Тепловые схемы солнечных электростанций. Принципиальная тепловая схема СЭС. Параметры термодинамического цикла



Все об электростанциях


 


Тепловые схемы солнечных электростанций


ПРИНЯТЫЕ СОКРАЩЕНИЯ

  • AT - аккумулятор тепла
  • АФП - аккумулятор тепла фазового перехода
  • ГТУ - газотурбинная установка
  • МОФ - материал с обратимыми фазами
  • ПВА - пароводяной аккумулятор тепла
  • ПТА - подземный теплоаккумулятор
  • ПЭУ - пиковая энергоустановка
  • СПГ - солнечный парогенератор
  • СТЭС - солнечно-топливная электростанция
  • СЭС - солнечная электростанция
  • СЭУ - солнечная энергетическая установка
  • ТАМ - теплоаккумулирующий материал
  • ТАС - теплоаккумулирующая система
  • ТПГ - топливный парогенератор
  • ТЭС - тепловая электростанция
  • ФЭП - фотоэлектрический преобразователь
  • ЦП - центральный приемник


Тепловые схемы СЭС. Общие положения


Солнечная электростанция с термодинамическим циклом преобразования энергии в общем виде включает в себя следующие системы: оптическая система улавливания падающей радиации; теплоприемник для преобразования энергии солнечного излучения в тепловую, которая передается теплоносителю; система переноса теплоносителя от солнечного теплоприемника к аккумулятору или теплообменнику, в котором нагревается рабочее тело; система аккумулирования тепла; теплообменники, образующие горячий и холодный источники. В практике встречаются две принципиальные схемы солнечных электростанций.

В первой схеме реализуется двух контурная компоновка.

В этом случае в солнечном теплообменнике происходит нагрев теплоносителя, который поступает в аккумулирующую систему, служащую источником тепла для рабочего тела, циркулирующего во втором контуре. Аккумулятор здесь выполняет роль буфера в системе солнечный теплоприемник - нагреватель рабочего тела.

Во второй одноконтурной схеме контур теплоносителя одновременно является и контуром рабочего тела. Рабочее тело нагревается в солнечном теплоприемнике и подается частично на вход тепловой машины, частично в аккумулятор.

В первой схеме по сравнению со второй происходит в среднем большее снижение температурного напора в процессе аккумулирования, возврата теплоносителя и при теплообмене между теплоносителем и рабочем телом. Во второй схеме потери происходят лишь при аккумулировании и возврате теплоносителя. Однако при двухконтурной схеме параметры рабочего тела на входе в тепловую машину не подвержены случайным колебаниям, что характерно для одноконтурной схемы, которая для стабилизации параметров требует более сложную систему регулирования.

В существующих солнечных электростанциях (СЭС) башенного типа используются следующие теплоносители и рабочие тела: вода (водяной пар), натрий, расплав солей, воздух и гелий. При использовании в схеме солнечных электростанций (СЭС) натрия и расплава солей нужны два контура - теплоносителя и рабочего тела, в качестве которого чаще всего служит вода. При этом реализуется паросиловой цикл Ренкина. Когда же рабочим телом является воздух или гелий, реализуется цикл Брайтона.

Разработка СЭС с циклом Брайтона в настоящее время осуществляется в основном по комбинированной схеме, т.е. с подогревом рабочего тела (воздуха) в камере сгорания путем сжигания органического топлива.

При разработке проектов первых СЭС с термодинамическим циклом преобразования проектировщики стремились максимально использовать стандартное тепломеханическое оборудование. Так, турбоагрегаты крупных солнечных электростанций (СЭС) практически не требуют больших специальных разработок и являются типовыми и отработанными элементами традиционной энергетики. При конструировании солнечных теплоприемников и теплообменников для получения рабочего тела нужных параметров во всех проектах по мере возможности обеспечивалось соответствие выходных параметров (давление, температура) входным параметрам турбин. Параметры рабочего тела, генерируемого за счет аккумулированного тепла при одноконтурной схеме, всегда ниже параметров, получаемых на выходе из приемника солнечного излучения. В этом случае требуется турбина с двумя входами: для острого пара и пара пониженных параметров, что приводит к снижению мощности станции во время разряда аккумулятора. Паровые турбины пригодны к использованию в широком диапазоне изменений размеров, конструкций и эксплуатационных условий, хотя отмеченная выше особенность несколько ограничивает выбор турбин достаточно большой мощности (200 МВт и более). Следует отметить, что и создание крупных стационарных ГТУ (100 МВт и выше) связано с решением целого ряда важных задач. Прежде всего, необходимо повысить начальную температуру газа перед турбиной, чтобы повысить КПД цикла. Это требует создания новых жаропрочных материалов, способных устойчиво и длительно работать при максимальных температурах. Не решена также и проблема повышения эффективного КПД компрессора.

Из пяти возможных теплоносителей и рабочих тел (вода/пар, расплавленная соль, натрий, воздух и гелий) наиболее распространенным и технически доступным является водяной пар. Применение в качестве рабочего тела водяного пара в сочетании с аккумулятором тепла, хотя и не является оптимальным вариантом, но зато может быть осуществлено без особых технических новшеств, что немаловажно при создании такого нового энергетического объекта, как солнечная электростанция (СЭС). Это нашло свое отражение и на практике - на пяти из семи действующих СЭС теплоносителем и одновременно рабочим телом является водяной пар. Разработка проектов СЭС с использованием в тепловой схеме приемника воды пара осуществлялась компаниями Honeywell Martin Marietta и McDonnell Douglas по заказу министерства энергетики США. Принципиальная тепловая схема по концепции компании Honeywell представлена на рис.1


Принципиальная тепловая схема СЭС

Рис.1. Принципиальная тепловая схема СЭС по концепции компании Honeywell
1 - башня; 2 - солнечный парогенератор; 3 - гелиостаты;
4 - паровая турбина; 5 - система управления; 6 - генератор;
7 - поверхностный конденсатор; 8 - градирня;
9 - группа подогревателей низкого давления; 10 - деаэратор;
11 - группа подогревателей высокого давления;
12 - маслогалечный аккумулятор; 13 - бак с холодным ТАМ;
14 - бак с горячим ТАМ; 15 - переохладитель;
16 - конденсатор греющего пара; 17 - подогреватель ТАМ;
18 - подогреватель воды; 19 - парогенератор;
20 - пароперегреватель (П-пар; В - вода; Т-ТАМ и масло).



