[实用新型]一种解耦集热储热与放热发电的槽式光热发电系统

说明书

本实用新型提供一种解耦集热储热与放热发电的槽式光热发电系统，其特征在于包括HTF循环子系统、储热介质循环子系统、蒸汽循环子系统以及槽式镜场，其中HTF循环子系统(1)的运行仅由气象条件决定而无需兼顾考虑汽轮机出力，储热介质循环子系统(2)的集热储热环节仅由来自槽式镜场(4)的HTF参数决定，其放热发电环节仅由储热介质储热量与汽轮机出力决定而无需兼顾考虑气象条件，该解耦集热储热与放热发电的槽式光热发电系统有利于将带储热的槽式光热发电系统的集热储热环节和放热发电环节进行解耦，降低入射太阳能波动对蒸汽发生与汽机出力的影响，同时减少系统运行模式，降低设备运行和电站运行的难度和复杂度。

技术领域

本实用新型属于太阳能光热利用技术领域，具体涉及到一种通过解耦集热储热环节与放热发电环节而简化电站运行、稳定电站出力的新型太阳能热发电系统。

背景技术

太阳能光热发电(Concentrated Solar Power,简称为“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，通过加热流体工质(heattransfer fluid，下称“HTF”)收集热量，再经过蒸汽发生系统(含预热器、蒸发器、过热器，但不含再热器，steam generation system,下称“SGS”)产生高温蒸汽，推动汽轮机发电。CSP目前主流的技术路线都是按照太阳能采集方式来划分的，主要分为塔式、槽式、菲涅尔式和碟式四类，在目前全球范围内在运或在建的项目，又以槽式技术居多，并根据是否设置储热系统分为带储热的槽式系统和不带储热的槽式系统。图1是一套典型的带储热的槽式太阳能发电系统，其工作原理是众多槽式抛物面聚光集热器经过串并联的方式排列组成镜场，真空集热管安装在抛物面集热器的焦线位置，太阳光经集热器镜面会聚至集热管上。传热流体在集热管内流动，吸收镜场会聚的太阳光能量后升到较高温度，然后根据电站出力要求，通过进一步换热在蒸汽发生系统中将热量传递给水产生蒸汽，驱动汽轮发电机组发电，或者在储热系统中将热量传递给储热介质进行储存，或者这两者同时进行。在日照强度变弱或日落之后，HTF从储热系统中吸收储热介质的热量升到较高温度，会同来自镜场的部分HTF，或者自行单独进入蒸汽发生系统产生蒸汽，驱动汽轮发电机组发电。

使用图1发电系统的槽式光热电站至今累计占槽式技术装机量的40％，第一座电站至今已投运超过十年。但这些带储热的槽式电站的多年运行实践表明，由于要同时兼顾考虑镜场热功率、储热系统充放热状态、蒸汽发生系统出力等多个因素，电站运行模式多达七、八个，整体运行操作复杂度较高，并且受到阀门开闭时间、泵体启停时间、设备/管道热惯性、设备最低流量/负荷/温度、各管道的流量分配、工质在油盐换热器中的正反流向等各种客观条件的限制，运行模式之间切换的难度和复杂度极大增加，因此对槽式光热电站运行人员的技能要求一直较高。另外，使用图1的槽式发电系统时，由于从镜场直接吸热产蒸汽和从储热系统单独取热产蒸汽这两种工况下的工艺步骤不同，前者是镜场-HTF-蒸汽，后者是镜场-HTF-储热介质-HTF-蒸汽，后者由于换热步骤更多因此最终产生的蒸汽温度更低，两者差值一般在14℃左右，因此导致进入汽轮机的主蒸汽温度不同，从而要求汽轮机必须有两个设计工况，这样不但增加了汽轮机设计的复杂度，而且由于两个设计工况下汽轮机效率并不相同，为稳定最终电力输出必须实时进行一系列调整蒸汽量、HTF流量、储热介质流量的操作，从而增加了汽轮机和电站运行的复杂度。

近几年由于电网调度、调峰、消纳的要求，带储热的光热发电系统更受人们青睐，特别是在“光热+光伏”混合电站、调峰储能电站、多能互补综合能源基地项目中，对光热系统储热时间的要求趋势都是越来越长，如8小时或更长。在白天日照充足的时候，光热电站会优先为光伏让路，让光伏能发尽发，光热镜场收集的大部分都会输送到储热系统进行储存。在日照变弱或日落之后，光热将大部分/单独从储热系统中取热发电，以弥补光伏的出力下降。如前所述，当系统从储热系统取热发电时由于主蒸汽温度较低，汽轮机效率较低，因此在光热系统储热时长增加、汽轮机以较低效率发电的等效时长增加的情况下，槽式光热系统损失的能量将会增加，发电量变少，经济性变差。

总之，现有带储热的槽式发电系统存在如下缺点：