Ein neuartiger dualer Speisewasserkreislauf für ein Parabolrinnen-Solarkraftwerk

Jan 01, 2024

Scientific Reports Band 13, Artikelnummer: 7471 (2023) Diesen Artikel zitieren

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Das validierte dynamische Modell eines Parabolrinnenkraftwerks (PTPP) wird durch die Kombination eines neuen Speisewasserkreislaufs (Speisewasser-/HTF-Kreislauf) und eines Referenz-Speisewasserkreislaufs (Speisewasser-/Dampfkreislauf) sowie die Entwicklung des Dampfturbinenmodells verbessert . Ein solches Design stellt den ersten Forschungsversuch dar, einen doppelten Speisewasserkreislauf innerhalb des PTPP zu nutzen, um die Leistungsabgabe bei Tageslicht von 50 auf 68 MWel zu erhöhen und die Nachtbetriebsstunden zu geringeren Kosten zu erhöhen. Der Zweck der Erhöhung der Nachtbetriebsstunden bei einer Leistung (48 MWel) wie im Referenz-PTPP besteht darin, das Backup-System für fossile Brennstoffe abzuschaffen und sich nur auf die absorbierte Sonnenenergie und die in der Salzschmelze gespeicherte Energie zu verlassen. Tagsüber wird der Speisewasserkreislauf mit Speisewasser/HTF betrieben. In der Übergangszeit wird der Speisewasser-/HTF-Kreislauf aufgrund einer Abnahme der Sonneneinstrahlung schrittweise geschlossen. Darüber hinaus wird der Rest des nominalen Speisewassermassenstroms (49 kg/s) nach und nach aus dem Speisewasser-/Dampfkreislauf ergänzt. Nach Sonnenuntergang wird das gesamte Speisewasser auf Basis des aus der Turbine entnommenen Dampfes erhitzt. Ziel dieser Verbesserung ist es, die Anzahl der nächtlichen Betriebsstunden zu erhöhen, indem die Nennlast aufgrund des geringen Energiebedarfs in den Abendstunden von 61,93 auf 48 MWel reduziert wird. Daher wird eine Vergleichsstudie zwischen dem Referenzmodell und dieser Optimierung (Optimierung 2) für klare Tage (26.–27./Juni und 13.–14./Juli 2010) durchgeführt, um den Einfluss des dualen Speisewasserkreislaufs zu verstehen. Der Vergleich zeigt, dass die Betriebsstunden des Leistungsblocks (PB) deutlich erhöht werden. Darüber hinaus verringert sich diese Verbesserung aufgrund des fossilen Brennstoffsystems nachts. Im letzten Schritt wurde eine wirtschaftliche Analyse der Kosten des referenzierten und des optimierten PTPP als Funktion der Levelized Energy Cost (LEC) durchgeführt. Die Ergebnisse verdeutlichen, dass die spezifischen Energiekosten eines PTPP mit 7,5 h Speicherkapazität durch die Erhöhung der Leistung des PTPP von 50 auf 68 MWel um etwa 14,5 % gesenkt werden.

Die Nutzung konzentrierter Solarenergie (CSP) zur Stromerzeugung ist ein wichtiger Schritt in Richtung eines ökologisch nachhaltigen Wachstums und bietet eine äußerst vorteilhafte Alternative gegen atmosphärische Verschlechterung1, 2. Es werden CSP-Technologien zur Erzielung hoher Temperaturen eingesetzt. CSP-Anlagen konzentrieren sich auf die direkte Sonneneinstrahlung auf schmale Bereiche, wodurch hohe Temperaturen erreicht werden können. Bei CSP-Technologien kann eine Parabolrinne (PT) als ausgereifte Technologie unter CSP-Anlagen angesehen werden, die auch ihre Wirtschaftlichkeit unter Beweis gestellt hat3,4,5,6,7,8,9,10,11,12,13 ,14,15,16,17. Beispielsweise können die PTPPs Temperaturen von annähernd 395 °C18 erreichen. Solche Kraftwerke verfügen über ein thermisches Speichersystem (TSS) zur kontinuierlichen Stromerzeugung über Stunden hinweg ohne Sonnenlicht6.

Als Ergänzung zu experimentelleren Untersuchungen unterstützt die Simulationsmodellierung von PTPP das Verständnis des Systembetriebs, seiner Potenziale und Einschränkungen. Verbesserungen und Neukonfigurationen von Energiesystemen beginnen typischerweise mit der stationären Modellierung von Prozessen. Im Gegensatz dazu ermöglicht die Verwendung dynamischer Modellierung Benutzern und Ingenieuren die Entwicklung besserer Betriebsstrategien und Vorschläge zur Prozesssteuerung17, 19. Bisher wurden verschiedene Arten von Experimenten zur Modellierung und Simulation von PTPP durchgeführt. Die Hauptziele dieser Bemühungen waren die Validierung von Leistungsmodellen und das Testen verschiedener betrieblicher Ansätze. Im Folgenden wird ein umfassender Überblick über dynamische Modellierungsuntersuchungen im Zusammenhang mit dem PTPP gegeben.