Работа станции может осуществляться следующим образом. При уровне инсоляции, достаточном для генерирования пара требуемых параметров, часть пара, вырабатываемого в солнечном парогенераторе, направляется на вход паровой турбины, где, проходя по ступеням, пар совершает работу расширения, приводя во вращение электрический генератор. Отработавший пар конденсируется и через систему регенеративных подогревателей подается на вход солнечного парогенератора. Другая часть пара, проходя через двухступенчатую систему теплового аккумулирования, отдает тепло вначале расплаву солей типа Hitec, а затем - маслу и конденсируется. Расплавленная соль собирается в горячем баке, а разогретое масло нагревает гравий в масляно-гравийном аккумуляторе, работающем с использованием эффекта Thermocline (скачок температуры).

Конденсат пара сливается в деаэратор.

При недостаточном уровне инсоляции турбина работает на паре пониженных параметров, генерируемом низко- и высоко- температурной системами аккумулирования, причем большая часть тепла накапливается в низкотемпературной ступени. Питательная вода в этом случае подается через систему теплообменников, где вначале получает тепло от разогретого масла, а затем - от расплавленной соли. Масло и соль, отдавшие свое тепло на подогрев воды, парообразование и перегрев пара, спиваются, соответственно, в нижнюю часть масляно-галечного аккумулятора и холодный бак.

В отличие от концепции компании Honeywell для СЭС электрической мощностью 100 МВт, включающей в себя 4 модуля, компания Martin Marietta для СЭС электрической мощностью 150 МВт предложила 15 модулей, считая, что такая концепция обеспечит максимальный КПД оптической системы, термическую эффективность, надежность и гибкость эксплуатации СЭС. В соответствии с этой концепцией сконцентрированные солнечные лучи направляются на вход полостного солнечного парогенератора каждого из 15 модулей, где питательная вода преобразуется в пар, который через коллекторную систему поступает на вход паровой турбины и в тепловой аккумулятор.

Недостатком этой концепции является наличие длинной и разветвленной системы трубопроводов, вызывающих значительные перепады давления (~ 138 МПа) между солнечными приемниками и паровой турбиной. С другой стороны, такая многомодульная конструкция позволяет осуществлять необходимые ремонтные и профилактические работы на одном или на нескольких модулях, сохраняя при этом жизнеспособность станции в целом, хотя и при меньшем уровне располагаемой мощности.

Система аккумулирования тепла в концепции компании Martin Marietta также двухступенчатая: низкотемпературная ступень на основе органического масла и высокотемпературная - на основе расплава солей. Такая система аккумулирования включает в себя достаточно большое число различных емкостей для горячих и холодных теплоаккумулирующих сред, а также распределительные клапаны и запорно-регулирующую арматуру.

В отличие от двух вышеуказанных концепция компании McDonnel Douglas (США) для солнечных электростанций (СЭС) электрической мощностью 100 МВт включает в себя одномодульную конструкцию, но с большей высотой башни (268 вместо 90 м) в концепции компании Martin Marietta (США). Применяемый при этом солнечный приемник открытого типа, хотя и имеет более низкую, чем полостной, эффективность, требует меньше капиталовложений, что в какой-то степени компенсирует большее количество гелиостатов, необходимых для получения одной и той же выходной мощности.

В концепции компании McDonnell Douglas (США) отраженное с гелиостатного поля солнечное излучение направляется на круговой 24-панельный приемник, шесть панелей которого обращенных к югу, служат для нагрева питательной воды. Перегретый пар от приемника затем направляется к тепловому аккумулятору и паровой турбине, в которой предусмотрена возможность подачи пара высоких и пониженных параметров. Система аккумулирования основана на эффекте Thermocline, когда горячая и холодная среда содержатся в одной емкости и имеют большой температурный градиент. Поскольку аккумулирующая среда - масло - является относительно дорогим продуктом, наряду с ним используется гравийная засыпка. Из-за температурных ограничений для масла параметры пара, получаемого на выходе аккумулятора, ниже параметров острого пара, в связи с чем термодинамическая эффективность цикла преобразования снижается.



Основные задачи и некоторые предварительные результаты эксплуатации первых солнечных электростанций (СЭС)


Все действующие на сегодня башенные станции, так же как и станций модульного типа, разрабатывались как экспериментальные и предназначались для отработки различных технологий и схем выработки электроэнергии, накопления опыта эксплуатации, анализа неполадок, т.е. комплекса проблем, который потребуется для проектирования и строительства промышленных станций значительно большей мощности.

Одной из главных целей является измерение параметров, определяющих работу станции в целом и ее подсистем - тех, от которых зависит энергетический баланс и выработка электроэнергии. В подсистеме приемника это - входящая солнечная радиация; потери радиации (отраженная часть, собственное инфракрасное излучение и конвективные потери), собранная доля тепла, температура поверхности, температурные напряжения; входные и выходные параметры рабочей среды (температура, давление, скорость потока).

Характеристики подсистемы аккумулирования: входные и выходные параметры (давление, температура, скорость потока); параметры аккумулирующих баков (давление, уровень наполнения, температурное распределение). В подсистеме выработки мощности необходимо знание следующих параметров: входные данные турбины (давление, температура, скорость потока); выходные данные турбины, т.е. характеристики конденсации (вакуум, температура конденсируемого пара, температура и скорость потока охлаждающей жидкости); расход энергии на собственные нужды (насосы и вспомогательное оборудование); генерирование электрической мощности. Важность этой измерительной части проектов можно продемонстрировать на примере станции Solar - 1. Распределение и общее количество датчиков в ней таково: измерение температуры - 632 точки, давления - 212, перепадов давления - 38, скорости потока - 58, положения - 339, размещения - 11, производительности насосов - 31, электрических измерений - 135, химических измерений - 21, сбора метеорологических данных - 65, теплового потока - 75, системы определения характеристик лучистого потока - 16, механических напряжений - 128, вибраций - 12, уровней жидкости - 69, нагрузки - 126, остальных типов - 10.

