Система аккумуляции тепла для солнечного коллектора с параболическим желобом Текст научной статьи по специальности «Электротехника, электронная техника, информационные технологии»

УДК 621.311.11 DOI: 10.17213/0321-2653-2016-2-72-76

СИСТЕМА АККУМУЛЯЦИИ ТЕПЛА ДЛЯ СОЛНЕЧНОГО КОЛЛЕКТОРА С ПАРАБОЛИЧЕСКИМ ЖЕЛОБОМ

HEAT STORAGE SYSTEM FOR PARABOLIC TROUGH SOLAR COLLECTOR

© 2016 г. Аль Гези Моафак Касеим Шиа

Аль Гези Моафак Касеим Шиа - аспирант, кафедра «Теп- Al-Ghezi Moafaq Kaseim Shiea - post-graduate student, de-

ловые электрические станции и теплотехника», Южно- partment «Thermal Power Stations and Heat Transfer Engi-

Российский государственный политехнический университет neering», Platov South-Russian State Polytechnic University

(НПИ) имени М.И. Платова, г. Новочеркасск, Россия. (NPI), Novocherkassk, Russia. E-mail: prince_king2500@

E-mail: prince_king2500@yahoo.com yahoo.com

Рассмотрена проблема использования солнечного излучения - его прерывистость при производстве электроэнергии. Солнечную энергию можно получать только в течение светлого времени суток. К тому же, солнечные системы с концентраторами могут собирать только прямое солнечное излучение, т.е. при безоблачной погоде. В то время, когда промышленные установки потребляют тепловую энергию при отсутствии прямого солнечного излучения, должны быть использованы теплоаккумули-рующие системы, чтобы сохранить часть тепла, полученного от солнечных коллекторов в течение светлого времени суток. Проводится исследование использования солевого расплава (эвтектическая смесь нитратов натрия и калия) для теплоаккумуляции, когда могут быть применены два разнотипных теплоносителя для систем теплового хранения на солнечных электростанциях с параболическими желобами.

Ключевые слова: система аккумуляции тепла; солнечное излучение; солнечный коллектор с параболическим желобом; теплоноситель; тепловые потери; абсорбер.

The main problem with using solar radiation is its intermittency and the fact that it is only possible to collect it during sunlight hours. There is an additional limitation when dealing with concentrating solar systems as these systems can only collect the direct solar radiation, so they need clear sky conditions, because clouds block direct solar radiation. Thermal storage systems are implemented to solve these limitations. When a solar system does not have to supply thermal energy during the night or during cloudy periods, a storage system is not necessary. On the other hand, if the industrial process has to be supplied during periods without direct solar radiation, a storage system has to be implemented to store part of the thermal energy supplied by the solar collectors during the sunlight hours. In this study molten salts (an eutectic mixture of sodium and potassium nitrates) can also be used for dual-medium thermal storage systems in parabolic trough solar plants. In this case, two tanks are needed: one for cold molten salt and another to store the hot molten salt.

Keywords: thermal storage system; solar radiation; solar collector with parabolic trough; heat transfer fluid; thermal losses; absorber.

На солнечных электрических станциях ное излучение не доступно, и сбор солнечной

устанавливаются теплоаккумулирующие устрой- энергии, а также питание тепловой энергией не

ства, которые имеют два основных преимущест- будут одновременными.

ва [1]: 2. Вход теплоносителя в коллекторы сол-

1. Тепловая энергия может использоваться нечного поля может быть изолирован от возмож-

даже в течение тех часов, когда прямое солнеч- ных возмущений на выходе, так как теплоакку-

мулирующая система ведет себя как хорошая тепловая подушка и предотвращает обратную связь возмущений, влияющих на выходную температуру рабочей среды.

Второе преимущество особенно важно, поскольку оно улучшает работу солнечного поля в дни с частыми облачными переходными процессами. Независимо от того, как эффективно контролируется солнечное поле, температура теплоносителя на выходе зависит от облачных переходных процессов, и, таким образом, возможны ее колебания [2]. Эти колебания непосредственно влияют на температуру рабочей жидкости на входе, если между ними отсутствует теплоакку-мулирующая система.

Аккумуляция горячей воды, применяемая для низкотемпературных солнечных преобразователей (т.е. с плоскими коллекторами), не подходит для систем с параболическими желобами, потому что высокое давление в баке хранения сделало бы ее слишком дорогой [3]. По этой причине, для коллекторов с параболическими желобами используется масляный теплоноситель.

В зависимости от рабочей среды, в которой сохраняется тепловая энергия, есть два типа систем аккумуляции [4]: с одним и с двумя теплоносителями.

