基于显热和相变潜热复合储能的太阳能热发电系统

摘要

本发明涉及基于显热和相变潜热复合储能的太阳能热发电系统，属于太阳能热发电技术领域。包括太阳能收集储存回路和热功转化循环回路。太阳能收集储存回路主要由太阳能集热和蓄热单元组成，包括太阳能集热场、高温蓄热罐，低温蓄热罐和相变材料。其中相变材料放置于高温蓄热罐中。热功转化循环回路包括高压级膨胀机，低压级膨胀机，阀门，混合器，冷凝器，第一预热器，第二预热器和蒸发器。本发明具有4种工作模式，分别为太阳能集热发电模式和三级放热发电模式。本发明技术方案将显热蓄热和相变蓄热有机结合，极大提高了系统的蓄热能力和热发电的稳定性，可有效解决现有相变蓄热技术在太阳能热发电领域尤其是直接膨胀式发电领域存在的问题。

说明书

技术领域

本发明属于太阳能热发电技术领域，具体涉及一种基于显热和相变潜热复合储能的太阳能热发电系统。

背景技术

直膨式太阳能热发电技术正迅速发展，在抛物槽式聚光、菲涅耳聚光和塔式聚光技术领域均有示范和商业化系统。直膨式太阳能热发电系统采用廉价环保的水工质作为集热介质。水气化潜热大，使得集热场的平均吸热温度高，利于获得较高的热功转换效率。现阶段商业化的直膨式太阳能热发电系统通常采用蓄热水罐作为储能手段。常规蓄热水罐释热发电的过程中，温度和压力不稳定，会随着放热时间而降低，热力循环处于变工况运行，效率不高。集热场一般仅产出饱和蒸汽，且不设置长时间的大规模储热系统，需要增加化石能源补燃系统才可满足汽轮机发电系统的稳定性和可调节性需求，发展受限。相变材料具有单位质量（体积）蓄热量大、温度波动小（储、放热过程近似等温）、化学稳定性好和安全性好等特点，在太阳能热发电领域尤其是直膨式技术领域的应用前景良好。相变材料的储热密度是显热储热的10 倍或者更高。将相变材料与直膨式太阳能热发电系统相结合，可以在给定的蓄热罐体积下，提高系统的蓄热发电能力，同时利于维持热力循环的热源温度稳定。

理论上，采用相变材料蓄热的直膨式太阳能热发电系统在集热场温度为300℃的热功转换效率与传统采用导热油蓄热的系统效率相当（约为30%），但后者的集热温度高于400℃。相比于导热油，水的粘度低，价格低、不易裂解、更换成本低、循环泵功耗低，可与相变材料有机结合，为相变材料提供所需热量。但若应用于实际的直膨式太阳热发电系统，相变材料仍面临着巨大挑战：

首先，在放热发电过程中蓄热罐温度和压力会显著降低。相变材料通过壁面与来自集热场的水/蒸汽进行换热，相变材料的导热系数低，在相变过程中的传热性能差。在实际应用中一般需要添加高导热系数的材料，如铜粉，铝粉，石墨等。或增大换热面积，如采用翅片换热器，增大相变材料单元的比表面积等。但这些强化传热的方法都不能从根本上解决相变材料热导率低的问题。在放热发电过程中，相变材料从液态变为固态。固态相变材料不断附着在壁面上，厚度增加，由于固态相变材料导热系数低，液态相变材料与水的传热热阻增加。比如，在给定蓄热罐容积和相变单元结构条件下，假设相变材料的相变温度为250℃, 热力循环额定输入热量为Q（MW），在放热的初始阶段，释放热量Q所对应的水温为240℃，那么在放热的末尾阶段，传热热阻增加，释放热量Q所对应的水温有可能为210℃或更低。为了保证发电循环在额定工况附近稳定运行，汽轮机进口的设计温度应低于210℃，否则相变材料储存的热量将难以完全释放或发电循环难以维持在额定工况运行，造成能量损失。在250℃的相变温度下，如果汽轮机进口的设计温度只有210℃或更低，那么热力循环效率偏低，从而不利于缩短太阳能热发电系统的投资回收期。

