槽式太陽能輔助生物質熱電聯產系統熱力學性能分析

薛凱，王義函，陳衡，徐鋼，雷兢

槽式太陽能輔助生物質熱電聯產系統熱力學性能分析

薛凱，王義函，陳衡*，徐鋼，雷兢

（熱電生產過程污染物監測與控制北京市重點實驗室(華北電力大學)，北京市 昌平區 102206）

可再生能源互補熱電聯產系統在區域綜合能源利用領域具有廣闊的應用前景。提出了一種槽式太陽能輔助生物質熱電聯產系統，利用中低溫槽式太陽能加熱導熱油，驅動吸收式熱泵給熱網水預加熱，在生物質燃料與供熱量保持恒定的條件下節省采暖抽汽、增加功率輸出。采用EBSILON Professional軟件對案例機組和集成系統進行建模仿真，在此基礎上分析了系統能流與?損等熱力學特性。結果表明：設計工況下可產生1.78MW·h的太陽能發電量，光電效率為20.06%，光電轉換?效率可達到21.60%。選取5個典型日探討不同輻照條件下的系統性能，結果發現3月21日的太陽輻射與系統性能均為最優。對整個供熱季進行逐時仿真分析，可知供熱期5個月產生太陽能發電量共計1124.30MW·h，平均光電效率為16.49%。

槽式太陽能；生物質熱電聯產；吸收式熱泵；系統集成；熱力學分析

0 引言

由于化石燃料的大量開采和使用，能源短缺和環境污染問題日益嚴峻，開發清潔低碳的先進供能系統已迫在眉睫[1]。習近平總書記在第75屆聯合國大會上鄭重提出“碳達峰、碳中和”目標，發展可再生能源多能互補熱電聯產是實現能源結構轉型的重要舉措[2-3]。可再生能源包括太陽能、風能、水能、生物質能及其他非化石燃料[4]，因其清潔可再生、資源分布廣泛、可分散開發利用等特點[5-6]，適合用作化石燃料的替代能源。

現有國內外諸多團隊致力于可再生能源系統集成研究[7]，普遍認為光伏與集中式太陽能是最具發展與利用前景的可再生能源之一[8-9]。目前已有4種集中式太陽能發電技術趨于成熟，其中拋物槽式已得到廣泛應用[10-12]。為改善太陽能熱發電低效率、高成本的問題，太陽能輔助發電技術引起相關學者的關注[13]。利用太陽能加熱導熱流體，代替部分抽汽來加熱給水，節省的抽汽在汽輪機中繼續膨脹做功[14-17]，帶來的額外發電可被視為太陽能發電量[18]。

生物質約占地球可再生能源的50%，被認為是另一種極具潛力的可再生能源[19]。生物質產品以電、熱為主，歐洲的生物質發電量已達到所有可再生能源發電量的70%[20]。多種轉化技術已被用來獲取生物質能，如燃燒、氣化和熱解等[21]。其中，直接燃燒是生物質轉化利用最廣泛的途徑，占世界能源生產中生物質利用量的97%以上[19]。由于生物質機組具有較高的效率和較低的單位投資成本，在過去十年中受到了廣泛關注，基于生物質燃燒的大中型熱電聯產技術已達到很高的成熟度[22]。

太陽能和生物質的不同性質與優勢為系統集成提供了可能[23]。迄今為止，關于太陽能和生物質的耦合利用已有大量研究。Morais等[24]設計了由太陽能場、生物質燃燒器、有機朗肯循環和吸收式冷卻系統組成的集成系統，以滿足小型工廠的能源需求。Oyekale等[25]對太陽能–生物質熱電聯產機組進行了基于改進?成本計算方法的能效經濟分析。Morrone等[26]研究了基于跨臨界有機朗肯循環的可再生微混合熱電聯產系統的性能，該系統由常規生物質鍋爐和集中式太陽能提供能量。Zhang等[27]提出了太陽能–生物質空間供熱系統，結合了微通道太陽能熱板陣列、生物質鍋爐和專用控制算法。李雪如[28]分析了太陽能集熱系統、蓄熱系統、生物質輔助鍋爐的順序啟動與逆序停止策略，以保證多能源間能量的合理分配。Wu等[29]開發了一種新型的蒸汽/空氣生物質氣化冷熱電聯產系統，利用太陽能產生的高溫蒸汽作為氣化劑來驅動生物質氣化。