Yuanjing et al. 1 schlug eine Verbesserung des 30-MW-Parabol-Aquädukt-Solarthermiekraftwerks vor. Sie legten ein Modell für die gesamte Anlagenleistung fest. Ein kommerzielles Programm Ebsilon zum Erstellen der Simulationsmodelle der (SEGS VI) Anlage wurde berechnet. Darüber hinaus wurde eine Leistungsanalyse der beiden Anlagen unter bestimmten Design- und Betriebsbedingungen durchgeführt. Darüber hinaus bewerteten sie alle Implementierungsfaktoren des SEGS VI mit einem erweiterten System. Die Ergebnisse zeigen, dass der Wirkungsgrad des Solarfelds bei Betriebsatmosphären um etwa 0,52 % und die Gesamtleistung der Anlagen um etwa 0,22 % steigt. Gleichzeitig steigen die Kollektorzahlen des Solaraspekts, die eine große Einsatzchance erhalten. Liu et al.20 entwickelten einen modalen prädiktiven Regler, um die tatsächliche Stromlast mit Informationen für prädiktive Klimadaten zusammenzuführen und so den kumulierten Kohleverbrauch an einem bestimmten Tag und einer bestimmten Dauer zu reduzieren. Darüber hinaus führten sie zehn Tage lang eine Simulation durch, um die Vorteile und Betriebsabläufe des modellprädiktiven Reglers zu ermitteln. Ein Vergleich zwischen dem herkömmlichen Regler und den Lastvorhersagen wurde durchgeführt. Eine Simulation an einem bestimmten Tag zeigt, dass die Reduzierung des Kohleverbrauchs mithilfe einer prädiktiven Reglermethode um etwa 13,6 % (21,3 Tonnen) angehoben wurde, während sie in der darauf folgenden zehntägigen Simulation 20,3 % betrug. Es wurde der Schluss gezogen, dass die Implementierung des Solarkollektors sowie der parabolrinnenbetriebenen kohlebefeuerten Energieerzeugungsmethode das Verständnis für die Vorteile und Einschränkungen des Einsatzes der Methode eines prädiktiven Reglers im Betriebsverfahren verbessert hat. Die Wahl der Kondensatorkühlung hat höchstwahrscheinlich einen Einfluss auf die technisch-wirtschaftliche Machbarkeit. In diesem Zusammenhang wird versucht, die Lebensdauer der Fähigkeit zur CO2-Äquivalent-Verschmutzungsreduzierung (LCCM) für eine Mindestkapazität von 50 MW sowohl bei der Trocken- als auch bei der Nasskühlung zu bewerten. Aseri et al.3 führten diese Forschung in Indien durch und nutzten zwei Regionen (PTSC) sowie (SPT) trockenkühlungsabhängige CSP-Anlagen (6,0 Stunden) mit gespeicherter Wärmeenergie. Die Ergebnisse zeigten, dass Trockenkühlung in diesen Anlagen, die Nasskühlanlagen entsprechen, eine große Wassermenge von 91,99 % einsparen kann. Wang et al.21 schlugen einen einzigartigen Parabolkanal-Solarreceiver mit einem Strahlungsschild nach dem Ansatz einer Zone mit negativem Wärmefluss vor, stellten ihn her und experimentierten damit, um die Solar-/Wärmeumwandlungsleistung des betriebsbereiten Kanalkollektors nach seiner Verschlechterung zu verbessern bei den maximalen Betriebstemperaturen. Sie erstellten mathematische Muster für die Wärmegewinnung sowie wirtschaftliche Auswertungen. Die Ergebnisse der Simulation stimmen gut mit den Praxisdaten überein. Die technisch-ökonomischen Errungenschaften der Solarkraftwerke, die die vorgestellten Solarreceiver in drei Regionen mit unterschiedlichen installierten Kapazitäten und thermischen Speicherkapazitäten errichten, wurden eingehend untersucht. Die Ergebnisse zeigten, dass der vorgestellte Solarreceiver eine bemerkenswerte Möglichkeit zur erheblichen Verbesserung der technisch-wirtschaftlichen Leistung des Solarstromsystems bietet. Dabei beträgt die Verbesserung der jährlichen Nettostromleistung der Solarstromanlage mit den vorgestellten Solarreceivern in Dunhuang etwa 9,77 % und die Senkung der Stromgestehungskosten etwa 8,67 %. Manesh et al.22 führten die Entwicklung eines gemeinsamen Kraftwerks in der Stadt Qom durch, das auf der Grundlage eines solaren Multi-Impact-Entsalzungsprozesses in Betrieb genommen wurde. Vor diesem Hintergrund führten sie eine (6E)-Untersuchung zu Energie, Exergie, Belastungsökonomie, Exergoumwelt, Schwellenökonomie und Emergoumwelt durch. Darüber hinaus verwendeten sie einen multiobjektiven genetischen Algorithmus (MOGA), um den vorgeschlagenen Zyklus auf der Grundlage der (6 E)-Analyse zu verfeinern. Die Ergebnisse zeigten, dass sich die exegetische Leistung der vorgeschlagenen Pflanze um 3,22 % verbesserte. Darüber hinaus sanken nach der Optimierung und in den besten Betriebszuständen die Energieerzeugungspreise, die Umweltauswirkungen der Stromerzeugung, die Süßwassererzeugungspreise, die Umweltauswirkungen der Süßwasserproduktion und die Energie des vorgeschlagenen Systems um etwa 6,27 %, 24,51 %, 36,51 % %, 26,13 % bzw. 1,87 %. Linrui et al.4 erstellten ein Modell eines Parabolrinnenkraftwerks und untersuchten dessen Betriebsstrategie. Es gibt ein Sonnenfeld sowie einen stromlinienförmigen Stromblock. Sie zeigten, dass die angewandte Technik die Stromerzeugung im Vergleich zur ursprünglichen Strategie um 3,4 Prozent steigerte. Wei et al.23 entwickelten ein neuartiges dynamisches Analysemuster für Wärmetauscherlokomotiven. Darüber hinaus wird erstmals ein einfaches analytisches Muster eines kombinierten Parabolrinnen-CSP vorgeschlagen, das einen PTS-Teil, ein Subsystem aus Energiemasse und Wärmekraftspeicher umfasst. Um die Genauigkeit des integrierten Musters zu demonstrieren, wurde eine Validierung zwischen aktuellen Plattformdaten und berechneten Daten der Andasol II-Anlage durchgeführt. Jedes Validierungsergebnis eines stationären Szenarios und einiger dynamischer Szenarien zeigt, dass das dargestellte Muster wichtige Systemvorgänge mit akzeptabler Genauigkeit und Rechenleistung beschreiben kann. Angesichts der Vorteile von Zuverlässigkeit und Klarheit kann das integrierte Muster zur Entwicklung und Bewertung von Systemsteuerungen für CSP-Einrichtungen verwendet werden. ASI-Systeme liefern DNI-Daten für die gesamte Anlage mit einer Auflösung von (20 × 20 m2), während das Schattenkamerasystem DNI-Daten mit einer Auflösung von (5 × 5 m2) liefert. Beide Methoden verfolgen Wolkenbewegungen und liefern dadurch kurzfristige Vorhersagen von bis zu 30 Minuten. Diese Prognosen werden für anspruchsvolle Regelungsmethoden im Solarbereich genutzt und können den Gesamtertrag der Anlage um bis zu 2 % steigern24. Liu et al.9 präsentierten ein SAPG-System, das Speisewasser mithilfe einer Parabolrinne vorwärmt und Dampf mit einem Solarturm erhitzt. Untersucht wurden die Systemleistung unter drei verschiedenen Lasten (100 %, 75 % und 50 %) sowie die normale Stundenleistung an vier typischen Tagen. Dies kann zu einer um mehr als 10 % höheren Sonnenexergie führen. Arslan et al.25 untersuchten die untere Sonnenregion in der Rankine-Schleife. Sie bewerteten mehrere Parameter wie R600a, Toluol und Cyclopentan. Außerdem entwarfen sie eine Anlage, die einen Solarbereich, eine Teilanlage zur thermischen Energiespeicherung und einen Energieblock für einen 24-Stunden-Betrieb ohne externe Stromquelle umfasst. Es stellte sich heraus, dass die herkömmlichen Kreisläufe mit einem Nettoverhältnis von 0,0009012 Milliarden US-Dollar ein besseres Design haben, und sie ermittelten die beste Temperatur und den besten Druck des Turbineneingangs mit 380 °C bzw. 3,25 bar. Die auf einer Solaranlage basierende Parabolrinne ist darauf angewiesen, ihre Stromgestehungskosten aufgrund der direkten Rezirkulation der Salzschmelze zu senken. Diese Studie betont die Veränderungen und Bedenken, die für den Ersatz von Thermalölen durch geschmolzene Salze relevant sind, wie z. B. der Wärmeübertragungskoeffizient, der Druckabfall, Widerstandsgefrierlösungen, das Design des Energieblocks und der Preis. Die Ergebnisse zeigten, dass Druckabfälle im Solarbereich aufgrund erhöhter Betriebstemperaturbereiche auf kürzere Laufzeiten von geschmolzenen Salzen und nicht auf thermisches Öl zurückzuführen sind12. Rao et al.26 erstellten einen einzigartigen Thermodynamik-Prototyp, um das Reaktionsverhalten grundlegender und regenerierender CO2-TRC-basierter Trog-CSP-Techniken bei Vorhandensein verschiedener Nebelstörungen zu reproduzieren. Die Ergebnisse zeigen, dass bei der Untersuchung der Systemleistung die Wolkendicke den größten Einfluss auf den Leistungsbereich hat, während die Bewölkungslänge den größten Einfluss auf die Erholungszeit hat. Bei gleicher Nebelbildung kann der Erholungsprozess des regenerativen Systems dreimal so hoch sein wie der des einfachen Systems. Bei der gleichen Bewölkungsperiode erreichte das einfache System in kürzerer Zeit einen stabilen Zustand. Es bestehen viele Ähnlichkeiten zwischen LFC und PTC im Hinblick auf ihre mögliche Integration in eine AT-basierte ICST-Profiltechnik. Beide Methoden sind auf unterschiedliche Größen skalierbar, ohne dass sich hinsichtlich der Kosten und der Inhaltsstoffe erkennbare Skaleneffekte ergeben. In beiden Fällen wird die Skalierbarkeit typischerweise durch Anpassen des Aperturbereichs sowie des Abstands des geraden Empfängers erreicht27. Der Betrieb des Parabolrinnen-Solarstromerzeugungssystems wurde von Wang28 unter bewölkten Bedingungen modelliert und verbessert. Der Unterschied zwischen der Exergieleistung der verbrauchenden Strom- und Wärmespeicher und der thermischen Energiesysteme wurde durch neblige Umstände bestimmt. Die Modelldaten wurden im Vergleich zu bekannten Versuchsdaten validiert. Das Verhalten der kombinierten Energie-Exergie-Kontrolle (CEEC) wurde in dieser Studie genutzt, um das Problem der Entwicklung eines effizienten thermodynamischen Systems mit angemessenen Regulierungsfunktionen zu untersuchen. Zu diesem Zweck wurde eine energetische und exergetische Studie für den eingereichten Zyklus durchgeführt, gefolgt von einer genauen Modellierung der Parabolrinnenkollektoren (PTCs). Sie stellten die zugrunde liegenden Steuergleichungen dar und berechneten daraus die Reaktionszeit des Regelsystems. Die CEEC-Optimierungsstrategie wird durch die Verwendung einer Multi-Target-Optimierung bereitgestellt, um die Energie-/Exergieleistung zu optimieren und gleichzeitig die Einschwingzeit des vorgeschlagenen Zyklus zu reduzieren. Die Ergebnisse zeigten einen Fortschritt von 36,06 % bei der Energieleistung des gesamten Zyklus und eine Einschwingzeit von 25,09 %. Während die Energie-, Exergie- und Einschwingzeiten 34,02, 28,25 bzw. 17,63 % Fortschritte im Zielbetrieb zeigten29. Um den Endverlust auszugleichen, schlugen Reddy und Ananthsornaraj30 einen Parabolrinnen-Solarkollektor (PTC) mit einer verlängerten Absorberrohrlänge vor. Die Troglänge betrug 4,6 m, die Trogbreite 5,7 m, die Brennweite 1,7 m und der Randwinkel 80,3°. Diese Kompensationstechnik ist für große Rinnenkollektoren effektiv, da der Prozentsatz der Wärmeableitung im unbeheizten Bereich des Receivers im Vergleich zur Wärmesammeleffizienz des Gesamtsystems minimal war. El Kouche und Gallego31 entwickelten numerische Simulationen eines PTC mit Temperatur basierend auf physikalischen Merkmalen. Es wurden mathematische Ausdrücke erstellt. Es wurden mehrere bekannte und aktuelle Korrelationen für Wärmeübertragungsfaktoren modelliert. Darüber hinaus wurden mehrere numerische Simulationen durchgeführt, die nützliche Rückmeldungen zum Fortschritt und zur Wirksamkeit der PTC-Anlage im ausgewählten Gebiet lieferten. Moreno et al.32 schlugen den Einsatz synthetischer neuronaler Netze vor, um die beste Durchflussrate abzuschätzen, die ein Reglerdesign bietet, um die Rechenlast erheblich auf 3 Prozent der MPC-Berechnungszeit zu reduzieren. Die neuronalen Netze wurden anhand eines einmonatigen Testdatensatzes eines MPC-gesteuerten Kollektorfeldes trainiert. Die Verwendung einer variablen Anzahl von Maßnahmen als Nettoinput wurde untersucht. Die Ergebnisse zeigten, dass neuronale Netzregler etwa die gleiche mittlere Leistung wie MPC-Regler bieten, mit Abweichungen von weniger als 0,02 kW wie bei den meisten neuronalen Netzen, weniger abrupten Änderungen in der Ausgabe und geringfügigen Verstößen gegen die Einschränkungen. Darüber hinaus funktionieren die vorgeschlagenen neuronalen Netze auch bei Verwendung kleiner Mehrfachsensoren und Schätzungen effektiv, wobei der Satz neuronaler Netzeingänge auf 10 Prozentpunkte der tatsächlichen Größe reduziert wird. In diesem Wettbewerb nutzen neuere CSP-Anlagen geschmolzene Salze (MS) in den Solarkollektoren als Wärmespeichermittel und unter bestimmten Umständen als Wärmeübertragungsflüssigkeit (HTF). Bei der Implementierung von CoMETHy wurde ein mit geschmolzenem Salz beheizter Membranreformer in Kombination mit einem Vorreformer entwickelt und auf industrieller Ebene (bis zu 3 Nm3/h H2-Permeatproduktion) in einem Salzschmelzekreislauf umfassend getestet33. Goyal und Reddy34 erstellten ein numerisches thermisches Muster, um die Leistung von s-CO2 als HTF in einem Solar-PTC zu bewerten. Sie berechneten die innerhalb von HTF durch endliche Temperaturschwankungen und Flüssigkeitsströmungsreibung induzierte Entropie unter Verwendung regionaler Temperatur- und Geschwindigkeitsfelder. Darüber hinaus nutzten sie eine optische Analysemethode basierend auf Monte-Carlo-Raytracing. Die Ergebnisse zeigten, dass die im PTC-Empfänger erzeugte Entropie bei der perfekten Reynolds-Zahl für jeden Betriebsdruck und jede Einlasstemperatur des HTF auf ein Minimum reduziert wurde. Die Bejan-Zahl berechnet den Beitrag der Entropie, die durch die Irreversibilität der Wärmeübertragung entsteht, zur Entropie, die durch die Irreversibilität der Wärmeübertragung und des Flüssigkeitsflusses entsteht, wobei der Wert zwischen (0,2–0,4) bei maximalen Durchflussraten und nahe bei 1,00 bei minimalen Durchflussraten liegt35. Aufgrund der inhomogenen Temperaturverteilung im PTC-Kreislauf gibt es einen neuen Ansatz zur kaskadierten Einbindung mehrerer Solarzellen in verschiedene Abschnitte des Speicherkreislaufs. Um die beabsichtigte Technik in die Tat umzusetzen, wurden zwei Systeme in Betracht gezogen: der Multi-Division-Ansatz und der Idealansatz. Es wurde festgestellt, dass der Multi-Division- und Ideal-Ansatz zu einer höheren Effizienz führt als ein traditioneller Ansatz. Darüber hinaus wurde bei einer Arbeitstemperatur zwischen 290 und 550 °C der Wärmeverlust des Mehrteilungsansatzes um 29 % verringert, außerdem wurde die thermische Leistung um 4 % verbessert35. Subramanya et al.36 untersuchten experimentell die Leistung des PTC, indem sie ein rotierendes Empfängerrohr mit einer Geschwindigkeit von 0 bis 4 U/min, verschiedenen Innentemperaturen und Durchflussraten betrieben. Es werden mehrere Parameter untersucht, wie z. B. thermische Leistung, Temperaturanstieg und Reibungseigenschaften. Die Ergebnisse zeigten, dass die Reibungscharakteristik aufgrund der Verwendung des rotierenden Empfängerrohrs neben steigenden Temperaturdifferenzwerten schnell ansteigt. Die beste Verbesserung der thermischen Leistung durch Senkung der Innentemperatur und Erhöhung der Durchflussrate betrug 190,3 % im Vergleich zum festen Aufnahmerohr. Stutzle et al.37 modellierten einen linearen Regler, um ein 30 MWe SEGS VI PTPP zu entwickeln und einen Regelungsalgorithmus zur Annäherung an das Verhalten eines Betreibers bereitzustellen. Die Reaktion des Reglers wird sowohl an einem Wintertag als auch an einem Sommertag beurteilt. Untersucht wird auch der Einfluss des Reglers auf die Gesamtleistung des PTPP. Durch die Regelung der Kollektorauslasstemperatur wird nur eine geringe Verbesserung der gesamten geplanten PTPP-Leistung erzielt. Valenzuela et al.38. beschrieb ein PTPP, das an klaren Tagen und bei kurzfristigen Schwankungen des DNI im Einmaldurchlaufmodus arbeitet und Feedforward- und PI-Regler nutzt. Zu diesem Zweck wurde eine Konfiguration mit teilweiser Verwendung herkömmlicher Regler ausgewählt, da PTPP-Betreiber Erfahrung mit der Verwendung dieser Art von Reglern haben, indem sie die Reglereinstellungen an verschiedene Situationen anpassen, die sich auf die PTPP-Dynamik und die Reglerleistung auswirken, wie z. B. Änderungen im PTPP-Design oder am System vorgenommene Modifikationen im Laufe der Zeit. Im Steady-State-Modus deuten die Ergebnisse darauf hin, dass es möglich ist, alle Sollwerte auch bei kurzzeitigen DNI-Transienten beizubehalten. Bei längeren DNI-Gradienten ist es jedoch schwierig, die Dampftemperatur aufrechtzuerhalten. Camacho et al.39 überprüften mehrere automatische Steuerungstechnologien, die vor 2007 zur Regulierung der Auslasstemperatur von SF mit verteilten Kollektoren eingesetzt wurden. Um die wichtigsten Merkmale der verschiedenen Ansätze zu veranschaulichen, wurde eine Kategorisierung sowohl der Modellierungs- als auch der Regulierungskonzepte vorgestellt. Felhoff et al.40 entwickelten zwei Hauptarten instationärer Modelle, die auf der direkten Dampferzeugung (DSG) im PTPP basieren. Zunächst wurde ein diskretisiertes Finite-Elemente-Modell (DFEM) entwickelt, um eine detailliertere Beschreibung der PTPP-Eigenschaften und eine Erklärung des PTPP-Verhaltens zu liefern. Darüber hinaus kann ein zweites Modell mit beweglichen Grenzen (MBM), das konzentrierte Eingaben und verteilte Daten kombiniert, angewendet werden, um das Verhalten des PTPP vorherzusagen. Es wird ein Vergleich beider Modelle mit tatsächlichen Ergebnissen gegeben, mit Variationen für verschiedene Systemparameter. Die Reaktion auf lokale Störungen innerhalb des Verdunstungspfads wird vom MBM nachweislich nicht gut reproduziert. Allerdings bietet das MBM erhebliche Berechnungsvorteile, wenn davon ausgegangen wird, dass die Bestrahlungsstärke auf der gesamten SF identisch ist. DFEM empfiehlt sich zur Analyse lokaler Einflüsse, zur Ableitung von Übertragungsfunktionen oder zur Vermittlung eines tieferen Verständnisses der Systemeigenschaften. Biencinto et al.41 implementierten mithilfe der TRNSYS-Umweltsoftware ein quasidynamisches Modell eines 38,5-MW-PTPP mit DSG unter Verwendung der empfohlenen Ansätze und verglichen die jährliche Leistungsabgabe. Den in dieser Analyse dargelegten Erkenntnissen zufolge wurde festgestellt, dass die Anwendung eines gleitenden Druckansatzes zur Dampfdruckregelung im PTPP mit DSG hinsichtlich der Nettostromerzeugung vorteilhafter war als der Festdruckansatz. Biencinto et al.42 beschrieben ein innovatives Design für ein PTPP mit Kollektoren mit großer Apertur, bei dem CO2 in einem überkritischen Zustand (sCO2) als Betriebsmedium und geschmolzenes Salz als Wärmespeicherflüssigkeit verwendet werden. Darüber hinaus wird ein modulbasierter Aufbau des Solarfeldes vorgestellt, der den Bedarf an Gebläsen und Wärmetauschern verringert und gleichzeitig den hydraulischen Kreislauf der Salzschmelze minimiert. Es erfolgt ein Vergleich der erwarteten jährlichen Leistung des neuartigen Ansatzes mit der Leistung eines Referenz-PTPP, bei dem Thermoöl als HTF im SF verwendet wird. In der TRNSYS-Softwareumgebung werden zwei Simulationsmodelle entwickelt, um das Verhalten sowohl des neuen als auch des Referenz-PTPPs zu reproduzieren. Den Erkenntnissen dieser Arbeit zufolge ist das neue PTPP-Design im Vergleich zum Referenz-PTPP in der Lage, die jährliche Effizienz um etwa 0,5 % zu steigern und die Stromkosten um etwa 6 % zu senken.