其次，在相变材料吸热过程中蓄热罐的温度和压力也会波动。太阳辐照强度随时间变化，集热场收集的热量也会随之改变。假设辐照强度为700W/m

针对以上问题，本发明提出一种基于显热和相变潜热复合储能的太阳能热发电系统，将显热蓄热和相变蓄热有机结合，保证蓄热罐和热力循环高效稳定运行。

发明内容

为了进一步提高相变蓄热式太阳能热发电系统的热力学性能和技术可行性，本发明提供一种基于显热和相变潜热复合储能的太阳能热发电系统。

基于显热和相变潜热复合储能的太阳能热发电系统，包括太阳能收集储存回路和热功转化循环回路。

所述太阳能收集储存回路包括高温蓄热罐11、相变材料12，第一高温泵13，低温蓄热罐14、低温泵15、第二高温泵16和太阳能集热场17；所述高温蓄热罐11内装填有相变材料12，相变材料12的体积占高温蓄热罐11体积的30%～70%，相变材料12的相变温度为210～400℃；太阳能收集储存回路中为传热介质；

所述热功转化循环回路包括高压级膨胀机21、混合器22、低压级膨胀机23、冷凝器24、低温工质泵25和第一预热器26，高温工质泵27，第二预热器28，蒸发器29；所述第一预热器26、第二预热器28和蒸发器29均分别包括并列的传热一侧和工质一侧；热功转化循环回路中为工质；

所述高温蓄热罐11中传热介质的工作温度为200～400℃，低温蓄热罐14中传热介质的工作温度为30～170℃；所述太阳能集热场17出口的传热介质的气态质量分数为5%～95%；

所述太阳能热发电系统具有4种工作模式；

太阳能集热发电模式时，太阳能集热场17、高温蓄热罐11、第一高温泵13、低温蓄热罐14、高压级膨胀机21、混合器22、低压级膨胀机23、冷凝器24、低温工质泵25和蒸发器29参与工作；

一级放热发电模式时，高温蓄热罐11、第一高温泵13、高压级膨胀机21、混合器22、低压级膨胀机23、冷凝器24、低温工质泵25和蒸发器29参与工作；

二级放热发电模式时，高温蓄热罐11、第一高温泵13、高压级膨胀机21、混合器22、低压级膨胀机23、冷凝器24、低温工质泵25、第一预热器26、高温工质泵27、第二预热器28和蒸发器29参与工作；

三级放热发电模式时，高温蓄热罐11、低温蓄热罐14、混合器22、低压级膨胀机23、冷凝器24、低温工质泵25、第一预热器26和第二预热器28参与工作。

进一步限定的技术方案如下：

所述高温蓄热罐11的底部出口通过管道依次串联着第一预热器26的传热一侧、第二预热器28的传热一侧、低温蓄热罐14和低温泵15的进口，低温泵15的出口通过三通管分别连通着太阳能集热场17的进口和第二高温泵16的出口；太阳能集热场17的出口连通着高温蓄热罐11顶部进口，第二高温泵16的进口连通着高温蓄热罐11的底部出口；高温蓄热罐11上部一侧进口和下部一侧出口之间串联着蒸发器29和第一高温泵13；

所述高压级膨胀机21的进口依次串联着蒸发器29的工质一侧、第二预热器28的工质一侧和高温工质泵27的出口，高温工质泵27的进口连通着混合器22第一出口，高压级膨胀机21的出口连通着混合器22第一进口；所述低压级膨胀机23的出口依次串联着冷凝器24、低温工质泵25和第一预热器26的工质一侧的进口，第一预热器26的工质一侧的出口连通着混合器22的第二进口，混合器22的第二出口连通着低压级膨胀机23的进口；

低温工质泵25的出口和第一预热器26的工质一侧的进口之间串联着第一阀门31，低温工质泵25的出口和混合器22第二进口之间串联着第二阀门32；第二预热器28的工质一侧进口和高温工质泵27的出口之间串联着第三阀门33，高温工质泵27的出口和蒸发器29的工质一侧进口之间串联着第四阀门34。

所述太阳能集热场17为抛物面槽式集热场、线性菲涅尔集热场、塔式集热场中的一种。

所述传热介质为水、导热油中的一种。

所述相变材料12为无机盐相变材料，所述无机盐相变材料为硝酸锂无机盐，硝酸钠-硝酸钙二元混合无机盐、碳酸钠-氯化钠-碳酸钾三元混合无机盐、碳酸钠-氯化钠-氯化钾-碳酸钾四元混合无机盐中的一种。