Таким образом, всего было установлено 1978 датчиков, из них для метеорологических измерений - 68, на гелиостатном поле - 172, в подсистеме приемника - 536, в теплоаккумуляторе - 431, в подсистеме выработки электроэнергии - 691, во вспомогательных системах - 80.

Опыт эксплуатации первых СЭС показал необходимость обратить самое пристальное внимание на такие вопросы, как работе станции при неустановившихся режимах и при пониженной инсоляции, циклические термонапряжения, время и технология запуска, надежность оборудования, эффективность аккумулирования и др.


Неустановившиеся режимы

Специальные эксперименты, проведенные на станции Eurelios, показали, что в пароводяных приемниках (в частности, прямоточного типа) возникают скачкообразные тепловые напряжения, приводящие к скачкам нагрузки, а также 'плавание' мест фазовых переходов как между водой и паром, так и между насыщенным и перегретым паром. Эти фазовые изменения сопровождаются скачками в значениях коэффициента теплопередачи, достигающих целого порядка: от 4000 в зоне перегретого пара до 50 000 Вт/(м2 • К) в зоне влажного пара. Это перегружает систему регулирования, что создает чрезмерно высокие температурные напряжения в металлических конструкциях, а иногда приводит к их разрушению. На работу приемника влияет как уровень, так и скорость изменений прихода солнечной радиации. Эти изменения могут достигать 2% в секунду при уровне от 100 до 800 Вт/м2 и вызывать как значительные изменения положения зоны испарения, так и длительно продолжающийся осциллирующий тепловой режим. Все это создает достаточные сложности в регулировке, которая в большинстве своем осуществляется еще в ручном режиме, требует введения специальных клапанов и развернутой измерительной системы (89 термопар и 38 измерителей потока).


Циклические термонапряжения

Механические напряжения, связанные с воздействием периодических тепловых нагрузок, вызывали на станции Eurelios трещины и протечки в котле. Для их устранения пришлось изъять аварийные секции и улучшить крепление котельных труб, сделав его 'мягким' для обеспечения подвижности при тепловом расширении. На станции Solar-1 эти проблемы были еще более жестки. Температурные напряжения также привели к протечке фланцевых соединений и к пригоранию изоляции на контуре паровой турбины, что заставило остановить станцию в середине июля 1982 г. почти на месяц. В дальнейшем для ряда сосудов и клапанов пришлось применить электрообогрев, что снижало термические скачки и в то же время сокращало период запуска. Термические напряжения во всей системе должны были уменьшиться после запуска на полную мощность контура теплового аккумулирования, что позволяло поддерживать систему в подогретом состоянии в ночное время.


Уменьшенная инсоляция

Работа системы приемника в условиях сниженного прихода излучения оказалась очень существенной проблемой. Снижение инсоляции приводит к уменьшению скорости потока рабочей жидкости через приемник, а этот минимум не может стать недопустимо низким. В ряде случаев пришлось применить повторную и даже многократную рециркуляцию жидкости в теплообменных панелях приемника.


Время запуска

Желательно, чтобы время запуска станции после ночного перерыва было минимальным. Это позволяет достигать максимума выработки электроэнергии. На действующих станциях Eurelios, Solar-1 и Sunshine оно составляло ~2 ч. Желательно также, чтобы короткие перерывы в поступлении прямой солнечной радиации несущественно влияли на работу приемника. Уменьшение времени запуска достигается снижением скорости прокачки рабочей жидкости через приемник, сокращением длины труб, а также введением рециркуляции рабочей жидкости. Параметры рабочего тела также очень существенны с этой точки зрения и будут играть первостепенную роль при полном сравнении работы станций с различными системами, которые предполагается ввести в дальнейшем.


Эффективность теплового цикла

Достигнутый КПД нельзя рассматривать как удовлетворительный для станции промышленного назначения. Более того, даже для действующих экспериментальных станций он невысок. На повестке дня - вопрос о его комплексном повышении с учетом работы теплоаккумулирующей системы (ТАС).


Емкость системы аккумулирования

Для эксплуатационной гибкости нужна достаточна буферная емкость, однако опыт эксплуатируемых станций не дает возможности сформулировать этот критерий однозначно. Очевидно только, что слишком заниженные емкости, такие, как у станции Eurelios (0,5 ч работы на теплоаккумуляторе), явно недостаточны.


Надежность оборудования

Опыт работы станций Solar-1 и CRS показал наличие сложностей, связанных с подтеканием баков, разгерметизацией фланцевых соединений, насосов и помп. Эти явления были множественными и связаны, по-видимому, с наличием тех же самых периодических тепловых напряжений и термических ударов, которые разрушительно действуют на приемник радиации. Особое внимание приходится уделять качеству емкостей, находящихся под давлением.


Эффективность аккумулирования

Этот вопрос также важен с экономических позиций, особенно при использовании в качестве рабочего тела приемника пара высоких параметров. На Solar-1 непосредственно на приемнике генерируется пар 510 С/10, 3 МПа, а от системы аккумулирования только 273 С, 2,7 МПа. Общая эффективность термодинамического преобразования падает при этом от 35 до 25%.

Аналогичная картина у станции CESA= 1:520 С, 10,0 МПа от приемника, КПД 27,7% и 330°С, 1,53 МПа от аккумулятора, КПД 21%, а также и на других 'пароводяных' станциях: Eurelios и Sunshine. Если же для аккумулирования попользуется та же однофазная рабочая жидкость, что и в приемнике, например жидкий натрий или расплав сопи, этой проблемы не возникает и потерь КПД на стадии аккумулирования не происходит.


