浅析太阳能热发电技术毕业论文 - 图文

山西大学工程学院毕业设计论文

塔式太阳能热发电系统, 也称集中型太阳能热发电系统, 主要由定日镜阵列、高塔、吸热器、传热介质、换热器、蓄热系统、控制系统及汽轮发电机组等部分组成, 基本原理是利用太阳能集热装置将太阳热能转换并储存在传热介质中, 再利用高温介质加热水产生蒸汽, 驱动汽轮发电机组发电。

塔式太阳能热发电系统中, 吸热器位于高塔上, 定日镜群以高塔为中心, 呈圆周状分布, 将太阳光聚焦到吸热器上, 集中加热吸热器中的传热介质, 介质温度上升, 存入高温蓄热罐, 然后用泵送入蒸汽发生器加热水产生蒸汽, 利用蒸汽驱动汽轮机组发电, 汽轮机乏汽经冷凝器冷凝后送入蒸汽发生器循环使用。在蒸汽发生器中放出热量的传热介质重新回到低温蓄热罐中, 再送回吸热器加热。

塔式太阳能热发电系统的设计思想是20世纪50年代由前苏联提出的。1950年, 前苏联设计了世界上第一座塔式太阳能热发电站的小型实验装置, 对太阳能热发电技术进行了广泛的、基础性的探索和研究。据不完全统计,1981——1991年间, 全世界建造了兆瓦级太阳能热发电试验电站20余座, 其中主要形式是塔式电站, 最大发电功率为80MW。

20世纪80年代末, 安装在意大利西西里岛的,由法国、原联邦德国和意大利等欧洲9国联合建造的, 世界上第一座塔式太阳能热电站并网运行。电站塔高50米, 占地2万㎡ , 额定功率为1MW, 蓄热器由硝酸盐组成,采用了50㎡定日镜70个、23㎡定日镜112个。1981年, 美国在加利福尼亚州南部Barstow沙漠地区附近建成塔式太阳能热发电站,1982年投入运行, 总耗资1.42亿美元, 共有定日镜1818台, 每台定日镜面积40㎡。中央接收器位于80m高的塔顶, 产生516℃的高温蒸汽, 装机容量10MW,是当时世界上最大的塔式阳能热发电站。传热介质为水, 蓄热介质为导热油和石块, 所储存的热量可保证4h的7MW电能输出,保证了在恶劣的气候条件下及夜间正常运行。

经过一段时间试验运行后,在SofarOne的基础上又建造了Sola Two塔式太阳能热发电站,并于1996年6月投入运行。Solar Two的参数如下: 1926块定日镜, 其中40㎡定日镜1818台,95㎡定日镜108台,镜面总面积82980㎡。采用熔盐蓄热系统, 有2个储热罐,一个储存565℃的高温熔盐,另一个储存28℃的低温熔盐。熔盐可有效蓄热, 日落后SolarTwo能够向一万个家庭供电3个小时。Solar Two由于增加了蓄热系统,使太阳塔输送电能的负载因子高达65%。Solar Two塔式试验电站蓄热系统从1996年一直运行到1999年结束, 是目前最成熟的熔盐蓄热系统。Solar Two验证了采用熔盐技术可以使电站具有较好的技术和经济性, 极大地推进了塔式太阳能热发电站的商业化进程。

1983年西班牙工业部和能源部开始投资兴建CESA一1,采用了面积为39.6㎡的定日镜300个,定日镜双轴跟踪误差1.5mard,反射率92%。塔身为钢混结构,高80m ,载荷能力为IO0t。目前该装置作为实验平台用于试验塔式接收系统的不同部件, 如定日镜、接收器、储热器以及控制部分的性能。

法国的THEMIS电站建于上世纪80年代,发电功率为2.5MW, 使用熔盐作为吸热器和储热器的介质, 塔高100m,单面定日镜面积为45㎡。该项目是为确立总体设计和部件的技术可行性, 并评价出口潜力。该电站在1983一1986年成功运行, 为未来电站的建设提供了大量的资料。现已停运多年,目前定日镜已有30%以上的玻璃无法满足设计要求, 因此40%的定日镜被法国电力公司收购并改造成为跟踪光伏发电场, 其余60%左右定日镜被重新改造,用于1.5MW燃气发电试验电站。

建于西班牙Seville的PS10发电厂于2007年3月发电,发电功率lMW。该项目初期论证过采用空气吸热器加燃气轮机的BRAYTON循环技术,最后由于成本高和技术风险大, 转而采用直接产生蒸汽的方式。PS10塔高90m ,有981面12l㎡的定日镜, PS10电站每年向电网提供19.2GWh的电力,年平均发电效率可达10.5%。