太陽能和生物質的耦合利用已得到廣泛研究，但關于太陽能熱利用和具有朗肯循環的生物質熱電聯產系統的集成研究很少。此外，盡管已經有了大量的太陽能與燃煤電站耦合發電的解決方案，但關于太陽能輔助發電技術在生物質電廠的應用研究鮮見報道。由于生物質的獨特性，生物質機組的蒸汽循環不同于燃煤發電機組，因此，有必要探討太陽能輔助發電技術應用于生物質機組的可行性。

基于以上背景，本文提出了一種槽式太陽能輔助生物質熱電聯產系統，從太陽輻射中收集熱量，用于驅動吸收式熱泵給熱網水預熱，節省供熱抽汽以得到更多發電量。通過能量分析和?分析，揭示了提高系統性能的根本原因。此外，還探討了集成系統的日性能和年性能，可為太陽能與生物質能在熱電聯產集成系統中的研究和實際應用提供理論指導。

1 案例機組介紹

本文選取我國西北地區某典型生物質熱電聯產機組為參考案例，系統流程如圖1所示。生物質鍋爐產生的高溫高壓蒸汽經汽輪機做功，在凝汽器中冷凝后依次進入三級低壓加熱器、除氧器、兩級高壓加熱器。在當地供暖期(從11月1日至次年3月31日，共151天)，部分3#抽汽在熱網加熱器中加熱熱網水，用于給當地居民供熱。

圖1 案例生物質機組示意圖

表1、2分別列出了案例機組及其回熱系統的基本參數。在供熱期間采用5.56kg/s的3#抽汽進行區域供熱，將74.91kg/s的熱網回水從50.0℃加熱至99.0℃，向熱用戶提供15.39MW·h的熱量。同時產生的凈發電量為29.98MW·h，生物質消耗量為11.82kg/s。生物質鍋爐的主要原料是玉米秸稈、玉米芯、稻草和稻殼，燃料的平均低位發熱量為9.435MJ/kg。

表1 案例生物質機組基本熱力學參數

表2 案例生物質機組回熱系統基本參數

2 系統建模與仿真

2.1 系統建模

本文采用EBSILON Professional軟件對案例機組和集成系統進行建模仿真，這是一個用于發電領域熱力學建模的軟件。它在保證質量和能量守恒的基礎上使各組件、子系統和全系統保持平衡[30]。在此軟件中，由非線性方程組構建熱力學循環，通過一系列線性方程迭代求解，使用上一步迭代值形成可變系數，當基本變量不再更改時迭代停止。經驗證，該軟件為一種可靠的熱力學建模軟件[31]。根據案例機組的邊界條件，使用EBSILON Professional的內置模塊建立模型，并將計算結果與案例機組的設計數據進行比較分析，結果表明仿真模型準確可靠。

2.2 系統集成

為提高太陽能利用率，利用更多可再生能源來發電和供熱，本文提出一種槽式太陽能輔助生物質熱電聯產系統，流程如圖2所示。

圖2 太陽能輔助生物質熱電聯產系統示意圖

首先，離開太陽能集熱器的導熱油作為驅動熱源在吸收式熱泵的發生器中放熱，循環工質吸熱并蒸發，所產生的蒸汽在熱泵的冷凝器中冷凝，節流后流入蒸發器。其次，蒸發器中的低位熱源采用部分已換熱的循環冷卻水，蒸汽從循環冷卻水中吸熱并蒸發。最后，將低溫低壓下的飽和蒸汽送至吸收器被溴化鋰溶液吸收。因此，可以利用吸收式熱泵在吸收器和冷凝器中排出的熱量對熱網供水進行預加熱，此后，熱網供水在熱網加熱器中進一步被3#抽汽加熱至要求值。由于熱網水在熱網加熱器之前先在吸收式熱泵中獲得能量，所以需要熱網加熱器提供的熱量變少，進入熱網加熱器的3#抽汽量減少。節省的抽汽可以在汽輪機中繼續膨脹做功，在供熱量保持不變的同時提高系統總發電量，實現太陽能和生物質2種可再生能源的有機整合，從而使太陽能得到更有效的利用。當太陽輻射不足時，可以繞開太陽能熱系統，生物質機組將會單獨運行。因此，在該集成方案中不需要用于常規單一太陽能發電系統的儲熱裝置。

