带蓄热太阳能ORC系统的设计与优化

在欧洲创新小型太阳能项目的支持下，诺森布里亚大学领导了一个由3所大学和6家企业组成的小型太阳能CHP装置开发联盟，其开发的小型太阳能CHP系统如图4-16所示［12］，采用线性菲涅耳反射器（LFR）组成的集中式太阳能集热器，导热油出口温度为250℃～280℃，ORC系统输出2 kW电能和18 kW热能，蓄热系统采用可逆热管和先进相变储能材料，该CHP系统还包含提供热水和供热的小型家用锅炉。通过项目研究开发高效低成本的太阳能CHP装置，实现能源利用向可再生能源的转变。太阳能收集装置由2组LFR模块组成，占地面积为240 m2，净反射面积为146 m2，太阳能集热器为ETC，在温度为400℃时热转换效率可达90%。ORC系统采用ENOGIA公司的产品，带回热器的ORC系统采用NOVEC649为工质，在膨胀机入口最大压力为18 bar，工质过热度为5℃时，ORC系统发电功率为2.38 kW，热效率达10.8%。相变蓄热材料采用KNO3（40 wt%）/NaNO3（60 wt%），在具有高融化热的同时热导率很低。储热罐体积为1.93 m3，含3.8 t相变材料，可储存100 kWh的潜热，可满足ORC系统在输出25 kW的功率下稳定运行4 h。根据具体的工作温度，可逆式热管可将集热回路中导热油的热能传递到蓄热材料或者从蓄热材料传递到ORC系统工质，热管内含有足够的去离子化水，可耐受最高10 MPa的压力，同时满足传热的功率要求。

图4-16　采用线性菲涅耳反射器（LFR）的小型太阳能CHP系统［12］

根据太阳辐射水平和储能系统蓄热状态，该系统可工作在OM1～OM6的不同模式。整个系统工作模式的控制策略如图4-17所示。OM1模式下蓄热器不工作，LFR热量直接供给ORC系统，OM2模式下系统关闭，OM3模式下LFR收集的能量供给TES，OM4模式下LFR热量同时供给TES和ORC系统，OM5模式下TES热量供给ORC系统，OM6模式下TES和LFR的热量共同提供给ORC系统。在一年不同季节的典型日照条件下，整个系统输出功率和工作模式的转换如图4-18所示，图中显示了LFR的输入功率和输出功率、ORC系统的输入热功率和发电功率以及储能系统的蓄热量。整个工作过程中模式OM4模式的工作时间相对较长，根据光照条件的变化，在不同季节，整个系统工作模式的切换顺序可能会有一定差异。

图4-17　采用LFR的小型太阳能CHP系统工作模式的控制策略［12］

图4-18　采用LFR的小型太阳能CHP系统的工作性能［12］

（a）冬季

图4-18　采用LFR的小型太阳能CHP系统的工作性能［12］（续）

（b）春季；（c）夏季；（d）秋季

对于太阳能CHP系统而言，采用水作为集热器的导热介质时，被集热器加热的水进入ORC系统蒸发器放热后，水的温度仍然较高，可用于家庭供热。与采用导热油的CHP系统相比，其结构更加简单，成本更低。图4-19所示为夏季和冬季典型日照条件下某集热器出口的水温变化。在夏季日照充足，集热器出口水温接近100℃，在冬季太阳辐射较低，集热器出口最高水温低于80℃。夏季集热器出口水温大于40℃的持续时间为上午8点到下午8点，冬季持续时间较短，为上午10点到下午6点。根据以上数据分析得到采用R245fa为工质的ORC系统的性能如图4-20所示［13］。在冬季家庭供暖是主要需求，在上午6点到下午10点之间的供暖量较高。由于冬季日照强度不够，设计的10 m2集热器直到上午10点才能满足供热和用电的需求。太阳辐射在下午1点到3点之间达到峰值，在此期间，供热量在满足用户需求的同时还有22%的富余。采用R245fa为工质的ORC系统在整个白天的发电效率为1.2%～3.3%，在早、晚发电效率较低，在中午发电效率最高，膨胀机效率为60%时，ORC系统日平均发电效率为2.3%。如果膨胀机效率提高到90%，ORC系统日平均发电效率可达3.5%。在夏季用户的供热需求很低，基本为生活热水。由于夏季太阳辐射强度明显高于冬季，在白天很长时间内太阳辐射强度处于很高水平，导致ORC系统的发电功率比冬季提高了50%。在夏季家庭空调制冷的电耗很大，尤其在中午以后，如果采用储能系统储存太阳能的热量，在傍晚对ORC系统供热可继续输出电能，当储能系统蓄热温度为80℃～85℃时，可满足家用空调70%左右的用电需求。