Теплоносители

Используемый в настоящее время на ряде станций пароводяной цикл обладает хорошими характеристиками и представляет значительный практический интерес. Тем не менее для мощных промышленных станций будущего наиболее вероятными кандидатами в качестве теплоносителей солнечного приемника являются расплавы солей и жидкий натрий. Так, после ввода в эксплуатацию СЭС в Барстоу рассматривается вопрос о целесообразности использования на СЭС второго поколения контура теплоотвода от центрального приемника солевым теплоносителем. По предварительным оценкам, применение такого теплоносителя позволит добиться значительного снижения капиталовложений в оборудование СЭС и понизить стоимость отпущенного киловатт-часа на 2 5% по сравнению с солнечной электростанцией в Барстоу. Наиболее пригодным для этих целей является смесь 60% NaNО3 = 40% KNO3, термически стабильная до 600°С и имеющая невысокую стоимость. Несмотря на то что при высоких температурах имеет место частичное разложение этой смеси с образованием нитритов, данный процесс не оказывает заметного влияния на характеристики теплоносителя. Эксперимент по коррозионной активности показал, что взаимодействие этой смеси с большинством конструкционных материалов приводит к их окислению; в ряде случаев образуется устойчивая защитная оксидная пленка, препятствующая развитию коррозии. Перспективным материалом для элементов соляного контура является сплав Incolloy 360.

Отмечаются следующие преимущества расплава селитр как рабочего тела: очень высокие теплоаккумулирующие характеристики; относительно низкая цена, слабая химическая активность при рабочих температурах (до 450 С), а отсюда и высокая безопасность эксплуатации; достаточно высокий КПД по термодинамическому циклу; принципиальная возможность экстраполяции системы на станции больших мощностей (до сотен мегаватт).

Экономический анализ солнечных электростанций башенного типа электрической мощностью 100-300 МВт с натрием в качестве теплоносителя первого контура показал, что при 13-часовом аккумулировании СЭС данного типа могут быть конкурентоспособными со вновь создаваемыми ТЭС.

Применение натрия дает существенные преимущества перед водяным теплоносителем: элементы приемника и трубопроводы не работают под высоким давлением, что позволяет уменьшить толщину стенок; СЭС не надо останавливать для удаления накипи из трубок приемника, расположенного на большой высоте, и др.

Для небольших солнечных установок (70-1000 кВт), работающих по циклу Ренкина при температурах 575-657 К, рекомендуют в качестве теплоносителя толуол, который с учетом стабильности, доступности и стоимости обеспечивает наилучшие показатели (КПД 24%). Однако пожароопасность этого теплоносителя, безусловно, должна учитываться при проектировании и эксплуатации оборудования. В качестве теплоносителя первого контура предложено также использовать стабильное до 400 С Масло на кремнийорганической основе, SYLTHERM 800.

Разработчики солнечных электростанций ищут пути повышения их эффективности и в направлении совершенствования параметров термодинамического цикла. Так, например, предложена схема термодинамического преобразования солнечной энергии, заключающаяся в использовании двух гелиосистем, первая из которых обеспечивает ~ 40% подводимого в цикл тепла на уровне температуры испарения рабочего тела, а вторая вырабатывает тепло более высокого потенциала для пароперегревателей. Эксплуатация элементов преобразования лучистого потока на оптимальном уровне температур должна способствовать снижению потерь в окружающую среду и повышению эксергетического КПД. Сравнительная оценка показателей различных типов СЭС с циклом Ренкина позволила сделать вывод о нецелесообразности повышения температуры подвода тепла в цикл больше 500 С при отсутствии топливного дублера вследствие резкого снижения КПД центрального приемника (ЦП). Здесь же отмечена перспективность вариантов с солевыми теплоносителем в первом контуре.

Каждая из тепловых схем действующих СЭС обладает своими отличительными признаками и особенностями. На пяти из них применена одноконтурная схема с водяным паром в качестве теплоносителя и рабочего тела. Режимы работы таких станций, как и двухконтурных, будут иметь между собой много общего.


Режим работы СЭС

Возможные режимы работы СЭС с использованием в качестве теплоаккумулирующей среды расплавленной соли (как наиболее перспективного, на наш взгляд, теплоносителя) проиллюстрированы на рис на примере станции CESA-1. В варианте 1 весь пар, вырабатываемый в приемнике, направляется в турбину. В варианте 2 весь получаемый пар используется для нагрева соли в системе аккумулирования. В варианте 3, когда уровень инсоляции недостаточен для выработки пара в приемнике, турбина работает от пара пониженных параметров, получаемого в теплообменнике за счет отвода тепла от расплавленной сопи. В варианте 4 при достаточном уровне солнечной радиации вырабатываемый пар частично подается на турбину, частично в аккумулятор тепла (АТ) на нагрев расплава соли. В варианте 5 зарядки теплоаккумулирующей системы (ТАС) не происходит, а на турбину подается пар одновременно из солнечного парогенератора и из теплообменника системы аккумулирования. В варианте 6 часть пара расходуется на разогрев солевого расплава, часть - подается на турбину. Одновременно с зарядкой аккумулирующей системы происходит ее разрядка с подачей пара пониженных параметров в турбину. И наконец, вариант 7 - При пониженном уровне инсоляции весь вырабатываемый пар идет на разогрев теплоаккумулирующей среды с одновременным разрядом аккумулятора.


Режимы работы солнечных электростанций (СЭС)

Рис.2. Режимы работы солнечных электростанций (СЭС)


Описанные выше возможные режимы работы будут характерны для любой 'чисто солнечной" электростанции с системой аккумулирования. Их основные отличия будут заключаться в параметрах рабочего тела и теплоаккумулирующей среды, а также во временных характеристиках процесса заряд/разряд аккумулятора.

Ниже кратко рассмотрены некоторые отличительные особенности тепловых схем действующих СЭС.



