朱成叶 刘 强 任天翔 段明浩
1.苏州热工研究院有限公司
2.中广核太阳能德令哈有限公司
太阳能光热发电技术的研究及应用始于上世纪70、80年代欧美国家，现在在许多国家得到大力发展和推广，已成为重要的可再生能源，太阳能光热发电技术在文献［1］中有详细的介绍。热油槽式光热发电核心部件包括太阳岛集热器和传热储能系统，目前在我国已实现工程应用，但研究主要集中在定日镜、反射镜场及集热器方面，传储热系统的控制研究较少，可借鉴经验不多，传储热的控制大部分操作处于手动控制。
导热油槽式光热发电作为新型的电力技术，其传储热系统的控制可视为火电机组锅炉风煤配比、燃烧调整，控制核心就是用传储热介质串联太阳岛集热系统、储热系统和蒸汽发生系统完成换热速率调节及协调控制。
对于导热油槽式光热发电技术的运行模式，文献［2］和文献［3］均有描述。按照传储热系统传储热介质的循环路径和运行方式，将其控制方式分为常用运行模式和特殊运行模式，特殊运行模式发生几率较低或实用意义不大。以下介绍了几种控制模式，并对控制模式切换操作的便利性提出了优化。
1)常用运行模式
（1）太阳岛发电＋储热模式
该模式通常是在太阳辐照较强，太阳岛集热器（Solar Concentrator Array，SCA）产生的热能既能维持机组发电又有多余热能储存时的一种模式。该模式的导热油循环泵无须分区运行，两台导热油循环泵泵出的导热油经太阳岛集热器吸热升温（最高温度至393 ℃），再通过热油集管分别进入蒸汽发生系统（Steam Generation System，SGS）放热发电和熔盐储热系统（Thermal Energy Storage System，TES）完成热能储存，最后在冷油集管混合后通过膨胀罐进入导热油循环泵入口集管，此时TES 系统的冷熔盐泵运行。流程示意图见图1，棕色粗线条为导热油的循环路径，红色标注设备为运行设备或开启的阀门。
图1 太阳岛发电＋储热模式下的传储热介质流程示意图
（2）太阳岛单独发电模式
该模式一般发生在每天的清晨、傍晚，或天气变化引起日照强度改变、储热放热模式相互切换期间、单独防凝模式退出后汽轮机组刚启动的一段时间。此模式是一种过渡控制模式，是一种短暂的运行方式。此模式的导热油路径为：任一或两台导热油循环泵泵出的导热油经SCA吸热升温后（最高温度至393 ℃），再通过热油集管进入SGS放热发电，最后通过冷油集管和膨胀罐进入导热油循环泵入口集管，此模式的导热油泵无须分区运行。
（3）TES放热发电+太阳岛防凝模式
该模式一般发生在夜间或阴雨天SCA 无法产生热能情况下，将熔盐热能释放进行发电和防凝循环的一种模式。此模式下两台导热油泵分区运行，导热油循环路径分两部分：①用#1导热油循环泵进行防凝循环，其泵出的导热油在SCA、热油集管镜场侧和#1导热油泵间保持低流量循环，当加热炉或SCA的导热油温度低于50 ℃时可通过加热炉管道对其补油升温。②#2导热油循环泵作为放热发电的油循环动力，其泵出的导热油在TES吸热后，一部分经热油集管储热侧进入SGS放热降温，另一部分通过冷油集管的热油在SGS 出口与降温后的冷油混合，最后进入#2导热油循环泵入口形成闭环油回路，该运行模式TES系统的热熔盐泵运行。流程示意图见图2，棕色粗线条为TES放热发电导热油回路，蓝色粗线条为太阳岛防凝导热油回路。
图2 TES放热发电+太阳岛防凝模式下的传储热介质流程示意图
（4）单独防凝模式
在连续多云或阴雨天气，SCA长时间无法产生热能且熔盐储热不足、汽轮发电机组停止的情况下，将导热油温度控制在非凝温度以上，使导热油在导热油泵间、导热油加热炉、SCA、SGS及各导热油连接管道间进行低流量油循环的一种模式。此模式的导热油泵也无须分区运行，当SCA入口导热油温度低于70 ℃，或其它任一设备或管道的导热油温度低于50 ℃时，启动导热油加热炉进行升温。
2)特殊运行模式
（1）单独储热模式
此模式一般发生在连续几天多云或阴天天气，且汽轮发电机组已经停止，短暂的日照强度无法维持机组的连续运行。该模式的导热油路径为：任一或两台导热油循环泵泵出的导热油经SCA吸热，再通过热油集管进入TES完成热能储存，最后通过冷油集管和膨胀罐进入导热油循环泵入口集管。此模式的导热油泵无须分区运行。
（2）导热油加热炉发电模式