图4-19　夏季和冬季典型日照条件下某集热器出口的水温变化［14］，［15］

从图4-20可以看出，太阳能热发电系统的发电功率峰值对应太阳辐射最强的时段通常在中午前后，而用户的实际需求高峰受季节影响，与太阳辐射强度存在时间差，采用储能系统后可在一定程度上调节系统输出的时段，更好地满足用户的需求。同时，基于有机朗肯循环的太阳能热发电系统，采用蓄热技术还可以减少ORC系统工作的波动，减小太阳辐射波动的影响。图4-21所示为一种带储热罐的低温太阳能热发电系统［16］，［17］。该系统可工作在3种不同的模式下：　（1）当太阳辐射充足时，阀1、2、3、5、6开启，泵1、3、4开始工作，ORC系统的R123工质在换热器E1中被集热器的导热油预热，随后进入换热器E2中被加热到气液两相状态或饱和气态，在带有相变蓄热材料的储热罐中，液相工质被分离出来，饱和气态工质进入膨胀机膨胀输出电能，当光照足够强时，阀4开启，泵2开始工作，将储热罐中的液态工质输送到换热器E2中，进一步吸收导热油的能量，在泵2的辅助下，ORC系统可在光照强度变化较大的范围内稳定工作；（2）当不需要发电而光照较好时，集热器吸收的太阳能通过导热油加热储热罐中的相变材料，此时阀8、9、10开启，泵3运行；（3）当光照不足而需要发电时，阀1、7开启，泵1运行，此时，蓄热材料向R123工质放热，驱动ORC系统工作。与无蓄热装置的太阳能热发电系统相比，该系统当太阳辐射不够，R123工质在蒸发器出口为气液两相状态时，可利用储热罐实现气液分离，避免液滴进入涡轮。同时，由于采用蓄热材料蓄热，当光照出现波动时，利用蓄热材料的蓄放热功能可使ORC系统保持稳定工作。导热油可与R123工质直接换热，可减小间接换热的损。最后，采用两级换热器对R123工质实现预热和蒸发，避免了纯工质换热过程中的夹点问题，有利于提高集热器的工作效率。

图4-20　采用R245fa为工质的ORC系统的性能［13］

（a）冬季；（b）夏季

图4-21　一种带储热罐的低温太阳能热发电系统［16］

ORC系统的蒸发温度是一个关键变量，其对系统发电效率的影响如图4-22（a）所示。设定太阳辐射强度大于300 W/m2时，系统开始发电。在不同的太阳辐射强度下，随着蒸发温度的升高，发电效率先增加后减小，存在一个最佳的蒸发温度。这是因为随着蒸发温度的升高，ORC系统效率增大，但是集热器换热效率会有所下降。分析得到不同地区的年发电量随蒸发温度的变化如图4-22（b）所示，随着蒸发压力的升高，不同地区的年发电量也呈现先增加后减小的趋势。在澳大利亚堪培拉，最佳蒸发温度为118℃，年发电量为117.4 kWh/m2；在新加坡，最佳蒸发温度为114℃，年发电量为77.3 kWh/m2；在印度孟买，最佳蒸发温度为122℃，年发电量为106.4 kWh/m2；在中国拉萨，最佳蒸发温度为116℃，年发电量为163.4 kWh/m2；在美国萨克拉门托，最佳蒸发温度为124℃，年发电量为119.1 kWh/m2；在德国柏林，最佳蒸发温度为99℃，年发电量为48.2 kWh/m2。因此，在具体应用中，需要根据具体地区的日照条件，合理选择ORC系统的蒸发压力，使年发电量达到最优水平。