Параметры термодинамического цикла и характеристика основного тепломеханического оборудования действующих СЭС


СЭС Eurelios

В мае 1981 г. в Сицилии (Италия) введена в эксплуатацию первая в мире СЭС с термодинамическим циклом Ренкина электрической мощностью 1 МВт. Поле из 282 гелиостатов общей площадью 6200 обеспечивает тепловой поток на ЦП 4,8 МВт (расчетные условия - полдень, равноденствие, прямая радиация 1000 Вт/м2). ЦП - прямоточный, полостного типа, с диаметром апертуры 4,5 м установлен на башне высотой 55 м. Использован термодинамический цикл Ренкина с параметрами пара после приемника 512 С, 6,25 МПа, номинальный расход 4860 кг/ч с резервом до 5346 кг/ч.

В схему цикла включена система теплового аккумулирования общей емкостью 360 кВт•ч, состоящая из двух резервуаров со смесью солей Hitec (60 кВт•ч) и пароводяного аккумулятора (300 кВт•ч), которая обеспечивает 0,5-часовую работу станции при отсутствии Солнца.

Hitec нагревается до 430 С паром от приемника и сохраняется при этой температуре в горячем баке. При включении аккумулятора вода из бака горячей воды нагревается и превращается в пар при 410°С. Давление в баке горячей воды по мере разрядки постепенно уменьшается от 1,9 примерно до 0,7 МПа. Этот бак является частью перового контура. Охлажденный примерно до 275 С расплав соли хранится в баке холодной соли. Для предотвращения переохлаждения и перехода соли в твердую фазу приходится подстраховываться электрическими нагревателями.

Наличие теплообменника соль-вода создает определенные эксплуатационные сложности из-за низких скоростей теплообмена, связанных с очень малыми скоростями потоков. Частично их удалось избежать, применив трехтрубную концентрическую конструкцию теплообменника и некоторые дополнительные конструктивные усовершенствования. Теплоизоляция была максимально усилена, а мощность электронагревателей выбрана минимальной, рассчитанной только на ночной подогрев теплоносителя.

Водяной бак является частью подсистемы термического цикла. Для прокачки расплава сопи из холодного бака в горячий (т.е. цикл зарядки) и наоборот (цикл разрядки) используется система со сжатым азотом. Рабочие температуры расплава - от 240 до 480 С. Предосторожности при пуске требовали исключения загрязнений в том числе влагой, обеспечения нормального плавления, затвердевания и прогрева системы. Большой опыт работы с такими системами практически исключил все технологические трудности. Турбина напрямую соединена с приемником, работающим как прямоточный парогенератор без промежуточных теплообменников, номинальная мощность 1100 кВт с параметрами пара 510°С, 6 МПа. Расход на собственные нужды - 100 кВт. Температура питательной воды на входе парогенератора 36 С, максимальная температура охлаждающей конденсатор воды 25 С. Турбина способна работать как при постоянном давлении, так и при давлении, изменяющемся с нагрузкой.

ЦП (центральный приемник) - полостного типа, имеет прозрачную тепловую изоляцию, препятствующую радиационным потерям. Учитывая значительные тепловые потоки на его поверхности, предусмотрена такая организация циркуляции теплоносителя, при которой пароперегревательные участки расположены в зоне наименьшей тепловой нагрузки. Байпасная система позволяет проверять приемник, отключив его от турбины. Сам по себе паровой цикл включает стандартное оборудование, а турбина заимствована из практики морского судостроения. Турбина допускает лишь кратковременные скачки температуры пара не более 50°С, хотя и они нежелательны. Тем не менее, абсолютное значение этой температуры, если оно достаточно стабильно, может лежать в достаточно широком диапазоне - от 410 до 510 С. Это существенно при совместной работе с теплоаккумулятором, максимальная температура пара от которого 430 С. В добавление к дублированным системам электропитания для питательных насосов была разработана отдельная аварийная система для защиты приемника непосредственно путем запитывания его водой в течение 30 мин без какой-либо электроэнергии. Основными компонентами этой системы являются:

  • 300-литровый бак, обеспечивающий резерв воды приблизительно на 0,5 ч;
  • три баллона по 500 л каждый, наполненных газом под давлением в 20 МПа, что достаточно для подачи воды, содержащейся в баке, в приемник;
  • клапан для автоматического снижения давления, чтобы позволить передачу газа в водяной бак при давлении ~ 0,9 МПа;
  • соленоидный клапан, целиком закрытый во время нормального прогона, отделяющий газ от водяного бака.


СЭС CRS

Проект СЭС СRS электрической мощностью 500 кВт разработан Международным агентством энергетики с участием девяти стран: Австрии, Бельгии, ФРГ, Греции, Испании, Италии, Швеции, Швейцарии и США.

Поле из 93 гелиостатов по 39,3 м каждый расположено к северу от стальной урагано- и сейсмостойкой башни высотой 43 м, на которой установлен полостной приемник тепловой мощностью 2,7 МВт. Уникальной особенностью данного проекта является использование жидкого натрия в качестве теплоносителя, снимающего тепло с приемника радиации. Задняя стенка приемника представляет собой полуцилиндр с трубами из аустенитной стали активной площадью 17 м2, по которым циркулирует жидкий натрий. На входе в приемник его температура составляет 270°С, на выходе из приемника 570°С. Расход натрия 7,3 кг/с, концентрация излучения 400. После запуска станции в сентябре 1981 г. имели место утечки теплоносителя и неполадки в турбине. Тепловой поток на теплообменной панели имеет среднее значение ~ 164 кВт/м2 и достигает отдельных пиковых значений до 600 кВт/м2. Полость приемника открывается шестиугольной апертурой площадью 9,7 м2. В тепловом аккумуляторе емкостью 1 МВт * ч используется 70 м3 горячего жидкого натрия, что достаточно для 2-часовой работы станции без прихода солнечной радиации. Аккумулятор состоит из двух баков; горячего из аустенитной стали (температура натрия 530 С) и холодного (270 С) из углеродистой стали. В контуре парогенератора циркулирует вода и перегретый пар, получаемый за счет теплообмена с внешним потоком жидкого натрия. Теплообменная поверхность 14,7 м2, что достаточно для передачи тепловой мощности 2,2 МВт и получения перегретого пара с параметрами 525 С, 10,5 МПа. Пар подается в пятицилиндровую турбину мощностью с КПД 28% при 1000 об/мин и давлении сброса 0,03 МПа. Ожидаемый термодинамический КПД 26%, полный 14,1%. Станция предназначена для работы при температуре от -3,5 до +43 С и интенсивности солнечного излучения от 300 до 1100 Вт/м2.

