优于光伏和风力发电[2]。太阳能光热发电技术主要包括塔式、槽式、碟式、线性菲涅尔式以及向下发射式[3]。根据世界能源署（International Energy Agency，IEA）预测，2025年全球光热装机容量将达到22 GW，2050年全世界光热发电量可能占全球总发电量的11.3%[4-5]。

随着光热电站的兴建，如何科学评价光热电站的性能指标已成为电站建设和运行中面临的突出问题。2010年美国国家可再生能源实验室（National Renewable Energy Laboratory，NREL）颁布了《大型抛物面槽式太阳能系统性能验收试验指南》[6]，对大型槽式光热电站聚光集热系统的试验边界、仪器、设备操作要求和计算方法进行了较为详细的说明和规定；2017年国际标准化组织（International Organization for Standardization，ISO）给出了针对太阳能集热器性能、可靠性、耐用性和安全性的试验程序（ISO 9806）[7]，在此期间，一些实验机构还对太阳能的测量方法及其测量不确定度进行了分析[8-9]。但遗憾的是，目前全球范围内对于光热电站全厂的性能试验方法的研究还鲜有成果。

光热电站短期稳态性能试验应在光照充足且稳定的时段内进行，而此时部分热量将进入储能系统，导致光热电站在发电并储能运行方式下无法直接测定光能转化为电能的性能指标。基于此，本文提出了一种适用于光热电站全厂短期稳态性能试验的计算方法。

1 试验运行模式

槽式光热电站主要由聚光集热系统、储能系统和动力发电系统构成，其系统示意如图1所示。

图1 槽式光热电站系统Fig.1 Schematic diagram of parabolic trough CSP plant system

在大型槽式光热电站的实际运行过程中，根据太阳直射辐射强度（direct normal insolation，DNI）的不同，可能会出现纯光热发电模式、光热发电并储能模式、光热和储能联合发电模式和纯储能发电模式4种运行模式。以某槽式光热电站24 h运行数据[10]为例（图2）：4:30—6:40光热电站处于停机状态，此时没有太阳能，且储能装置储存能量耗尽；6:40—8:00光热电站处于纯光热发电模式，此时DNI水平较低，被加热的导热油完全用于发电，进入整个系统的能量全部用于发电；8:00—17:20，DNI强度除满足满负荷发电所需导热油流量外，多余的导热油流入储能系统进行储热，此时系统以光热发电并储能模式运行；17:20—19:40为光热和储能联合发电工况，此时DNI低于满负荷发电要求的最低限值，为满足稳定的输出功率，储能系统开始释放装置内储存的热能，由聚光集热系统和储能系统同时提供能量用于发电；19:40以后，系统进入放能模式，完全由储能系统作为热源进行发电。

图2 某槽式光热电站24 h运行曲线Fig.2 The operation curves of a parabolic trough CSP station within one day

上述不同运行模式分别对应不同DNI条件。在纯光热发电及光热和储能联合发电模式下，DNI水平均较低且变化较大。只有在光热发电并储能工况下，DNI处于1天内较高的水平且较为稳定，这样更有助于形成热稳态；同时，该模式还可通过控制导热油进入储能系统的流量来调整进入动力发电系统的热量，在多个期望的发电功率下进行试验。所以，以光热发电并储能运行模式运行的时段是进行短期试验并获得稳态性能指标最理想的时段。

2 工况转化原理

在光热发电并储能运行模式下进行全厂性能试验的问题在于，由于储能装置的存在，DNI并没有直接对应动力发电系统的输出，所以在该运行模式下，考核全厂发电效率（集热系统接收太阳能全部进入动力发电系统做功发电）时，要排除储能系统对测试的影响。本文提出一种等效转化计算方法，通过理论推导并借助模拟软件，可将光热发电并储能的试验工况转化为相同时间、相同环境条件及内部参数下的纯光热发电工况。

系统处于纯光热发电模式及光热发电并储能运行模式的主要区别在于：1）光热发电并储能运行模式下的入射DNI更高；2）光热发电并储能工况运行时，储能系统处于储热模式。但是，在相同的发电负荷下，2种运行模式进入动力发电系统的导热油能量是相同的。根据这一特点，可以通过测量、计算得到光热发电并储能运行模式下输入到动力系统的导热油能量Q2，然后利用纯光热发电能量转换的关系反推得到转化后的纯光热发电工况的输入参数。纯光热发电的能量转化关系如下：

式中：ηS,a为纯光热发电工况下的聚光集热效率；Q1,a为纯光热发电工况下集热器吸收的热能（因未涉及储能系统，故Q1,a=Q2），kW；Q0,a为纯光热发电工况下进入光场的太阳辐射能量，kW；A为光热电站镜场总面积，m2；Ia为纯光热发电工况下的DNI，kW/m2。

所以，在相同时间、相同环境条件及内部参数下，转化后的等效DNI可表示为

槽式光热电站的光电转化效率可表示为

式中：η为全厂发电效率；Q0为进入光热系统的实际能量，kW；Q0,a为纯光热发电工况下进入光场的太阳辐射能量，kW；I为DNI，kW/m2；β为太阳光入射角，°。

3 工况转化计算方法

光热电站在纯光热发电模式及光热发电并储能运行模式下运行时存在2点差异：1）光热发电并储能模式下的输出DNI更高，聚光集热器效率会随DNI强度发生变化；2）在储能系统运行时，储能支路的导热油会与主循环回路的导热油混合，使混合前、后的导热油温度存在差异，即Q1,a≠Q2。