Zur Verbesserung der Leistung von PTPP kann ein dynamischer Simulator ein leistungsstarkes Werkzeug sein, um die Parameter der Anlagen im Hinblick auf Inputs, Prozessbetrieb, gasförmige Outputs oder Kosteneffizienz zu analysieren.

Viele verschiedene allgemein verfügbare Programme wurden für die PTPP-Modellierung verwendet, wie z. B. TRNSYS, DYMOLA, EBSILON Professional usw. In jüngster Zeit wurde auch die APROS-Software für die dynamische Modellierung und Simulation von PTPP verwendet, wie in 5, 43 dargestellt. Um die Antwort zu verstehen des PTPP gegenüber Schwankungen der meteorologischen Bedingungen werden solche dynamischen Modelle implementiert. Offensichtlich wurden bisher nur begrenzte dynamische Modelle für die PT-Technologie eingeführt. Bisher befassten sich die meisten dieser Bemühungen jedoch mit den TSS- und SF-Modellen sowie mit begrenzten Forschungsarbeiten, in denen die dynamischen PB-Modelle vorgestellt wurden.

Es wurde mit einem gründlichen dynamischen Modell (genannt Optimierung 2) mit der APROS-Software entworfen. In diesem entworfenen Modell wird ein dreiteiliges Modell (SF, TSS und PB) entwickelt, das alle Regelkreise enthält, die zur Regulierung der Schwankungen erforderlich sind, die während des Betriebs des PTPP auftreten. Anschließend wird das entworfene Modell anhand des Referenzmodells (validiertes Modell) in5 bewertet, indem es verglichen wird, um den Verbesserungsgrad hervorzuheben. Die Neuheit der in Optimierung 2 in diesem Dokument durchgeführten Optimierungen wird wie folgt beschrieben:

Entwicklung eines dualen Modells zur Vorwärmung des Speisewassers unter Verwendung des Speisewasser/HTF-Modells während der Tagesperiode und des Speisewasser/Dampf-Modells während der Nachtperiode. Dieser Entwurf stellt den ersten seiner Art in diesem Bereich dar.

Umsetzung des Dampfturbinenmodells für den Betrieb mit und ohne Dampfentnahme. Der Vorteil im ersten Fall besteht darin, dass man nachts nicht mehr auf fossile Brennstoffe angewiesen ist, während im zweiten Fall die Stromproduktion bei Tageslicht gesteigert wird.

Erhöhung der absorbierten Wärmeenergie, konzentriert im SF, durch Ausdehnung auf mehr Kreisläufe.

Ausweitung des Nachtbetriebs des ÖV auf Basis einer Kapazitätserhöhung des TSS.

Vergleich der Kosten des neuen PTPP entsprechend der Jahresleistung der Anlage.

APROS ist in der Lage, progressive Regelkreise aufzubauen. Dynamische Simulationen über mehrere Tage können kontinuierlich durchgeführt werden. Daher gilt APROS aufgrund seiner hohen Fähigkeit, eine konstante Leistung, Genauigkeit und schnelle Reaktion bei schnellen Laständerungen zu gewährleisten, als das überlegene Werkzeug für die Modellierung mehrerer Kraftwerke, insbesondere während der dynamischen Verarbeitung. Ausführlichere Details zum in APROS realisierten Lösungsverfahren finden sich z. B. in44.

Zur Lösung eindimensionaler partieller Differentialgleichungen wird üblicherweise die Finite-Differenzen- oder Finite-Volumen-Methode verwendet. Diese Gleichungen werden räumlich und zeitlich diskretisiert und die nichtlinearen Terme anschließend linearisiert. Für die räumliche Diskretisierung (Integration über die entsprechende Segmentlänge) stehen mehrere Diskretisierungstechniken zur Verfügung, darunter die Upwind-Technik erster Ordnung, die zentrale Differentiationstechnik zweiter Ordnung und die quadratische Upwind-Interpolation. Der implizite Ansatz wird typischerweise für die zeitliche Diskretisierung angewendet. Schließlich ist es möglich, die physikalischen Eigenschaften einschließlich Enthalpie, Druck und Geschwindigkeit innerhalb des Rechenmodells auf Basis der diskretisierten Erhaltungssätze, der Einlass- und Auslassströmungsparameter sowie der thermodynamischen Eigenschaften zu berechnen. Gemäß der Software APROS43, die die Finite-Volumen-Methode zur Lösung der eindimensionalen partiellen Differentialgleichungen verwendet hat, umfasst die Lösungsmethode44:

Den Kontrollvolumina werden die Energie-, Massen- und Impulserhaltungsgesetze auferlegt.

Bibliotheken mit Materialeigenschaften sind im Hinblick auf verwandte Variablen wie spezifische Enthalpie, Druck und Massenanteil zugänglich.

Es können Einphasen-, Mischphasen-, Nichtgleichgewichts-Trennphasen-, turbulente, kritische und laminare Strömungen angewendet werden. Darüber hinaus können Strahlungen, Konvektionen und Diffusionen sowie entsprechende Wärmeübertragungsbeziehungen verwendet werden. Mit den betrachteten Kontrollvolumina können chemische Wechselwirkungen verbunden sein.

Die Modelle von Regulierungssystemelementen einschließlich Reglern, logischen Eingängen und Prozessen sowie sequentiellen Automatisierungsblöcken können funktionell in das Simulationsmodell einbezogen werden.

Für den gültigen Geltungsbereich werden experimentelle Korrelationen angewendet.

Elektrische Komponenten können dem Simulationsmodell funktional hinzugefügt werden, wie z. B. Generatoren, Elektromotoren usw.

Bei instationären Strömungen sollte die Diskretisierung rechtzeitig unter Berücksichtigung relevanter Zustandsgrößen und gewählter Zeitskalen erfolgen.

Bestimmen Sie die physikalischen Größen des Betriebsmediums innerhalb eines Kontrollvolumens, einschließlich Energiefluss, Massenfluss und Trennmedien.