通常是在间歇性阴雨天，熔盐热能储量无法维持继续放热发电，为了汽轮发电机组不停机而在等待日出这段时间内的一种短时间的控制模式。此模式只要维持汽轮发电机组的最低负荷即可，导热油泵分区运行，2 区导热油在加热炉升温后经SGS放热发电，1区导热油泵维持SCA防凝循环。
（3）TES放热防凝模式
该模式是在系统防凝模式下不用导热油加热炉的前提下提高导热油温，从而节省加热炉燃料。该模式需导热油泵分区运行，1 区导热油维持SCA防凝循环，2 区导热油在TES 升温并维持2 区泵出口导热油温度在270 ℃以上，通过加热炉导热油阀门和冷油集管调节阀完成两个区的导热油混油，使1 区各测点导热油温度维持在70 ℃以上。相对于单独防凝模式，此模式导热油维持温度较高、启动设备数量较多，热损和厂用电量相对较高，故该模式的实际意义不大。
3)运行模式切换方式的优化
文献［2］对运行模式切换条件及影响因素作了详细的阐述。由于前期国内示范项目在设计及运行控制方面无可借鉴的经验，项目投产后基本上是在摸索中成长，目前运行模式切换操作基本上还处于手动控制，且设计上未考虑低负荷运行工况对TES 入口导热油温度的影响、运行模式切换时混油操作的便利性。
传储热系统运行模式切换本质就是改变传储热介质的循环路径。为实现各模式的自动切换或一键顺控启停，完善了逻辑组态设计：根据系统设备及阀门状态、流量参数等作为运行模式的判据条件，通过SCA 及TES 导热油压力、流量、熔盐罐液位、熔盐温度等作为模式切换预警或触发条件，根据常规操作流程制定设备及阀门的启停或开关顺序。
以“太阳岛发电+储热模式”向“TES 放热发电+太阳岛防凝模式”转换控制举例（见图1 和图2）：首先，DCS 逻辑根据阀门状态和流量等参数判断传储热系统处于“太阳岛发电模式”和“储热模式”，如“太阳岛发电模式”的基本判据为SCA 总导热油流量≮额定流量的50%、SCA出口平均温度≮360 ℃、SGS导热油形成通路且导热油流量≮额定流量的30%；
“储热模式”的基本判据为TES导热油形成正向通路且导热油流量为正值等。其次，跟踪其触发切换或预警条件，如：SCA 总导热油流量＜额定流量的55%且SGS 导热油流量≮额定流量的30%，或SCA 出口平均温度＜370 ℃，或TES 导热油流量调节阀开度长时间低于5%等，满足上述任一条件将执行TES储热模式退出程序，并通过冷热油集管混油阀1调节预暖TES冷端进油管道直至温度≥270 ℃，然后依据TES 冷端导热油温度、熔盐罐液位、温度等条件或人工二次确认的方式执行TES 放热发电模式的投入程序，最后冷热油集管混油阀2 接替冷热油集管混油阀1 的调节功能，确认TES放热发电模式的判据条件，#1导热油泵自动减频进行防凝循环。上述条件中的定值可根据实际运行进行调整。
为实现几种常用模式的自动切换，将原设计中的两个混油关断阀改为调节阀，对直径较大的导热油电动阀建议在管道设计中加装混油预暖旁路或采用带有预启功能的隔离阀。
1)太阳岛发电模式
太阳岛集热器（SCA）作为槽式光热发电厂的热能来源，为SGS 提供足够温度和流量的传热介质，因此系统在太阳岛发电模式下，控制各SCA 回路出口导热油温度是关键，同时在系统不超压的情况下，维持各SCA回路的进出口差压基本一致。该模式下系统的关键控制参数有：各SCA回路出口导热油温度、太阳岛入口导热油压力、太阳岛出口导热油压力、太阳岛各区域的导热油流量、流经SGS与TES 的导热油流量分配值。为了方便维护和控制，整个太阳岛分多区平行布置，每个区各集热器回路也采用平行分布式设计，每区的导热油管道设置一个控制阀。
理想情况（全天日照，无云层遮挡）下，太阳岛各集热器的辐照强度只跟太阳直射角度有关，各集热器的辐照强度变化缓慢。现实情况会出现多云天气，由于云层在不同区域形成遮挡，各个区的辐照强度会有所不同。目前的运行操作方式为：根据辐照强度的变化，手动将导热油控制阀维持在适当开度，通过调整导热油循环泵频率改变各SCA导热油流量，从而控制SCA出口导热油温度。