2.3 太陽能熱系統參數

太陽能熱系統采用了Eurotrough ET-150型商用拋物槽式集熱器，其選用12個集熱器組件，循環工質采用Therminol VP-1導熱油，通過導熱油泵升壓后送至吸收式熱泵。表3給出了鏡場的基本參數[32]。

表3 鏡場基本參數

3 評價指標

3.1 基于熱力學第一定律的能量評價指標

由于集成系統和案例機組的供熱量恒定，因此在引入太陽能之后系統多發的電量可視為太陽能發電。對于集成系統，太陽能發電量可以表示為

3.2 基于熱力學第二定律的?評價指標

4 結果與討論

4.1 集成系統參數

通過EBSILON Professional軟件對集成系統進行仿真，設計方案中太陽能熱系統的基本參數如表4所示。選擇3月21日15:00作為集成系統的設計點，此時DNI為908.67W/m2，鏡場效率為52.18%。導熱油在集熱器中吸收熱量從 123.0℃升溫至153.0℃后用于驅動吸收式熱泵，進入吸收式熱泵的循環冷卻水從27.5℃冷卻至25.5℃。熱網供水從導熱油和循環冷卻水中共獲得8.23MW·h的熱量，溫度從50.0℃升高至76.3℃，吸收式熱泵性能系數(coefficient of performance，COP)達到1.776。吸收式熱泵基本參數如表5所示。

表4 太陽能熱系統基本參數

表5 吸收式熱泵基本參數

由于采用太陽能熱系統在采暖季節輔助供熱，因此集成系統中熱網加熱器的參數較之前有所變化，表6列出了案例機組和集成系統中熱網加熱器的參數對比。在集成系統中，熱網供水在進入熱網加熱器前，先在吸收式熱泵中預熱，水溫從50.0℃升高至76.3℃。因此，進入熱網加熱器的3#抽汽量顯著減少，從5.56kg/s降低至2.69 kg/s，熱網加熱器的熱負荷降低8.23MW·h，較之前下降了53.49%。

表6 案例機組和集成系統中熱網加熱器的參數對比

4.2 能量分析

案例機組和集成系統的能量參數對比如表7所示。可以看出，與案例機組相比，集成系統在生物質燃料量保持一致的前提下，機組性能有較大提升，集成系統的供熱量仍然是15.39MW·h，而凈發電量增加了5.94%，由于太陽能的引入，總能量轉換效率降低了1.52%，光電效率可達到20.06%。

表7 案例機組和集成系統的能量參數對比

能流圖可以清晰直觀地表示系統中能量的流動，案例機組、集成系統能量流動分別如圖3、4所示。由于生物質的能量輸入固定，將其設定為基準值100%。此外，集成前后的熱網回水與熱網供水的流量和溫度均不變，所以供熱量保持恒定。相比于案例機組僅通過3#抽汽在熱網加熱器中加熱熱網水的設計，在集成系統中，通過吸收式熱泵和熱網加熱器2個步驟來實現熱網水加熱。導熱油從太陽輻射中獲得4.63MW·h的能量，并利用該能量來驅動吸收式熱泵，循環冷卻水作為低位熱源，在吸收式熱泵中釋放出3.60MW·h的能量。因此，熱網供水在吸收式熱泵中共吸收8.23MW·h的熱量，則在熱網加熱器中吸收的能量減少8.23MW·h，使所需3#抽汽量減少2.87kg/s。于是，在供熱量保持不變的條件下，總發電量提高2.02MW·h，凈發電量提高1.78 MW·h。