Um eine hohe Flexibilität während der Betriebszeiten des PTPP zu erreichen, wurden Modifikationen an den optimierten Speisewasser- und Dampfturbinenmodellen vorgenommen. Darüber hinaus sind in Tabelle 1 die Spezifikationen des Referenzkraftwerks und der Optimierung 2 aufgeführt. Diese Entwicklung wird als Optimierung 2 bezeichnet, wie in Abb. 1 dargestellt. In den folgenden Abschnitten wird auf einen dualen Speisewasserkreislauf und Dampfturbinenkreislauf sowie die Regelung eingegangen Schaltungen für diese optimierten Schaltungen werden beschrieben.

Schematische Darstellung einer PTPP mit doppeltem Speisewasserkreislauf.

Der in Optimierung 1 implementierte optimierte Speisewasserkreislauf wird mit der Software APROS entwickelt. Der genannte Speisewasser-/Dampfkreislauf (FW/S-Kreislauf) wird mit dem in45 verbesserten Speisewasser-/HTF-Kreislauf (FW/HTF-Kreislauf) kombiniert. Der Abendzeitraum lässt sich anhand des Strombedarfs in zwei Teile unterteilen, nämlich einen hohen und einen niedrigen Bedarf. Der Zeitraum mit hoher Nachfrage beginnt mit Sonnenuntergang und dauert bis etwa 22:00 Uhr, während der Zeitraum mit geringer Nachfrage von 22:00 Uhr bis 6:00 Uhr beginnt. Ziel dieses Entwurfs ist es, die Betriebsstunden am Abend durch eine Reduzierung der Nennleistung von 61,93 auf 48 MWel zu verlängern. Dies sorgt für betriebliche Flexibilität und eine gleichmäßigere Stromerzeugung, wenn der Energiebedarf in den Abendstunden gering ist. Darüber hinaus verringert diese Optimierung die Abhängigkeit von einem Backup-System für fossile Brennstoffe in den Abendstunden.

Zweikreis-Speisewasser wird mithilfe von zwei Wärmetauschersträngen (Strang 1 und Strang 2) modelliert, wobei jeder Wärmetauscher als Vorwärmer betrachtet wird, wie in Abb. 2 dargestellt. In Strang 1 fünf Gegenstromwärmetauscher bei niedrigem Druck Speisewasser werden gemeinsam an den Entgaser angeschlossen. Das Speisewasser wird nach dem Entgaser in zwei Gegenstromwärmetauscher mit hohem Speisewasserdruck gepumpt. Das HTF fließt durch die Wärmetauscher von Strang 1, um das Speisewasser zu erwärmen, das während der Tageslichtstunden durch die Rohrseite des FW/HTF-Kreislaufs geleitet wird. Strang 2 umfasst sieben Kondensator-Wärmetauscher ähnlich dem Referenz-Speisewasserkreislauf, wobei fünf Wärmetauscher als ND-Vorwärmer und zwei davon als HD-Vorwärmer verwendet werden. Der aus der Turbine entnommene Dampf wird zur Erwärmung des Speisewassers verwendet, das durch den zweiten Speisewasserkreislauf (FW/S-Kreislauf) geleitet wird. Es ist erwähnenswert, dass eine bestimmte Menge Speisewasser entweder vom FW/HTF-Kreislauf oder vom FW/S-Kreislauf oder von beiden Kreisläufen zum Hochdruck-Temperierer gepumpt wird, um die Temperatur des umgeleiteten Dampfes von der HD-Bypass-Steuerung anzupassen Ventil vor dem Eintritt in den Nacherhitzer.

Zweikreis-Speisewassermodell.

Die FW/HTF-Schaltung wird bei Tageslicht betrieben, während die FW/S-Schaltung abends genutzt wird. Während der Sonnenuntergangsperiode (Übergangszeit) nutzt ein Economizer Speisewasser aus beiden Speisewasserkreisläufen in unterschiedlicher Menge. Dabei werden die Randbedingungen des Speisewassers nach und vor jedem Vorwärmer in beiden Kreisläufen auf ähnlichen Werten gehalten wie im Referenzkreislauf. Darüber hinaus werden die Randbedingungen von Dampf und HTF, die in beiden Kreisläufen verwendet werden, denen der Referenz- und optimierten Speisewasserkreisläufe ähnlich gehalten.

Alle in der Referenz implementierten Reglerkreise und die optimierten Speisewasserkreisläufe werden im Zweikreis-Speisewasser mit den gleichen Randbedingungen verwendet, mit Ausnahme von FW MCVLP in beiden Kreisläufen. Allerdings werden die Regelungsstrukturen von FW MCVLP in beiden Strängen geändert, indem vor dem Wärmetauscherstrang zwei Regelventile hinzugefügt werden, nämlich das Speisewasserregelventil vor dem FW/HTF-Kreislauf (FWCVHTF) und vor dem FW/S-Kreislauf (FWCVs). ). Darüber hinaus werden drei Regelkreise im Kessel- und Wärmespeichersystem geändert. In den folgenden Abschnitten wird die Funktionsweise neuer Regelventile beschrieben.

Das Speisewasserregulierventil befindet sich vor dem ersten ND-Vorwärmer (LP PH1) im FW/HTF-Kreislauf. Abhängig von der Betriebsart des Kraftwerks werden in diesem Regelkreis zwei Aufgaben umgesetzt, wie in Abb. 3 dargestellt. Dieser Regelkreis umfasst einen einzigen Selektor, der wiederum basierend auf zwei Randbedingungen (dem HTF-Massenstrom und ...) zwischen diesen Aufgaben wechselt Die Temperatur am SF-Auslass muss unter 802 kg/s bzw. 393 °C liegen und wann die Übergangsphase beginnen soll. Die Übergangsperiode beginnt, wenn der HTF-Massenstrom am SF-Auslass aufgrund der Sonnenuntergangsperiode auf weniger als den Nennwert von 802 kg/s absinkt. Die erste Aufgabe wird nach Sonnenaufgang aktiviert, wobei der FWCVHTF schrittweise geöffnet wird, bis die Grundmenge von 55 kg/s im FW/HTF-Kreislauf erreicht wird und diese bis zur Übergangsphase unverändert bleibt. Die zweite Aufgabe wird bearbeitet, wenn beide Randbedingungen erfüllt sind. Daher hält der FWCVHTF die HTF-Temperatur am LP PH5-Auslass unverändert auf der Auslegungstemperatur von 164 °C, indem er den durch den FWCVHTF geleiteten Speisewassermassenstrom reguliert. In der Übergangsphase wird ein Teil des heißen Speisewassers vom FW/HTF-Kreislauf geliefert und der Rest wird über den FW/S-Kreislauf mit den gleichen Eigenschaften (Temperatur und Druck) bereitgestellt. Als Folge wird der FWCVHTF vollständig geschlossen, wenn der HTF-Massenstrom am SF-Auslass gleich Null ist. In der Abendperiode wird die FW vom Kondensator über FWCVS versorgt, wie im nächsten Abschnitt erläutert.

Speisewasserregler im FW/HTF-Kreislauf (FWCVHTF).

Dieses Regelventil wird am Eingang des FW/S-Kreislaufs installiert. Der Zweck von FWCVS besteht darin, den Speisewassermassenstrom durch den FW/S-Kreislauf während der Abendperiode und in der Übergangszeit zu regulieren. Die Funktionsweise von FWCVS kann wie folgt beschrieben werden.

Der Massenstrom des Speisewassers nach dem FWCVHTF wird aufgezeichnet und dann mit dem Sollwert (31 kg/s) verglichen. Dieser Vergleich wird von einem Komparator (AD) durchgeführt, der wiederum ein Signal an den PI-Regler sendet, wie in Abb. 4 dargestellt. Anschließend steuert ein PI-Regler den Aktuator, der FWCVS betreibt. Dieses Steuerventil erfüllt zwei Funktionen in Abhängigkeit von zwei Wahlschaltern. Der erste Selektor enthält eine Randbedingung (Speisewassermassenstrom nach dem FWCVHTF muss kleiner als 44 kg/s sein), während der zweite Selektor ebenfalls aus einer einzigen Bedingung besteht (die HTF-Temperatur am TS-Auslass muss kleiner als 377 °C sein). . Die erste Funktion wird im Solarbetrieb des Kraftwerks aktiviert, wobei dieses Regelventil bis zur Übergangszeit geschlossen bleibt. Nach Erreichen der Bedingung von Selektor 1 wird die zweite Funktion dieses Selektors betätigt, bei der der Rest des in den Economizer geleiteten Speisewassermassenstroms je nach Wärmespeichersystem über FWCVS wieder aufgefüllt wird. Wenn die HTF-Temperatur am Wärmespeicheraustritt unter 377 °C fällt, wird das FWCVS schrittweise über einen Zeitgradienten (Polylinie) geschlossen.

Speisewasserregler im FW/S-Kreislauf (FWCVS).

Es ist zu erkennen, dass der Trassenwechsel zwischen Zug 1 und Zug 2 in der Übergangszeit (vor Sonnenuntergang) erfolgt, indem die FWCVs schrittweise geöffnet und die FWCVHTF geschlossen werden.

Das HTF-Regulierungsventil am Eingang des Leistungsblocks regelt den HTF-Massendurchfluss, der in die Überhitzer und Zwischenüberhitzer gelangt. In diesem Regelkreis gibt es drei Wähler. Zwei Funktionen werden über einen Selektor übergeben. Im Selektor 1 wird die erste Aufgabe bei Sonnenaufgang ausgeführt, wobei dieses Ventil den HTF-Massenstrom am Überhitzer- und Zwischenüberhitzer-Einlass gemäß dem vordefinierten Sollwert auf 615 kg/s hält. Danach regelt es diesen Wert bis zum Übergangszeitraum weiter. Die zweite Aufgabe wird aktiviert, nachdem zwei Randbedingungen erfüllt sind (der HTF-Massenstrom am SF-Auslass muss weniger als 802 kg/s betragen und die Übergangsphase sollte gestartet werden). Dieser Prozess wird erreicht, indem der HTF-Massendurchsatz an den Einlässen des Überhitzers und des Zwischenüberhitzers mit einem neuen Sollwert von 600 kg/s durch den PI-Regler verglichen wird, wie in Abb. 5 dargestellt. Im zweiten Selektor werden zwei Aufgaben durch den Selektor geleitet 2. Die erste Aufgabe kommt von Selektor 1 und die zweite wird aktiviert, wenn der Füllstand im Warmwasserspeicher unter 0,6 m fällt und kein HTF aus dem Solarfeldauslass kommt, wo dieses Ventil geschlossen wird. Im dritten Selektor wird die erste Funktion von Selektor 2 empfangen und die zweite Funktion basierend auf zwei Randbedingungen betrieben (der HTF-Massenstrom am SF-Auslass muss mehr als 390 kg/s und die Temperatur mehr als 295 °C betragen). . Wenn beide Bedingungen erfüllt sind, regelt dieses Ventil den Massenstrom an HTF in den Überhitzer- und Zwischenüberhitzereingängen entsprechend einem Sollwert auf 615 kg/s.

HTF-Regler an den Einlässen des Überhitzers und des Zwischenüberhitzers.