Очевидно, что самая низкая температура в теплоаккумуляции всегда должна быть выше точки плавления соли (приблизительно 250 0С) [5, 6]. В этом случае теплообменнику передается энергия от масла, используемого в солнечном поле (среда теплоносителя) к солевому расплаву, используемому для хранения энергии (среда хранения). На рис. 1 показана упрощенная схема электростанции с параболическими желобами и с системой хранения тепловой энергии в солевом расплаве. Этот тип системы теплового хранения наиболее эффективный вариант для крупных коммерческих солнечных электростанций с большими солнечными полями.

Основное уравнение расчета системы аккумуляции имеет следующий вид:

dT

бак бак

I (Твх Твых ) "

+UA (т - T )

потерь у окруж вх )'

(1)

где Мбак - масса теплоносителя в баке, кг; Сбак -удельная теплоемкость теплоносителя в баке, кДж/(кг-К); сжид - удельная теплоемкость теплоносителя солнечного поля, кДж/(кг-К); иАп0терь -коэффициент тепловых потерь бака, кВт/К; Твх —

температура теплоносителя, входящего в бак, °С; Твых - температура теплоносителя, выходящего из бака, °С; Токруж - температура окружающего воздуха вокруг бака, °С; dT/dt - изменение во времени средней температуры бака хранения, °С/ч; тжид - массовый расход теплоносителя

солнечного поля, кг/ч.

Предполагается, что масса жидкости в баке постоянная. Бак хранения имеет такой размер, чтобы запасать эквивалентную массу жидкого теплоносителя, находящегося в солнечном поле и расширительном баке. Масса жидкого теплоносителя в баке определяется из объема приемных трубок элементов сбора тепла (ЭСТ) и расширительного бака, умноженного на плотность теплоносителя при исходной температуре на выходе солнечного поля.

Преобразуя уравнение (1), получим:

л(Дэст) / ч

М бак = ^ССК NССК Р(Твых,исх ) +

"^бакр (Твых,исх ),

(2)

где Дэст - диаметр трубок солнечного поля, принимается Дзет = 70 мм; LССК - длина петли одной сборки солнечного коллектора (ССК), м; ^Ск -количество петель ССК в солнечном поле; р -плотность теплоносителя (Терминал УР-1), кг/м ; Твых,исх - температура на выходе солнечного поля в исходном состоянии, Твых,исх= 390 °С; Убак - объем расширительного бака, принято Убак = 83 м3.

Рис. 1. Схема параболической солнечной тепловой электростанции

Масса рабочей среды в баке рассчитывается по формуле (2) и равняется 313000 кг. Отметим, что уравнение (2) не включает массу теплоносителя во всей системе, так как оно не учитывает количество теплоносителя в теплообменни-

ках, в трубопроводах магистралей, идущих к полю и от поля.

Удельная теплоемкость жидкости в баке принимается постоянной. Удельная теплота теплоносителя оценивается при температуре на выходе солнечного поля в исходном состоянии (390 °С). Так как потери тепла в теплоносителе учитываются в солнечном поле, коэффициент потерь для самого бака аккумуляции принимается равным нулю (0 кВт/К) [7, 8].

Как видно из рис. 2, частота распределения прямого солнечного излучения для г. Багдада (Ирак) показывает, что его прямое солнечное излучение ниже 500 Вт/м составляет примерно 13,7 % всего времени года. Это означает, что с целью повышения эффективности ежегодного выхода от солнечного поля не требуется значительного увеличения размеров поля, чтобы компенсировать производство тепла в те месяцы, когда солнечное излучение слабо. В г. Багдаде, по сравнению с другими регионами в течение всего года излучения больше (следовательно, требуется меньший размер солнечного поля). Это подтверждается рис. 3 и 4, на которых представлена равномерная среднемесячная чистая выходная электрическая мощность, для двух случаев (без аккумулирования тепла и с ним).

10

9 8 7

о4 (,

5

а н о н о й

V

О 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

Прямое солнечное излучение, кВт/м2

Рис. 2. Распределение повторяемости прямого солнечного излучения в течение года

Для оценки результатов, полученных в настоящей работе, они сравнивались с моделью Solar Advisor Model (SAM), разработанной в Национальной лаборатории возобновляемой энергии США (NREL) [9]. На рис. 5 показаны сравнительные результаты расчетов двух вариантов электростанций: предложенная автором солнечная электростанция с теплоаккумуляцией и SAM США. При этом определялись величины: себестоимость электроэнергии, которая оценивалась для реальной ставки дисконтирования, и годовая полезная мощность.