При предварительном анализе системы отвода тепла от центрального приемника полостного типа рассматривался ряд вариантов организации циркуляции теплоносителя в ЦП (центральный приемник):

  • естественная циркуляция на испарительном участке - барабан расположен на башне на одном уровне с лучевоспринимающими панелями;
  • прямоточный парогенератор;
  • принудительная циркуляция контура испарения - барабан расположен на промежуточном уровне.

Поскольку вариант 1 значительно утяжеляет конструкцию приемника радиации и не позволяет гарантировать стабильный режим циркуляции, а вариант 2 требует сложной системы регулирования, был выбран вариант 3.


СЭС Sunshine

Электрическая мощность станции 1,0 МВт. Рабочее тело приемника - насыщенный водяной пар, теплоаккумулирующая среда - вода под давлением, привод электрогенератора - паровая турбина.

СЭС имеет 807 плоских гелиостатов размером 4x4 м, суммарную площадь зеркал 12 912 м2, парогенератор - с естественной циркуляцией. На выходе парогенератора получают 9200 кг/ч пара с параметрами 3,9 МПа, 250°С. Аккумулятор тепла с насыщенной водой рассчитан на рабочее давление 1,2-3,9 МПа при емкости 5x60 м3.

На вход турбины поступает 7940 кг/ч пара 1,18 МПа, 187°С при номинальной мощности 1000 МВт. Ресурс системы аккумулирования 3 МВт • ч, т.е. 3-часовое аккумулирование. ЦП, находящийся на вершине стальной башни высотой 69 м, полостного типа имеет конический теплообменник и цилиндрическую наружную стенку. Полость имеет вертикальную ось и круглую апертуру диаметром 8,5 м, ориентированную по направлению к поверхности Земли. Насыщенный пар из приемника подается в теплоаккумулирующую систему, содержащую пять паровых аккумуляторов. Каждый из них - это находящийся под давлением бак объемом 60 м3 с максимальным давлением 4 МПа. Из аккумулирующей системы пар подается в паровую турбину импульсного типа. Давление пара на входе в турбину поддерживается постоянным насосом, установленным на выходе из аккумулятора. Пар после турбины попадает в конденсатор, охлаждаемый морской водой.

КПД турбины и генератора 16,8%, полная эффективность станции при расчетных условиях 10,3%; станция вырабатывает 1,0 МВт мощности при приходе на гелиостаты лучистого потока, равного 9684 кВт.


СЭС в Барстоу

СЭС электрической мощностью 10 МВт запущена в апреле 1982 г. и в настоящее время является самой мощной из существующих в мире солнечных электростанций. Поле из 1818 гелиостатов по 41 м2 каждый имеет несимметричную круговую конфигурацию с радиально-шахматным расположением с размерами 685 х 585 м. При прямой радиации 917 Вт/м2 оно должно обеспечить тепловой поток на ЦП в 34,1 Мвт, при этом тепловые потери с Приемника равны 4,7 Мвт. Параметры рабочего тела (перегретый пар) на входе в турбину 10,5 МПа, 515 С, расход электроэнергии на собственные нужды 1,7 МВт. ЦП радиации тепловой мощностью 40 МВт - кругового облучения, расположен на стальной решетчатой башне высотой 86 м. Он состоит из собранных в цилиндр 24 вертикальных трубчатых панелей из сплава инкаллой (внутренний диаметр 0,6, внешний 1,25 см). Диаметр приемника 7, высота 13,5 м. Теплообменные панели покрыты черным нагревостойким покрытием Pitomark, средний тепловой поток на приемнике 140 кВт/м2; пиковые значения до 350 кВт/м2.

Процесс термодинамического преобразования включает в себя этапы передачи тепла в масляно-галечный аккумулятор и отвода тепла из аккумулятора в цикл Ренкина, при использовании контуров циркуляции с теплоносителем Caloria НТ-43 (высокотемпературное нефтяное масло) и ряда теплообменников (конденсатор, охладитель, экономайзер, испаритель и пароперегреватель). При проектировании теплообменников принимался во внимание как ряд требований стандартов, так и ограничения, специфичные для СЭС (30-летний срок эксплуатации, работа на переменных нагрузках, минимизация стоимости путем использования компонентов серийно выпускаемого оборудования, возможность перехода к аккумуляторам большей емкости.

Система аккумулирования тепла - засыпка из гравия и песка с заливкой маслом (Caloria НТ-43), соотношение песка и гравия 1:2. Аккумулятор - в виде цилиндра, диаметр 19,2, высота 13,4 м. Высота засыпки 12,5 м, плотность засыпки 2700 кг/м3. Параметры пара на входе в аккумулятор 495 С, 4,57-6,68 МПа. При разряде аккумулятора турбина работает на паре 275 С, 2,75 МПа с расходом 47,6 т/ч, так как при более высоких температурах разлагается масло теплоаккумулятора.