Die Regelungsstruktur der LP- und HP-Hauptsteuerventile des HTF vor den optimierten HD-Vorwärmern und den ND-Vorwärmern (LP-PH MCVHTF und HP-PH MCVHTF) wurde verbessert, wie in Abb. 6 dargestellt. Beide Steuerventile wirken gleich Arbeitsprinzip mit unterschiedlichen Einschränkungen, um den Massenstrom an HTF anzupassen, der für jeden Vorwärmertyp gesendet wird. Diese Regelkreise umfassen jeweils zwei Wahlschalter. Durch jeden Selektor werden zwei Funktionen geleitet. Abhängig von den gleichen Randbedingungen (der HTF-Massenstrom am SF-Auslass muss kleiner als 802 kg/s sein und die Einschwingzeit) werden die Funktionen in den für beide Kreisläufe verwendeten Selektoren geändert. Die erste Funktion wird nach Sonnenaufgang bis zum Übergangszeitraum aktiviert, wobei der LP PH MCVHTF und der HP PH MCVHTF den HTF-Massendurchfluss an den Einlässen LP-PH5 und HP-PH2 mit Sollwerten von 128 kg/s und 59 kg/s steuern für die LP- bzw. HP-Vorwärmer. Nach Erreichen beider Bedingungen wird die zweite Funktion aktiviert, bei der beide Regler den HTF-Massenstrom am Überhitzereinlass auf 600 kg/s halten, bis die thermische Speicherenergie aufgebraucht ist. Der LP PH MCVHTF und der HP PH MCVHTF sind vollständig geschlossen, wenn der nominale HTF-Massenstrom an den Überhitzer- und Zwischenüberhitzereinlässen (600 kg/s) erreicht ist. Nach Erschöpfung der gespeicherten Energie muss die Übergangszeit des nächsten Tages eingeleitet werden, um den gleichen Ansatz dieser Regelkreise zu wiederholen.

LP- und HP-Hauptregler des HTF vor den Vorwärmern.

Das Regelventil am optimierten TSS-Auslass wird durch das Hinzufügen eines neuen Selektors sowie durch die Änderung des Sollwerts des HTF-Massenstroms und der Randbedingungen verbessert, wie in Abb. 7 dargestellt. In der Kompensationsperiode kann der TS DCVo als Einlass betrachtet werden des thermischen Speichersystems, wo es den HTF-Massenstrom reguliert, der in das optimierte TSS gelangt, um den Nennwert von 802 kg/s am Tag und 600 kg/s am Abend zu erreichen. Die Betriebsstrategie des TS DCVo kann im Folgenden beschrieben werden:

HTF-Regler am Speicherausgang im Zweikreis.

Dieser Regelkreis umfasst zwei Selektoren, dh je nach Betriebsmodus eines Speichersystems werden jeweils zwei Funktionen durchlaufen. Die erste Funktion wird im Ladebetrieb betrieben, wo sie geöffnet bleibt, um den kalten HTF mit einer Temperatur von 293 °C vom TSS in das Solarfeld strömen zu lassen. Nach Erreichen dieser Bedingungen wird die zweite Funktion aktiviert (entweder beträgt der HTF-Massenstrom am SF-Austritt weniger als 802 kg/s oder seine Temperatur beträgt weniger als 393 °C, außerdem muss der Füllstand des Warmspeichers höher sein). als 0,6 m). Dementsprechend wird der HTF-Massenstrom am SF-Auslass gemessen und über einen PI-Regler mit dem Sollwert (802 kg/s) verglichen. Dadurch ist der zweite Selektor von zwei Randbedingungen abhängig (die Übergangsphase soll gestartet werden und der Füllstand des Warmspeichers beträgt mehr als 0,6 m), bei denen dieses Regelventil den HTF-Massenstrom entsprechend dem neuen Sollwert auffüllt ( 600 kg/s).

An dieser Stelle ist zu erwähnen, dass für das Redirection Control Valve (RDCV) das gleiche Verfahren wie im TS DCVo angewendet wird.

Die Referenzdampfturbine (ST) wird durch das Hinzufügen von acht Regelventilen für die Dampfentnahme entwickelt, von denen zwei mit den HD-Vorwärmern und sechs Ventile mit den ND-Vorwärmern verbunden sind, wie in Abb. 8 dargestellt. Bei Tageslicht ist die Die Dampfturbine wird ähnlich wie in Optimierung 1 betrieben, wobei diese Regelventile bis zur Übergangsphase geschlossen bleiben. Daher treten 55 kg/s Dampf in den HP-ST ein und verlassen den LP-ST sowie Druck und Temperatur, die ähnlich wie beim optimierten Modell beibehalten werden. Erwähnenswert ist, dass der Economizer nur tagsüber das über den FW/HTF-Kreislauf zugeführte Speisewasser bezieht. Danach werden die Regelventile der Dampfentnahmen in der Übergangszeit schrittweise geöffnet, bis der Auslegungsmassenstrom der Dampfentnahmen erreicht ist. Während der Übergangszeit erhielt der Economizer den Nennwert an Speisewasser aus dem FW/HTF-Kreislauf und dem FW/S-Kreislauf. Nach Sonnenuntergang wird der gesamte Nennwert des Speisewassers (49 kg/s) über den FW/S-Kreislauf dem Economizer zur Verfügung gestellt. Hierbei ist zu erwähnen, dass alle Eigenschaften von Dampf und Speisewasser (Massenstrom, Druck und Temperatur) tagsüber ähnlich wie beim optimierten Modell und abends ähnlich wie beim Referenzmodell eingestellt sind.

Dampfturbinenmodell mit Entnahmeregulierventilen.

In diesem optimierten Dampfturbinenmodell werden alle im Referenz-Dampfturbinenmodell modellierten Regler verwendet. Ein deutlicher Unterschied ist im ND-MSCV-Kreislauf zu erkennen, der den Dampfmassenstrom am Einlass der ND-Turbine tagsüber auf 55 kg/s statt auf 46 kg/s regelt, während die gleiche Konstruktion beibehalten wird Wert (41 kg/s) in der Nachtperiode. Dadurch ergeben sich abends mehr Betriebsstunden. Darüber hinaus werden die Entnahmeregelventile so modelliert, dass die Dampfturbine in allen Betriebsperioden mit einem hohen Maß an Flexibilität und Genauigkeit betrieben werden kann. Das Funktionsprinzip dieser Regelventile wird im Folgenden erläutert.

Im Dampfturbinenmodell gibt es acht Dampfentnahme-Regelkreise, wie in Abb. 9 beschrieben. Die Regelungsstrukturen und Betriebsstrategien sind für alle Dampfentnahme-Regelventile gleich, jedoch mit unterschiedlichen Massendurchfluss-Sollwerten und Standorten. Die Dampfentnahme-Regulierungsventile von 1 bis 5 sind jeweils an LP PH1, LP PH2, LP PH3, LP PH4 und LP PH5 angeschlossen. Das sechste Regelventil für die Dampfentnahme ist zwischen der sechsten Entnahme und dem Entgaser installiert, während das siebte und das achte Regelventil an die HP PH1 bzw. HP PH2 angeschlossen sind. Die Funktionsweise von Dampfentnahmereglern wird wie folgt erläutert:

Dampfabzugsregler.

Jeder Regelkreis umfasst zwei Selektoren, wobei zwei Aufgaben durch einen Selektor geleitet werden. Im ersten Selektor bleiben die Regelventile für die Dampfentnahme geschlossen, solange die Randbedingung (der Auslegungswert des Speisewassermassenstroms im FW/HTF-Kreislauf beträgt mindestens 44 kg/s) noch nicht erfüllt ist. Anschließend wird nach Erreichen dieser Bedingung die zweite Aufgabe aktiviert, bei der der Dampfmassenstrom entsprechend den Sollwerten geregelt wird. Danach halten diese Regelventile weiterhin die Auslegungsentnahmewerte aufrecht, solange die HTF-Temperatur am TS MCVi während des Entladungsmodus mindestens 377 °C beträgt. Zwei Funktionen werden basierend auf einer Randbedingung durch den zweiten Selektor geleitet (die HTF-Temperatur am TS MCVi während des Entlademodus muss unter 377 °C liegen). Die erste Funktion wird vom Selektor 1 empfangen, solange die Randbedingung im Selektor 2 noch nicht erreicht ist. Andererseits werden diese Regelventile entsprechend einem Zeitgradienten (Polylinie) schrittweise geschlossen, wenn die Randbedingung im Selektor 2 eingehalten wird. Danach bleiben sie bis zur Übergangszeit am nächsten Tag geschlossen.

Die zweite Optimierung von PTPP wird im Laufe der klaren Tage zusammengefasst und diskutiert, zusammen mit einer gründlichen Bewertung des PTPP-Modells in diesem Abschnitt. Das Zweikreis-Speisewasser im PTPP wird mit zwei Wärmetauschersträngen (Strang 1 und Strang 2) betrieben. Zug 1 verwendet Thermoöl, um das durch den HTF/FW-Kreislauf strömende Speisewasser tagsüber heiß zu halten. In der Abendzeit wird statt Strang 1 Strang 2 eingesetzt. Strang 2 wird mit dem aus der Turbine entnommenen Dampf betrieben, um das durch den zweiten Speisewasserkreislauf geleitete Wasser zu erwärmen. Dieser Wechsel zwischen Zug 1 und Zug 2 wird in der Übergangszeit (vor Sonnenuntergang) durch Öffnen der FWCVs und Schließen des FWCVHTF umgesetzt (siehe „Zweikreis-Speisewasserreglerkreise“). Ziel dieses Verfahrens ist es, die Betriebsstunden in der Nachtzeit zu erhöhen, indem die Nennlast aufgrund des geringen Energieverbrauchs in der Abendzeit von 61,93 auf 48 MWel gesenkt wird. Darüber hinaus verringert diese Optimierung die Abhängigkeit vom Backup-System für fossile Brennstoffe während der Nachtstunden.

In den folgenden Abschnitten werden mehrere Vergleiche zwischen dem validierten PTPP (Referenz) an klaren Sommertagen und dem verbesserten PTPP (Optimierung 2) vorgestellt und diskutiert.

In diesem Abschnitt wird eine vergleichende Analyse zwischen dem verbesserten PTPP (Optimierung 2) und dem validierten PTPP (Referenz) durchgeführt. Dieser Vergleich wird gemäß den vordefinierten Definitionen in Ref. erreicht. 5. Die erhaltenen Vorhersagen werden unter Berücksichtigung einer Beschreibung der verschiedenen Eigenschaften jedes Abschnitts des PTPP separat bewertet. An dieser Stelle ist zu erwähnen, dass die Einschränkungen des optimierten Gesamtmassenstroms in Optimierung 2 denen in Optimierung 1 ähneln. Daher wird in Optimierung 2 die gleiche in Optimierung 1 gesammelte Wärme auf das Solarfeld angewendet. Referenzmodellvorhersagen und optimiert Die Ausgänge werden für den 26.–27. Juni und den 13.–14. Juli 2010 zusammen mit dem gesamten HTF-Massenstrom und der Temperatur am Leistungsblock analysiert. In den folgenden Unterabschnitten wird jede dieser Eigenschaften erläutert.