图4-22　ORC系统的蒸发温度对发电效率和发电量的影响［16］

基于图4-21所示的太阳能热发电系统，当不采用相变材料时，设计的系统如图4-23所示［18］。该系统膨胀机入口的工质气液分离器不含相变储能材料。分离器中储存的液体可抑制由太阳辐射间歇变化造成的膨胀机入口蒸汽干度的变化，保持ORC系统运行稳定，与带相变蓄热材料的系统相比，控制策略可得到简化，ORC系统成本降低。采用单级集热器的CHP系统如图4-23（a）所示，从回热器出口的高压工质与分离器中的饱和液态工质混合后进入蒸发器，被来自集热器的导热油加热到气液两相状态，随后进入气液分离器，饱和气态工质进入膨胀机做功。采用两级集热器的CHP系统如图4-23（b）所示，集热器阵列1用于预热工质，蒸发器1内两股换热工质均为液相状态，有利于降低换热温差，提高集热器的热效率，集热器阵列2用于蒸发工质。与单级系统相比，两级系统增加了一个太阳能加热回路，相应成本有所增加。在云层覆盖多、太阳能资源少、安装面积受限的地区，在太阳辐射变化的条件下，采用气液分离器可使蒸发器出口的工质温度和压力保持稳定，维持ORC系统稳定运行。

图4-23　小型家用太阳能CHP系统［18］

（a）采用单级集热器的CHP系统；（b）采用两级集热器的CHP系统

采用不同工质的单级集热器ORC系统的净输出功率随蒸发温度的变化曲线如图4-24所示。在高、低两种不同的太阳辐射量下，R245ca、R123和R11的净输出功率较高。当净输出功率较高时，对应的蒸发温度范围也较大。在低太阳辐射水平下，采用R245ca为工质，蒸发温度为78℃时可输出79W的净输出功率；在高太阳辐射水平下，采用R123为工质时的最大净输出功率为1 040 W，对应蒸发温度为144℃。R245fa和丁烷在低太阳辐射水平下性能较好，但在高太阳辐射水平下性能较差；戊烷和R141b在高太阳辐射水平下性能较好，但在低太阳辐射水平下性能较差。

图4-24　单级集热器ORC系统的净输出功率随蒸发温度的变化曲线［18］

（a）G=150 W/m2且T a=20℃；（b）G=800 W/m2且T a=20℃

在两种不同的太阳辐射水平下，两级集热器ORC系统的净输出功率与单级集热器ORC系统的净输出功率对比如图4-25所示。两种ORC系统均采用R245ca工质，气液分离器入口的气液两相工质干度设定为0.33。对于两级集热器ORC系统，集热器阵列的热效率稍高，使最大净输出功率在低太阳辐射水平下有5%的增加，在高太阳辐射水平下有7%的增加。同时，两级集热器ORC系统的净输出功率最大时对应的蒸发温度高于单级集热器ORC系统，在高太阳辐射水平下这种差别更为明显。对于两级集热器ORC系统，随着蒸发温度的升高，第一级集热器所需聚光面积所占比例逐渐增加，这是因为随着蒸发温度的升高，工质显热部分吸热量相对潜热部分吸热量的比例逐渐增加。(www.xing528.com)