所述工质为水、甲苯、苯、戊烷、八甲基环四硅氧烷（分子式C

本发明与现有技术相比的有益技术效果主要体现在以下两个方面：

1.创新性地将双罐显热储热和相变材料蓄热有机结合，复合储能。单罐显热储热和相变材料蓄热相结合的技术方案已有报告，包括将相变材料放置于斜温层蓄热油/熔盐罐中，以及将相变材料放置于压力水/蒸汽储热罐中。由于单罐系统中，传热介质（水，导热油，熔盐等）的质量相对恒定，在白天吸热过程中，罐体内传热介质的温度会随着太阳辐照强度和集热量变化而改变。而在阴天或夜间蓄热罐放热时，罐体内传热介质的温度和压力会逐渐降低。因此目前相变材料应用于太阳能热发电系统尤其是直接膨胀式系统所存在的问题，无法通过单罐显热储热和相变材料蓄热相结合的技术方案加以解决。而本发明提出的双罐显热储热和相变材料蓄热相结合的复合储能技术方案，在已有文献或专利中，尚未见报道。

这种创新性的技术方案可有效解决相变材料充放热过程中罐体中传热介质温度和压力波动的难题。在白天吸热过程中，低温蓄热罐14中的传热介质通过集热场17流入高温蓄热罐11，传热介质的流量可根据太阳辐照强弱和低温泵15进行调整，辐照强度越大，流量越大，这可保证高温蓄热罐11中传热介质的温度恒定，同时不浪费太阳能资源。比如假设辐照强度为700W/m

2.本发明具有独特的三级放热发电模式，分别为：（一）依靠相变材料单元12释放的热量驱动热力循环；（二）依靠相变材料单元12的相变潜热和传热介质的显热热量驱动热力循环；（三）依靠传热介质的显热热量驱动热力循环。以上单个子模式的技术方案已见报告，如放热模式（三）可见于发明申请CN201710608229.7。但是，同时具有以上三级放热发电模式的太阳能热发电系统，尚未见报道。

这种独特的放热发电模式，有效提高了系统的蓄热发电能力。在给定高温蓄热罐容积的条件下，本发明的技术方案相比于传统基于相变材料蓄热的技术方案，具有更高的蓄热发电能力。对于传统的相变材料蓄热罐，相变单元不能完全占满蓄热罐空间，单元间也具有空隙，相变单元的体积比例一般为50%左右。由于技术原因，传统相变材料蓄热罐难以利用传热介质的显热进行发电。而对于本发明技术方案，高温蓄热罐11和低温蓄热罐14之间的温差可达200℃或更高，传热介质可释放的显热量巨大，并通过低压汽轮机23转换成技术功，因此蓄热发电能力更高。同时，本发明的技术方案相比于不带相变材料的双罐蓄热方案（如CN201710608229.7），也具有更高的蓄热发电能力。原因在于相变材料单位容积的蓄热密度大，相变过程中温度相对恒定，这使得放热过程中，可释放的热量大，热力循环的效率高（高于仅利用低压级膨胀机发电的热力循环的效率）。

附图说明

图1为本发明结构示意图。

图2为太阳能集热发电模式流程图。

图3为混合器的一种设计方式图。

图4为第一级放热发电模式流程图。

图5为第二级放热发电模式流程图。

图6为第三级放热发电模式流程图。

上图中序号：高温蓄热罐11、相变材料12，第一高温泵13，低温蓄热罐14、低温泵15、第二高温泵16和太阳能集热场17，高压级膨胀机21、混合器22、低压级膨胀机23、冷凝器24、低温工质泵25和第一预热器26，高温工质泵27，第二预热器28，蒸发器29，第一阀门31，第二阀门32，第三阀门33，第四阀门34。