Ein Vergleich zwischen dem referenzierten und dem verbesserten Gesamtmassenfluss wird über die repräsentativen Tage hinweg dargestellt, wie in Abb. 10 dargestellt. Im Zeitraum zwischen t = 00:00 und t = 7:30 Uhr am 26. Juni 2010 beträgt die optimierte Gesamtmasse Durchflussmenge stimmt mit der Referenzanlage überein. Der Grund hierfür liegt darin, dass das Ende der thermischen Speicherzeit vom Betreiber nicht bekannt gegeben werden kann. Daher wird davon ausgegangen, dass der optimierte Gesamtmassenstrom für diesen Zeitraum den optimierten Ergebnissen in Optimierung 1 entspricht. Dies führt wiederum zu ähnlichen Ergebnissen für alle Eigenschaften bis zum Sonnenuntergang im Vergleich zu denen, die aus Optimierung 1 erhalten wurden. Gemäß Optimierung 2 Die gesamte HTF-Masse zirkuliert im optimierten Solarfeld nicht für weitere Stunden, etwa (2,5–3 h) mehr als im Referenzsolarfeld, da die gespeicherte Energie noch nicht erschöpft ist. Gemäß der im Kraftwerk umgesetzten Betriebsstrategie kann HTF nicht in der SF zirkuliert werden, während die TSS noch entladen wird. Nach Erschöpfung des TSS beginnt der optimierte Massenfluss bei einer Zirkulationsrate durch den SF mit einem konstanten Wert von 156 kg/s. Anschließend erfolgt eine einfache Änderung der Betriebsstrategie der Optimierung 2, wobei der optimierte Gesamtmassenstrom trotz Sonnenaufgang unverändert bei 156 kg/s bleibt. Nach Erreichen der Auslegungsaustrittstemperatur (393 °C) steigt sie auf den Sollwert (802 kg/s) an.

Beschreibung des gesamten HTF-Massenstroms.

Dies führt wiederum zu schnellen Startvorgängen, da die geplante Auslasstemperatur des HTF (393 °C) in Optimierung 2 schneller erreicht wird als im Referenzmodell. Nach Sonnenaufgang hingegen steigt der Referenzmassenstrom von 156 auf 390 kg/s. Folglich beginnt sie anzusteigen, sobald die vorgesehene Einlasstemperatur (295 °C) erreicht ist.

Die HTF-Temperatur am Auslass des Solarfelds in Optimierung 2 wird anhand des Referenzmodells analysiert, wie in Abb. 11 dargestellt. Wie zuvor in „HTF-Massendurchflussrate im SF (optimiert)“ gezeigt, beträgt die HTF-Temperatur in Optimierung 2 und Optimierung 1 ist aufgrund der unbekannten Strategie der thermischen Speicherung im realen Kraftwerk vor Sonnenaufgang am 26. Juni gleich. Während der Sonnenuntergangsperioden für den Rest der ausgewählten Tage sinkt die Auslegungsaustrittstemperatur des HTF entsprechend der im Modell angewendeten Betriebsstrategie von 393 auf 377 °C. Es ist zu erkennen, dass die HTF-Temperatur (377 °C) in Optimierung 2 in etwa 10 Minuten weniger erreicht wird als beim Referenzmodell. Dies liegt daran, dass der HTF-Massenstrom, der im optimierten Leistungsblock während der Abendperiode verwendet wird, 600 kg/s beträgt wie im Referenzmodell, die gesammelte Wärme in diesem Zeitraum in Optimierung 2 jedoch höher ist als beim Referenzmodell. Anschließend bleibt die HTF-Temperatur für einen Zeitraum zwischen 155 und 196 Minuten länger unverändert als beim Referenzmodell. Wenn die gespeicherte Energie vollständig aufgebraucht ist, sinkt die HTF-Temperatur durch natürliche Abkühlung. Wenn die Sonne wieder aufgeht, beginnt die HTF-Temperatur um etwa eine Stunde kürzer als im Referenzmodell auf die Auslegungsaustrittstemperatur des SF (393 °C) anzusteigen. Diese Verbesserung der optimierten HTF-Temperatur resultiert aus mehreren Einflüssen: einem Anstieg der akkumulierten Wärme innerhalb des optimierten SF, der Anwendung der akkumulierten Wärme auf 156 kg/s statt 390 kg/s und der kurzen Zeitspanne zwischen Sonnenaufgang und die Erschöpfung des thermischen Speichers, d. h. die HTF-Temperatur in Optimierung 2 hat bei natürlicher Kühlung nicht genügend Zeit, um über diesen Wert abzusinken. Anschließend wird die gleiche Betriebsstrategie in Optimierung 2 für die nächsten Tage wiederholt.

Beschreibung der HTF-Temperatur.

In den folgenden Abschnitten wird das optimierte HTF-Verhalten des TSS im Vergleich zum Referenzmodell erörtert. An dieser Stelle ist zu erwähnen, dass die Spezifikationen des optimierten Wärmespeichersystems in Optimierung 2 denen ähneln, die durch Optimierung 1 in Referenz definiert wurden. 45. Daher wird die gleiche in Optimierung 1 gespeicherte Energie im TSS in Optimierung 2 verwendet. Der HTF-Massenfluss zum TSS und die hier dargestellte und analysierte gespeicherte Energie werden jedoch mit den Ergebnissen des Referenzmodells verglichen.

Abbildung 12 zeigt den Unterschied zwischen dem referenzierten und dem optimierten HTF-Massenstrom zum Wärmespeichersystem für die ausgewählten Tage. Am 26. Juni gibt es die Beobachtung, dass das Verhalten des HTF-Massenstroms zum TSS in Optimierung 2 dem in Optimierung 1 dargestellten ähnelt. Der Grund dafür ist die unbekannte Strategie der thermischen Speicherung im realen Kraftwerk vor Sonnenaufgang der 26. Juni. Daher wird davon ausgegangen, dass der optimierte Massenfluss zum TSS für diesen Zeitraum den optimierten Vorhersagen in Optimierung 1 entspricht. Für den Rest der ausgewählten Tage beginnt der optimierte HTF früher in den TSS zu fließen als die Referenzmasse Fluss, ca. 42–50 Min. Dies führt dazu, dass der Maximalwert des HTF-Massenstroms (749 kg/s) in der Optimierung 2 schneller erreicht wird als in der validierten Anlage. Danach bleibt es noch etwa 30 Minuten länger unverändert als im Referenzmodell. Im Allgemeinen nähert sich der HTF-Massenstrom zum thermischen Speichersystem in Optimierung 2 bis zum Tagesende dem gleichen Verhalten an wie im Referenzmodell.

Beschreibung des HTF-Verhaltens gegenüber TSS.

Abbildung 13 zeigt die optimierte akkumulierte gespeicherte Energie im Vergleich zum validierten Modell. Wie in Optimierung 1 erläutert, wird das Wärmespeichersystem verbessert, wenn seine Kapazität erhöht wird. Daher wird in Optimierung 2 die gleiche Kapazität des TSS verwendet, die in Optimierung 1 erwähnt wurde. Es ist zu beachten, dass davon ausgegangen wird, dass die Temperaturen des HTF am Einlass- und Auslass-TSS ähnlich wie bei Optimierung 1 sind. Am 26. Juni, wie erläutert In den vorherigen Abschnitten begann gleichzeitig der referenzierte und optimierte Wärmespeicher zu wachsen. Aufgrund der Tatsache, dass die Verbesserung in Optimierung 1 für diesen Zeitraum, der vor Sonnenaufgang am 26. Juni liegt, nicht angewendet wird. Dadurch erhöht sich die Wärmespeicherung bis zum Erreichen des gleichen Wertes in Optimierung 1 (1260 MWth·h). Für den Rest der ausgewählten Tage beginnt der Anstieg der optimierten akkumulierten Speicherenergie etwa 42–50 Minuten vor der referenzierten Speicherenergie. Dies führt zu einer Steigerung der gespeicherten Energie, wobei es am 27. Juni zu einer Erhöhung der maximalen Speicherenergie um rund 78 MWth·h gegenüber Optimierung 1 kommt. Am 13. Juli erhöht sich die akkumulierte Speicherenergie im Warmspeicher auf die maximale Kapazität von 1360 MWth h. Im Gegensatz zur Optimierung 2 wurde im Referenzmodell und in der Optimierung 1 der maximale Wert der im Warmspeicher gespeicherten Energie nicht erreicht. Während am 14. Juli der maximale Wert der thermischen Speicherung (1360 MWth·h) in der Optimierung 2 erreicht wurde schneller erreicht als bei Optimierung 1. Während der Sonnenuntergangsperiode beginnt die optimierte Speicherenergie gleichzeitig mit der Optimierung 1 und der Referenzanlage zu sinken, wie in Abb. 13 dargestellt. Aus diesem Vergleich ist ersichtlich, dass die Optimierung 2 einige liefert zusätzliche Stunden für die Nachtbetriebsperioden zwischen 155 und 179 Minuten mehr als das Referenzmodell und die Optimierung 1. Diese Verbesserung kann auf drei Gründe zurückgeführt werden: eine Erhöhung der im optimierten TSS gespeicherten Energie, die Nutzung der gespeicherten Energie zum Heizen 600 kg/s statt 802 kg/s und die kurze Zeitspanne zwischen Sonnenaufgang und Erschöpfung des Wärmespeichers, d. h. die Design-Austritts-HTF-Temperatur in Optimierung 2 wird tagsüber schneller erreicht als im Referenzmodell.

Beschreibung des Speicherenergieverhaltens.

Wenn das TSS vollständig geladen ist, wie es in den Julitagen beobachtet wurde, sind einige Kollektorreihen dem Boden zugewandt und verhindern, dass die vom HTF vorgesehene Auslasstemperatur über den Grenzwert (393 °C) steigt.

Eine Diskussion des optimierten HTF-Verhaltens im Leistungsblock im Vergleich zum Referenzmodell in Lit. 5 wird in den folgenden Abschnitten vorgestellt. Dabei werden die Vorwärmer im FW-Kreislauf mit zwei Arbeitsflüssigkeiten betrieben, wobei das Thermalöl bei Tageslicht über die Mantelseite für den ersten Wärmetauscherstrang genutzt wird. Nachts wird der von der HD- und ND-Turbine abgezogene Dampf innerhalb der Mantelseite für den zweiten Wärmetauscherstrang verwendet, um das in der Rohrseite geleitete FW zu erhitzen. Als Ergebnis werden die HTF-Massenströme zum PB, die thermische Leistung und die gesamte elektrische Leistung anhand der validierten Ergebnisse des Referenzmodells bewertet.

In Abb. 14 werden die HTF-Verhaltensoptimierung 2 und das Referenzmodell zum Leistungsblock für die ausgewählten Tage dargestellt und diskutiert. Am 26. Juni stimmt der resultierende HTF-Massenfluss zum PB in Optimierung 2 bis zum Sonnenuntergang vollständig mit den Ergebnissen in Optimierung 1 überein, und zwar aus den zuvor in der Arbeit dargelegten Gründen. Für den Rest der ausgewählten Tage kann hier beobachtet werden, dass der PB in Optimierung 2 etwa 30–41 Minuten früher als das Referenzmodell mit dem Empfang des HTF vom optimierten Solarfeld beginnt. Beobachten Sie hier für jeden ausgewählten Tag, dass der HTF-Massendurchfluss auf seinen Nennwert von 802 kg/s bei 393 °C ansteigt und bis zum Sonnenuntergang unverändert bleibt. Zu Beginn der Übergangsphase wird der HTF-Massenstrom zum Leistungsblock schrittweise auf 600 kg/s bei einer konstanten Temperatur von 377 °C reduziert. Danach wird der nominale Massenstrom an HTF (600 kg/s) für die Abendperioden für einen Zeitraum von ca. 10–10,5 Stunden durch eine Erhöhung der gespeicherten Energie unverändert gehalten. Dadurch sinkt der HTF-Massenstrom auf Null. Andererseits bleibt der HTF-Massenstrom tagsüber und nachts konstant bei 600 kg/s, bis die gespeicherte Energie aufgebraucht ist.