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塔式太阳能电站系统流程示意

2.5 线性菲涅尔式太阳能光热发电

线性菲涅尔式太阳能热发电技术，尤其是在需要大面积镜场安装时，具有结构简单，制作、运行成本低和抗风性能优良等特点。线性菲涅尔反射镜聚焦太阳能于集热器，直接加热工质水。反射镜和集热器合称聚光系统，在电站中，该聚光系统一般布置为三个功能区：预热区、蒸发区和过热区。工质水依次经过这三个区后形成高温高压的蒸汽，推动汽轮机发电。

线性菲涅尔聚光系统由抛物槽式聚光系统演化而来，可设想是将槽式抛物反射镜线性分段离散化。与槽式反射技术不同，线性菲涅尔镜面布置无需保持抛物面形状，离散镜面可处在同一水平面上。为提高聚光比，维持高温时的运行效率，在集热管的顶部安装有二次反射镜，二次反射镜和集热管组成集热器。线性菲涅尔式聚光系统的一次反射镜，也称主反射镜，是由一系列可绕水平轴旋转的条形平面反射镜组成，跟踪太阳并汇聚阳光于主镜场上方的集热器，经过二次反射镜后再次聚光于集热管。二次反射镜的镜面形状可优化设计成一个二维复合抛物面。随着电站规模的增大，达到兆瓦级时，电站需要配备多套聚光集热单元。为避免相邻单元的主镜场边缘反射镜存在相互遮挡的情况，需要抬高集热器的支撑结构，相邻单元间的距离也需增大，土地利用率较低，于是，研究者们提出了紧凑型线性菲涅尔式反射聚光系统的概念。相邻的主反射镜之间可相互重叠，消减相互遮挡的状况，提高了土地利用率，也避免了因抬高集热器支撑结构所带来的成本增加。

采用直接蒸汽式工质加热系统，即集热管内即为做功工质，避免了采用中间传热工质的各种技术问题，但该技术在蒸发段处存在两相流的问题。在两相流的区域，集热管中的温度分布不均匀，同一根管子上会出现较大的温度梯度。参考直接蒸汽的槽式发电系统，直接蒸汽的菲涅尔式聚光集热系统也可存在三个基本加热模式：一次通过模式、注入模式以及循环模式。三种模式各有优缺点：一次通过模式结构简单，但两相流问题难以控制；注入模式理论上可对两相流进行调节，但结构复杂，需要额外增加多个阀门和管道，控制也较为复杂；循环模式采用气液分离器，可较为有效的控制两相流的问题，可谓最为传统的一种方式，系统的稳定性最好，但成本也最高。目前，直接蒸汽模式的一些组件设计较为灵活，以上三种模式可结合使用。根据上述特点，从系统稳定性和可靠性的角度出发，循环模式实属优选，但需要考虑降低其成本。

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表1 太阳能光热发电方式对比 理想电站规模 目前电站最大规模 聚光比 接收器 运行温度（℃） 工质 跟踪方式 可否蓄能 可否有辅助能源 可否全天候工作 目前最高效率（%） 年平均效率（%） 现有电站最低发电 成本（美分/min） 聚光方式 光热转换效率（%） 峰值效率（%） 单位面积造价（美元/平方米） 单位瓦数造价（美元/W） 发展状态 开发风险 应用前景 槽式 100MW以上 80MW 10——30 空腔式、真空管式 200——400 油/水、水 单轴 有限制 可以 有限制 28 11——16 8 抛物面发射镜 70 20 275——630 2.5——4.4 可商业化 低 可并网 1.可商业化，投资成本低 2.占地最少 3.可混合发电 4.可中温储能 塔式 100MW以上 10MW 500——3000 空腔式、外露式 1000——1500 熔盐/水、水、空气 双轴 可以 可以 有限制 28 7——20 平面、凹面反射镜 60 23 200——475 2.7——4.0 试验示范阶段 中 可并网 1.较高转化效率，有很好开发前景 2.可混合发电 3.可高温储能 4.可改进定日镜和蓄热方式降低成本 14

碟式 100KW（单台） 50KW（单台） 500——6000 空腔式 800——1000 油/甲苯、氦气 双轴 蓄电池 可以 可以 29.4 12——25 旋转对称反射镜 85 29 320——3100 1.3——12.6 试验示范阶段 高 可独立可并网 优点 1.最高转换效率 2.可模式化 3.可混合发电

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缺点 1.只能产生中等温度的蒸汽 2.真空管技术有待提高 1.聚光场合吸热场的优化配合还需研究 2.初次投资和运营费用高，商业化程度不够 1.造价高，无与之配套的商业化斯特林热机 2.可靠性有待加强，大规模生产还需研究

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