具体实施方式

下面结合附图，通过实施例对本发明作进一步地描述。

参见图1，基于显热和相变潜热复合储能的太阳能热发电系统包括太阳能收集储存回路和热功转化循环回路。

太阳能收集储存回路包括高温蓄热罐11、相变材料12，第一高温泵13，低温蓄热罐14、低温泵15、第二高温泵16和太阳能集热场17。高温蓄热罐11内装填有相变材料12，相变材料12为无机盐，具体为硝酸锂，熔点为255℃。相变材料12的体积占高温蓄热罐11体积的30%～70%，相变材料12的相变温度为255℃。太阳能收集储存回路中为传热介质，传热介质为水。太阳能集热场17为抛物面槽式集热场。

参见图1，太阳能收集储存回路的具体结构说明如下：高温蓄热罐11的底部出口通过管道依次串联着第一预热器26的传热一侧、第二预热器28的传热一侧、低温蓄热罐14和低温泵15的进口，低温泵15的出口通过三通管分别连通着太阳能集热场17的进口和第二高温泵16的出口；太阳能集热场17的出口连通着高温蓄热罐11顶部进口，第二高温泵16的进口连通着高温蓄热罐11的底部出口；高温蓄热罐11上部一侧进口和下部一侧出口之间串联着蒸发器29和第一高温泵13。

热功转化循环回路包括高压级膨胀机21、混合器22、低压级膨胀机23、冷凝器24、低温工质泵25和第一预热器26，高温工质泵27，第二预热器28，蒸发器29。第一预热器26、第二预热器28和蒸发器29均分别包括并列的传热一侧和工质一侧。热功转化循环回路中为工质，工质为苯。

热功转化循环回路的具体结构说明如下：高压级膨胀机21的进口依次串联着蒸发器29的工质一侧、第二预热器28的工质一侧和高温工质泵27的出口，高温工质泵27的进口连通着混合器22第一出口，高压级膨胀机21的出口连通着混合器22第一进口；所述低压级膨胀机23的出口依次串联着冷凝器24、低温工质泵25和第一预热器26的工质一侧的进口，第一预热器26的工质一侧的出口连通着混合器22的第二进口，混合器22的第二出口连通着低压级膨胀机23的进口；

低温工质泵25的出口和第一预热器26的工质一侧的进口之间串联着第一阀门31，低温工质泵25的出口和混合器22第二进口之间串联着第二阀门32；第二预热器28的工质一侧进口和高温工质泵27的出口之间串联着第三阀门33，高温工质泵27的出口和蒸发器29的工质一侧进口之间串联着第四阀门34。

本发明提出的太阳能热发电系统具有4种工作模式，分别为太阳能集热发电模式和三级放热发电模式，具体工作原理说明如下：

（1）太阳能集热发电模式，如图2所示，加黑实线表示该模式流程。太阳能集热发电模式时，太阳能集热场17、高温蓄热罐11、第一高温泵13、低温蓄热罐14、高压级膨胀机21、混合器22、低压级膨胀机23、冷凝器24、低温工质泵25和蒸发器29参与工作。在太阳辐照充足的条件下，太阳集热、蓄热和热力循环发电同时进行，所有泵均运行。低温泵15和第二高温泵16分别把液态传热介质从低温蓄热罐14和高温蓄热罐11打到集热场17中。低温泵15和第二高温泵16的流量可根据太阳辐照强弱进行调节，目标是保证高温蓄热罐11中的水温度稳定同时充分收集太阳能。正常情况下太阳能集热场17出口的水处于气液两相状态。气液两相状态利于提高水的传热系数，降低集热场热损，同时易于控制。太阳能集热场17出口的气态水在高温蓄热罐11中冷凝，释放的热量可释放给相变材料12和水。水通过第一高温泵13进一步把热量传给热力循环工质苯。热力循环工质通过蒸发器29获取热量并蒸发，气态的苯进入高压级膨胀机21做功，高压级膨胀机21的出口苯进入混合器22中，与来自低温工质泵25和第二阀门32的液态的苯相混合。混合器22出口的液态的苯流入高温工质泵27，加压后的苯通过第四阀门34进入蒸发器29中，重新吸热。混合器22出口的气态的苯进入低压级膨胀机23做功，低压级膨胀机23的出口的苯进入冷凝器24冷凝，液态的苯流入低温工质泵25，加压后的苯通过第二阀门32重新进入混合器22中。混合器的结构如附图3所示。