图4-25　单级和两级集热器ORC系统的净输出功率对比［18］

（a）G=150 W/m2且T a=20℃；（b）G=800 W/m2且T a=20℃

对于图4-23所示系统，气液分离器可利用ORC系统工质来蓄热，另一种思路是采用太阳能集热回路中的导热介质来蓄热。图4-26所示为一种采用导热油蓄热的小型太阳能CHP系统的结构［19］。其采用PTC，面积达20 m2，带有日光自动跟踪调节装置，PTC管内采用Therminol 66导热油作为介质，在集热器出口串联有一个储热罐。带回热器的ORC系统采用R245fa工质和涡旋膨胀机，以及适用于广大内陆地区的风冷式冷凝器。在太阳辐射强度较低时，ORC系统关闭。

图4-26　采用导热油蓄热的小型太阳能CHP系统［19］

当导热油温度达到140℃时，ORC系统开始工作。根据某天的太阳辐射数据计算得到的蒸发器进、出口温度变化如图4-27（a）所示，T8为导热油在蒸发器入口的温度，T9为导热油在蒸发器出口的温度，T7为R245fa在蒸器入口的温度，T1B为R245fa在蒸发器出口的温度。在理想的换热条件下，导热油和R245fa的最高温度可达165℃。ORC系统效率和膨胀机效率的变化曲线如图4-27（b）所示，ORC系统最高热效率可达0.09，膨胀机等熵效率约为0.6，膨胀机的额定功率为1.5 kW，系统总输出电能约为19 kWh。

图4-27　导热油温度为140℃时ORC系统的工作性能［19］

（a）蒸发器进、出口温度；（b）ORC系统热效率和膨胀机等熵效率

采用遗传算法对导热油的蓄热温度和蒸发器出口的R245fa工质温度进行优化，在太阳辐射强度为700 W/m2时，得到优化的蓄热温度为143℃，蒸发器出口的R245fa工质温度为112℃。基于前述太阳辐射数据，ORC系统热效率和膨胀机等熵效率如图4-28（a）所示，优化后的膨胀机等熵效率在0.75左右，ORC系统热效率约为12%。ORC系统的发电功率如图4-28（b）所示，在上午9点到下午5：30之间，优化后输出的发电功率超过2 kW。

图4-28　工作参数优化后的ORC系统的工作性能［19］

（a）ORC系统热效率和膨胀机等熵效率；（b）ORC系统的发电功率

太阳能CHP系统中包含太阳能集热回路和ORC回路，两个回路的接口是ORC系统蒸发器。将蓄热材料与ORC系统蒸发器集成在一起，系统的结构更加紧凑。图4-29所示为一种蒸发器集成蓄热功能的太阳能CHP系统的结构。蓄热系统作为太阳能集热回路和ORC回路的接口，同时作为ORC系统蒸发器。从膨胀机流出的ORC系统工质用于加热储热罐，提供生活用热水。基于该系统，可分析不同蓄热材料对系统性能的影响［20］。集热器采用新一代高性能真空式平板集热器（EFPC）。集热器入口的导热油温度会影响集热器效率，进而影响整个系统的工作效率。随着集热器入口导热油温度的升高，系统的发电效率先增加后减小。以英国伦敦地区和塞浦路斯拉纳卡地区1、4、7月的气候数据为例，根据不同季节太阳日辐射强度的变化，可对EFPC入口的导热油温度进行优化。英国伦敦地区优化的集热器入口导热油温度在1月为95℃，在7月为125℃，相应的最大发电效率分别为4.4%和6.4%。塞浦路斯拉纳卡地区优化的集热器入口导热油温度在1月为115℃，在7月为145℃，最大发电效率为6.3%～7.3%。