上述差异对转化计算的准确性影响较大，本文使用修正方法解决该问题。

3.1 集热器效率修正

集热器效率会随DNI、入射角、镜反射率、环境温度等因素变化，但是在转化为同时间点的另一个工况的情况下，仅需考虑DNI变化带来的影响。在电站处于光热发电并储能模式运行过程中，聚光集热效率可表示为

式中：ηS,b为光热发电并储能工况下的聚光集热效率；Q1,b为光热发电并储能工况下集热器吸收的热能，kW；Q0,b为纯光热发电工况下进入光场的DNI，kW；Ib为光热发电并储能工况下的DNI，kW/m2。

图3 给出了聚光集热系统效率随其吸收热量的变化曲线，可利用该曲线将计算得到的光热发电并储能模式下的聚光集热效率ηS,b修正到纯光热发电模式下的ηS,a。

图3 聚光集热效率随集热系统吸收热量变化曲线Fig.3 Change of the solar field efficiency with the heat absorbed by the solar field system

3.2 温度修正

为确保转化后的纯光热发电工况的聚光集热系统导热油入口温度TS,in与动力发电系统出口温度TP,out相同，需要对光热发电并储能运行模式的聚光集热系统导热油入口温度进行修正，使修正后的温度值等于动力发电系统出口温度，即可保证修正后计算得到的Q1,a为纯光热发电模式下的真实参数，Q1,a与Q2的计算公式分别为：

式中：MS为主循环回路导热油质量流量，kg/s；HS,out为聚光集热场出口导热油焓值，kJ/kg；HS，in为聚光集热场入口导热油焓值，kJ/kg；MP为动力系统入口导热油流量，kg/s；HP,out为动力系统出口导热油焓值，kJ/kg。

利用模拟软件计算不同聚光集热系统导热油入口温度TS,in对应的聚光集热系统输出热量Q1,a，并以此绘制修正曲线。图4给出了某系统在满负荷发电情况下，不同聚光集热系统导热油入口温度对应的聚光集热器输出热量的修正系数。

图4 聚光集热系统导热油入口温度修正Fig.4 Correction of heat transfer oil inlet temperature for the solar field system

使用上述曲线对聚光集热系统导热油入口温度进行修正，使其等于动力发电系统出口温度，带入导热油流量MP，可得到纯光热发电模式下集热器吸收的热能Q1,a。

3.3 测量及计算流程

测量及计算主要分为以下几个步骤。

1）在试验工况下测量动力系统入口导热油流量MP、聚光集热场出口导热油温度TS,out、动力系统出口导热油温度TP,out；根据式(6)计算得到进入动力发电系统的能量Q2；对聚光集热系统出口导热油温度进行修正，得到纯光热发电工况下聚光集热系统输出热量Q1,a。

2）在光热发电并储能工况下测量主循环回路导热油质量流量MS、聚光集热场出口导热油温度TS,out、聚光集热场入口导热油温度为TS,in；根据式(4)计算得到光热发电并储能工况下的聚光集热效率ηS,b；根据聚光集热器效率修正曲线，修正得到纯光热发电工况下的聚光集热器效率ηS,a。

3）测量聚光集热场的聚光面积A，将计算得到的参数带入式(2)，计算得到纯光热发电工况的DNI。将计算所得参数作为输入参数带入模型，根据式(3)计算全厂发电效率。计算流程如图5所示。

图5 试验测量及计算流程Fig.5 The test measurement and calculation process

4 算例验证

目前实际投运的光热电站数量有限，结合具体项目实地开展试验存在一定困难，因此本文利用某50 MW光热电站热平衡数据[11-13]建立模型，结合NREL公布的该槽式光热电站的设计数据[13-15]对提出的计算方法进行算例验证。该电站主要设计参数与模拟参数见表1。

表1 模型参数及校验Tab.1 Model parameters and calibration

利用EBSILON软件进行仿真建模。基于该电站满负荷发电时光热发电并储能工况的设计数据，采用上述计算方法，转化得到纯光热发电工况的数据，与最大负荷下纯光热发电模式的设计数据进行比较。该过程相当于使用热平衡设计数据作为试验测量数据进行了一次模拟试验计算，结果见表2。由表2数据可知，在相同环境条件下，当DNI由850 W/m2变为481.5 W/m2时，光热发电并储能工况可转化到相同发电负荷的纯光热工况。在纯光热发电模式下，设计DNI为481.7 W/m2（入射角影响已修正），其他参数见表1，对比可发现满负荷纯光热发电工况的设计参数与采用本文方法计算得到的全厂发电效率具有良好的一致性，从而证明该方法具有较高的准确度和实用性。

表2 工况转换后的参数与纯光热发电模式设计参数对比Tab.2 Comparison of the operating parameters transformed and the design parameters in charging mode

5 结 论

1）由于光热电站能量来源的不稳定性，光热电站短期稳态性能试验宜在光热发电并储能工况下进行，但受储能系统影响，难以直接测定全厂发电效率。本文计算方法将进行试验的光热发电并储能工况转化为便于计算全厂发电效率的纯光热发电工况，排除了储能系统对试验的影响。

2）考虑到转化过程中集热系统导热油入口温度与动力发电系统出口温度可能存在差异，通过修正计算方法，保证系统满足转化条件。由于DNI大小会影响聚光集热效率，利用模拟计算得到聚光集热效率随集热场吸收热量变化的规律，从而可准确计算出转化得到的纯光热发电工况下的太阳直射辐射强度，进而确定全厂发电效率。

3）算例验证表明，模拟计算结果与电站设计数据保持良好的一致性，证明本文计算方法具有实际应用价值，可为今后槽式光热电站全厂性能试验提供参考。