Beschreibung des HTF-Verhaltens gegenüber dem Leistungsblock.

Es wurde festgestellt, dass der HTF-Massenstrom in Optimierung 2 für einen Zeitraum von etwa 26–37 Minuten vor Sonnenaufgang unverändert bei diesem Wert (0 kg/s) bleibt. Im Gegensatz zur Optimierung 2 zirkuliert der HTF-Massenstrom im Referenzmodell für einen Zeitraum von ca. 220–260 min vor Sonnenaufgang nicht durch den PB. Nach Sonnenaufgang am nächsten Tag wiederholt sich das gleiche Szenario in Optimierung 2 in den folgenden Tagen.

Für typische Tage wird ein Vergleich zwischen optimierter und referenzierter Wärmeleistung dargestellt. Es ist zu beachten, dass die im SF der Optimierung 2 absorbierte Wärmemenge in der Optimierung 1 gleich groß ist, da in beiden Modellen das gleiche Solarfeld verwendet wird. Es ist zu erkennen, dass die Wärmeleistung in Optimierung 2 etwa 30–41 Minuten vor dem Referenzmodell an den Leistungsblock übertragen wird. Der Grund dafür ist, dass die HTF-Auslegungseintrittstemperatur (295 °C) schneller erreicht wird als in der Referenzanlage, wie in Abb. 15 dargestellt. Danach steigt die thermische Leistung in Optimierung 2 auf den vorgesehenen Wert von 188,78 MWth und bleibt danach bis zum Sonnenuntergang unverändert. Während der Sonnenuntergangsperiode (Übergangsperiode) sinkt sie von 188,78 auf 125,75 MWth. Während die thermische Leistung in der Referenzanlage von 140,72 auf 125,75 MWth reduziert wird. In diesem Zeitraum beginnt der Wärmespeicher, zusammen mit der im Solarfeld gesammelten Wärme die benötigte Wärmeleistung an den PB zu liefern. In der Übergangsphase werden die Regelventile (HP und LP PH MCVHTF) allmählich geschlossen und bei Sonnenuntergang vollständig geschlossen. Dadurch wird verhindert, dass das HTF nach Sonnenuntergang in den FW/HTF-Kreislauf fließt. Daher wird der gesamte eingehende HTF (600 kg/s) nur zum Dampferzeuger geleitet. Hier ist zu erkennen, dass die optimierte thermische Leistung für einen Zeitraum zwischen 2,5 und 3 h länger unverändert bei 125,75 MWth bleibt als in der validierten Anlage. Wenn das TSS vollständig erschöpft ist, bleibt die Wärmeleistung auf einem konstanten Wert von 0 kg/s, bis die vorgesehene Eintrittstemperatur von HTF (295 °C) erreicht wird. In diesem Fall kann beobachtet werden, dass die optimierte thermische Leistung für einen Zeitraum von etwa 26–37 Minuten vor dem Referenzmodell erneut an den Leistungsblock übertragen wird. Dann wiederholt sich das gleiche Szenario für die nächsten Tage.

Beschreibung der thermischen Leistung des Leistungsblocks.

Die durch Optimierung 2 simulierte Brutto- oder Gesamtstromleistung wird im Verhältnis zu den mit dem Referenzkraftwerk über die ausgewählten Zeiträume vorhergesagten Leistungen analysiert, wie in Abb. 16 dargestellt. Der Zweck dieses Vergleichs besteht darin, die Auswirkung von Optimierung 2 auf die Stromleistung zu untersuchen durch den thermischen Kreislauf erzeugt. Die Energieoptimierung und die Betriebsstrategie haben einen erheblichen Einfluss auf die Verbesserung der Energieproduktion. Diese Steigerung macht sich deutlich in der optimierten elektrischen Bruttoleistung bemerkbar, wo sie tagsüber auf einen Maximalwert von 68 MWel und nachts auf 48 MWel ansteigt. Offensichtlich produziert das optimierte Kraftwerk in der Nachtperiode über einen Zeitraum von ca. 10–10,5 h eine konstante elektrische Leistung von 48 MWel. Im Referenzmodell hingegen wird die elektrische Leistung mit einem konstanten Wert von 48 MWel über einen Zeitraum von ca. 7,5 h erzeugt. Dies ist darauf zurückzuführen, dass die Speicherkapazität erhöht und die Betriebsstrategie des Kraftwerks für die Tages- und Abendstunden verbessert wird.

Beschreibung der Bruttostromleistung.

In diesem Abschnitt wurde eine Vergleichsstudie mit dem genannten und dem verbesserten Dampfverhalten im Kraftwerksblock durchgeführt. Dieser Vergleich befasste sich mit der Analyse der wichtigsten Dampfeigenschaften (Dampfmassenstrom und Dampfdruck) an verschiedenen Stellen im Kraftwerksblock. Das Dampfverhalten wird anhand der Hoch- und Niederdruckabschnitte erläutert, wie im Folgenden gezeigt wird.

Abbildung 17 zeigt die durch Simulation erzielten Ergebnisse hinsichtlich der dynamischen Entwicklung des optimierten und referenzierten überhitzten Dampfmassenstroms durch den Einlass der Hochdruckturbine für die ausgewählten Tage. Das Hauptziel dieses Vergleichs besteht darin, die Auswirkungen beider Methoden (Einzel- und Doppelspeisewasserkreisläufe) auf die Produktion von überhitztem Dampf tagsüber und abends zu untersuchen.

Beschreibung des Dampfmassenstromverhaltens am HPT-Einlass.

In dieser vergleichenden Analyse kann eine gute Übereinstimmung zwischen dem Dampfmassenstrom im Referenzmodell und der Optimierung 2 für Tag- und Nachtstunden gezeigt werden. Es sollte erwähnt werden, dass der überhitzte Dampf tagsüber durch den Wärmeaustausch zwischen Thermalöl und Wasser/Dampf durch alle Wärmetauscher im PB erzeugt wird. Der Kraftwerksblock wird in der Übergangsphase mit Zweikreis-Speisewasser betrieben, wobei sich die FWCVs allmählich öffnen, synchron mit dem allmählichen Schließen von drei Hauptventilen (FWCVHTF, LP PH MCVHTF und HP PH MCVHTF). Dies wiederum führt dazu, dass in der Übergangszeit Dampf über zwei Leitungen erzeugt wird. Nach Sonnenuntergang sind FWCVHTF, LP PH MCVHTF und HP PH MCVHTF vollständig geschlossen und dementsprechend wird das Speisewasser mit dem aus der Turbine entnommenen Dampf erhitzt. Dadurch ist hier erkennbar, dass eine Verbesserung der Betriebsdauer des Leistungsblocks erreicht wird. Dabei stellt der Kraftwerksblock den überhitzten Dampf mit einem konstanten Massenstrom von 55 kg/s für einen Zeitraum zwischen 11,7 und 12,7 Stunden bei Tageslicht und mit 49 kg/s für einen Zeitraum von ca. 10–10,5 Stunden in der Nacht bereit. Darüber hinaus wird während der Übergangszeit über einen Zeitraum von etwa 30 Minuten der überhitzte Dampf mit einem Massenstrom zwischen 49 und 55 kg/s erzeugt.

Es wird ein Vergleich des vom optimierten Modell erzeugten Dampfmassenstroms am HD-Turbinenauslass mit den simulierten Ergebnissen des Referenzmodells bereitgestellt, dargestellt in Abb. 18. Nach dem Vergleich der Dampfmassenstrom am Hochdruckturbinenauslass in Optimierung 2 hat bei Tageslicht am Eintritt der HD-Turbine den gleichen Wert (55 kg/s). Umgekehrt beträgt der Dampfmassenstrom am Austritt der HD-Turbine in der Optimierung 2 und im Referenzmodell nachts 49 kg/s. Dies liegt daran, dass kein HTF in den zweiten Speisewasserkreislauf (Speisewasser-/HTF-Kreislauf) geleitet wird und dementsprechend die HD-Vorwärmer im ersten Speisewasserkreislauf (Speisewasser-/Dampfkreislauf) mit Dampf statt mit dem zweiten Speisewasser betrieben werden Schaltkreis. Dieser Ansatz kann verwendet werden, wenn der Energiebedarf während der Nachtzeit gering ist und die Betriebszeit wichtiger ist als die Menge an elektrischer Leistung. Im Gegensatz zum verbesserten Design wird der Speisewasserkreislauf in der validierten Anlage (FW/S-Kreislauf) mit Dampfentnahmen (5 und 4 kg/s) aus der HD-Turbine betrieben und durchläuft die HP-Vorwärmer (HP-PH1 und HP-PH1). PH2).

Beschreibung des Dampfmassenstromverhaltens am HPT-Auslass.

Abbildung 19 zeigt einen Vergleich zwischen dem optimierten und dem Referenzdampfdruck. Es ist deutlich zu erkennen, wie der HPT-Eintrittsdampfdruck während des Start- und Aufwärmvorgangs auf die Randbedingungen beschränkt wird, bis er einen Auslegungsdruck von (106 bar) erreicht. Erwartungsgemäß ist zu erkennen, dass der Dampfdruck während der Tagesstunden etwa 40–50 Minuten länger unverändert bei einem Wert von 106 bar bleibt als im Referenzmodell. Dies liegt daran, dass die Design-Eintritts-HTF-Temperatur (295 °C) in Optimierung 2 schneller erreicht wird als die Design-Eintrittstemperatur im Referenzmodell. In der Abendperiode bleibt der optimierte Dampfdruck je nach Dampfproduktionszeitraum für einen Zeitraum von ca. 10–10,5 Stunden konstant auf einem Wert von 94,42 bar. Die Stabilität der optimierten Dampfdruckkurven während der Nachtstunden über einen längeren Zeitraum als das in Abb. 13 dargestellte Referenzmodell zeigt die entscheidende Rolle der thermischen Speicherenergie für die Erzielung einer stabilen Dampfproduktion.

Beschreibung des Dampfdruckverhaltens am HPT-Einlass.