图4-29　蒸发器集成蓄热功能的太阳能CHP系统的结构［20］

根据优化的集热器入口导热油温度，采用6种不同蓄热材料的CHP系统的工作性能对比如图4-30所示。分析时设EFPC面积为15 m2，蓄热系统体积为500 L，ORC系统在用电高峰晚上5点后开始工作，满负荷输出功率为1 kW。无机盐相变材料的最高蓄热温度最低，为169℃，集热器入口的导热油温度最低，集热器效率和热电转换效率最高，与有机相变材料相比，无机盐相变材料的潜热更高。导热油的热容最小，需要的最高蓄热温度最大。水在加压到16 bar时的最高蓄热温度也达到了200℃。随着蓄热系统最高温度的升高，ORC系统的净输出功率也较大，但是最高蓄热温度较低的材料的总输出功和工作时间均较大。综合来看，无机盐相变材料的输出功率比显热型蓄热材料高25%。

图4-30　采用不同蓄热材料的CHP系统的工作性能对比［20］

（a）TES温度；（b）TES储存和释放能量；（c）ORC系统的净输出功率

图4-31所示为一种带蓄热系统的CHP系统，通过控制回路中阀门的开闭，该系统可工作在3种不同的模式下：（1）太阳能蓄热模式，当集热器出口的导热油温度低于100℃～130℃时系统工作在此模式；（2）太阳能直接发电模式，当蓄热系统蓄热到设定值时开启此模式；（3）蓄热系统放热的太阳能间接发电模式，当集热器出口的导热油温度低于80℃，而蓄热器的温度高于80℃～110℃时系统工作在此模式。Lizana等分析了采用水和无机盐相变材料的蓄热系统的年太阳能利用情况［21］。采用无机盐相变材料的蓄热系统的收益高于采用水的蓄热系统。与加压水的蓄热系统相比，采用MgCl·6H2 O的蓄热能力可提高25%，与传统储热罐相比蓄热能力提高了7%，且热损失最低。考虑到直接和间接的太阳能利用模式，采用水、加压水和无机盐相变材料作为蓄热材料的总太阳能利用效率分别可达78%、68%和85%。

图4-31　集热器出口串联蓄热装置的CHP系统［21］

在欧洲区域合作（希腊-保加利亚，2007—2013年）战略资助计划ENERGEIA项目的支持下，在希腊东北部克桑西市的Ziloti村建立了一个小型太阳能CHP系统［22］，如图4-32所示。该系统采用FPC，占地面积为1 000 m2，集热功率达234 kW。整个系统的结构如图4-33所示，集热器出口最高温度达200℃的导热油用于加热储热罐，另外来自地热井的不超过60℃的地热水也可提供一部分热量预热储热罐。储热罐体积为5 m3，采用压力为4 bar的加压水蓄热，储热罐输出温度为140℃的热水，用于给ORC系统蒸发器提供能量。ORC系统的结构如图4-34所示，其采用R245fa为工质，当供热温度为70℃～140℃时工作，额定功率为5 kW，热效率为5%～7%，年发电量为950 kWh。

图4-32　ENERGEIA项目在希腊东北部克桑西市的Ziloti村建造的小型太阳能CHP系统［22］

图4-33　ENERGEIA项目的小型太阳能CHP系统的结构［22］

图4-34　ENERGEIA项目的ORC系统［22］

基于TRNSYS软件，对该系统在不同季节的工作性能进行仿真，结果如图4-35所示。热辐射量曲线为集热器给储热罐提供的热量，ORC系统吸热量曲线为储热罐提供给ORC系统的能量，蓄热量曲线为储热罐加压水蓄热功率变化，P e为ORC系统净电输出功率变化。在夏季的6月和7月，集热器提供的最高热功率超过55 kW。在冬季的12月和1月，集热器收集的热功率低于10 kW。从4月到10月，集热器工作时间明显延长，提供给储热罐的能量也较大，此时ORC系统的输出功率较大，呈现出较明显的波动性。这是由于储热罐温度达到80℃以后，开始向ORC系统提供能量进行发电，如果日照充足，集热器会继续向储热罐补充热量。在没有日照的条件下，利用储热罐能量，ORC系统还能继续工作一段时间。