该模式下的导热油自动控制基础模型：将每个区的SCA回路出口导热油温度的平均值作被控量，且各SCA回路出口油温作条件判断，温度值在正常范围之外的温度点不参与平均值计算，通过对应区域的导热油流量控制阀调节其温度在设定范围内。导热油循环泵频率用于控制太阳岛入口集管压力并使其维持在一个期望值。太阳岛出口集管压力的控制方式则是先判断TES是否在储热模式，当太阳岛单独发电时该压力通过SGS 导热油流量控制阀进行调整，储热模式时通过TES导热油流量控制阀调节，SGS导热油流量控制阀只参与机组负荷调整。太阳岛出入口压力设定值为设计给出的导热油流量与该位置压力的折线函数，另为确保系统的稳定运行和安全，应对流量和压力的设定值作最大、最小限制。
为消除天气变化对自动控制的影响，最好的办法就是建立太阳岛传热系统的动态模型：根据天气预报和地面气象雷达实时数据，预测未来1~2 h 内光照强度、导热油流量和温度的变化趋势，基于预测结果计算出最优的导热油流量和压力控制输入序列，实现预测值与导热油调整的自动衔接。
2)TES储热模式
为减少熔盐热传导时的散热损失及熔盐换热设备运维成本，通常熔盐的储能和释能共用一套油盐换热器，换热器内的介质在储热和放热时反向流动。储热模式投入的必要条件就是太阳岛SCA 回路已投入运行。该模式下系统的导热油流量会跟随SCA负荷变化而变化，其关键控制参数为热盐罐的入口熔盐温度（即油盐换热器出口熔盐温度），其次是熔盐压力和油盐换热器的流量。
储热模式自动控制模型：油盐换热器出口熔盐温度作为被控量，通过冷熔盐泵的频率调整改变经过油盐换热器的熔盐流量，使之与通过油盐换热器的导热油量相匹配，从而得到预期的热熔盐温度。控制热熔盐罐入口调节阀的开度，使熔盐集管压力在合理范围内。
3)TES放热发电模式
该模式下熔盐放热速率是根据机组负荷进行调整的，另防止熔盐凝结必须保持油盐换热器出口熔盐温度高于熔盐凝冻点，故该模式下系统的关键控制参数为：流通TES 和SGS 导热油流量、TES 出口导热油温度、TES 入口导热油温度、熔盐压力、熔盐流量。
TES 放热发电模式自动控制模型：由于该模式下两台导热油泵分区运行，为减少阀门节流损失，因此保持TES导热油流量调节阀全开，使用#2导热油泵的频率控制TES 和SGS 导热油量。调节热熔盐泵的频率，使经过油盐换热器的熔盐流量与TES导热油量相匹配，从而达到TES出口导热油温度控制目的。通过冷熔盐罐入口调节阀的开度，使熔盐集管压力控制在合理范围内。无论是导热油流量还是熔盐流量调节，为确保系统的安全稳定运行，均应对泵的频率和系统压力的设定值作最大、最小限制。
由于天气等原因熔盐储热量较低，为了减少启停机，必须维持机组在较低负荷下运行。然而低负荷工况又会造成进入SGS预热器的给水温度过低，使SGS出口导热油温度低于设计冷熔盐罐温度，甚至低于熔盐的凝冻点，故为了提高TES入口导热油温度，需采用TES出口的热导热油对其进行混油中和来提升温度。为此在TES 放热发电模式自动控制模型中，将冷热油集管的混油隔离阀2 改成调节阀，使TES入口导热油温度保持在熔盐的凝冻点温度以上。为保证调节灵敏性和准确度，将TES入口导热油温度的采样点前移，采用#2导热油泵入口集管温度。
由于混油后的SGS 导热油量低于TES 导热油量，为防止导热油泵频率自动控制超调量过大，其控制采样点使用TES导热油量测量值，其设定值采用公式(1)修正。
式中：qSGS——通过SGS的导热油量；
qTES——通过TES的导热油量；
CSGS——SGS出口导热油平均比热；
C补——TES出口导热油平均比热；
∆t升——TES入口温度-SGS出口温度；
∆t降——TES出口温度-SGS出口温度。
传储热系统是导热油槽式光热发电机组中非常重要的组成部分，在传储热过程中，能量的传输、储存和释放需要进行高精度、自动化的控制，以提高系统能量利用率和运行稳定性。本文研究了传储热系统的运行控制和优化方法，提出的自动控制功能可以应用于一般的导热油槽式光热发电机组，实现对传储热系统的高效控制，提高系统的效率和稳定性，减少运行人员的工作量，为建立系统能量传、储、释的智能控制算法和先进的控制器提供了有益的启示和纲领性帮助，也为后期的设计提供了有益思路和实践经验，以帮助更好地设计传储热系统。
总之，本文的研究成果为导热油槽式光热发电机组传储热系统的运行控制提供了有效的方法和思路，可为相关研究和实践提供帮助，促进这一领域的不断进步和发展。
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