Рис. 3. Среднемесячное распределение полезной мощности, рассчитанной по минимальной себестоимости

электроэнергии, без аккумулирования тепла

Рис. 4. Среднемесячное распределение полезной мощности, рассчитанной по минимальной себестоимости электроэнергии, с аккумулированием тепла

Результаты сравнения показывают, что характеристики предложенной модели соответствуют характеристикам SAM, но существуют некоторые отклонения. Эти отклонения связаны с тем, что в этих вариантах при моделировании принимались разные допущения.

Рис. 5. Сравнение себестоимости и годовой полезной мощности для предложенной модели электростанциии модели System Advisor Model (SAM) [15]: 1 и 3 - для предложенной модели; 2 и 4 - для SAM модели

Предложенная модель является более консервативной, чем модели, разработанные SAM, США (NREL), это объясняет тот факт, что полученная в нашем варианте полезная мощность меньше, чем значения, полученные в варианте SAM. Реальная ставка дисконтирования, рассчитанная по предложенной модели также ниже, чем значения, полученные в SAM из-за разницы в годовой стоимости электроэнергии, которая пропорциональна полезной годовой мощности.

Литература

1. Hermann Ulf, Kearney D. Survey of Thermal Energy Storage for Parabolic Trough Power Plants. Journal of Solar Energy Engineering, Vol. 124, p. 145 - 152.

2. Ефимов Н.Н., Гези Моафак Касеим Шиа. Оценка производительности и определение характеристик солнечной тепловой электростанции в условиях ирака // Изв. вузов. Сев.-Кавк. регион. Техн. науки. 2015. № 3. С. 45 - 49.

3. Herrmann, Ulf, et al. Overview on Thermal Storage Systems. Flabeg Solar International GmbH, Workshop on Thermal Storage for Trough Power Systems, 2002.

4. Nexant Inc. USA Trough Initiative Nitrate Salt Heat Transport Fluid: Rankine Cycle, Steam Generator, and Thermal Storage Analyses. 2001. January 19.

5. Schulte - Fischedick, Jan, et al. CFD Analysis of the Cool Down Behaviour of Molten Salt Thermal Storage Systems. ASME, Proceedings of ES2008, Jacksonville, FL, 2008.

6. Relloso Sergio, et al. Real Application of Molten Salt Thermal

Storage to Obtain High Capacity Factors in Parabolic Trough Plants. 42709_1i_5, Solar PACES, Las Vegas, NV, 2008

7. Price H. A Parabolic Trough Solar Power Plant Simulation Model, International Solar Energy Conference, Hawaii Island, Hawaii, 2003

8. Lippke Frank. Simulation of the Part-Load Behavior of a 30 MWe SEGS Plant. SAND95-1293, Sandia National Laboratories, Albuquerque, NM. 1995.

9. Solar Advisor Model (SAM). National Renewable energy Laboratory, Golden CO, 2006.

References

1. Hermann, Ulf, Kearney D. Survey of Thermal Energy Storage for Parabolic Trough Power Plants. Journal of Solar Energy Engineering, vol. 124, pp. 145-152.

2. Efimov N.N., Al' Gezi Moafak Kaseim Shia. Otsenka proizvoditel'nosti i opredelenie kharakteristik solnechnoi teplovoi elektro-stantsii v usloviyakh Iraka [Assessment of productivity and definition of characteristics of a solar thermal power plant in the conditions of Iraq]. Izv. vuzov. Sev.-Kavk. region. Tekhn. nauki, 2015, no. 3, pp. 45-49. [In Russ.]

3. Herrmann, Ulf, et al. Overview on Thermal Storage Systems. Flabeg Solar International GmbH, Workshop on Thermal Storage for Trough Power Systems, 2002.

4. Nexant Inc. USA Trough Initiative Nitrate Salt Heat Transport Fluid: Rankine Cycle, Steam Generator, and Thermal Storage Analyses. 2001, January 19.

5. Schulte - Fischedick, Jan, et al. CFD Analysis of the Cool Down Behaviour of Molten Salt Thermal Storage Systems. ASME, Proceedings of ES2008, Jacksonville, FL, 2008.

6. Relloso, Sergio, et al. Real Application of Molten Salt Thermal Storage to Obtain High Capacity Factors in Parabolic Trough Plants. 42709_1i_5, Solar PACES, Las Vegas, NV, 2008.

7. Price H. A Parabolic Trough Solar Power Plant Simulation Model. International Solar Energy Conference, Hawaii Island, Hawaii, 2003.

8. Lippke, Frank. Simulation of the Part-Load Behavior of a 30 MWe SEGS Plant. SAND95-1293, Sandia National Laboratories, Albuquerque, NM, 1995.

9. Solar Advisor Model (SAM). National Renewable energy Laboratory, Golden CO, 2006.

Поступила в редакцию 6 мая 2016 г.