圖3 案例機組能量流動

圖4 集成系統能量流動

4.3 ?分析

為進一步探討集成方案導致機組性能提升的根本原因，對案例機組和集成系統進行了?分析，結果列于表8。集成前后，生物質燃料輸入?保持恒定(視為100%)，生物質鍋爐?損不變。8.25 MW·h的太陽能?被輸入集成系統，排汽量隨著供熱抽汽量的減少而增加，汽輪機、凝汽器與發電機的?損均有所增加。此外，由于太陽能熱系統的輔助加熱，熱網加熱器的?損減少1.76 MW·h，太陽能熱系統的?損為7.34MW·h。總的來看，整個系統的?損增加了6.48MW·h。同時，總輸出?提高了1.78MW·h。盡管總?效率下降了0.22%，但是光電轉換?效率可以達到21.60%。

表8 案例機組與集成系統的?參數

4.4 敏感性分析

案例機組位于中國寧夏回族自治區銀川市(38.5°N，106.2°E，1111m)，當地為溫帶大陸性氣候，緯度適中，地勢較高，太陽輻射強，是全國日照資源豐富地區。銀川典型年供熱季氣象數據如圖5、6所示。供熱季總DNI為695.46kW·h/m2，供熱期太陽輻照持續時間為1106 h，3月的太陽輻照相對更為有利，DNI最大可達1001.00W/m2。

圖5 典型年供熱季環境溫度分布

圖6 典型年供熱季DNI分布

圖7為典型年供熱季月總DNI分布，可見12月份太陽輻照條件最差，月總DNI為129 kW·h/m2；3月份太陽輻照條件最好，月總DNI為154kW·h/m2，相比于12月份提高了19.38%。

圖7 典型年供熱季月總DNI分布

選擇11月21日、12月21日、1月21日、2月21日和3月21日為典型日，圖8、9分別為典型日的DNI分布與鏡場效率變化。由圖8可見，3月21日太陽輻照條件最好，日照時間長達11h，最大DNI為944.12 W/m2。而12月21日的太陽輻照條件最差，日照時間僅為9 h，最大DNI為821.02 W/m2。此外，由于受太陽入射角的影響，雖然DNI通常在北京時間13:00左右達到峰值，但鏡場效率一般在09:00—10:00或16:00—17:00更高，這也導致太陽能熱系統在相應時間擁有更多的有效能，如圖10所示。

圖8 典型日DNI分布

圖9 典型日鏡場效率

圖10 典型日太陽有效能

圖11、12分別為典型日太陽能發電量及光電效率，可見集成系統在09:00—10:00或16:00—17:00達到一天中的最高性能。在3月21日可以產生最多的太陽能發電量，達到17.25 MW·h，是12月21日(5.72MW·h)的3.02倍；并具有最高的光電效率(將近24%)，日均光電效率可達到19.89%。但是，在12月21日的最高光電效率僅為15.01%，日均光電效率僅為9.86%。

圖11 典型日太陽能發電量

圖12 典型日光電效率

基于圖5—7所示的典型年供熱期氣象數據，對集成系統的月性能進行評估，結果如圖13所示。可見，月總太陽能發電量與月均光電效率呈現相同的變化趨勢。3月份太陽輻照條件良好，太陽能發電量相對充足，采用太陽能熱系統后發電量增加了327.01MW·h，月均光電效率高達21.65%。12月份太陽輻照條件最差，太陽能發電量較少，采用太陽能熱系統后發電量增加了158.03 MW·h，月均光電效率僅為12.49%。在整個供暖季，太陽能發電總量可達1 124.30 MW·h，供熱季平均光電效率為16.49%。

圖13 典型年供熱期太陽能熱系統月性能

5 非供熱期運行情況

當地非供熱期為每年的4月1日至10月31日，吸收式熱泵和熱網加熱器停止工作，該系統采用傳統的太陽能輔助加熱給水的純凝發電模式運行。此時，導熱油進入給水加熱器，將一部分給水加熱至RH1出口水溫。因此，1#和2#抽汽減少，節省的抽汽可以在汽輪機中繼續膨脹做功，總發電量得以增加。非供熱期運行系統示意圖如圖14所示。

對典型氣象年非供熱期性能進行評估，其月性能分析結果如圖15所示。可見，在非供熱期，系統性能最好的是5月份，采用太陽能熱系統后發電量增加了190.80MW·h，月均光電效率為10.63%。綜合整個非供熱期來看，太陽能發電總量可達到995.87MW·h，平均光電效率為9.24%。相比于供熱期而言，非供熱期的系統性能較差，這與太陽入射角和導熱油利用溫度有關，從而也彰顯出本文所提出的供熱期太陽能輔助發電技術的優越性。