Der verbesserte Dampfmassenstrom am Ein- und Auslass der ND-Turbine wird mit den numerischen Ergebnissen im Referenzmodell verglichen, wie in den Abbildungen dargestellt. 20 und 21. Der zwischenerhitzte Dampfmassenstrom bleibt tagsüber unverändert bei 55 kg/s. Dies liegt daran, dass das durch die Vorwärmer geleitete Speisewasser mithilfe des Thermoöls im Speisewasser-/HTF-Kreislauf erhitzt wird und dementsprechend kein Dampf aus der Turbine in den Speisewasserkreislauf geleitet wird. Während der Übergangszeit wird der Dampfmassenstrom in Optimierung 2 auf die gleichen Nennbedingungen wie im Referenzmodell reduziert. Offensichtlich wird in diesem Zeitraum der nominale Dampfmassenstrom in Optimierung 2 schneller erreicht als der Referenzmassenstrom. Dies ist zum einen auf die größere gesammelte Wärmemenge im optimierten Modell zurückzuführen und zum anderen auf die gleiche HTF-Menge (600 kg/s). Allerdings gibt es bei Verwendung des Optimierungsszenarios 2 in beiden Zeiträumen einen zusätzlichen Zeitraum der Dampfproduktion, der über den Zeitraum im Referenzmodell hinausgeht.

Beschreibung des Dampfmassenstromverhaltens am LPT-Einlass.

Beschreibung des Dampfmassenstromverhaltens am LPT-Auslass.

Eine gute Übereinstimmung zwischen optimiertem und referenziertem Niederdruck-Einlassdampfdruck kann in Abb. 22 beobachtet werden. Im Allgemeinen verhält sich der Niederdruck-Einlassdampfdruck genauso wie der HD-Turbineneinlass. Bei der Optimierung 2 lässt sich eine Verbesserung der Tages- und Abendbetriebszeiten feststellen. Weitere Erhöhungen der Dampftemperatur und des Dampfdrucks werden vom Gerätehersteller begrenzt.

Beschreibung des Dampfdruckverhaltens am LPT-Einlass.

Ein Vergleich der Stromkosten des referenzierten PTPP (50 MWel) und des optimierten PTPP (68 MWel) wurde in dieser Studie auf der Grundlage technischer Spezifikationen und der Kostenpositionen aus der IRENA-Datenbank durchgeführt, wie in Tabelle 2 beschrieben. Hier die Der Optimierungsprozess umfasst eine Erhöhung der Kapazität von SF und TSS um etwa 33 % im Vergleich zum Referenz-PTPP. Der Großteil der Kostensenkungen kann für Anlagenausgleich, Netzanbindung, PB, Projektmanagement und Verbesserungskosten sowie diese Arten von Ausgaben erzielt werden, die bei jeder Projektgröße praktisch unverändert bleiben46. Darüber hinaus wurde der referenzierte Speisewasserkreislauf (FW/S-Kreislauf) zum optimierten PTPP hinzugefügt, um aufgrund der optimierten hohen Speicherkapazität längere Arbeitszeiten in der Nacht zu erreichen und so die Abhängigkeit vom Brennstoff während der Nachtperiode zu verringern. Die Erzeugung von Levelized Energy Cost (LEC) ist eine wesentliche Messgröße zur Messung der Kosten der Stromerzeugung. Der LEC wird auf der Grundlage der Gesamtkosten eines PTPP ermittelt, verteilt auf die erwartete Stromproduktion (kWh) des Systems während seiner Lebensdauer. Der LEC gibt einen Hinweis auf die geringsten Stromkosten, die voraussichtlich verkauft werden, um die gesamten PTPP-Kosten über die Nutzungsdauer hinweg minimal zu decken. Der LEC kann wie folgt berechnet werden47:

Dabei ist \(crf\) der Kapitalrückgewinnungsfaktor, \({C}_{invest}\) der Gesamtinvestitionsaufwand der Anlage, \({C}_{annual}\) die jährlichen Betriebs- und Wartungskosten, \ ({E}_{annual}\) ist die jährliche Nettostromproduktion.

Ein CRF bezeichnet das Verhältnis der festen Rente zu den gesamten Investitionskosten des aktuellen PTPP, wie unten berechnet:

wobei (\(i\)) das tatsächliche Schuldenzinsniveau und (n) die PTPP-Lebensdauer ist.

Der tatsächliche Schuldenstand und die PTPP-Laufzeit für die vorliegende Untersuchung wurden dementsprechend mit 8 % und 25 Jahren angenommen.

Die referenzierten und optimierten (Optimierung 1) Modelle des bestehenden PTPP (Andasol II) wurden mit der APROS-Software entwickelt. In der aktuellen Optimierung (Optimierung 2) wurden Verbesserungen an den optimierten Speisewasser- und Dampfturbinenmodellen des optimierten Anlagenmodells (Optimierung 1) durchgeführt. Wie bereits gezeigt, besteht das PTPP aus drei Hauptteilen, nämlich SF, TSS und PB. Wie bereits erläutert, werden die Schleifen der SF von 156 auf 208 Schleifen erhöht und die Kapazität der TSS wird ebenfalls auf 1.360 MWth h erhöht, um die Leistungsabgabe und die Abendbetriebszeit zu erhöhen. Dabei wird der genannte Speisewasserkreislauf (FW/S-Kreislauf) mit dem Speisewasserkreislauf (FW/HTF-Kreislauf) kombiniert. Der FW/HTF-Kreislauf liefert das Speisewasser tagsüber, während der FW/HTF-Kreislauf nachts betrieben wird. In der Sonnenuntergangsperiode (Übergangszeit) wird dem Economizer von beiden Speisewasserkreisläufen unterschiedlich viel Speisewasser zugeführt. In dieser Optimierung 2 werden neue Regelkreise implementiert. Darüber hinaus werden die Randbedingungen von HTF und Dampf, die in beiden Kreisläufen angewendet werden, ähnlich wie in den referenzierten und optimierten Speisewasserkreisläufen (Optimierung 1) beibehalten. Die Dampfturbine wird durch den Einbau von Regelventilen in die Dampfentnahmen entwickelt, um den Dampfdurchgang während des Betriebs der FW/HTF- und FW/S-Kreisläufe zu regulieren. Daher wird die Dampfturbine tagsüber im FW/HTF-Kreislauf betrieben, wobei der Dampf durch die HD-Turbine strömt und die ND-Turbine mit der gleichen Menge verlässt, da die Regelventile bis zum Übergangszeitraum geschlossen bleiben. Danach werden die Regelventile während der Nachtperiode geöffnet und der Dampf wird in den FW/S-Kreislauf abgesaugt, um wie im Referenzmodell zu arbeiten. Dadurch steigt die elektrische Leistung bei Verwendung der gleichen Dampfturbine und des gleichen Generators des Referenzmodells nach Herstellerangaben.

Die wichtigsten Schlussfolgerungen dieser Optimierung lassen sich wie folgt zusammenfassen:

Es wurden Vergleiche zwischen den simulierten Ergebnissen der Optimierung 2 für (26.–27. Juni 2010 und 13.–14. Juli 2010) und dem Referenzmodell durchgeführt, das anhand der bei Andasol II gesammelten Daten validiert wurde. Für das optimierte Modell zeigen die Ausgaben ein ähnliches Verhalten wie die Ergebnisse der validierten Modelle, was die Ergebnisse des optimierten Modells erheblich verbessert.

Bei Tageslicht strömt der Dampf in gleicher Menge durch die HD-Turbine und die ND-Turbine, während es abends anders ist, da etwas Dampf dem FW/S-Kreislauf entnommen wird.

Tagsüber beträgt die elektrische Nennleistung in Optimierung 2 ca. 68 MWel statt 50 MWel wie im Referenzmodell. Im Abendzeitraum entspricht die elektrische Nennleistung in Optimierung 2 dem Referenzmodell (48 MWel).

Tagsüber kann der Nennwert der elektrischen Leistung (68 MWel) für einen Zeitraum von etwa 40–50 Minuten länger erreicht werden als beim Referenzmodell. Es sollte mit Interesse angemerkt werden, dass die gleiche Turbine und der gleiche Generator, die im genannten PTPP verwendet wurden, in Optimierung 2 verwendet werden können, um diese Verbesserung der PTPP-Leistung basierend auf den Angaben des Herstellers zu erreichen, da sie eine Leistung von maximal 175 MW erzeugen können.

In der Abendperiode konnte in Optimierung 2 die gleiche Stromerzeugungsrate (48 MWel) für einen Zeitraum erreicht werden, der etwa 33–40 % länger ist als der Kompensationszeitraum im Referenzmodell. Dadurch ist man nachts weniger auf fossile Brennstoffe angewiesen.

Gemäß der Kostenanalyse zeigen diese Optimierung 2 und die in diesem PTPP verfolgte Betriebsstrategie, dass die 16,7 %ige Steigerung der Gesamtkosten des genannten PTPP durch eine 30 %ige Steigerung der Jahresleistung gerechtfertigt ist. Die Ergebnisse zeigen, dass die spezifischen Energiekosten eines PTPP um etwa 14,5 % gesenkt werden, wenn die Leistung des PTPP von 50 auf 68 MWel erhöht wird.

Die während der aktuellen Studie generierten und/oder analysierten Datensätze sind nicht öffentlich verfügbar, da die Daten auch Teil einer laufenden Studie sind, können aber auf begründete Anfrage beim entsprechenden Autor erhältlich sein.

Fortschrittliche Prozesssimulationssoftware

Temperator

Addierer

Regelventil

Direkte Normalbestrahlung

Ökonom

Verdampfer

Absaugsteuerventil

Speisewasser

Speisewasser-/HTF-Regelventil

Speisewasser-/Dampfregelventil

Hochdruck-Frischdampfregelventil

Hochdruckvorwärmer

Hauptregelventil des Hochdruckvorwärmers von HTF

Hochdruckturbine

Wärmeübertragungsflüssigkeit

Niedriger Druck

Regelventil für Niederdruck-Temperierer

Niederdruck-Bypass-Steuerventil

Niederdruckturbine

Niederdruckvorwärmer

Niederdruck-Vorwärmer-Hauptregelventil von HTF

Massendurchsatz

Parabolrinnenkraftwerk

Rücksteuerventil

Nacherhitzer

Dampf

Solarfeld

Überhitzer

Temperatur

Wärmespeicher

Doppeltes Steuerventil für den Wärmespeicher am Auslass

Hauptregelventil für den Wärmespeicher am Einlass

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Die Autoren möchten sich auch bei der University of Technology-Irak bedanken.

Institut Energiesysteme und Energietechnik, TU Darmstadt, Otto-Berndt-Straße 2, 64287, Darmstadt, Germany

Wisam Abed Kattea Al-Maliki, Falah Alobaid & Bernd Epple

Abteilung für Maschinenbau, Technische Universität Irak, Ministerium für Hochschulbildung und wissenschaftliche Forschung, Bagdad, Irak

Wissam Abed Kattea Al-Maliki & Sajda S. Alsaedi

Abteilung für Elektromechanik, Technische Universität Irak, Bagdad, Irak

Hayder QA Khafaji

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Korrespondenz mit Wisam Abed Kattea Al-Maliki.

Die Autoren geben an, dass keine Interessenkonflikte bestehen.

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Nachdrucke und Genehmigungen

Al-Maliki, WAK, Alsaedi, SS, Khafaji, HQA et al. Ein neuartiger dualer Speisewasserkreislauf für ein Parabolrinnen-Solarkraftwerk. Sci Rep 13, 7471 (2023). https://doi.org/10.1038/s41598-023-33829-1

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Eingegangen: 29. Dezember 2022

Angenommen: 19. April 2023

Veröffentlicht: 08. Mai 2023

DOI: https://doi.org/10.1038/s41598-023-33829-1

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