В номинальном режиме перегретый пар от приемника подается прямо в турбину. В режиме теппоаккумулирования перегретый пар охлаждается до насыщения и направляется в теплообменник, в котором нагревается холодное теплоаккумулирующее масло. В ходе разряда масло откачивается из верхнего объема бака-аккумулятора через отдельный теплообменник, в котором получается водяной пар, а холодное масло вновь закачивается в нижнюю часть аккумулятора. Емкость ТАС составляет 28 МВт • ч, т.е. позволяет станции работать 4 ч при нормальной электрической мощности 7 МВт, тепловые потери 2% в сутки. Привод генератора - паровая двухцилиндровая турбина с четырьмя нерегулируемыми отборами мощностью 12,5 МВт (фирмы General Electric, США) с двумя входами: для пара высоких параметров непосредственно от приемника и для пара низких параметров от теплоаккумулятора. Электрическая мощность на паре высоких параметров 12,5 МВт, на паре низких параметров 8,5 МВт. Приемник солнечного излучения и система теппоаккумулирования разработаны фирмой Rocketdyne (США), паровая турбина - General Electric. На выработку первого миллиона киловатт-часов требовалось 9 мес., а на выработку второго миллиона - меньше 3 мес. Максимальная дневная чистая выработка была достигнута в марте 1983 г. и составляла 58 617 кВт • ч (или 5,8 ч работы при максимальной мощности). Номинальный уровень электрической мощности 10 МВт был превышен. Абсолютный максимум составлял 11,4 МВт, из которых 10,4 МВт были отданы в сеть, а 1 МВт потреблен на собственные нужды станции.

Превзойдена также запланированная электрическая мощность 7 МВт при работе только от системы теплового аккумулирования. Абсолютный максимум составил 8,2 МВт, из которых 7,3 МВт были выданы в энергосистему. Аккумулятор испытан также на ресурс выработки пара непрерывно в течение 16 ч при средней выработке электричества на уровне 1 МВт.

В период проектирования предполагалось, что станция должна сохранять работоспособность в интервале электрических мощностей от 10 до 2 МВт. Однако при эксплуатации было выяснено, что станция является работоспособной и при значительно меньших уровнях мощности, вплоть до чистой выработки в 500 кВт, а также при очень низких уровнях радиации, вплоть до 300 Вт/м2, хотя минимальное расчетное значение принималось 450 Вт/м2.

Испытана также система аккумулирования. Получены данные о существовании эффекта Thermocline, который сохранялся в течение многих дней. Перепад температур достигал 90 С на протяжении 17% глубины бака. Теплопотери от высокотемпературного бака с расплавом оказались несущественными: за 12 дней температура снизилась всего на 4 С. Переменный приход радиации и связанные с этим переменные условия выработки тепла, присущие пока только солнечным станциям, заставили сосредоточить особое внимание на контроле режимов.

В непрерывном режиме удалось контролировать температуру пара до ±1,1°С, что значительно превышает допуск на входе в турбину (±14 С). Перекрывание диска Солнца облаками на время до 3 мин не приводило к существенному падению температуры приемника и давления пара. Аналогичную точность контроля осуществили и на контуре теплоаккумулятора. Достаточно развитая и сложная контрольно-управляющая система режимами работы станции позволила осуществить работу СЭС в полностью ручном, полуавтоматическом и полностью автоматическом режиме. Последний проходит пока лишь предварительные испытания.

Система автоматической регистрации и обработки параметров работает на ЭВМ по 4000 каналам и фиксирует расходы, температуру, давление, механические напряжения, лучистый поток, мощность, а также атмосферные условия на шести гелиостатах в разных частях поля.

Зарегистрирована периодическая разгерметизация контура на уровне центрального приемника (ЦП), что объясняется значительными температурными напряжениями при пусках и остановах. С целью снижения нагрузок была предложена модификация графика вывода на режим; рассматривается также использование АТ для поддержания температуры ЦП в ночное время.

Дальнейшие шаги предусматривают повышение автоматизации контроля, что позволит высвободить операторов. Па первом этапе предусмотрена автоматизация выпуска котла по сокращенному циклу, который укоротится с 45 до 12 мин. Второй этап - полная автоматизация всех процессов и режимов работы станции.


СЭС THEMIS

Главной технической особенностью станции электрической мощностью 2,5 МВт является выбор расплава солей Hitec в качестве теплоносителя ЦП и теплоаккумулирующей среды. На приемник направляется излучение от 201 гелиостата фирмы Celhel площадью каждого ~ 50 м2. Центральный приемник (ЦП) - полостной, кубической формы с апертурой 4 х 4 м и глубиной 3,5 м установлен на сплошной башне высотой 101,5 м. Полость отклонена на 30° от вертикали. Внутренние стенки полости заполнены теплообменными панелями из сварных труб нержавеющей стали с внутренним диаметром 15,2 и наружным 18 мм. Эти панели покрыты черной нагревостойкой краской Piromark. Задняя панель несет основную тепловую нагрузку ~ средний поток до 390, а пиковые значения - до 800 кВт/м2.

Расплав сопи принудительно прокачивается через ЦП, причем температура расплава на входе 250, на выходе 450 С. Система теплоаккумулирования состоит из двух баков по 300 м3 каждый и содержит 500 т расплава. Горячий расплав из ЦП попадает прямо в горячий бак. Парогенератор обогревается горячим расплавом, откачиваемым из горячего бака (450°С) и после теплообменника направляемым в холодный бак (250 С). Полная запасаемая тепловая энергия аккумулятора 40 ООО кВт•ч, что достаточно для работы станции в течение 5 ч при электрической мощности 2 МВт. Парогенератор выдает перегретый пар с параметрами 430 С, 5 МПа; номинальная мощность турбогенератора 2,5 МВт. Тепловая мощность СЭС 9,0 МВт. Конденсатор охлаждается с помощью сухой градирни. КПД цикла Ренкина в системе турбина - генератор 28%. Еще одной принципиальной особенностью проекта THEMIS является наличие второй независимой системы подогрева, состоящей из 11 параболических концентраторов по 75 м2 каждый. Тепло, собираемое на концентраторах, передается на СЭС вспомогательным масляным контуром, включающим бак объемом 80 м3 для хранения масла. Эта дополнительная система призвана решить сразу несколько задач: подогрев на всем протяжении контура солевого расплава (выше 200°С), предварительный подогрев питающей парогенератор воды, первоначальное расплавление Hitec, а также обогрев зданий станции в зимний период.