圖14 非供熱期運行系統示意圖

圖15 典型年非供熱季太陽能熱系統月性能

6 經濟性分析

對上述太陽能熱系統開展經濟性分析，生物質機組部分的成本與收益在集成前后保持一致。新增收入為太陽能輔助發電帶來的效益，新增支出包括初始投資和運維成本。其中，增加的設備主要有太陽能集熱器、吸收式熱泵、給水加熱器。集熱器總面積為10368m2，總占地面積近似為集熱器總面積的3.5倍[37]。本文所采用的主要經濟性參數[38]見表9。

表9 太陽能熱系統經濟性參數

根據以上計算，太陽能熱系統的總初始投資為1997.90萬元，其中，太陽能集熱器投資為1 451.52萬元，占總投資的72.65%。全年共新增發電量2120.17MW·h，可帶來254.42萬元的額外效益，動態投資回收期為12.3a。

7 結論

針對槽式太陽能輔助生物質熱電聯產系統搭建熱力學模型，在供熱季內選擇11月21日、12月21日、1月21日、2月21日、3月21日作為典型日進行逐時仿真，并進行熱力學和敏感性分析以探討集成系統的性能。利用太陽能加熱導熱油作為高位熱源，驅動吸收式熱泵預加熱熱網供水，節省汽輪機采暖抽汽以增加凈發電量。主要結論如下：

1）系統集成后，盡管生物質燃料量和供熱量保持不變，但在設計工況下可產生1.78MW·h的太陽能發電量，光電效率為20.06%，光電轉換?效率達到21.60%。

2）光電效率與太陽能發電量有相似的變化規律，在09:00—10:00或16:00—17:00時段系統性能最佳，5個典型日的日太陽能發電量為5.72～ 17.25MW·h。

3）通過敏感性分析，供熱季5個月的月總太陽能發電量為158.03～327.01MW·h，集成系統在供熱季產生太陽能發電量共計1124.30MW·h，平均光電效率為16.49%。

4）該系統在非供熱季采用太陽能輔助加熱給水的純凝發電模式運行，太陽能發電總量可達到995.87MW·h，平均光電效率為9.24%。

5）太陽能熱系統的總初始投資為1997.90萬元，每年可帶來254.42萬元的額外效益，動態投資回收期為12.3a。

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Thermodynamic Performance Analysis of a Parabolic Trough Solar-assisted Biomass-fired Cogeneration System

XUE Kai, WANG Yihan, CHEN Heng*, XU Gang, LEI Jing

(Beijing Key Laboratory of Emission Surveillance and Control for Thermal Power Generation (North China Electric Power University), Changping District, Beijing 102206, China)

The integration of renewable energy combined heat and power system has broad application prospects in the field of regional comprehensive energy utilization. This paper proposed a parabolic trough solar-assisted biomass-fired cogeneration system. The system uses medium and low temperature trough solar energy to heat the thermal oil that drives the absorption heat pump to preheat the supply-water, while the biomass fuel and heat output keep constant. The extraction steam for heating is decreased while power generation is increased. The EBSILON professional software was used to model and simulate the case plant and integrated system, and on this basis, the thermodynamic characteristics of energy flow and exergy loss of the system were analyzed. The results show that, under the design conditions, 1.78MW·h of solar power can be generated, the solar-to-electricity efficiency is 20.06%, and the solar-to-electricity exergy efficiency can reach 21.60%. Five typical days were selected to explore the performance under different radiation conditions. We found that the solar radiation and system performance on March 21st are both the best. A time-by-hour simulation analysis was conducted for the entire heating season. A total of 1124.30MW·h of solar power is produced in the five-month heating period with an average solar-to-electricity efficiency of 16.49%.

trough solar energy; biomass-fired cogeneration; absorption heat pump; system integration; thermodynamic analysis

10.12096/j.2096-4528.pgt.21044

TK 519

2021-04-27。

國家自然科學基金項目(51806062)；中央高校基本科研業務費(2020MS006)。

Project Supported by National Natural Science Foundation of China (51806062); Fundamental Research Funds for the Central Universities (2020MS006).

(責任編輯 尚彩娟)