当傍晚太阳能集热发电模式结束时，高温蓄热罐11中的水将变为液态，同时低温蓄热罐14中的绝大部水通过太阳能集热场17加热和转移至高温蓄热罐11中，为放热发电作准备。

（2）第一级放热发电模式，如图4所示，加黑实线表示该模式流程。第一级放热发电模式下，高温蓄热罐11、第一高温泵13、高压级膨胀机21、混合器22、低压级膨胀机23、冷凝器24、低温工质泵25和蒸发器29参与工作；热力循环需要的热量通过相变材料12的相变潜热获得。由于为放热的初始阶段，相变材料12绝大部分处于液态，与壁面的热阻较小，在给定传热介质温度下，相变材料12释放热量的速率较大，可满足热力循环需要。该模式下太阳能集热场17不工作，热力循环的发电方式与在太阳能集热发电模式下的发电方式相同。热力循环的苯通过蒸发器29获取热量并蒸发，气态的苯进入高压级膨胀机21做功，高压级膨胀机21的出口工质进入混合器22，与来自于低温工质泵25和第二阀门32的液态的苯相混合。混合器22出口的液态的苯流入高温工质泵27，加压后的苯通过第四阀门34进入蒸发器29中，重新吸热。混合器22出口的气态的苯进入低压级膨胀机23做功，低压级膨胀机23的出口的苯进入冷凝器24冷凝，液态的苯流入低温工质泵25，加压后的苯通过第二阀门进入混合器22中。

（3）第二级放热发电模式，如图5所示，加黑实线表示该模式流程。第二级放热发电模式下，高温蓄热罐11、第一高温泵13、高压级膨胀机21、混合器22、低压级膨胀机23、冷凝器24、低温工质泵25、第一预热器26、高温工质泵27、第二预热器28和蒸发器29参与工作；已经有较大比例的相变材料12凝固，增加了与壁面的传热热阻，在给定传热介质温度下，相变材料12释放热量的速率较小，难以满足热力循环需要。此时需要依靠高温蓄热罐11中水的显热热量进行补给。高温蓄热罐11的水通过第一预热器26和第二预热器28流入低温蓄热罐14中，释放的显热热量用于弥补相变材料12释放热量的不足。热力循环气态的苯进入高压级膨胀机21做功，高压级膨胀机21的出口的苯进入混合器22，与来自于低温工质泵25和第二阀门32的液态的苯相混合。混合器22出口的液态的苯流入高温工质泵27，加压后的苯通过第三阀门33进入第二预热器28中，温度升高，然后流入蒸发器29中，进一步蒸发。蒸发器29出口的气态工质进入高压级膨胀机21，重新做功。混合器22出口的气态的苯进入低压级膨胀机23做功，低压级膨胀机23的出口的苯进入冷凝器24冷凝，液态的苯流入低温工质泵25，加压后的苯通过第一阀门31进入第一预热器26中，升温后的苯流入混合器22中。第二级放热发电模式下，低压级膨胀机23处于额定运行工况，高压级膨胀机21输出的功率可低于额定工况（高压级膨胀机21的效率略微降低），热力循环的整体功率输出仍旧可以保持在额定工况80%及以上水平。

（4）第三级放热发电模式，如图6所示，加黑实线表示该模式流程。第三级放热发电模式下，三级放热发电模式时，高温蓄热罐11、低温蓄热罐14、混合器22、低压级膨胀机23、冷凝器24、低温工质泵25、第一预热器26和第二预热器28参与工作；绝大部分相变材料12已凝固，相变潜热已得到充分利用。此时需要完全依靠高温蓄热罐11中水的显热热量进行发电。高温蓄热罐11的水通过第一预热器26流入低温蓄热罐14中，释放的显热热量用于底部热力循环发电。气态的苯进入低压级膨胀机23做功，低压级膨胀机23的出口的苯进入冷凝器24冷凝，液态的苯流入低温工质泵25，加压后的苯通过第一阀门31进入第一预热器26中，并完全蒸发。气态的苯通过混合器22然后重新进入低压级膨胀机23做功。第三级放热发电模式下，低压级膨胀机23处于额定运行工况，高压级膨胀机21不工作。

表1给出了三级放热模式下，每一级的热力循环参数。假设工质为苯（化学式C