СЭС CESA-1

Тепловая мощность станции 8 МВт, электрическая 1 МВт. Тепловой поток, подаваемый на ЦП полостного типа, расположенный на башне высотой 85 м, меняется от 5576 кВт (10 ч утра зимнего солнцестояния) по 7677 кВт (12 ч для равноденствия). ЦП имеет принудительную циркуляцию с производительностью до 6110 кг водяного пара в час; параметры пара на выходе 525 С, 9,8 МПа. Внутри полости расположены три испарительно-теплообменные панели из углеродистой стали (А-106 GRB) с обшей поглощающей поверхностью 48,6 м2 и пароперегревательные панели с поглощающей поверхностью 346 м2. Они образованы трубами, расположенными впереди испарительных панелей.

Трубы изготовлены из железистой стали и покрыты черной краской Piromark, которая сохраняет свои свойства до максимальных температур, нагрева, равных 579 С. Максимальный тепловой поток через испарительные панели 396 кВт/м2 в расчетной точке и 561 кВт/м2 при максимальной инсоляции; через пароперегревательные панели, соответственно, 310 и 372 кВт/м2. Время выхода на режим всей системы ЦП 6 ч из холодного состояния и 1 ч 17 мин - из теплого. Перегретый пар либо подается прямо в турбину, либо направляется для "зарядки" теплового аккумулятора, его тепловая емкость 159 900 кВт*ч, что соответствует электрической отдаче 3360 кВт*ч или 4 ч работы на уровне мощности несколько ниже номинала - 840 кВт. При 3,5-часовой работе разряд аккумулятора обеспечивает полную мощность станции. Система аккумулирования содержит два бака общим объемом 400 м с расплавом солей Hitec, с температурой плавления 142,2 С, температура в горячем баке 340 С за счет охлаждения и конденсации пара, выходящего из ЦП. Температура в холодном баке 220°С. При перекачке расплава из горячего бака в холодный во втором парогенераторе система аккумулирования обеспечивает получение пара более низких параметров (330 С, 1,55 МПа). Узел выработки электроэнергии включает многоступенчатую конденсационную паровую турбину с двумя входами пара - высоких и пониженных параметров.


СЭС-5

В сентябре 1985 г. был осуществлен пуск первой очереди станции СЭС-5 в Крыму, принципиальная тепловая схема пускового комплекса которой представлена на рис.3.


Принципиальная схема станции СЭС-5

Рис.3. Принципиальная схема станции СЭС-5 с ПВА
1 - гелиостаты; 2 - СПГ; 3 - ПВА;
4
- зарядный паропровод; 5,6 - разрядные паропроводы;
7,8 - части высокого и низкого давления паровой турбины;
9 - пароперегреватель; 10 - электрогенератор; 11 - конденсатор;
12 - насос основного конденсата; 13 - бак холодного конденсата;
14 - конденсатный насос;
15 - система регенеративного подогрева и деаэрации питательной воды.


Для обеспечения своевременного пуска станции в пусковой комплекс вместо пароводяного аккумулятора тепла емкостью 500 м3 был включен опытный тепловой аккумулятор полезным объемом 70 на максимальное рабочее давление 4 МПа. Ниже приводится описание работы СЭС-5 с установленным на ней тепломеханическим оборудованием.

Опытный пароводяной аккумулятор тепла предназначен для прогрева СПГ и турбины с кратковременной (в течение 1 ч) подачей пара на турбину в период снижения интенсивности солнечной радиации. В связи с недостаточно высоким качеством питательной воды и отсутствием опыта эксплуатации солнечного парогенератора на период пуска опытный аккумулятор использовался в качестве дополнительного барабана СПГ, что обеспечивало постоянную работу СПГ через аккумулятор на турбину, т.е. совмещение во времени режимов заряда и разряда. При этом возможны следующие варианты работы СЭС.

Перед пуском СЭС из холодного состояния, например утром, предусмотрен прогрев СПГ 2, деаэратора 15, и возможно, турбины 7,8 от электропаровых котлов. Кроме того, если пароводяной аккумулятор тепла (ПВА) 3 находится в заряженном состоянии, он также используется для этой цели. Поэтому непосредственно при пуске СЭС-5 пароводяной аккумулятор тепла, как правило, разряжен. Когда появляется пар из СПГ 2 он сразу направляется по зарядному паропроводу 4 в пароводяной аккумулятор тепла (ПВА) 3.

По мере повышения параметров пара, подаваемого из СПГ, растут и параметры воды в ПВА. При этом пар из ПВА на турбину не поступает или подается расход существенно меньше, чем поступает пар в ПВА из СПГ. Когда параметры в ПВА достигнут величин, близких номинальному значению пара СПГ, открывается соответствующая арматура и пар по разрядному паропроводу 5 поступает в часть высокого давления турбины 7. При понижении давления в пароводяном аккумуляторе тепла до 1,2 МПа выход ПВА переключается на паропровод 6, по которому пар поступает на пароперегреватель 9 и далее в часть низкого давления турбины 8. Конденсат пара ПВА, отработавшего в турбине, накапливается в баке 14 или баке деаэратора 15. Объем конденсата за полный цикл разряда не превышает 20 м.

Если в процессе работы СЭС-5 уменьшается интенсивность солнечной радиации, то происходит снижение расхода и параметров пара, поступающего из СПГ на ПВА. При этом одновременно начинается разряд пароводяного аккумулятора тепла и соответствующее Понижение параметров, воды, запасенной в его объеме. Суммарный расход пара из солнечного парогенератора и ПВА обеспечивает некоторую стабилизацию мощности турбины. При глубоком разряде, когда давление в аккумуляторе снижается до 1,3 МПа, осуществляется переключение его на часть низкого давления турбины 8 через сепаратор-пароперегреватель 9. Когда интенсивность солнечной радиации возрастает, происходит подзаряд ПВА и одновременное повышение параметров пара, подаваемого из солнечного парогенератора. При полностью подзаряженном ПВА он переходит опять в режим работы барабана-сепаратора.

Размеры цилиндрического корпуса пароводяного аккумулятора тепла: диаметр 3 м, длина 10,3 м, объем 72 м3. Для заряда может быть использован насыщенный пар с параметрами 4 МПа, 250 С от солнечного парогенератора максимальной паропроизводительностью 28 т/ч.